Schlagwort: Energiewirtschaft

Energy Sharing: Ambition trifft auf Abrechnung

Energy Sharing:

Ambition trifft auf Abrechnung

Ab dem 1. Juni 2026 soll Energy Sharing in Deutschland starten. Zumindest auf dem Papier. Und dieses Papier hat es in sich: Mit § 42c EnWG hat der Gesetzgeber Ende 2025 erstmals einen konkreten Rechtsrahmen geschaffen, der es ermöglicht, lokal erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien gemeinschaftlich zu nutzen – auch dann, wenn Erzeugung und Verbrauch nicht im selben Gebäude stattfinden.

Damit ist Energy Sharing klar abgegrenzt von Mieterstrom und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung. Der entscheidende Unterschied: Der Strom wird nicht physikalisch über eine Direktleitung geliefert, sondern bilanziell zugeordnet. Das öffentliche Netz bleibt also nicht nur beteiligt, sondern zentraler Vermittler jeder Transaktion. Wer gehofft hatte, Energy Sharing sei eine Art netzentgeltfreier Bürgerstrom mit Nachbarschaftsromantik, wird enttäuscht: Netzentgelte, Stromsteuer, Umlagen, Konzessionsabgaben, Bilanzierung und Marktkommunikation bleiben vollständig erhalten. Energy Sharing ist kein Sonderweg neben dem Markt, sondern ein zusätzliches Prozess- und Vertragslayer mittendrin.

Die politische Idee: schön. Die Umsetzung: sportlich.

Die Erzählung ist attraktiv: Bürgerinnen, Bürger, Kommunen und kleine Unternehmen sollen lokal erzeugten Ökostrom gemeinsam nutzen können. Anlagenbetreiber profitieren von stabileren Erlösen, Verbraucher von langfristig planbaren Preisen und nachvollziehbarer Herkunft. Gleichzeitig sollen regionale Wertschöpfung, Akzeptanz und Investitionen in dezentrale Erzeugung steigen.

So weit, so sympathisch. Doch zwischen Vision und energiewirtschaftlicher Realität liegt ein breiter Graben – und darin stehen Marktkommunikation, Messkonzepte, Bilanzierung, Verträge und IT-Systeme dicht gedrängt.

Deutschland setzt mit § 42c EnWG Artikel 15a der europäischen Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie um, allerdings deutlich vorsichtiger als andere Länder. Während Österreich Energiegemeinschaften vergleichsweise pragmatisch ausgestaltet hat, bleibt das deutsche Modell tief in der bestehenden Marktlogik verankert. Teilhabe ja – aber bitte mit sauberem Stammdatenblatt.

Wer darf mitspielen? Nicht jeder, der möchte

Energy Sharing ist ausdrücklich kein neues Geschäftsmodell für klassische Energieversorger. Teilnahmeberechtigt als Anlagenbetreiber sind vor allem natürliche Personen, bestimmte Personengesellschaften und juristische Personen des Privatrechts, deren Mitglieder oder Gesellschafter selbst Letztverbraucher oder öffentliche Stellen sind. Unternehmen müssen KMU sein. Zudem darf der Anlagenbetrieb nicht überwiegend gewerblich erfolgen.

Für Stadtwerke bedeutet das: Sie können in der Regel nicht einfach selbst als Betreiber auftreten. Ihre Rolle liegt eher in der Dienstleistung: Betriebsführung, Vertragsmanagement, Abrechnung, Netzzugang, Direktvermarktung und Systemintegration. Genau hier beginnt die strategische Pointe: Der Gesetzgeber adressiert bürgernahe Strukturen, überlässt die operative Komplexität aber faktisch jenen, die energiewirtschaftliche Prozesse beherrschen.

Zwar gibt es juristische Diskussionen, ob öffentlich-rechtliche Körperschaften oder kommunale Tochtergesellschaften über eine unionsrechtskonforme Auslegung doch teilnehmen können. Sicher ist das aber nicht. Wer hier Geschäftsmodelle entwickeln will, sollte die Rechtslage sorgfältig prüfen – idealerweise bevor das erste Quartier mit Solarstrom, Speicher und Erwartungshaltung startet.

Technisch klein, prozessual groß

Zulässig sind nur Erneuerbare- oder Hybridanlagen. Die Anlagengrößen bleiben begrenzt: unter 30 kW bei Haushalten beziehungsweise unter 100 kW bei Haushaltskunden im Mehrfamilienhaus. Das kann regulatorisch entlasten, begrenzt aber zugleich die Skalierung. Auch die Kopplung mehrerer Anlagen bleibt bislang stark eingeschränkt.

Räumlich startet Energy Sharing zunächst innerhalb des Bilanzierungsgebiets eines Verteilnetzbetreibers. Erst ab 2028 soll eine Ausweitung auf benachbarte Bilanzierungsgebiete möglich werden. Große regionale Energiegemeinschaften nach österreichischem Vorbild sind damit vorerst nicht vorgesehen. Energy Sharing wird in Deutschland zunächst eher ein lokales Spezialmodell als ein breit ausrollbares Massenprodukt.

Der eigentliche Engpass heißt Marktkommunikation

Die öffentliche Debatte spricht gern über Bürgerenergie. Die Praxis wird vor allem über Datenflüsse entscheiden. Energy Sharing bricht ein Grundprinzip des heutigen Marktes auf: die eindeutige Beziehung zwischen Lieferant und Marktlokation. Künftig kann ein Letztverbraucher parallel Strom aus einer Energy-Sharing-Anlage beziehen und zusätzlich einen Reststromlieferanten benötigen.

Das klingt harmlos, bedeutet aber erhebliche Komplexität: viertelstündliche Messwertverarbeitung, intelligente Messsysteme oder RLM, neue Bilanzierungslogiken, zusätzliche Netznutzungsprozesse sowie neue Anforderungen an EDM- und Abrechnungssysteme. Kurz gesagt: Wer Energy Sharing bestellt, bekommt Marktkommunikation mit Beilage.

Die Bundesnetzagentur sieht derzeit kein Massengeschäft und plant kurzfristig keine umfassende Standardisierung. Ohne standardisierte Prozesse werden bilaterale Abstimmungen mit Netzbetreibern erforderlich. Damit rutschen Verteilnetzbetreiber in eine Schlüsselrolle: Netzentgelterhebung, Stammdatenänderungen, Bilanzierung und Koordination der Messstellenbetreiber landen bei ihnen auf dem Tisch.

Auch die Netzentgeltabrechnung ist nicht abschließend geklärt. Denkbar sind Modelle über den Reststromlieferanten, über Anlagenbetreiber oder Aggregatoren sowie separate Netznutzungsverträge mit den Letztverbrauchern. Praktisch dürfte vieles zunächst bilateral und damit aufwendig werden.

Aus zwei Verträgen werden schnell vier

Formal sieht das Gesetz zwei Verträge vor: einen Energy-Sharing-Liefervertrag zwischen Betreiber und Letztverbraucher sowie einen Nutzungsvertrag innerhalb der Gemeinschaft. Darin muss insbesondere der Aufteilungsschlüssel geregelt werden. Dieser bestimmt, welche Strommengen bilanziell welchen Verbrauchern zugeordnet werden.

In der Realität kommt mindestens ein Reststromvertrag hinzu. Zusätzlich braucht der Anlagenbetreiber für nicht genutzte Restmengen regelmäßig eine Vereinbarung mit einem Direktvermarkter. Aus dem Zwei-Vertrags-Modell wird damit schnell ein Drei- oder Vier-Vertrags-Modell. Für Vertrieb und Kundenservice ist das kein Nebensatz, sondern eine echte Herausforderung: Das Modell muss nicht nur rechtskonform sein, sondern auch so erklärt werden, dass Kundinnen und Kunden nicht nach Satz drei innerlich auf Durchzug schalten.

Erschwerend fehlt es bislang an zentralen Musterverträgen, FAQs und einer koordinierenden Stelle, wie sie etwa Österreich aufgebaut hat. Deutschland startet also nicht nur vorsichtig, sondern auch mit bemerkenswert viel Dezentralität.

Die Plattform kommt. Vielleicht. Irgendwann.

§20b EnWG sieht eine einheitliche Internetplattform vor, über die Prozesse wie Registrierung, Änderung von Zählpunktanordnungen oder Verrechnungskonzepte abgewickelt werden können. Das wäre hilfreich, denn Energy Sharing lebt von Koordination. In der Praxis ist eine zentrale Umsetzung jedoch derzeit nicht absehbar. Die Bundesnetzagentur sieht sich hierfür aktuell weder organisatorisch noch personell in der Rolle.

Damit bleibt auch hier: Ohne Plattform geht es zwar rechtlich weiter, aber operativ mühsamer. Viele Aufgaben müssen bilateral gelöst werden. Man könnte sagen: Energy Sharing startet digital gedacht, aber zunächst per Abstimmungsschleife.

Warum Stadtwerke jetzt handeln sollten

Für Stadtwerke ist Energy Sharing kein Thema, das man aussitzen sollte. Es verändert Kundenbeziehungen. Energiegemeinschaften können Anlagenbetreiber und Verbraucher direkt verbinden, Speicher integrieren, Flexibilitäten wie Wärmepumpen und Elektromobilität nutzen und über HEMS-Systeme den Reststrombezug minimieren. Für klassische Versorger bedeutet das Risiken: sinkende Absatzmengen, Margenverlust und weniger direkte Kundenschnittstelle.

Gleichzeitig entstehen Chancen. Stadtwerke können als Dienstleister, Plattformbetreiber, Direktvermarktungspartner, Abrechnungs- und Prozessspezialisten auftreten. Gerade Bürgerenergiegemeinschaften werden an den energiewirtschaftlichen Details häufig nicht allein vorbeikommen. Wer hier früh skalierbare Services aufbaut, kann lokale Wertschöpfung, Smart Metering, Flexibilitäten und Quartiersmodelle verbinden.

Entscheidend ist allerdings Automatisierung. Ohne standardisierte und digitale Prozesse frisst die operative Komplexität den wirtschaftlichen Nutzen schneller auf, als ein flexibler Aufteilungsschlüssel gerechnet werden kann.

Es lassen sich vier strategische Rollen für Stadtwerke innerhalb des Energy Sharings identifizieren:

Quelle: Peter Saliger: Wer die Plattform betreut, bestimmt das Geschäftsmodell, ZfK vom 04.05.2026

IT wird zum heimlichen Hauptdarsteller

Energy Sharing ist weniger ein Stromprodukt als ein Daten- und Prozessmodell. Deshalb werden IT-Dienstleister mit tiefem energiewirtschaftlichem Know-how zentral: SAP Utilities, MaKo-Prozesse, Smart-Meter-Gateway-Integration, CLS-Management, EDM, API-Integration, Bilanzierung und Netznutzungsabrechnung werden zu Schlüsselfaktoren.

Die Fähigkeit, komplexe Beziehungen zwischen Erzeugung, Verbrauch, Bilanzkreisen, Messstellen und Verträgen effizient zu orchestrieren, wird wichtiger als die reine Commodity-Lieferung. Energy Sharing könnte damit unfreiwillig zum Digitalisierungstreiber werden – ein bisschen wie ein Fitnessprogramm, das niemand bestellt hat, das aber dringend nötig war.

Fazit: Start ja, Massengeschäft nein

Das Fazit fällt nüchtern aus: Rechtlich startet Energy Sharing am 1. Juni 2026, praktisch wird der Hochlauf dauern. Anwendungshilfen, Datenformate, API-Erweiterungen und Berechnungslogiken sind noch im Werden. Der API-Anwendungsstart ist erst für Oktober 2027 vorgesehen. Ohne flächendeckende intelligente Messsysteme, automatisierte Prozesse und wirtschaftliche Anreize bleibt Energy Sharing vorerst kein Massengeschäft. Es ist eher eine Minimalumsetzung europäischer Vorgaben als der große regulatorische Wurf.

Und doch ist das Thema relevant. Nicht, weil morgen halb Deutschland Strom im Nachbarschaftskreis teilt. Sondern weil Energy Sharing bestehende Rollen, Prozesse und Kundenschnittstellen verschiebt. Die eigentliche Innovation liegt nicht im Teilen von Strom, sondern im Umbau der energiewirtschaftlichen Architektur. Ob daraus ein Sprint, ein Hindernislauf oder erst einmal ein gemeinsames Sortieren der Startnummern wird, entscheidet sich in Marktkommunikation, IT und operativer Umsetzung.

Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

Die Energiewirtschaft reguliert sich derzeit in eine operative Detailtiefe hinein, die selbst erfahrene Marktakteure vor neue Herausforderungen stellt. Ob Netzpaket, EEG, Gebäudemodernisierungsgesetz oder Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, um nur einige aktuelle Beispiele zu nennen, der regulatorische Rahmen steht vor einer weiteren Verdichtung. Und unter Zeitdruck. Denn die Vorgaben zum Energy Sharing oder für die Marktintegration für Speicher und Ladepunkte, im Bundesnetzagentur-Sprech „Mispel“ genannt, sollten eigentlich in Kürze umgesetzt sein. Ende des Jahres soll zudem die neue Netzentgeltsystematik, kurz Agnes, stehen, die die derzeitige Logik der Netzentgelterhebung völlig neu regelt. Daneben geht die Digitalisierung des Netzes und der Rollout intelligenter Messsysteme weiter bzw. wird ergänzt durch den seit diesem Jahr verpflichtenden Einbau von Steuerungstechnik.

Für kommunale Energieversorger bedeutet das nicht nur neue fachliche Anforderungen, sondern vor allem eines: tiefgreifende Eingriffe in ihre IT- und Prozesslandschaften sowie Datenflüsse. Auffällig dabei wird eine strukturelle Schieflage: Die Regulierung wird immer präziser, aber nicht zwingend digitaler gedacht. Sie definiert Fristen, Formate und Verantwortlichkeiten, aber keine durchgängigen Datenmodelle oder tragfähige IT-Architekturen, die diese umsetzen. Ein zentraler Grund dafür liegt im zeitlichen Horizont politischer Steuerung. Eine Energiestrategie, zumal mit den bedeutenden Infrastrukturmaßnahmen, die digital, um nicht zu sagen zum Teil vollautomatisiert gemanagt werden soll, braucht einen Horizont von mindestens zehn Jahren. Regulatorische Maßnahmen folgen jedoch häufig kurzfristigeren Logiken. Das führt zu einer permanenten Anpassungsschleife, in der neue Anforderungen entstehen, bevor bestehende stabil umgesetzt und digital durchdrungen sind. Für die IT bedeutet das: Reaktion statt Gestaltung.

Gleichzeitig ist die Transformation des Energiesystems fundamental datengetrieben. Dezentrale Erzeugung, flexible Lasten und neue Marktrollen erzeugen enorme Datenmengen. Daten werden damit zu einem zentralen Wertschöpfungsfaktor in der Transformation. Paradoxerweise adressiert die Regulierung zwar Datenflüsse und Formate, aber nicht systematisch die Qualität dieser Daten. Genau hier liegt der eigentliche Engpass. Denn eine schlechte Datenqualität ist die größte Hürde für die Transformation.

Kommunale Energieversorger spüren diese Diskrepanz zunehmend. Die Marktkommunikation entwickelt sich zum kritischen Nervensystem des Geschäfts. Neue Nachrichtentypen, verschärfte Validierungsregeln und eng getaktete Fristen erhöhen die Komplexität erheblich. Gleichzeitig basieren diese Prozesse auf Datenbeständen, die häufig historisch gewachsen, fragmentiert und nicht durchgängig konsistent sind. Fehlerhafte Stammdaten oder unvollständige Bewegungsdaten führen unmittelbar zu Prozessbrüchen, manuellen Nacharbeiten und steigenden Kosten. Datenqualität wird damit nicht nur zu einem technischen, sondern zu einem maßgeblichen betriebswirtschaftlichen Erfolgs- und Zeitfaktor, deren Kosten am Ende die Verbraucherinnen und Verbraucher zahlen.

Die Reaktion vieler EVU ist geprägt von kurzfristigem Handlungsdruck. Regulatorische Anforderungen werden fristgerecht umgesetzt, häufig durch punktuelle Anpassungen. Diese Vorgehensweise sichert kurzfristig die Compliance, erhöht jedoch langfristig die Komplexität der IT-Landschaft. Es entstehen technische Schulden, die Wartbarkeit, Transparenz und Skalierbarkeit zunehmend einschränken. Die IT droht damit vom Enabler zum Engpass der Transformation zu werden.

Damit verändert sich auch die Rolle der IT-Dienstleister grundlegend. Sie sind nicht mehr nur Implementierer, sondern Übersetzer zwischen regulatorischer Logik und digitaler Realität. Ihre Aufgabe besteht zunehmend darin, Komplexität zu strukturieren, Datenflüsse zu stabilisieren und vor allem darin, standardisierbare Lösungen zu entwickeln, während sie selbst konstanten technologie-inhärenten Innovationszyklen unterliegen.

Die größte Bruchlinie verläuft nicht zwischen Regulierung und Markt, sondern zwischen regulatorischem Anspruch und digitaler Umsetzbarkeit. Solange regulatorische Vorgaben primär in fachlichen und juristischen Kategorien gedacht werden, ohne die digitale Realität systematisch einzubeziehen, wird diese Lücke größer. Diese Lücke verursacht nicht zu unterschätzende Kosten für die Endverbraucherinnen und Endverbraucher. Am Ende bleibt eine unbequeme Frage: Wenn Daten der zentrale Wertschöpfungsfaktor der Energiewende sind, warum behandeln wir sie regulatorisch wie ein Nebenprodukt? Scheitert die Transformation nicht an zu wenig Digitalisierung, sondern an einer Regulierung, die ihre eigene digitale Wirkung unterschätzt?

Grüngaszukunft oder Feigenblatt? – Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

Grüngaszukunft oder Feigenblatt?

Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

Wenn ein Gesetz die Gaswirtschaft gleichzeitig in die Pflicht nimmt, neue Märkte verspricht und alte Gewissheiten infragestellt, lohnt ein zweiter Blick. Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG), das zum 30.06.2026 in Kraft treten soll, ist genau ein solcher Fall. Für kommunale Energieversorger und ihre Gasvertriebe ist es mehr als ein Nachfolger des Gebäudeenergiegesetzes (GEG): Es ist ein ordnungspolitischer Richtungswechsel, der Gas nicht verbietet, ihn aber neu legitimieren muss – über grüne Gase, Nachweise und digitale Prozesse.

Die politische Botschaft ist klar: Gas darf bleiben, aber nur, wenn es grüner wird. Die operative Frage lautet jedoch: Ist das tragfähige Transformationspolitik oder lediglich ein regulatorisches Feigenblatt?

Im Zentrum des GMG stehen zwei Instrumente, die tief in Marktlogik und Systemarchitektur eingreifen:

  • die Bio‑Treppe für neue Gasheizungen
  • eine Grüngasquote für Gaslieferanten

Ab 2029 müssen neue Gasheizungen beim Heizungstausch zu mindestens 10 Prozent mit grünem Gas betrieben werden. Dieser Anteil steigt stufenweise bis 2040. Parallel dazu werden Gaslieferanten ab 2028 verpflichtet, einen wachsenden Anteil grüner Gase, zum Beispiel Biomethan, Wasserstoff oder synthetisches Methan, bereitzustellen. Entscheidend dabei ist, dass die Quote bilanziell erfüllt werden kann.

Damit verlässt der Gesetzgeber die bisherige Logik punktueller Pflichten und setzt erstmals auf systematische, lieferantenseitige Verantwortung. Gas wird nicht mehr nur als physischer Energieträger betrachtet, sondern als bilanzielle Verpflichtungskette. Die zieht Konsequenzen für Beschaffung, Nachweisführung und IT nach sich, die wir im Folgenden betrachten wollen.

Auswirkungen auf kommunale Energieversorger: Vom Vertrieb zum Regulierungsmanager

Für kommunale Energieversorger bedeutet das GMG einen Paradigmenwechsel, sowohl organisatorisch, wirtschaftlich und strategisch.

These Nr. 1: Beschaffung wird zum Risikomanagement

Die verpflichtende Grüngasquote zwingt Versorger, frühzeitig Zugang zu grünen Gasmengen zu sichern. Der Markt für Biomethan ist bislang klein, regional fragmentiert und stark von Förderregimen abhängig. Ab 2029 dürfte die Nachfrage deutlich steigen, mit bisher kaum absehbaren Konsequenzen im Sinne von Preisvolatilität, Versorgungsengpässen und steigendem Vertrags- und Absicherungsbedarf.

Die politisch gewünschte „Biogas‑Renaissance“ steht dabei auf unsicherem Fundament, solange Förderlogiken, Mengenverfügbarkeit und Netzanschlussbedingungen nicht geklärt sind.

These Nr. 2: Verträge unter Vorbehalt

Neue Unsicherheiten erzwingen neue Vertragslogiken. Vorbehaltsklauseln, flexible Laufzeiten, Ausstiegsszenarien bei regulatorischen Änderungen werden zur neuen Normalität. Insbesondere bei bilanzieller Lieferung rückt die Frage der rechtssicheren Nachweisführung in den Mittelpunkt.

These Nr. 3: Berichtspflichten statt Bauchgefühl

Hinzu kommen neue Berichts‑ und Dokumentationspflichten, die an bekannte Mechanismen aus Emissionshandel oder Energiesteuerrecht erinnern. Unterschiedliche Qualitätsdefinitionen und parallele Nachweissysteme, etwas das EEG, die THG‑Quote, oder das EU-ETS, erhöhen die Komplexität. Überspitzt provokant könnte man sagen, dass sich Gasvertriebe mehr und mehr zu Compliance‑Einheiten mit Energielieferfunktion entwickeln.

Kein monolithisches Denken: Das GMG im regulatorischen Kontext

Das GMG steht nicht allein. Parallel wurden im Bundestag die Regelungen zum Gas‑ und Wasserstoff‑Binnenmarktpaket beschlossen. Diese ermöglichen Verteilernetzentwicklungspläne, Netzanschlussverweigerung und Netzanschlusstrennung. Damit stellt sich eine unbequeme, aber zwingende Frage: Wie passen langfristige Grüngasquoten zu Netzen, die perspektivisch stillgelegt oder umgewidmet werden sollen?

Wie gelingt eine saubere Verzahnung von kommunaler Wärmeplanung, GMG, Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpaket und Fernwärmerecht (AVBFernwärmeV)? Wie kann man strategischen Fehlentscheidungen vorbeugen, etwa Investitionen in Produkte oder IT‑Systeme, deren regulatorische Lebensdauer begrenzt ist?

Mitgefangen – mitgehangen: Die Rolle der IT‑Dienstleister

Für IT‑Dienstleister im Energiebereich ist das GMG alles andere als ein Randthema. Es wirkt direkt in SAP‑Systeme, Marktkommunikation und Datenmodelle hinein.

  • Abrechnung und Bilanzierung müssen künftig unterschiedliche Grüngasqualitäten, parallele Nachweissysteme und wachsende Quotenpfade abbilden können und dies revisionssicher und prüffähig.
  • Notwendig sind Schnittstellen zu Herkunftsnachweis‑, Emissionshandels‑ und Fö Manuelle Prozesse sind hier keine Option mehr. Automatisierte Workflows für Fristenmanagement, Nachweisführung und Compliance‑Monitoring werden zum Mindeststandard.
  • Vertragsmanagement wird digital, Vorbehaltsklauseln, regulatorische Trigger, Fristenüberwachung, was bisher juristische Fußnote war, wird systemrelevant. Vertragsmanagementsysteme müssen diese Logiken digital abbilden – sonst drohen wirtschaftliche Risiken.

Diese Systeme entstehen nicht über Nacht. Das GMG zeigt einmal mehr: Schnelle Gesetzgebung ersetzt keine schnelle Implementierung.

Und für die Endkund:innen?

Sie tauchen in der Debatte bislang kaum auf – obwohl sie am Ende entscheiden, ob Gas mit Grüngaslabel Akzeptanz findet oder nicht.

Nicht zuletzt steigt der Bedarf an digitalen Kundenportalen, die EndkundInnen verständlich erklären: Warum Gas „grün“ ist, was bilanziell bedeutet und wie sich Gas von Wärmepumpe oder Fernwärme unterscheidet.

Im Moment fehlt noch die Fantasie, daraus einen echten Hebel für Kundenbindung zu machen. Aber vielleicht liegt genau dort der eigentliche Prüfstein des GMG.

Fazit: Grüngaszukunft oder regulatorisches Feigenblatt?

Das Gebäudemodernisierungsgesetz will die Gaswirtschaft in eine grüne Zukunft führen. Ob das gelingt, hängt weniger von ambitionierten Quoten als von der Umsetzbarkeit im System ab. Solange Mengenverfügbarkeit, Nachweissysteme und regulatorische Kohärenz ungeklärt bleiben, droht die Transformation im administrativen Overhead stecken zu bleiben.

Für kommunale Energieversorger bedeutet das: Beschaffung, IT, Vertrags‑ und Reportingprozesse müssen weiter digitalisiert werden. Für IT‑Dienstleister eröffnet sich ein anspruchsvolles, aber strategisch relevantes Betätigungsfeld.

Warum der Rollout intelligenter Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026)

Warum der Rollout intelligente Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert

(31.03.2026)

Im März 2026 hat die Bundesnetzagentur angekündigt, Verfahren gegen 77 Messstellenbetreiber zu eröffnen, weil sie den Rollout intelligenter Messsysteme nicht einmal gestartet haben. In der Konsequenz könnte dies Zwangsgelder für die betroffenen Unternehmen bedeuten. Schließlich hätten sie bis Ende des letzten Jahres 20 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle ausstatten sollen. Aus Sicht der Aufsichtsbehörde ist das ein logisches Vorgehen. Aus Sicht vieler kleiner und kommunaler Messstellenbetreiber ist es Druck auf ein System, das ohnehin unter Spannung steht. Der Rollout ist nicht langsam, weil niemand seine Bedeutung verstanden hätte. Er ist langsam, weil er in Deutschland kein normales Infrastrukturprojekt ist.

Der Rollout ist hochreguliert – und genau das bremst Skalierung

Ein intelligentes Messsystem, ist hierzulande kein digitaler Zähler mit Funk, sondern ein streng abgesichertes Gesamtsystem aus Hardware, sicherer Kommunikation und Rollen. IT‑Sicherheit nach Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), Datenschutz, Interoperabilität, Update‑Regime, dokumentierter Betrieb: Dies ist alles wichtig, hat aber einen Preis. Denn all diese Anforderungen erzeugen erhebliche Fixkosten. Damit entsteht ein struktureller Gegensatz: Kleine Unternehmen haben zu wenig Volumen, um diese Fixkosten wirtschaftlich zu tragen, große Unternehmen haben zwar Skalenvorteile, aber kämpfen oft mit historisch gewachsenen Datenwelten. Wer klein ist, scheitert eher am „Betriebsmodell“, wer groß ist, scheitert häufiger an Datenqualität und Datenkonsistenz über Netz, Vertrieb und Messstellenbetrieb hinweg.

Quoten regeln Output – aber nicht die Engpässe

Die Bundesnetzagentur misst, ob Pflichteinbauten als Quote, also als ein Maß für den Output umgesetzt werden. Eine Quote erklärt allerdings nicht, warum es hängt: Terminierung beim Kunden, Monteurkapazität, Prozessautomation, Stammdaten, Störungsmanagement, fehlende Routine in der Gateway‑Administration. Und Kennzahlen haben Nebenwirkungen: Wenn optionale Einbaufälle die Statistik verbessern, wird schnell die Quote optimiert, statt die Kette stabilisiert. Das ist kein moralischer Vorwurf, es ist die Logik von Metriken.

Dabei bleibt ein essenzieller Erfolgsparameter bisher vollkommen außer Acht: Selbst, wenn die Prozesskette funktionsfähig etabliert ist, heißt es noch lange nicht, dass ein intelligentes Messsystem auch eine sichere WAN-Kommunikation herstellen kann, sprich, ob es überhaupt seine Basisfunktion erfüllen kann: nämlich Messdaten verlässlich zu übertragen oder gar in eine Steuerungskette integriert zu sein.

Warum der Steuerungsrollout noch fragiler ist als der Smart‑Meter‑Rollout

Spätestens mit Einführung der netzorientierten Steuerung 2028 wird klar: Das eigentliche Problem ist nicht der einzelne Zähler, sondern die Steuerkette. In einem derartigen Mehrrollen‑System kann jeder für sich formal „compliant“ sein. Trotzdem scheitert das End‑to‑End‑Ergebnis, wenn Zuständigkeiten, Schnittstellen und Zuordnungen nicht passen.

Hier wird Datenqualität zur Sollbruchstelle. Denn netzorientiertes Steuern ist nur so gut wie die Daten, auf denen es beruht: Welche Anlage hängt an welchem Anschluss? Welches Steuerobjekt ist welcher Messlokation zugeordnet? Kommt eine Rückmeldung, dass ein Eingriff wirksam war?

Der unterschätzte Hebel: Digitalisierung von Ortsnetzstationen als „Netzsicht‑Anker“

Wenn die Daten aus intelligenten Messsystemen nicht flächendeckend, nicht zeitnah oder nicht zuverlässig genug verfügbar sind, entsteht für den Netzbetrieb ein Problem: Netzorientierte Entscheidungen lassen sich dann nur eingeschränkt datenbasiert begründen und steuern. Genau hier kann die Digitalisierung von Ortsnetzstationen helfen – nicht als Ersatz für intelligente Messsysteme, sondern als netzseitige, robuste Datenbasis, die unabhängig vom Rolloutgrad beim Kunden funktioniert.

Digitalisierte Ortsnetzstationen liefern Messwerte und Ereignisse dort, wo es für die Netzführung zählt. Das ist die Grundlage, um Schwachstellen nicht mehr aus Beschwerden und Bauchgefühl abzuleiten, sondern aus der Betriebslage: Welche Stationen laufen regelmäßig in die Überlast? Wo kippt die Spannung bei PV‑Spitzen? Wo zeigen sich Unwuchten durch einseitige Ladeinfrastruktur? Damit wird Steuerung zielgenauer und begründbarer: Statt pauschal irgendwo einzugreifen, lässt sich dort steuern, wo eine Station oder ein Abgang tatsächlich an Grenzen läuft.

Für kommunale Energieunternehmen ist das die unbequeme, aber produktive Konsequenz: Steuerbarkeit ist kein IT‑Projekt, sondern Betriebsfähigkeit. Und parallel gilt: Netzsicht muss nicht warten, bis Millionen intelligente Messsysteme perfekt liefern. Eine gestufte Strategie scheint realistischer, um erst Transparenz durch digitalisierte Ortsnetzstationen zu schaffen, dann Analytik und Schwachstellenmanagement zu etablieren um schließlich gezielte operative Steuerfähigkeit, gekoppelt mit dem intelligenten Messsystem und Steuerbox‑Ausbau herzustellen.

Sichtbarkeit des Netzes: vom „Blindflug“ zur Betriebsdatenlage

Es wäre wünschenswert, wenn sich politische EntscheidungsträgerInnen, die in der zweiten Jahreshälfte das Messstellenbetriebsgesetz novellieren wollen, die Frage stellen: Wollen wir intelligente Messsysteme weiter als Pflichtquote verwalten oder endlich als Teil einer netzführungsfesten Daten‑ und Steuerkette betreiben? [CA]

ESW Veranstaltungen

Veranstaltungen und Webinare

Energiewirtschaft: Strategie & Wissen

STATUS QUO ENERGY SHARING – Ambition trifft auf Realität. Regulatorischer Rahmen ab 01.06.2026 

Webinar für Stadtwerke, Energieversorger, Netzbetreiber und Kommunen

Donnerstag,
11. Juni 2026 | 10:00 - 11:00 Uhr

Online Webinar
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Mit § 42c EnWG hat der Gesetzgeber Ende 2025 erstmals einen Rechtsrahmen geschaffen, der Energy Sharing in Deutschland formal ermöglicht. Gemeint ist die gemeinschaftliche Nutzung lokal erzeugter erneuerbarer Energie und zwar auch dann, wenn Erzeugung und Verbrauch nicht im selben Gebäude stattfinden. Genau darin liegt der entscheidende Unterschied zu Mieterstrom (§ 42a EnWG) und der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG). Energy Sharing erweitert diese Logik erstmals in den öffentlichen Netzraum hinein. Und damit in das Herz der klassischen Energiewirtschaft. Was steht nun an? Was sollten Sie beachten? Dies wollen wir in einem einstündigen Webinar erläutern und diskutieren.

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Ihre Referentin

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Dr. Constanze Adolf ist Leiterin des Stabsbereichs „Energiewirtschaft: Strategie und Wissen” bei items sowie Autorin, Kolumnistin und Bloggerin. Nach über 16 Jahren Erfahrung in Brüssel, wo sie sich auf EU-Energiepolitik und nachhaltige Finanzstrategien spezialisier-te, war sie zunächst in einem Energiespeicher Start-Up für das Business Development ver-antwortlich, ehe sie in mehreren Kommunikationsagenturen die Bereiche Energie und EU Affairs aufbaute.

📩 Fragen zur Buchung? Schreiben Sie an: c.adolf@itemsnet.de

AGENDA

Rechtslage & Umsetzung:

  • EU-Vorgaben, Ausgestaltung und die Umsetzung in Deutschland: Was steckt in dem neuen § 42c EnWG?

Technische Integration und der Blick über den Tellerrand:

  • Wie machen es die Nachbarn? Was können wir lernen, um niederschwellige Energy Sharing Angebote zu entwickeln?

Geschäftsmodell:

  • Beteiligung, Kundennähe, neue Erlösmodelle

Was erwartet Sie?

✅ Regulatorische Klarheit – Was ist erlaubt, was sinnvoll?

✅ Technologische Orientierung – Welche Infrastruktur braucht es?

✅ IT-technische Einbettung – Wie wird’s digital machbar?

✅ Konkrete Business Cases – Was bringt’s wirklich?

Hinweis

Dieses Meeting wird aufgezeichnet. Die Aufzeichnung dient der internen Dokumentation und zur Nachschau für Teilnehmende und umfasst Bild, Ton und Bildschirmfreigaben. Sie wird z. B. 3 Monate gespeichert und ist zugänglich für alle Teilnehmenden. Sie wird anschließend auf der items Website und im items-Intranet für unbegrenzte Zeit bereitgestellt.

Zu Beginn der Aufzeichnung werden Sie in Microsoft Teams um Ihre Zustimmung gebeten. Ohne Zustimmung können Sie weiterhin teilnehmen und sich über den Chat beteiligen.

Eine erteilte Einwilligung können Sie jederzeit mit Wirkung für die Zukunft widerrufen – wenden Sie sich dazu an den Organisator. 

AGNES Quarterly II - Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur - Analyse und Einschätzung

Webinarreihe für Stadtwerke, Energieversorger, Netzbetreiber April – Dezember 2026 | Online

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AGNES QUARTERLY N°2 – AGENDA 

👉 Überblick über den Diskussionsstand und Ausblick auf 2026

🔋 23. Juni 2026 | 10:00–11:00 Uhr (online)

  • Agnes – Hintergrund und Motivation
    Zielsetzung, Einordnung und Kontext: Wo steht der Prozess gerade?
  • Entgeltkomponenten
    Orientierungspunkte zum Grundmodell und zu den Überlegungen zu Entgeltkomponenten für die Niederspannung
  • Dynamische Netzentgelte
    Modul 3 weitergedacht?
  • Speichernetzentgelte
    Eine Frage der Netz- und Systemdienlichkeit?
  • Beteiligung von Einspeisern
    Wenn schon Paradigmenwechsel – denn schon Paradigmenwechsel!
  • Kostenwälzung
    Eigenständige Schlüsselungsprinzipien und Reduktion der abrechnungsrelevanten Netzebenen?
  • Entgelte für Industrie und Gewerbe
    Wie weiter mit Bandlast und atypischer Netznutzung?
  • Ausblick auf die nächsten Schritte
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Dr. Constanze Adolf ist Leiterin des Stabsbereichs „Energiewirtschaft: Strategie und Wissen” bei items sowie Autorin, Kolumnistin und Bloggerin. Nach über 16 Jahren Erfahrung in Brüssel, wo sie sich auf EU-Energiepolitik und nachhaltige Finanzstrategien spezialisier-te, war sie zunächst in einem Energiespeicher Start-Up für das Business Development ver-antwortlich, ehe sie in mehreren Kommunikationsagenturen die Bereiche Energie und EU Affairs aufbaute.

📩 Fragen zur Buchung? Schreiben Sie an: c.adolf@itemsnet.de

WARUM DIESE WEBINARREIHE?

Die Energiewirtschaft steht vor einem strukturellen Wandel. Neue gesetzliche Spielräume werden die Netzentgeltsystematik grundlegend ändern. Dies wird weitereichende Konsequenzen Wer heute strategisch denkt, kann morgen zu den Vorreitern gehören.
Unsere Reihe zur Agnes-Festlegung bietet Stadtwerken und Energieversorgern genau das: 

  • Regulatorische Klarheit
  • Technologische Orientierung
  • IT-technische Einbettung 
  • Konkrete Business Cases
ZIEL DER REIHE: „VOR DIE WELLE KOMMEN STATT HINTERHER ZU SCHWIMMEN“

Wir zeigen, wie Stadtwerke sich heute strategisch und technologisch aufstellen, um die neuen Geschäftsmodelle von morgen erfolgreich und regulatorisch abgesichert umzusetzen – mit Fokus auf IT-Infrastruktur, operativer Umsetzung und echten Use Cases.

ZIELGRUPPEN
  • Unternehmensstrategie & Business Development
  • Digitalisierung & IT
  • Projektentwicklung & Technik
  • Recht & Regulierung
  • Messstellenbetrieb

Hinweis

Dieses Meeting wird aufgezeichnet. Die Aufzeichnung dient der internen Dokumentation und zur Nachschau für Teilnehmende und umfasst Bild, Ton und Bildschirmfreigaben. Sie wird z. B. 3 Monate gespeichert und ist zugänglich für alle Teilnehmenden. Sie wird anschließend auf der items Website und im items-Intranet für unbegrenzte Zeit bereitgestellt.

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Eine erteilte Einwilligung können Sie jederzeit mit Wirkung für die Zukunft widerrufen – wenden Sie sich dazu an den Organisator. 

Vom Blackout zum Energiesystem: Grundlagenwerkstatt für kommunale Energieversorger – von der Theorie in die Praxis.

Tage
Stunden
Minuten
Sekunden

Mittwoch,
23.09.2026 | 9-17:30 Uhr

Donnerstag,
24.09.2026 | 9-16:30 Uhr

Der Kurs ist ein Präsenzkurs und findet bei der items GmbH & CO. KG in der Hafen-Lounge, Hafenweg 7, 48155 Münster statt.

10 - 18 TeilnehmerInnen

ZIELGRUPPE
Wir begrüßen neue KollegInnen, QuereinsteigerInnen oder KollegInnen aus Stadtwerken, von Energieversorgern, Netzbetreibern, IT-Dienstleistern und kommunalen Akteuren, die ihr (Nicht-) Wissen auffrischen möchten.

VORKENNTNISSE
Vorkenntnisse sind explizit nicht erforderlich. Wir setzen auf Ihre Neugier und auch Themen und Fragen, die Sie aus Ihrem Arbeitsalltag mitbringen.

WAS KÖNNEN SIE ERWARTEN?
Wir erarbeiten uns das energiewirtschaftliche Handwerkszeug für den Arbeitsalltag. Ziel der Lernwerkstatt ist es, zentrale Begriffe und Zusammenhänge der Energiewirtschaft auf den Punkt zu bringen. Aus der Praxis für die Praxis. Es geht unter anderem um ein Verständnis für die Aufgaben, die Funktion und Organisation von Stadtwerken und Netzbetreibern, die Verantwortlichkeiten und das Zusammenspiel der unterschiedlichen Marktrollen, die Funktion und das Funktionieren des Energiemarktes und der Sektoren Strom, Wärme, Gas und Verkehr und ihrer politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen. Interaktive Methoden sollen dabei ein nachhaltiges Verstehen ermöglichen. Es geht um „Aha-Momente“ und ein mit- und voneinander Lernen auf Augenhöhe, um die direkte Anwendung im Alltag/Job zu ermöglichen.

Der Kurs kombiniert dafür Theorie, Praxis, Gruppenarbeit & Reflexion. Der Schlüssel ist, Komplexität verständlich zu machen, ohne sie zu banalisieren – mit vielen visuellen und anwendungsbezogenen Elementen statt einer „Folienschlacht“.

Unser Kursangebot richtet sich ausschließlich an Stadtwerke und kommunale Unternehmen sowie deren Verbundpartner!

Tickets

Dr. Constanze Adolf

Stabstellenleiterin Energiewirtschaft: Strategie & Wissen

Dynamische Netzentgelte, eine strategische Bewährungsprobe für kommunale Energieversorger

Dynamische Netzentgelte

Eine strategische Bewährungsprobe für kommunale Energieversorger

Mit dem Auslaufen der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) Ende 2028 steht die deutsche Netzentgeltsystematik vor einem grundlegenden Umbau. Unter dem Titel „AGNES – Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ (GBK-25-01-1#3) verfolgt die Bundesnetzagentur das Ziel, Netzentgelte an die Anforderungen eines erneuerbaren, hochdynamischen Energiesystems anzupassen. Was technisch klingt, entfaltet enorme strategische Sprengkraft. Innerhalb des AgNes-Prozesses der bis Ende 2026 die Neuregelung der Netzentgeltregelung in Deutschland vorsieht, schlägt die Bundesnetzagentur (BNetzA) als eine Möglichkeit dynamische Netzentgelte als Anreizkomponente für netzdienliches Verhalten vor.

Was bislang als theoretische Option in regulatorischen Diskussionspapieren existierte, nimmt nun konkrete Gestalt an: Die Einführung dynamischer Netzentgeltkomponenten würde die Logik der Stromnetzentgelte grundlegend verändern. Für kommunale Energieversorger bedeutet dies mehr als eine weitere regulatorische Anpassung. Es handelt sich um einen Paradigmenwechsel in der Steuerung von Netzlast, Flexibilität und Investitionen mit tiefgreifenden Auswirkungen auf IT-Architektur, Marktkommunikation (MaKo), Prozesse und Geschäftsmodelle.

Erste Näherung: Warum dynamische Netzentgelte?

Traditionell dienen Netzentgelte primär der Refinanzierung der Netzinfrastruktur. Sie orientieren sich an Durchschnittskosten, sind weitgehend statisch und nur grob zeitlich differenziert. Die aktuelle Systematik geht im Kern auf das Jahr 2005 zurück und wird der massiv gestiegenen Volatilität sowie den neuen dezentralen Lasten nicht mehr gerecht. Die volatile Einspeisung erneuerbarer Energien, der Hochlauf der Elektromobilität, Wärmepumpen und Speicher führen zu immer stärkeren Lastspitzen und regionalen Engpässen. Für ein effizientes Stromsystem sind Änderungen an der undifferenzierten Entgelt-Logik unumgänglich.

Die BNetzA verfolgt daher das Ziel, nicht nur als Finanzierungsinstrument, sondern gezielt als Steuerungsinstrument zu nutzen. Kernidee ist eine dynamische Arbeitspreiskomponente, die kurzfristig auf prognostizierte Netzengpässe reagiert. In Zeiten hoher Netzbelastung steigen die Entgelte, in Zeiten netzdienlicher Nutzung sinken sie oder werden sogar negativ. So sollen Marktakteure Anreize erhalten, Verbrauch, Einspeisung und Speicherbetrieb netzorientiert zu steuern.

Fachlich gesprochen handelt es sich um eine Internalisierung netzbedingter Grenzkosten. Praktisch bedeutet das: Netzengpässe sollen nicht mehr ausschließlich durch Redispatch und Netzausbau gelöst werden, sondern durch ökonomische Signale an Netznutzer.

Analyse der Auswirkungen auf kommunale Energieversorger

Für kommunale EVU bedeutet die Einführung dynamischer Netzentgelte einen erheblichen Anstieg operativer Komplexität. Netzbetreiber müssen:

  • Engpässe kurzfristig prognostizieren,
  • daraus dynamische Preissignale ableiten,
  • diese vor der Day-ahead-Auktion veröffentlichen,
  • und die resultierenden Entgelte viertelstundenscharf abrechnen.

Damit entstehen Prozesse, die bislang in dieser Form weder technisch noch organisatorisch existieren. Netzbetrieb, Marktkommunikation, Abrechnung und IT müssen deutlich enger verzahnt werden. Die klassische Trennung zwischen „Netzbetrieb“ und „kaufmännischer Abwicklung“ wird durchbrochen.

Verschiebung der Rolle des Netzbetreibers

Der Netzbetreiber wird vom Infrastrukturbetreiber zum aktiven Systemmanager. Neben der Fülle an bestehenden Aufgaben innerhalb des immer dichteren regulatorischen Rahmens wird er zukünftig Einfluss auf das Marktverhalten haben und Flexibilität steuern. Er wird indirekt zum Taktgeber für Speicher- und Lastmanagement. Diese neue Rolle erfordert nicht nur technologische, sondern auch kulturelle Anpassungen in Form von Datenkompetenz, Prognosefähigkeit und Systemdenken.

Gleichzeitig wird es viele Geschäftschancen für Flexibilität und Prognosegenauigkeit geben, wobei klar wird, dass neue IT-Tools mit bestehenden Infrastrukturen orchestriert werden müssen und ihre Anschlussfähigkeit in dem jeweiligen IT-Zielbild des Netzbetreibers unter Beweis stellen müssen.

Neue Verteilungswirkungen und politische Sensibilität

Dynamische Netzentgelte führen zu neuen Belastungsprofilen. Netznutzer mit hoher Flexibilität können profitieren, während weniger flexible Verbraucher, etwa Haushalte ohne Energiemanagementsystem tendenziell stärker belastet werden. Für kommunale EVU mit starker lokaler Verankerung entsteht hier ein Spannungsfeld zwischen Effizienz, sozialer Akzeptanz und regulatorischer Vorgabe.

Investitionssignale verändern sich

Langfristig beeinflussen dynamische Netzentgelte Investitionsentscheidungen. Speicher, Ladeinfrastruktur, flexible Verbraucher und Erzeuger orientieren ihre Standortwahl zunehmend an netzseitigen Preissignalen. Für kommunale EVU ergibt sich daraus die Chance, regionale Flexibilitätsmärkte aktiv zu gestalten aber auch das Risiko, bei fehlender strategischer Positionierung an Attraktivität zu verlieren.

IT-Architektur: Vom Abrechnungssystem zur Echtzeitplattform

Die heutige IT-Landschaft ist auf statische Tarife, monatliche Abrechnungszyklen und standardisierte MaKo-Prozesse ausgelegt. Dynamische Netzentgelte erfordern hingegen:

  • viertelstundengenaue Messwertverarbeitung,
  • kurzfristige Prognosemodelle
  • automatisierte Preisermittlung
  • tagesaktuelle Veröffentlichung
  • und hochperformante Abrechnungssysteme.

Gefragt sind Plattformkonzepte, die Netzbetrieb, Marktkommunikation und Abrechnung in nahezu Echtzeit koppeln. Dahinter stehen allerdings Investitionsentscheidungen mit hoher strategischer Bedeutung in einer Situation, in der die IT-Lösungen selbst oft noch in einem Entwicklungsstadium stecken, da die regulatorischen Anforderungen sich erst nach und nach entwickeln und damit klare Anforderungen definieren.

Marktkommunikation: Neue Datenflüsse, neue Komplexität

Die Einführung dynamischer Netzentgelte wird die Marktkommunikation grundlegend verändern. Statt statischer Preisblätter müssen künftig zeitvariable Entgeltinformationen standardisiert, versioniert und fristgerecht an Lieferanten, Aggregatoren und Plattformen übermittelt werden.

Das bedeutet:

  • neue MaKo-Prozesse
  • neue Datenformate
  • deutlich höhere Kommunikationsfrequenzen
  • und erhöhte Anforderungen an Datenqualität und Synchronisation.

Insbesondere die Integration mit bestehenden EDIFACT-Prozessen sowie die Harmonisierung mit Redispatch- und Flexibilitätsplattformen werden zu einer Herausforderung.

Abrechnung und Kundenkommunikation: Erklärbarkeit wird erfolgskritisch

Viertelstundenscharfe, dynamische Entgelte sind für Endkunden schwer verständlich. Dies erfordert von der Branche daher massiv in Transparenz, Visualisierung und Kundenkommunikation zu investieren. Mit gut verständlicher Aufbereitung könnten die Vorteile zu einer breit getragenen Akzeptanz und damit Vertrauensaufbau beitragen.

Einordnung für IT-Dienstleister mit MaKo- und SAP-Fokus

Für IT-Dienstleister eröffnet die Einführung dynamischer Netzentgelte ein neues strategisches Spielfeld. Gefragt sind nicht mehr nur klassische SAP-Implementierungen, sondern:

  • Echtzeitfähige Integrationsarchitekturen
  • Prognose- und Optimierungsalgorithmen
  • flexible MaKo-Plattformen
  • sowie hochautomatisierte Abrechnungslösungen.

Besonders kritisch ist die Rolle der Marktkommunikation: Die Vielzahl neuer Datenflüsse erfordert hochgradig resiliente, skalierbare Schnittstellen. Gleichzeitig steigt der Druck auf Standardisierung. Individuelle Insellösungen lassen sich in einem dynamischen Gesamtsystem nur mit hohem Aufwand betreiben. Für IT-Dienstleister bedeutet dies eine Verschiebung vom reinen Systemintegrator hin zum strategischen Transformationspartner.

Reaktionen aus der Branche – zeitliche Granularität & IT-Umsetzung als Knackpunkte

Wie auch schon die BNetzA-Vorschläge zu den Industrienetzentgelten und den kleinen Verbrauchern gibt es vielfältige Reaktionen auf die Vorschläge zu dynamischen Netzentgelten. Die Hauptargumentationslinien lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) fordern hohe zeitliche Granularität: Dynamische Netzentgelte sollen eng an die reale Netzsituation gekoppelt werden, um Redispatch-Kosten zu senken und volatile Einspeisung sowie neue Lasten abzubilden.

Die Verteilnetzbetreiber (VNB) warnen vor IT-Überforderung: Die heutigen Abrechnungs- und Marktkommunikationssysteme seien bis 2029 nicht reif für hochdynamische Modelle. Vorgeschlagen wird ein pragmatischer Einstieg mit saisonalen Zeitfenstern.

Kompromissvorschläge: Nutzung bestehender XML-Formate, bundeseinheitliche Preisblätter und eine funktionierende Messinfrastruktur sollen die Umsetzung vereinfachen.

Industrie sieht geringe Flexibilität: Produktionsprozesse lassen kaum kurzfristige Lastverschiebung zu; dynamische Entgelte könnten Mehrkosten verursachen, insbesondere wegen Konflikten mit bestehenden Privilegien.

Praxistest

Das Beratungsunternehmen Neon hat gemeinsam mit einem breiten Konsortium (Bayernwerk Netz GmbH, BMW AG, LEW Verteilnetz GmbH, EWE NETZ GmbH, TransnetBW GmbH, MAINGAU Energie GmbH, Neon Neue Energieökonomik, Octopus Energy, The Mobility House Energy GmbH, TenneT Germany sowie die RWTH Aachen Universität) in einem Pilotprojekt untersucht, wie sich ein dynamisches Netzentgelt auswirken könnte. Im Rahmen des Projekts wurden die Netzentgelte in vier verschiedenen Netzgebieten unter anderem auf Basis von transformatorbezogenen Redispatchkosten berechnet und jeweils einen Tag im Voraus veröffentlicht. Zwei kooperierende Anbieter nutzten diese Zeitreihen, um die Ladevorgänge von E-Autos zu optimieren.

Bei der Auswertung von 2.000 Ladevorgängen an 500 E-Autos zeigte sich: In 90 Prozent der Fälle passten die Fahrer ihr Ladeverhalten an. Durch die Verschiebung der Ladevorgänge in Zeitfenster mit niedrigeren Preisen konnten 20 bis 30 Prozent der geladenen Strommenge zeitlich verlagert werden.

Die Unterschiede bei den Netzentgelten waren dabei moderat. Im Netzgebiet von EWE beispielsweise lag das Netzentgelt zwischen null und sechs Cent pro Kilowattstunde. Dennoch gab es gerade im EWE-Netz die größte zeitliche Verschiebung der Ladevorgänge. Das zeigt, dass selbst kleine Unterschiede bei den Netzentgelten einen spürbaren Einfluss auf das Ladeverhalten haben.

Fahrplan AgNes Prozess

  • Q1/Q2 2026: Die BNetzA hat für das erste Halbjahr 2026 eine Reihe von thematischen Workshops angekündigt. Am 20.02.2026 folgt ein Workshop zum Thema Einspeisenetzentgelte und am 10.03.2026 zum Thema Kostenwälzung.
  • Mitte 2026: Entwurf der finalen Festlegung
  • Ende 2026: Verbindliche Festlegung
  • Ab 01.01.2029: Neue Regeln verpflichtend für alle Netzbetreiber und Marktakteure

Fazit

Die Einführung dynamischer Netzentgelte ist kein IT-Projekt. Sie ist ein strategisches Transformationsprogramm. Kommunale EVU sollten sich frühzeitig folgende Fragen stellen:

  • Welche Rolle wollen wir im zukünftigen Flexibilitätsmarkt spielen? Passiver Abwickler oder aktiver Systemgestalter?
  • Wie integrieren wir Netzbetrieb, IT und Marktkommunikation organisatorisch? Brauchen wir neue Schnittstellen, neue Rollen, neue Kompetenzen?
  • Welche Investitionen in Daten, Prognosemodelle und Plattformen sind erforderlich? Und wie priorisieren wir diese im Spannungsfeld knapper Budgets?
  • Wie sichern wir Akzeptanz bei Politik, Kunden und Öffentlichkeit? Transparenz und Verständlichkeit werden zur Schlüsselressource.

Die Diskussion um dynamische Netzentgelte markieren einen fundamentalen Wandel in der Netzentgeltsystematik. Sie transformieren Netzentgelte von einem statischen Refinanzierungsinstrument zu einem dynamischen Steuerungsmechanismus. Für die kommunale Energiewirtschaft bedeutet dies eine steigende operative Komplexität verbunden mit der tiefgreifenden IT-Transformation, neuen Anforderungen an Marktkommunikation, veränderte Rollenbilder im Netzbetrieb aber auch neue strategische Chancen im Flexibilitätsmanagement.

Zurzeit kann man sagen, es besteht ein durchaus breiter Konsens über das Ziel in der Branche, aber starke Differenzen über Tempo, technische Machbarkeit und ökonomische Auswirkungen.

Quelle:

Bundesnetzagentur: Dynamische Netzentgeltkomponente: Orientierungspunkte der BNetzA, abgerufen am 20.12.2025

Baukostenzuschüsse: Zwischen ordnungspolitischer Lenkung und systemischer Wettbewerbsverzerrung

Baukostenzuschüsse: Zwischen ordnungspolitischer Lenkung und systemischer Wettbewerbsverzerrung

Die Energiewende steht und fällt mit der Flexibilisierung und einer durchdachten, kosteneffizienten Modernisierung bzw. dem Ausbau der Stromnetze. Baukostenzuschüsse (BKZ), also die finanzielle Beteiligung von AnlagenbetreiberInnen an den Kosten für den Netzanschluss oder die -verstärkung, sind dabei z.B. im Rahmen des Netzpakets oder des Agnes-Prozesses in aller Munde. 40 – 150 Euro pro Kilowattstunde Anschlussleistung werden derzeit von den Netzbetreibern in Rechnung gestellt. Doch was auf den ersten Blick als wirtschaftlich sinnvolle Lenkungsmaßnahme erscheint, entpuppt sich bei genauerer Betrachtung als Zementierung bestehender Marktstrukturen mit weitreichenden Folgen für Wettbewerb, Investitionssicherheit und die Rolle kommunaler Energieversorger.

BKZ & Mako-Prozesse

Für IT-Dienstleister kommunaler Energieversorger bringt die neue Baukostenzuschuss-Systematik nicht unerhebliche Aufgaben mit sich:

Prozessintegration:

  • Die Abbildung der Baukostenzuschüsse muss nahtlos in bestehende SAP-Module (z. B. IS-U, CRM, Abrechnung) integriert werden. Hierzu sind neue Datenmodelle, Schnittstellen und Workflows erforderlich, die sowohl die regulatorischen Vorgaben als auch die individuellen Anforderungen der Netzbetreiber massenmodelltauglich berücksichtigen.

Marktkommunikation

  • Die Kommunikation zwischen Netzbetreibern, Anlagenbetreibern und Regulierungsbehörden wird komplexer. Neue Nachrichtenformate, Fristen und Prüfmechanismen müssen in die MaKo-Prozesse eingebunden werden.

Datenmanagement und Compliance

  • Die Nachvollziehbarkeit und Transparenz der BKZ-Berechnung werden zum zentralen Prüfstein, sowohl für interne Audits als auch für externe Prüfer und die BNetzA.

Baukostenzuschüsse zwischen Lenkung und Oligopol

Baukostenzuschüsse sind im Kern ein Instrument, um die Kosten für den Anschluss neuer Stromerzeugungsanlagen, etwa Solarparks, Windkraftwerke oder Batteriespeicher, verursachergerecht zu verteilen. Sie setzen einen marktwirtschaftlichen Anreiz: Gebaut wird dort, wo der Netzanschluss bereits vorhanden oder günstig ausgebaut werden kann. So sollen volkswirtschaftlich ineffiziente Investitionen vermieden und der Netzausbau optimiert werden.

Doch die jüngsten Gesetzesinitiativen und das parallellaufende AgNes-Konsultationsverfahren der Bundesnetzagentur (BNetzA) zeigen: Die Umsetzung ist alles andere als trivial. Während das sogenannte Netzpaket des BMWK dem Netzbetreiber eine erhebliche Steuerungsfunktion zuweist, läuft das AgNes-Verfahren Gefahr, durch gesetzgeberische Schnellschüsse überholt zu werden. Die Folge: Rechtsunsicherheit, Planungsrisiken und eine potenzielle Schwächung der unabhängigen Regulierung.

Auswirkungen auf kommunale Energieversorger

Für kommunale EVU ist die neue Baukostenzuschuss-Systematik ein zweischneidiges Schwert. Einerseits eröffnet sie die Möglichkeit, durch gezielte Standortwahl und Kooperation mit Netzbetreibern Anschlusskosten zu optimieren. Andererseits verschärft sie den Wettbewerb um attraktive Standorte, insbesondere dort, wo bestehende Infrastruktur, z. B. ehemalige Kernkraftwerksstandorte, bereits vorhanden und abgeschrieben ist.

Die eigentliche Herausforderung liegt jedoch in der systemischen Wettbewerbsverzerrung: Großkonzerne mit Altstandorten profitieren von minimalen Baukostenzuschüssen, während Newcomer und kommunale Akteure an anderen Standorten mit erheblichen Zusatzkosten konfrontiert werden. Darauf weist auch das Bundeskartellamt in seinem jüngsten Bericht hin. Das Risiko: Die ohnehin dominante Marktstellung der „alten“ Stromwirtschaft wird in die neue Energiewelt verlängert. Wenn Baukostenzuschüsse also künftig darüber entscheiden, wer in Deutschland Strom erzeugen oder speichern darf und damit die Weichen für die Energiewelt von morgen stellt, dann stellt sich die Frage: Sind wir bereit, die Zukunft der Energieversorgung einer Systemlogik zu überlassen, die das Oligopol der Vergangenheit in die Märkte der Zukunft trägt? Oder anders gefragt: Ist es ordnungspolitisch vertretbar, dass die Zukunft der deutschen Stromwirtschaft auf den Fundamenten einer Infrastruktur gebaut wird, die von der Allgemeinheit finanziert und nun von wenigen Konzernen genutzt wird, während neue Akteure systematisch benachteiligt werden? Oder braucht es nicht gerade jetzt einen neuen Ordnungsrahmen, der Innovation, Wettbewerb und Gemeinwohl gleichermaßen in den Mittelpunkt stellt?

Standortvorteile durch Altinfrastruktur

Das Problem liegt dabei nicht nur in der ökonomischen Logik, sondern vor allem in der ordnungspolitischen Wirkung: Großkonzerne wie RWE, ENBW und Vattenfall verfügen über zahlreiche Standorte, an denen ehemals Kernkraftwerke betrieben wurden. Diese Standorte sind mit leistungsfähigen Netzanschlüssen, Transformatoren und sonstiger Infrastruktur ausgestattet, die bereits voll bezahlt, abgeschrieben und von der öffentlichen Hand subventioniert wurden. Für neue Projekte wie Batteriespeicher oder Solarparks fallen dort kaum Baukostenzuschüsse an, weil der Netzanschluss praktisch „gratis“ ist.

Neue Marktteilnehmer, insbesondere kommunale Energieversorger oder innovative Unternehmen, stehen vor dem Problem, dass sie für den Netzanschluss ihrer Anlagen an weniger erschlossenen Standorten hohe Baukostenzuschüsse zahlen müssen. Das erhöht die Investitionskosten und erschwert den Markteintritt. Die Folge: Die Großkonzerne erhalten einen Startvorteil, den sie nicht durch eigene Innovationsleistung, sondern durch historische Standortprivilegien erlangen.

Zementierung alter Marktstrukturen

Die Energiewende sollte eigentlich den Wettbewerb fördern und neue Akteure ins Spiel bringen. Doch die Baukostenzuschüsse bewirken das Gegenteil: Die Großkonzerne können ihre angestammte Marktposition in die neue Energiewelt übertragen, weil sie systematisch bevorzugt werden.

Die Entscheidung, wo und wie gebaut wird, liegt letztlich beim Netzbetreiber. Dieser ist nicht selten ein Unternehmen aus dem Kreis der Großkonzerne. Damit wird einer privatwirtschaftlichen Instanz eine hoheitliche Steuerungsfunktion übertragen, ohne dass eine wirksame Kontrolle durch Wettbewerbsbehörden oder Regulierungsinstanzen erfolgt. Weder Bundeskartellamt noch Bundesnetzagentur haben bislang eingegriffen, obwohl die Wettbewerbsverzerrung offensichtlich ist.

Diese systemische Bevorzugung der Großkonzerne gefährdet die Akzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung und bei InvestorInnen. Wer als Newcomer oder kommunaler Akteur mit hohen Kosten und bürokratischen Hürden konfrontiert wird, verliert Motivation und Kapital. Die Innovationskraft des Marktes wird gebremst, während die alten Strukturen erhalten bleiben.

Fazit

Die Energiewende braucht offene, faire und innovationsfreundliche Wettbewerbsbedingungen. Die Baukostenzuschüsse sind in den aktuellen Eckpunktepapieren und Vorschlägen kein neutraler Anreizmechanismus. Sie wirken zunächst einmal einseitig: Der Anschlussbegehrende zahlt für die Netzverstärkung oder den -ausbau eine nicht unerhebliche Summe, ohne im Gegenzug z.B. eine Beschleunigung des Genehmigungsverfahren erwirken zu können. Weiterhin zahlen Speicher, die eine hohe netzdienliche Wirkung entfalten können, sobald sie die richtigen Marktsignale empfangen, hohe Kosten, die kaum planbar sind: Netzbetreiber können die Höhe des BKZ in ihrem Netzgebiet frei bestimmen. Sie können einerseits durch einen hohen BKZ ein marktliches Signal setzen, dass das Netz in ihrem Gebiet zu überlasten droht und daher nur sehr finanzstarke Verbraucher aufnehmen kann. Wie aber kann man sicher sein, dass BKZ nicht nur die Netzsituation widerspiegelt, sondern in Zeiten knapper werdender Kassen als ein (Quer-)Refinanzierungsinstrument angesehen werden?

Energy Sharing in Deutschland: Etappensieg statt großer Wurf

Energy Sharing in Deutschland

Etappensieg statt großer Wurf

Energy Sharing als völlig neues Marktsegment hat mit der letzten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im November 2025 einen eigenen Rechtsrahmen bekommen. Der neue Paragraf § 42c EnWG, etwas verklausuliert betitelt mit „Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien“ hat zum Ziel, Investitionen in dezentrale Erneuerbare anzureizen, BürgerInnen stärker einzubinden und lokale Wertschöpfung zu fördern. In kurz: Energy Sharing soll es ab dem 01.06.2026 ermöglichen, lokal erzeugten erneuerbaren Strom gemeinschaftlich zu nutzen und zu teilen, z.B. in Nachbarschaften oder Quartieren. Doch zwischen Anspruch und Umsetzung liegt zumindest vorerst eine spürbare Lücke.

Im Folgenden wollen wir beleuchten, was Energy Sharing ist, was wir von dem neuen Rechtsrahmen in Punkto Geschäftsmodelle und Massentauglichkeit erwarten können und was dies für kommunale Energieunternehmen bedeutet.

Was bedeutet Energy Sharing konkret?

Der neue Paragraf 42c EnWG bettet sich in eine Logik der Teilhabe an Energie ein: Während Paragraf 42a EnWG den Mieterstrom und Paragraf 42b die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung regelt, führt der neue Paragraf 42c EnWG das Konzept des „Energy Sharings“ ein.

  • Mehrere Teilnehmende, z. B. Haushalte, Unternehmen, Kommunen schließen sich zu einer Gemeinschaft zusammen, um gemeinsam erzeugten Strom zu nutzen.
  • Die Mitglieder können den Strom innerhalb der Gemeinschaft direkt verbrauchen oder untereinander abrechnen.
  • Überschüssiger Strom wird ins Netz eingespeist und fehlender Strom wird wie gewohnt aus dem Netz bezogen.

Was regelt § 42c EnWG zum Energy Sharing?

  1. Adressatenkreis und geographisches Einzugsgebiet

Energy Sharing ist auf LetztverbraucherInnen ausgerichtet. Es soll einen möglichst niederschwelligen Zugang vieler zu gemeinsam erzeugter Energie ermöglichen. Energy Sharing an sich darf kein Hauptgeschäftszweck darstellen und schließt daher größere Unternehmen aus. Kommunale Betreiber sind ausdrücklich nicht vorgesehen. Stadtwerke dürfen jedoch als Dienstleister agieren, was vielfältige Anwendungskonzepte ermöglicht.

Bis Ende Mai 2027 können Energy Sharing Modelle innerhalb eines Bilanzkreises realisiert werden, ab Juni 2028 zwischen angrenzenden Bilanzkreisen.

  1. Lieferantenpflichten light

Energy Sharing deckt nur den Teil des Strombedarfs ab, der zeitgleich erzeugt wird bzw. zwischengespeichert wurde. Eine Reststrombelieferung muss nicht erfolgen. Der Reststromlieferant kann von den EndverbraucherInnen frei gewählt werden. Weiterhin besteht ein weitreichender Vorteil des Energy Sharings in der weitgehenden Befreiung von klassischen Lieferantenpflichten, was die Einstiegshürden senken soll.

  1. Größenbeschränkungen

Die Erleichterungen gelten aktuell für < 30 kW (Haushalte) und < 100 kW (Haushaltskunden im Mehrfamilienhaus).

  1. Anlagenklassen

Erneuerbare und Hybridanlagen sind zulässig, wobei letzteres einen zeitgleichen Misch-Betrieb von EE- und fossilen Anlagen z.B. in Biomethan-BHKWs erlaubt. Die Kombination mit Speichern ist grundsätzlich möglich, allerdings bleibt hier abzuwarten, wann und wie das Mispel-Verfahren der BNetzA zur bivalenten Speichernutzung implementiert wird.

 Eine Kopplung von mehreren EE-Anlagen wie beispielsweise in Österreich ist nicht möglich.

  1. Messwesen

Technisch realisieren sich Energy-Sharing Modelle in einer Viertelstundenbilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch. Der Erfolg von Energy Sharing Projekten profitiert daher von einer hohen Durchdringung mit Smart Metern. Es sind jedoch auch RLM-Messungen möglich, was bedeutet, dass Energy Sharing nicht nur auf das Niederspannungsnetz reduziert bleiben musss. Allerdings heißt es hier noch etwas Geduld, da nach dem Inkrafttreten des §42c EnWG am 23.12.2025 die Bundesnetzagentur am Zuge ist, die nächsten Schritte in Richtung Marktkommunikation auszuarbeiten.

  1. Wirtschaftlichkeit

Der Grundpreis pro Kilowattstunde geteilten Stroms ist frei verhandelbar und kann auch null sein. Es fallen allerdings Netzentgelte an, da das Netz der öffentlichen Versorgung genutzt wird. Die Stromsteuer soll ggf. entfallen.

Vertragsarchitektur: De facto drei Verträge

Offiziell führt das Energy Sharing ein 2‑Vertragsmodell ein:

  1. Der Energy-Sharing-Liefervertrag regelt das Verhältnis zwischen Lieferant/Betreiber/Händler und LetztverbraucherInnen.
  2. Der Energy-Sharing-Nutzungsvertrag klärt das Verhältnis zwischen Gemeinschaft und dem EE-Anlagen-Betreiber, z.B. die Frage, wie die Anlage genutzt wird.

Dies ist erst einmal nichts Neues, denn z.B. auch bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kennen wir ein 2-Vertragsmodell, in dem ein Vertrag die Nutzung des Gebäudestroms regelt und ein Vertrag die Versorgung mit dem Reststrom, also den Strommengen, die nicht über die gemeinschaftlich genutzte Gebäudeanlage geliefert wird. Wenn man dies allerdings für das Energy Sharing mit bedenkt, lässt sich streng genommen daraus schließen, dass Energy Sharing sogar ein 3-Vertragsmodell darstellt, weil ja auch hier ein zusätzlicher Residuallast-Liefervertrag benötigt wird, den die LetztverbraucherInnen zur Deckung ihres Reststroms abschließen.

Ein Vorteil in diesen Einzelvertragsverhältnissen liegt in der hohen Transparenz und die getrennte Kündbarkeit der einzelnen Verträge. Für Vertriebe scheint allerdings die Erklärungsbedürftigkeit der Vertragskonstellationen ein Hemmschuh zu sein. Daher ist auf eine schnelle Verfügbarkeit von Musterverträgen zu hoffen, um hier schnell und unbürokratisch zu Abschlüssen zu gelangen.

Marktkommunikation, Bilanzierung & Netzzugangsplattform

Je nach Ausgestaltung der Vorgaben der BNetzA gilt es, Anpassungen in GPKE/MPES, UTILMD/MSCONS vorzunehmen, um eine Zuordnung von Energy‑Sharing‑Mengen zu Subportfolio zu ermöglichen. Für das Bilanzkreismanagement bedeutet dies, intraday‑Prognosen, Residualmengen, Fahrplanmanagement oder die Automatisierung für kleine Volumina vorzunehmen.

Mit dem neuen EnWG ist in Paragraf 20 eine Netzzugangsplattform von Netzbetreibern einzurichten. Über diese Plattform sollen NutzerInnen z.B. die Bestellung, Änderung oder Abbestellung von Zählpunktanordnungen, Verrechnungskonzepten und die Registrierung von Vereinbarungen benutzerfreundlich austauschen können. Auch hier ist noch auf die BNetzA zu warten, die weitere Details zu Aufbau, Nutzung, Nutzergruppen und Berechtigungskonzepten der Plattform festlegen kann. Je nach Ausgestaltung gilt es auch hier, eine API‑Fähigkeit, Mandantenfähigkeit und Rollenmanagement sicherzustellen.

Denkbar sind transparente Reporting‑Dashboards für lokale EE‑Anteil, CO₂‑Effekte etc. oder gar Gamification-Optionen.

Energy Sharing: Warum (noch) kein Massenprodukt?

Vor dem Hintergrund, dass die erklärte Motivation hinter der Einführung von Energy Sharing darin besteht, ein massentaugliches Produkt einzuführen, das es einer Vielzahl von Personen niederschwellig ermöglicht, günstig Strom vor Ort zu beziehen, ist es bemerkenswert, dass die Gesetzesbegründung des §42c EnWG, also des Textes, der genau dies ermöglichen soll, dies gleich auch wieder relativiert: „Es ist nicht davon auszugehen, dass die gemeinsame Nutzung von Strom aus EE-Anlagen kurz- oder mittelfristig zu einem Massengeschäft wird“, heißt es da. Der bürokratische und messtechnische Aufwand kann also die Rentabilität der Anlagen mindern.

Warum ist das so? Zunächst einmal sind die Anlagengrößen und -klassen, die sich für ein Energy Sharing qualifizieren, eingeschränkt, bzw. noch nicht ganz klar. Es geht um die Befreiung von Betreiber- bzw. Anzeigenpflichten, allerdings nur für Anlagen unter 30 kW bei Haushalten und kleiner als 100 kW bei Haushaltskunden im Mehrfamilienhaus. Dies gilt kurioserweise nicht für kommunale Betreiber. Denn Stadtwerke dürfen nicht zum Betreiber eines Energy Sharing Modells werden. Sie dürfen allerdings als Dienstleister auftreten, so dass sie z.B. alle Verträge abschließen können oder die Anmeldung zu der in §20 EnWG eingeführten Netzzugangsplattform vorzunehmen (s.o.).

Die räumliche Anknüpfung an zunächst nur einen Bilanzkreis, der ab Juni 2028 auch auf benachbarte Bilanzierungsgebiete ausgeweitet werden kann, ermöglicht sehr unterschiedliche Energy-Sharing Gemeinschaftsgrößen. Einige Netzbetreiber betreiben Netzgebiete von der Größe eines Dorfes, während andere Gebiete bis zu zehn Prozent der Landesfläche abdecken.

Gemein haben aber alle Modelle, dass der Erfolg von einer hohen Durchdringung mit Smart Metern profitiert, wenn nicht RLM-Messungen durchgeführt werden sollen. Bleibt nun auf die BNetzA zu warten, die die nächsten Schritte in Richtung Marktkommunikation ausarbeiten soll.

Fraglich ist weiterhin die Abhängigkeit von einem raschen Smart-Meter Rollout und entsprechender Mess- und Bilanzierungskonzepten, die noch fehlen. Zwar ist seit 2025 der Einbau eines Smart Meters für eine PV-Anlage über 7 kWp Pflicht, allerdings bedarf es weiterhin einer Sicherstellung der Verfügbarkeit der Schnittstellen und ausreichender Datenqualität. Damit einher geht die Frage, wie schnell das Energy Sharing in den IT-Systemen ausgeprägt werden kann.

Pragmatikerblick: Was jetzt sinnvoll ist

  • Pilotieren statt perfektionieren. Denn kleine Communities in einem handhabbaren Bilanzkreis, mit klarer Mess‑ und Abrechnungslogik können schnell zum Erfolg führen.
  • Dienstleistungsportfolio schärfen, um Stadtwerke als „Enablement‑Partner“ für Bürgerenergie, Genossenschaften oder für Quartiere zu positionieren.
  • Auf Musterverträge warten, um Energy Sharing einfach und verständlich ins Feld zu bringen.
  • Smart‑Meter‑Rollout priorisieren, denn eine hohe Messqualität ist der Hebel für faire Teilung und geringe Prozesskosten.
  • Die Augen offenhalten, denn die Regulatorik wird noch einige Konkretisierungen bringen, z.B. das Verfahren für bivalente Speicher, Marktkommunikationsvorgaben der BNetzA, Erweiterung auf benachbarte Bilanzgebiete ab 2028 usw.

Fazit

Energy Sharing ist in Deutschland aktuell mehr Etappensieg als großer Wurf. Der Rechtsrahmen eröffnet echte Chancen für lokale Teilhabe, Kundennähe und innovative Dienstleistungen. Wünschenswert wäre eine perspektivische Ausweitung auf Erneuerbare Wärme, wie z.B. Nahwärmekonzepte oder auf Quartierskonzepte und Sektorenkopplung.

Stadtwerke und kommunale Energieversorger sollten allerdings die spürbaren Limitierungen mit hoher Prozess‑ und IT‑Komplexität nicht unterschätzen. Mangelnde Marktkommunikation, Digitalisierung (Smart Meter Rollout. Internetplattform) und uneinheitliche Datenformate (mangelnde Musterverträge) führen dazu, dass Energy-Sharing-Modelle vielerorts herausfordernd werden.

Der Hebel setzt bei durchdachten Dienstleistungsmodellen, Smart‑Meter‑getriebener Datengüte, einer modularen, API‑basierten IT‑Architektur und sauberer Marktkommunikation an. Auf letztere heißt es nun zu warten, was die Bundesnetzagentur für Vorgaben erarbeitet.

Fest steht: Wer das Thema verständlich erklärt, sichert sich Kompetenz, Vertrauen und lokale Bindung und ist bereit, wenn der Regulierer die Zügel weiter lockert.

Energiewirtschaftliche Perspektiven 2026 – was die kommunale Energiewirtschaft erwarten kann

Energiewirtschaftliche Perspektiven 2026

Was die kommunale Energiewirtschaft erwarten kann

2026 wird für Stadtwerke und kommunale Energieversorger ein Jahr der entscheidenden Weichenstellungen. Die Bundesregierung und die EU setzen zentrale Reformen um, die die Rahmenbedingungen für das Geschäft grundlegend verändern. Nachfolgend die wichtigsten Entwicklungen, Herausforderungen und Chancen im Überblick:

Kostenentlastungen und neue Finanzierungsmodelle

Netzentgelte: Durch einen Bundeszuschuss von 6,5 Mrd. Euro werden die Netzentgelte 2026 spürbar gesenkt. Für Haushalte ergibt sich rechnerisch eine Entlastung von rund 100 Euro pro Jahr. Allerdings sind Versorger nicht verpflichtet, diese Senkung vollständig weiterzugeben, und die regionale Verteilung ist unterschiedlich.

Stromsteuer: Für die Industrie und Land-/Forstwirtschaft wird die Stromsteuer dauerhaft auf den EU-Mindestwert gesenkt. Für Haushalte bleibt eine umfassende Entlastung aus, was in der Branche für Kritik sorgt.

Gasspeicherumlage: Die Übernahme der Umlage durch den Bund (rund 3 Mrd. Euro) entlastet Haushalte um durchschnittlich 58 Euro pro Jahr.

Fazit: Die Maßnahmen bringen kurzfristig Entlastung, bieten aber keine langfristige Preissicherheit oder Lenkungswirkung für die Energiewende.

Netzentgeltsystematik (AgNes) – Digitalisierung und Flexibilität im Fokus

Reformprozess: Die BNetzA arbeitet an einer grundlegenden Reform der Netzentgelte. Künftig sollen kapazitäts- und zeitvariable Modelle gelten, die Flexibilität und Digitalisierung voraussetzen.

Chancen und Herausforderungen: Stadtwerke müssen ihre Abrechnungssysteme und IT-Infrastruktur anpassen, was Investitionen und Know-how erfordert. Gleichzeitig entstehen neue Geschäftsfelder, etwa durch dynamische Tarife und Flexibilitätsvermarktung.

Fahrplan: Bis Ende 2026 werden die Eckpunkte und die finale Festlegung erarbeitet, die verpflichtende Umsetzung startet 2029.

Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt

Ausschreibungen: Die Bundesregierung plant Ausschreibungen für 12 GW neue Kraftwerksleistung, vor allem für Gaskraftwerke. Der Start des Kapazitätsmarktes ist für 2027 vorgesehen, erste Ausschreibungen erfolgen frühestens Ende 2026.

Wasserstoff: Die Integration von H₂-ready-Kapazitäten ist als Brückentechnologie vorgesehen, der Hochlauf hängt aber von klaren EU- und Bundesvorgaben ab.

Risiko: Verzögerungen bei der Gesetzgebung könnten die Versorgungssicherheit ab 2030 gefährden.

EEG-Reform und Förderlandschaft

Die bestehende EEG-Förderung läuft Ende 2026 aus. Die Bundesregierung plant eine EEG-Novelle 2.0 mit neuen Vergütungsmodellen (z. B. Contracts for Difference).

Ziel ist eine stärkere Ausrichtung auf Systemdienstleistungen und Marktsignale. Unternehmen müssen sich auf komplexere Förderbedingungen und neue Finanzierungsmodelle einstellen.

Kapazitätsmechanismus: Parallel wird ein Konzept entwickelt, wie steuerbare Erzeugungskapazitäten künftig ermittelt und finanziert werden können. Die Entscheidung über den Ansatz (zentral, dezentral oder kombiniert) soll bis 2027 fallen.

Digitalisierung und Messwesen

Man könnte meinen, wenn man den 24-Stunden Lieferantenwechsel hinter sich gebracht hat und all die anderen voraussetzungsvollen Digitalisierungsprojekte in 2025, dann sollte man bestens für 2026 gewappnet sein. Denn auch die Rollout-Quote ist bis Ende 2025 auf die geforderten 20 Prozent gekommen. Mit anderen Worten: Die Digitalisierung des Energiesystems schreitet 2026 weiter voran.

Die Novelle des EnWG/MsbG hat im Februar Smart-Meter-Rollouts wirtschaftlicher gemacht und legt mehr Fokus auf den Nutzen der Steuertechnik.

Unternehmen im Energiesektor investieren erheblich in digitale Zwillinge, Mess- und Steuertechnik sowie IT-Infrastruktur. Ohne moderne Datenarchitektur ist eine zukunftssichere Transformation kaum möglich; KI ist inzwischen Standard.

Während große Wettbewerber wachsen, stehen regionale Versorger unter Druck. Das Energiewendemonitoring zeigt: Digitalisierung kann Systemkosten deutlich senken, etwa durch weniger Netzausbau. Politische Maßnahmen wie beschleunigter Rollout und Prozessdigitalisierung wurden vorangetrieben, erste Schritte erfolgten mit der EnWG-Novelle im November. Die Branche erwartet für 2026 noch stärkere Digitalisierung, besonders bei Netzprozessen, und rückt Cybersicherheit sowie regulatorische Vorgaben weiter in den Fokus.

LFW24h Gas: Keine zusätzlichen IT-Anpassungen zu erwarten

Zum 01.01.2026 soll gemäß Artikel 12 des EU-Gas- und Wasserstoffpakets der Lieferantenwechsel in 24 Stunden auch für die Sparte Gas (LFW24h Gas) durch die Marktteilnehmer umgesetzt sein.

Die am 23.12.2025 in Kraft getretene Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) hat die EU-Vorgabe 1:1 übernommen.

Wie schon wiederholt an dieser Stelle unterstrichen, ist es in der Praxis nicht realistisch, die Umsetzung zum 01.01.2026 in den Systemen umzusetzen, auch wenn der LFW24 Gas nicht so umfangreich ausfallen wird, wie der LFW24 Strom.

Die BNetzA hat mitgeteilt, dass sie erst auf Basis des beschlossenen Gesetzes Regelungen zum LFW 24 Gas im EnWG treffen kann. Die Behörde verfolgt das Ziel einer möglichst engen Auslegung der Gesetzgebung und damit eine schlanke und effiziente Umsetzung für alle Beteiligten.

Wir werden Sie an dieser Stelle auf dem Laufenden halten, sobald erste Informationen zu einer konkreten Umsetzung erfolgen.

Energy Sharing und neue Marktsegmente

Rechtsrahmen: Ab Juni 2026 können BürgerInnen und Unternehmen lokal erzeugten erneuerbaren Strom gemeinschaftlich nutzen (Energy Sharing). Die Umsetzung hängt von der technischen Infrastruktur, z.B. von Smart Metern ab.

Technisch realisieren sich Energy-Sharing Modelle in einer Viertelstundenbilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch. Der Erfolg von Energy Sharing Projekten profitiert daher von einer hohen Durchdringung mit Smart Metern. Es sind jedoch auch RLM-Messungen möglich, was bedeutet, dass Energy Sharing nicht nur auf das Niederspannungsnetz reduziert bleiben musss. Allerdings heißt es hier noch etwas Geduld, da nach dem Inkrafttreten des §42c EnWG am 23.12.2025 die Bundesnetzagentur am Zuge ist, die nächsten Schritte in Richtung Marktkommunikation auszuarbeiten.

Energy Sharing = großer Wurf? – eher ein Etappensieg!

Netzzugang und Speicherintegration

Der Ausbau von Künstlicher Intelligenz ist auf leistungsfähige Rechenzentren angewiesen, die wiederum zuverlässige Netzanschlüsse bedürfen. Gleichzeitig wollen immer mehr Industriebetriebe elektrifizieren, was ebenfalls raschen Zugang zu den Stromnetzen voraussetzt.

Schließlich sind die Speicher zu nennen: 2025 genehmigten Netzbetreiber den Netzanschluss von 46 Gigawattstunden Speicher auf Mittelspannungsebene.

9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher, die auf der Mittelspannungsebene in Betrieb gehen sollen, erhielten die Netzbetreiber im vergangenen Jahr. Damit verbunden sind 400 Gigawatt Leistung und 661 Gigawattstunden Kapazität. Auf Übertragungsnetzebene sind für die kommenden Jahre große Batteriespeicher mit 51 Gigawatt genehmigt.

Nach den Auswertungen der Bundesnetzagentur haben die Netzbetreiber im vergangenen Jahr rund 3.800 Netzanschlusszusagen erteilt. Dabei seien auch Anträge aus den Jahren vor 2024 berücksichtigt.

Die Batteriespeicher mit Zusage verfügten zusammen über 25 Gigawatt Leistung und 46 Gigawattstunden Kapazität. Ob alle zugesagten Projekte wirklich kommen, sei jedoch offen, da es zwar eine Verpflichtung für die Netzbetreiber gebe, einen Netzanschluss zu ermöglichen, nicht jedoch für die Speicherprojektierer, ihre Projekte wirklich umzusetzen.

Wärme und KWK

Gebäudemodernisierung: Das neue Gebäudemodernisierungsgesetz ersetzt das GEG. Es werden EU-Vorgaben integriert, der Fokus liegt auf Dekarbonisierung und Effizienz.

KWK-Förderung: Eine Verlängerung der KWK-Förderung über 2026 hinaus ist wahrscheinlich, um Investitionssicherheit zu gewährleisten.

Fazit

2026 wird für Stadtwerke und kommunale Energieversorger ein Jahr der entscheidenden Weichenstellungen. Kommunale Energieversorger stehen vor der Aufgabe, ihre Geschäftsmodelle, IT-Systeme und internen Prozesse gezielt an die sich wandelnden regulatorischen und technischen Anforderungen anzupassen. Die notwendigen Investitionen in Digitalisierung, Flexibilität und innovative Geschäftsmodelle sind dabei nicht nur Voraussetzung für die Erfüllung neuer Vorgaben, sondern eröffnen zugleich attraktive Möglichkeiten zur Erschließung zusätzlicher Erlösquellen. Um die Energiewende erfolgreich zu gestalten, sind mehr Transparenz und verlässliche Rahmenbedingungen unerlässlich, denn kurzfristige Gesetzesänderungen und Ad-hoc-Entscheidungen erschweren die Planung und Umsetzung erheblich. Wer jedoch frühzeitig auf digitale Lösungen, flexible Strukturen und lokale Wertschöpfung setzt, kann sich als Vorreiter und Innovationsmotor in der Region etablieren.

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Zeitvariable Netzentgelte etablieren sich am Markt – Ausblick auf 2026

Zeitvariable Netzentgelte etablieren sich am Markt – Ausblick auf 2026

Vorhang auf: Nachdem im letzten Jahr die Generalprobe lief, tritt das Netzmanagement mit dem „Modul 3“ in eine neue Dramaturgie ein.

Nicht mehr nur technische Eingriffe sollen perspektivisch Lastspitzen glätten, sondern marktliche Anreize mit Hilfe von zeitvariablen Netzentgelten. Ziel ist es, über Preissignale Anreize zu schaffen, den Strombezug zeitlich zu verschieben und dadurch Lastspitzen im Netz zu vermeiden. Das Zusammenspiel von Netzentgeltsignalen, Strompreisen und Flexibilitätsdiensten wird damit komplexer, aber auch marktnäher.

Für Verbraucherinnen und Verbraucher bedeutet das: Wer sein Auto oder seine Wärmepumpe nachts „auf die Bühne“ schickt, spart bares Geld. Voraussetzung bleibt jedoch die passende Technik und eine Steuerung, die weiß, wann der Vorhang aufgeht.

Für Netzbetreiber eröffnet sich ein neues Kapitel „passiver“ präventiver Netzführung, denn Modul 3 wirkt wie ein „Regiehinweis“ an Millionen dezentraler Akteure, den Strom dann zu beziehen, wenn die Bühne leer ist, also bei geringer Netzauslastung.

Für den Markt schließlich entstehen neue Rollen: Ladeinfrastrukturbetreiber und Anbieter dynamischer Tarife können Modul 3 in ihre Modelle integrieren. Damit wächst die Schnittmenge zwischen Regulierung und Marktmechanik. Dies deutet auf ein neues Ensemble, das künftig enger zusammenspielen muss.

Modul 3 braucht keine Souffleuse mehr, flüstert aber gern über Preise

Seit dem 15. Oktober haben wir Einblick in den zweiten Akt der zeitvariablen Netzentgelte. Hintergrund: Der § 14a EnWG, der steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Speicher oder Wallboxen regelt, bietet drei Möglichkeiten der Netzentgeltreduzierung als Ausgleich dafür, dass die jeweiligen Anlagen im Falle eines Netzengpasses seitens der Netzbetreiber gedimmt werden könne. Nachdem die Module 1 und 2 als pauschale bzw. anteilige Netzentgeltreduzierung bereits in einer Einführungsphase umgesetzt wurden, folgte mit dem 01. April 2025 ein weiterer Schritt mit dem Modul 3, das zeitvariable Netzentgelte einführte. Dafür haben die Netzbetreiber bereits im Oktober letzten Jahres mit der Veröffentlichung ihrer vorläufigen Preisblätter Preisindikationen für 2025 gesetzt.

Modul 3 ist nur umsetzbar in Kombination mit dem pauschalen Modul 1. Voraussetzung ist ein intelligentes Messsystem, das eine stundenscharfe Erfassung der Verbräuche erlaubt.

Konkret führt Modul 3 drei verschiedene Tarifstufen ein: Hochtarif (HT), Standardtarif (ST) und Niedertarif (NT). Diese Zeitfenster legen die Netzbetreiber eigenständig bereits im Vorjahr fest, so dass diese gut vorausplanbar sind. Der Hochlast- bzw. Niederlasttarif muss mindestens in zwei Quartalen des Jahres angewandt werden.

Zwischenapplaus: Preisblätter 2026 zeichnen ein ausdifferenzierteres Bild

Mit der Veröffentlichung der ersten vorläufigen Preisblätter zum 15. Oktober 2025 liegen nun konkrete Daten für das Abrechnungsjahr 2026 und damit erstmals belastbare Einblicke in die praktische Ausgestaltung dieses Instruments vor. Dabei wird deutlich, wie unterschiedlich die Struktur und Preislogik von den einzelnen Netzbetreibern ausgestaltet wird.

Um einen ersten Eindruck zu erhalten haben wir uns die zum 15. Oktober veröffentlichten vorläufigen Preisblätter der 12 größten Verteilnetzbetreiber angeschaut. Sie haben zusammen fast 45 % Marktanteil in Deutschland.

Wenn man exemplarisch die unterschiedlichen Tarifstufen im 3. Quartal 2025 und 2026 vergleicht, fällt auf, dass die Hochtarifstunden im Jahr 2026 deutlich günstiger sind als noch 2025. Während im Jahr 2025 die Spanne im HT noch bei 10 bis 17 ct pro kWh lag, werden für 2025 im gleichen Quartal für den HT über alle Netzbetreiber hinweg im Durchschnitt 8 bis 13 ct/kWh.:

Im Niedertarif lässt sich für 2026 ein geringerer Spread erkennen als im Vorjahr. War hier letztes Jahr noch eine Spanne zwischen 1 und 4 ct pro kWh veranschlagt, betrifft die Spannbreite für 2025 0,3 bis 2,3 ct pro kWh. Im Normaltarif pendelt sich ein Wert zwischen 4,3 ct und 7 ct pro kWh in 2026 ein, der 2025 noch bei 7 – 10 ct pro kWh. 

Als Novum lässt sich feststellen, dass 2026 fast alle Verteilnetzbetreiber in jedem Quartal die drei Tarifstufen anbieten und damit einen ganzjährigen Ansatz fahren. Diesen Ansatz hat in 2025 nur ein Verteilnetzbetreiber angeboten. Interessant sind die im Vergleich unterschiedlich gewählten Zeiträume der einzelnen Tarifstufen über die 12 Verteilnetzbetreiber im Vergleich. Dies deutet auf eine individuelle Anpassung an die jeweilig erwarteten Netzzustände in den einzelnen Zeiträumen hin.

Saisonal fahren zum Beispiel die Bayernwerke und die Westfalen Weser Netz AG, in dem sie jeweils nur in Q2 und Q3 ein Modul 3 anbieten. Diese Unterschiede zeigen, dass die Netzbetreiber die Flexibilisierung zunehmend regional differenziert umsetzen. Im Durchschnitt der veröffentlichten Preisblätter liegen die Standardtarife zwischen 3,2 und 9,6 ct/kWh, der Hochlasttarif zwischen 5,5 und 14 ct/kWh.

Szenenwechsel: Noch nicht alles Textsicher

So überzeugend die Inszenierung wirkt, einige Passagen im Drehbuch sind noch erklärungsbedürftig:

  • Die Vielzahl regionaler Preislogiken erschwert Transparenz, Vergleich und Akzeptanz. Eine zentrale Übersicht der Preisblätter wäre ein Service für alle Beteiligten.
  • Der Umbau von Abrechnungssystemen, OBIS-Kennzahlen und Tariftypen war (und ist) komplex. Viele Netzbetreiber stehen mitten im IT-technischen Feinschliff.
  • Es fehlt noch an Praxisnähe, denn das Stück ist keine leichte Kost, sondern erklärungsbedürftig. Das kann eine Herausforderung für den Vertrieb sein, gleichzeitig aber auch eine große Chance für Kundenbindung und die Öffnung hin zu neuen Geschäftsmodellen.

Finale: Verdienter, wenn auch noch verhaltener Applaus

Mit der Veröffentlichung der ersten Preisblätter hat Modul 3 seinen Platz im Ensemble der Netzentgeltsystematik gefunden. Es ist kein Probelauf mehr, sondern ein operativ wirksames Steuerungsinstrument. Immer mehr Netzbetreiber wenden die zeitvariablen Entgelte ganzjährig an, die Zeitfenster werden konsistenter, und die ökonomischen Signale für Flexibilitätsnutzung klarer. Damit entsteht ein zunehmend belastbarer Rahmen für netzdienliches Lastmanagement und dynamische Stromtarife.

Die ZuschauerInnen dürfen gespannt sein auf die Analyse in 2026 im Hinblick auf die Anzahl der tatsächlich in Anspruch genommenen Modul 3-Vergünstigungen. Noch ist kein großer „Run“ zu erwarten, aber zumindest eine steigende Aufmerksamkeit für diese Option, bedingt auch durch die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur, die im kommenden Jahr voranschreiten wird. MiSpeL steht für „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“, das Speichern und auch Ladepunkten seine Marktblindheit nimmt und neue Möglichkeiten der Teilhabe am Strommarkt eröffnet. Gleichzeitig nimmt auch das bidirektionale Laden immer mehr Fahrt auf, was ebenfalls attraktiv werden könnte.

Vielleicht ist das Schönste an dieser Inszenierung, dass sie keinen lauten Schlussapplaus braucht. Modul 3 wirkt im Hintergrund – als leiser Regisseur der Flexibilität. Ob es letztlich massentauglich wird, hängt von der weiteren Standardisierung und der Akzeptanz im Markt ab. Doch eines ist bereits jetzt absehbar: Der dritte Baustein des § 14a EnWG ist gekommen, um zu bleiben, als leiser, aber wirkungsvoller Taktgeber im Stromnetz der Zukunft. Seien wir also gespannt auf den nächsten Akt im Jahr 2026.

Morgen war schon gestern – warum wir die Debatte über das Gelingen des ETS 2 in den Kommunen jetzt beginnen sollte

Seit 2005 bepreist das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) als weltweit erstes marktwirtschaftliches Instrument Treibhausgas-Emissionen in der Schwerindustrie und im Energiesektor und schafft gleichzeitig Anreize für klimafreundliche Innovationen. Mit Erfolg: Die CO2-Emissionen sind seither um 48 Prozent gesunken. Ab 2027 soll das ETS 1 im Industrie- und Energiesektor um einen neuen Emissionshandel ETS 2 erweitert werden, der die Sektoren Wärme, Verkehr und Kleingewerbe abdeckt. Was bedeutet das für Deutschland, das bereits seit 2021 einen eigenen nationalen Bepreisungsmechanismus (nEHS) etabliert hat?
Der Koalitionsvertrag zwischen der Union und den Sozialdemokraten vom 06.05.2025 widmet dem EU-Emissionshandel „als zentralem Baustein in einem Instrumentenmix” einen eigenen Abschnitt. Die Passage unterstreicht, dass die Koalitionäre mit Hilfe von Marktmechanismen auf der einen Seite Wettbewerbsfähigkeit erhalten bzw. zu fördern und gleichzeitig eine wirtschaftlich tragfähige Preisentwicklung anreizen wollen. Der Vertrag bestätigt auch die Einführung des Emissionshandel 2 (ETS 2), das die Bereiche Gebäude, Verkehr und kleine Unternehmen abdecken soll.

Mit der Novelle der Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV-E) am 06.08.2025 hat die Bundesregierung genau diesen Übergang vom nationalen Emissionshandel (nEHS) in ETS 2 ab 2027 formal eingeleitet. Damit endet die Festpreisphase des bisherigen Brennstoffemissionshandelsgesetz und es beginnt eine neue Ära der CO₂-Bepreisung. Zur Erinnerung: Seit 2021 bepreist Deutschland die Sektoren Gebäude, Verkehr oder auch Müllverbrennung mit einem jährlich steigenden Preis pro Tonne CO2. 2025 lieget der CO2-Preis bei mit 55 Euro pro Tonne. Dieses System lässt die Einnahmen gut kalkulieren, da man anhand des Festpreises eine ziemlich genau Abschätzung vornehmen kann.
Um den Übergang zum ETS 2 System zu gewährleisten, das einen Zertifikatehandel vorsieht entlang eines jährlichen Reduktionspfades an ausgegebenen Zertifikaten, steht 2026 ein Übergangsjahr an: Eine Auktion mit Preiskorridor zwischen 55 und 65 Euro pro Tonne CO₂, die Wettbewerb simulieren soll, praktisch aber einer Tombola ohne Lose gleicht: Aus ökonomischer Sicht ist diese Konstruktion unnötig kompliziert. Ein weiteres Festpreisjahr wie bisher 2021-2025 etabliert, wäre effizienter und weniger bürokratisch. Noch gravierender ist jedoch, dass wir uns an Nebendebatten über Auktionsregeln abarbeiten, anstatt die entscheidende Frage in den Mittelpunkt zu rücken: Wie gelingt das ETS 2 als gesellschaftliches Projekt?

Denn der CO₂-Preis wird spürbare Folgen haben. Schätzungen gehen für die frühen 2030er Jahre von Preissprüngen zwischen 70 und 400 Euro pro Tonne aus. Das bedeutet steigende Kosten für Benzin, Heizöl und Gas, was unmittelbare soziale Auswirkungen nach sich zieht. Ohne einen tragfähigen Ausgleich drohen Akzeptanzprobleme und Widerstand. Besonders Kommunen und Stadtwerke geraten in die Zwickmühle: Sie müssen einerseits in Wärmewende, Ladeinfrastruktur und Netzausbau investieren, andererseits die sozialen Härten vor Ort abfedern.

LFW24 für Gas und Wasserstoff – IT-Realität statt politischem Wunschtempo 

Der werktägliche 24-Stunden-Lieferantenwechsel (LFW24) für Strom ist gerade erst Realität geworden und schon soll er laut Entwurf des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) ab 01.01.2026 auch für Gas- und Wasserstoffkunden gelten. Politisch klingt das nach konsequenter Marktöffnung. IT-seitig ist es jedoch ein komplexes Mammutprojekt, das in diesem Zeitrahmen kaum realisierbar ist. 

Mehr als ein neues EDIFACT Format und APIs 

Auf den ersten Blick wirkt es simpel: bestehende Prozesse aus dem Strombereich übernehmen, Parameter anpassen – fertig. In der Praxis bedeutet der LFW24 Gas und Wasserstoff jedoch eine tiefgreifende Neujustierung der gesamten Marktkommunikation für Gas und Wasserstoff. 

Anpassung der GeLi Gas:  

Der aktuelle Standard der Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas, kurz „GeLi Gas“ sieht derzeit einen Wechsel mit zehn Werktagen Vorlauf vor. Um den 24h-Wechsel zu ermöglichen, müssten nicht nur Fristen, sondern auch Prozessketten und Prüfmechanismen grundlegend verändert werden. Hier steht auch tatsächlich eine Aktualisierung zum April 2026 durch die BNetzA auf dem Plan. Daran würden sich monatelange Implementierungsarbeiten anschließen, zumal sich der Gas- und Wasserstoffsektor im Detail von den Strom-Prozessen unterscheidet. Daraus ließe sich eine Implementierung frühestens Mitte 2026 realisieren. Allerdings sieht die GeLi Gas 2.0 den werktäglichen Lieferantenwechsel gar nicht vor. Die Beschlusskammer 7 der BNetzA müsste folgerichtig die GeLi Gas 3.0, die aktuell im Festlegungsverfahren diskutiert wird, anpassen. Diese wiederum dreht sich um die Beendigung der Gasnetzzugangsverordnung zum Ende 2025. Das bedeutet, dass parallel zu den laufenden Prozessen eine GeLi Gas 3.5 oder gar 4.0 entworfen werden müsste, was kaum als realistisch einzuschätzen ist. Damit ergibt sich eine weitere Abhängigkeit, nämlich von der nächsten Festlegung der Bundesnetzagentur. Ohne angepasste Marktregeln (GeLi Gas 3.0/3.5) und klare Schnittstellenfestlegungen ist keine Implementierung möglich. Jede Verzögerung hier verschiebt den gesamten IT-Start. 

Neue EDIFACT-Formate – und das ist erst der Anfang 

Nachrichtenarten wie UTILMD, MSCONS oder APERAK müssten überarbeitet, getestet und synchronisiert werden. Parallelität zu den jetzt eingeführten und deutlich ausdifferenzierteren Strom-Formaten ist zwar wünschenswert, in der Praxis aber kaum übertragbar.  

Marktrollen wie Lieferanten, Netzbetreiber oder Messstellenbetreiber müssten ihre Systeme in synchronisierten Testphasen validieren. Schon im Strombereich hat dieser Schritt Monate verschlungen.  

Grundsätzlich ist zudem festzustellen, dass die heutige Wechselquote im Gasbereich relativ niedrig ist. Ein werktäglicher Wechsel könnte zu erheblichen Spitzenlasten in Gateway-, Clearing- und Abrechnungssystemen führen. 

Lessons Learned aus dem Strombereich 

Der LFW24 Strom hat gezeigt: Die IT-Komplexität steigt exponentiell, sobald Fristen gegen null gehen. Schnittstellenfehler oder asynchrone Datenstände führen zu Prozessabbrüchen. Überträgt man diese Erfahrungen unreflektiert auf Gas und Wasserstoff, drohen massive Störungen in der Marktkommunikation. Dies hat direkte Folgen für Abrechnung, Bilanzierung und Kundenservice. 

Realistischer Fahrplan statt politischem Schnellschuss 

Selbst bei Verabschiedung des Gesetzes im November 2025 ist ein Go-Live zum 01.01.2026 ausgeschlossen. Ein realistisches Szenario könnte sein: 

  • April 2026: Anpassung GeLi Gas durch Bundesnetzagentur 
  • Q2–Q3 2026: Implementierung & Systemtests. 
  • Frühestens Mitte/Ende 2026: Stabile Produktivsetzung. 

Fazit: Schneller Wechsel ja – aber bitte alltagstauglich 

Der LFW24 Gas und Wasserstoff ist ein hochrelevantes, aber risikobehaftetes IT-Großprojekt. Erfolgreich wird es nur, wenn die Prozess- und Datenmodelle vorab vollständig spezifiziert sind, genügend Testzeit eingeplant wird, die Lehren aus Strom konsequent in die Planung einfließen.  

Die finale Entscheidung liegt nun bei Bundestag und Bundesrat. Beide Häuser tagen allerdings erst ab Mitte September, so dass mit einer Verabschiedung kaum vor November zu rechnen ist.  

Gerade in der derzeitigen Komplexität wäre es wünschenswert, die Prioritäten auf die wirklich wichtigen Weichenstellungen zu legen, wie zum Beispiel einen schnelleren und vereinfachten Smart-Meter Rollout, der auch das leistet, was er soll. Will heißen, wer es freundlich formuliert, nennt den LFW24 im Gasbereich „Feinjustierung“. Wer es klarer sagen will, könnte meinen: Wir bauen den Turbo ein und ziehen gleichzeitig leicht die Handbremse an. Ich freue mich über muntere Debatten im parlamentarischen Verfahren und hoffe, dass der Bundestag seinen Gestaltungsauftrag nutzt, um hier eine wirkliche Lösung zu verabschieden.

Bidirektionales Laden: Neue Geschäftsmodelle für Stadtwerke?

Stellen Sie sich vor, Elektroautos werden nicht nur geladen, sondern auch als mobile Stromspeicher genutzt, die Energie ins Netz zurückspeisen können. So können E-Autos dabei helfen, Schwankungen im Stromnetz auszugleichen, indem sie Strom aufnehmen, wenn die Netze Schwierigkeiten haben, diesen abzutransportieren. Das ist die Vision hinter dem bidirektionalen Laden.

Ist Bidirektionales Laden zukünftig mehr als ein technisches Buzzword? Bis vor ein paar Monaten hätte ich diese Zeilen kaum in eine Tastatur tippen können, ohne einen gewissen Zweifel an einer Technikgläubigkeit, die mir suspekt erschien, den Realitätstest zu bestehen. Die meisten mir bekannten Projekte befanden sich in einer Pilotphase oder wurden in wissenschaftlichen Papieren modelliert. Ich habe meine Meinung mittlerweile geändert. Was auf den ersten Blick nach einer netten Spielerei für Technikfans klingt, könnte in meinen Augen zukünftig ein wichtiger Baustein der kommunalen Energiewende werden, der Stadtwerken neue Geschäftsmodelle eröffnet, Kundenbindung ermöglicht und dabei unterstützt, die Netze stabil zu halten.

Was ist bidirektionales Laden?

Die meiste Zeit stehen E-Autos einfach nur da – gut geladen und bereit, aber ungenutzt. Doch genau darin liegt ein enormes Potenzial: Warum nicht die gespeicherte Energie in E-Autos nutzen, nicht nur zur Fortbewegung, sondern um z.B. den eigenen Haushalt mit Strom zu versorgen, die Wärmepumpe zu unterstützen oder überschüssigen Solarstrom zwischenzuparken?

Mit anderen Worten: Bidirektionales Laden bezeichnet die Fähigkeit von Elektrofahrzeugen, nicht nur Strom aus dem Netz zu beziehen, sondern auch Energie zurückzuspeisen. Dafür gibt es mehrere Einsatzmöglichkeiten, die wir Ihnen im Folgenden vorstellen wollen:

Vehicle-to-Home (V2H)

Das E-Auto versorgt den eigenen Haushalt mit Strom. Wer clever steuert, erhöht seinen Eigenverbrauch – und senkt ganz nebenbei die Stromkosten. Das Grundprinzip: Der Strom aus der Autobatterie kann bei Bedarf ins Haus zurückgespeist werden – idealerweise dann, wenn keine Sonne scheint oder der Strom aus dem Netz besonders teuer ist. Noch effizienter wird das System, wenn das Elektroauto mit der Photovoltaikanlage auf dem Dach zusammenarbeitet: Tagsüber wird Sonnenenergie geladen, abends gezielt wieder abgegeben. Wer das intelligent steuert, erhöht nicht nur den Eigenverbrauch, sondern senkt auch spürbar die Stromkosten.

Vehicle-to-Grid (V2G)

Doch die Eigenverbrauchsoptimierung durch V2H ist nur ein Teil des Potenzials. Bidirektionales Laden kann weit mehr leisten – nicht nur für den Einzelnen, sondern für ganze Quartiere. Wenn viele Elektroautos nicht nur Energie beziehen, sondern auch ins Netz zurückspeisen, tragen sie zur Entlastung des Stromnetzes bei, gleichen Lastspitzen aus und reduzieren den Bedarf an kostenintensivem Netzausbau. Das ist die Vehicle-to-Grid Lösung. Für Stadtwerke entsteht dadurch ein völlig neues Betätigungsfeld: Sie wandeln sich vom reinen Energieversorger zum dynamischen Energiemanager, der seine Kundinnen und Kunden aktiv einbindet und durch intelligente Tarife zum Mitwirken motiviert. Voraussetzung ist ein intelligentes Lastmanagement, um Be- und Entladung auch von einer größeren Zahl von E-Autos mit Angebot und Nachfrage zu synchronisieren.

Vehicle-to-Load (V2L)

Bei dieser Lösung wird der Strom aus der Fahrzeugbatterie genutzt, um elektrische Geräte direkt zu betreiben oder aufzuladen. Auch hier fungiert der Akku des Elektroautos als mobiler Energiespeicher.
Im Gegensatz zum V2H-Prinzip, bei dem eine feste Installation im Haus erforderlich ist, ermöglicht V2L eine flexible und ortsunabhängige Nutzung der Energie. Eine zusätzliche stationäre Anlage ist nicht notwendig, da die Stromversorgung direkt über das Fahrzeug erfolgt.

Diese Variante ist besonders interessant für mobile Anwendungen, etwa bei Campingausflügen, Outdoor-Aktivitäten oder auf längeren Reisen, bei denen unabhängig vom Stromnetz elektrische Geräte betrieben werden sollen.

Technikhudelei oder Gamechanger für Stadtwerke?

Im Prinzip sind Stadtwerke bereits vorbereitet: Mit der Einführung der dynamischen Stromtarife im Januar dieses Jahres können sie KundInnen klare Preissignale zur Verfügung stellen. Die Idee: Flexible Stromtarife koppeln Verbrauch und Einspeisung an den aktuellen Börsenpreis – und belohnen NutzerInnen dafür, wenn sie ihr Fahrzeug in Zeiten hoher Netzauslastung als Mini-Speicher zur Verfügung stellen. Kombiniert mit variablen Netzentgelten im Modul 3 des §14a, also als Gegenleistung für die Steuerbarkeit bestimmter Verbrauchsanlagen, entsteht ein System, das nicht nur das Netz stabil hält, sondern auch für EndkundInnen finanzielle Anreize bietet.

Stadtwerke, die jetzt in Pilotprojekte einsteigen und ihre IT- und Tariflandschaft vorbereiten, verschaffen sich einen entscheidenden Vorsprung.

Kunden durch innovative Angebote binden

Stadtwerke können durch maßgeschneiderte Angebote die Kundenbindung stärken:
Das Beste daran? Die Chance auf echte Kundenbindung. Wer das eigene Auto über die App des Stadtwerks intelligent laden lässt, regelmäßig Rückvergütungen erhält und sich aktiv als Teil der Energiewende fühlt, der wechselt nicht so schnell den Anbieter. Mehr noch: Er oder sie wird zum Energiepartner – mit echtem Mehrwert auf beiden Seiten.

Angebote von dynamischen Tarifen, die sich an Börsenstrompreisen orientieren, ermöglichen KundInnen Kosteneinsparungen – und das natürlich auch unabhängig von bidirektionalem Laden. Bei interessanten Tarifen ist es anzunehmen, dass KundInnen diese weitererzählen – eine der wirksamsten Marketingmaßnahmen. Nicht zu vergessen ist die Tatsache, dass Elektroautos bei Stromausfällen als temporäre Energiequelle für Haushalte dienen können.

Rechenbeispiel: Familie Sonnig als Energiemanager im Alltag

Nehmen wir Familie Sonnig aus einer typischen Stadtrandlage mit Eigenheim, Solaranlage auf dem Dach, Wärmepumpe im Keller und einem E-Auto vor der Tür – ein Modellhaushalt, der so oder so ähnlich in vielen Neubaugebieten steht. Sie gehören zur Zielgruppe der „energieaffinen Prosumer“: technikoffen, preissensibel, mit Nachhaltigkeitsbewusstsein und Investitionsbereitschaft. Ideal für bidirektionales Laden.

Die Ausgangslage:

PV-Anlage: 8 kWp, Jahresertrag ca. 8.000 kWh

Eigenverbrauch bisher: ca. 30 % (ohne Speicher oder V2H)

E-Auto: 50 kWh Batterie, durchschnittlich 12.000 km/Jahr → ca. 2.000 kWh Strombedarf

Strompreis (Haushalt): Ø 32 Cent/kWh

Einspeisevergütung: ca. 8 Cent/kWh

Durch V2H und variable Tarife verändert sich das Bild:

Die Familie nutzt das E-Auto als Zwischenspeicher für den tagsüber erzeugten PV-Strom.
In den Abendstunden werden Geräte aus der Autobatterie versorgt.
Zusätzlich profitieren sie von einem dynamischen Tarif: Günstiger Strom wird nachts geladen, teurer Spitzenstrom vermieden.

Konkreter Vorteil:

Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs von 30 % auf rund 60 %
Einsparung durch weniger Netzstrombezug: ca. 1.600 kWh × 0,32 €/kWh = 512 €
Zusätzlicher Nutzen durch Netzdienlichkeit (Lastverschiebung): Rückvergütung vom Stadtwerk möglich (z. B. 100 €/Jahr Bonus bei Teilnahme an Flexibilitätsprogramm)
Gesamtersparnis: rund 600–650 € pro Jahr*– ohne Komfortverlust, aber mit echter Systemwirkung.

Vorteile für Stadtwerke

Es gewinnen nicht nur loyale, digital eingebundene KundInnen, sondern kann Netzengpässe glätten, Flexibilitätsprodukte an der Börse vermarkten und seine Rolle als innovativer Dienstleister stärken. Besonders spannend: In Summe könnten bidirektionale E-Autos künftig mehrere Megawatt an Regelenergie liefern – verteilt auf tausende Fahrzeuge, ganz ohne neue Netzausbaukosten.
Groß gedacht, könnte bidirektionales Laden auch Netzausbaukosten reduzieren helfen. Durch die Nutzung vorhandener Batteriekapazitäten kann der Bedarf an teuren Netzausbaumaßnahmen gesenkt werden. Weiterhin könnte es auch zu einer Verringerung des Bedarfs an zusätzlichen Speicherkapazitäten führen.

Laut einer Studie der Fraunhofer ISI& ISE könnten bis zum Jahr 2040 durch die breite Einführung des bidirektionalen Ladens die jährlichen Energiesystemkosten in der EU um 8,6 Prozent gesenkt werden, was Einsparungen in Höhe von 22,2 Milliarden Euro pro Jahr .
Voraussetzung dafür ist ein funktionierendes Abrechnungssystem und natürlich eine kritische Masse an Fahrzeugen, die bidirektional laden können.

Technische Voraussetzungen für bidirektionales Laden

Die Grundvoraussetzung ist eine bidirektionale Wallbox und geeignete Batterien, um die Energieflüsse zu orchestrieren. Damit das E-Auto seiner ursprünglichen Aufgabe, des Transports von A nach B nachkommen kann, bedarf es außerdem eines gut durchdachten und funktionierenden Steuerungssystems, um nur Fahrzeuge anzuzapfen, die genug Reserve in den Batterien bereithalten.
Eine flexiblere Lösung bieten Fahrzeuge, die V2L unterstützen. Auch hier ist eine Umwandlung von Gleichstrom zu Wechselstrom notwendig, jedoch wird keine spezielle Wallbox benötigt. Stattdessen kann das Endgerät direkt über ein Kabel mit dem Fahrzeug verbunden werden. Die hierfür notwendige Umwandlung übernimmt ein im Fahrzeug integrierter Wechselrichter.

Der regulatorische Rahmen für bidirektionales Laden

In Deutschland ist das bidirektionale Laden grundsätzlich zulässig. Bereits 2019 wurde die EU-Richtlinie 2014/94/EU zur Förderung der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe in nationales Recht überführt. Damit wurde auch der rechtliche Grundstein für das bidirektionale Laden als Bestandteil der Elektromobilität gelegt. Allerdings existiert bislang kein praxistaugliches Verbrauchsverrechnungssystem, das eine umfassende VV2G-Nutzung zur Entlastung des öffentlichen Stromnetzes ermöglicht.

Die rechtlichen Grundlagen für bidirektionales Laden ergeben sich vor allem aus dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV). Letztere regelt die technischen Anforderungen für den Anschluss und Betrieb elektrischer Anlagen im Niederspannungsbereich – darunter auch Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge.

Wichtig ist dabei: Nicht alle Ladestationen und Elektrofahrzeuge unterstützen bidirektionales Laden standardmäßig. Die Kompatibilität hängt von den jeweiligen technischen Voraussetzungen ab. Damit zeigt sich das Henne-Ei Problem der Technik.

Technische und regulatorische Hürden

Da beißt die Maus keinen Faden ab: Obwohl die Technik vorhanden ist, stehen der breiten Umsetzung noch einige technische und regulatorische Herausforderungen im Weg:

  • Wechselrichter nötig: Da Elektrofahrzeuge grundsätzlich mit Gleichstrom betrieben werden, während das öffentliche Stromnetz und die meisten elektronischen Geräte auf Wechselstrom basieren, besteht die technische Herausforderung darin, den Strom in beide Richtungen zwischen Gleich- und Wechselstrom umzuwandeln. Diese Funktion übernehmen spezielle Umrichter, die in der Wallbox und teilweise im Fahrzeug verbaut sind.
  • Nicht jede Wallbox und jedes Auto ist kompatibel: Es wird spezielle Hardware sowohl im Fahrzeug als auch in der Ladeinfrastruktur benötigt. Die derzeit noch begrenzte Verfügbarkeit solcher Systeme führt zu hohen Anschaffungskosten.
  • Batterielebensdauer: Durch das wiederholte Be- und Entladen der Fahrzeugbatterie kann sich deren Verschleiß erhöhen, was sich negativ auf die Lebensdauer auswirken kann. Wie stark diese Effekte tatsächlich sind, hängt vom konkreten Einsatzszenario ab und lässt sich derzeit noch nicht abschließend bewerten.
  • Doppelbesteuerung: Bisher fallen sowohl beim Einspeisen als auch beim Rückspeisen von Strom ins Netz Steuern und Abgaben an, was die Wirtschaftlichkeit für VerbraucherInnen mindert.
  • Fehlende gesetzliche Definitionen: Im Elektromobilitätsgesetz und der Ladesäulenverordnung fehlen bisher klare Regelungen für bidirektionales Laden.
  • Unklare Rolle von Elektrofahrzeugen: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) berücksichtigt Elektrofahrzeuge nicht als mobile Speicher.
  • Auch weitere Detailfragen gilt es zu klären, etwa, wie der Fiskus mit damit umgeht, wenn ein E-Auto steuerbegünstigt beim Arbeitgeber aufgeladen und der Strom anschließend gegen Geld wieder ins Netz eingespeist wird.

Baustelle Abrechnung

Die Abrechnung mit dem Stromversorger für den abgegebenen Strom ist bisher eine Herausforderung. Dafür gilt es zu prüfen, ob nicht bereits eingesetzte Lösungen, z.B. für die Einspeisung von Strom aus Photovoltaik gibt, an die Elektromobilität anpassen. Diese Unsicherheiten erschweren bisher Investitionen und die Entwicklung entsprechender Geschäftsmodelle.

Fazit

Bidirektionales Laden kann sowohl VerbraucherInnen als auch Stadtwerken erhebliche Vorteile bieten. Klar ist: Noch ist es Zukunftsmusik und es ist wünschenswert, dass die neue Bundesregierung weiter regulatorische Klarheit schafft, um bidirektionales Laden zu ermöglichen. Damit würden auch mehr E-Auto Hersteller angeregt, die technischen Voraussetzungen für bidirektionales Laden als Standard einzubauen.

Stadtwerke, die frühzeitig in diese Technologie investieren und entsprechende Angebote entwickeln, können sich als Vorreiter der Energiewende positionieren und langfristig von den Vorteilen profitieren. Es gibt bereits zahlreiche Unternehmen und Partner, die dafür intelligente und erprobte Anwendungen zur Verfügung stellen.

Trotz der theoretischen Möglichkeit, erneuerbare Energien effizienter zu integrieren, das Stromnetz zu stabilisieren und neue Geschäftsmodelle zu eröffnen, sollte bidirektionales Laden nicht überbewertet werden. Schließlich ist eine gewisse Durchdringung des Marktes mit E-Autos eine Voraussetzung, was ein Vertrauen in die Technik und das Funktionieren des Geschäftsmodells voraussetzt. Dennoch sollte man das Potenzial nicht unterschätzen. Ich selbst bin sehr gespannt, was in einem Blogbeitrag stehen wird, den ich zu dem Thema in einem Jahr schreiben werde.

Auslaufmodell „vermiedene Netzentgelte“ – Warum die Bundesnetzagentur eine Milliardensubvention streichen will – und was das für Stadtwerke, Strompreise und die Energiewende bedeutet

Ein alter Mechanismus steht vor dem Aus – und mit ihm eine zentrale Einnahmequelle vieler dezentraler Kraftwerke in Deutschland. Am 23.04.2025 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Festlegungsentwurf mit dem Geschäftszeichen GBK-25-02-1#1 vorgelegt, der das Ende der sogenannten vermiedenen Netzentgelte (vNNE) einläutet. Die BNetzA will die Zahlungen für die vNNE von heute rund 1 Milliarde Euro jährlich in drei Jahren komplett auslaufen lassen. Anders gesagt: vNNE machen bundesweit rund 3 Prozent der Netzkosten aus – umgelegt auf jede Stromrechnung. StromkundInnen könnten somit um 1,5 Milliarden Euro entlastet werden.  

Das Auslaufen der vNNE passt sich auch in die Pläne der neuen Bundesregierung hinein, die die Stromkosten für VerbraucherInnen und Gewerbebetriebe um 5 Cent pro Kilowattstunde senken zu wollen. Gleichzeitig bedeutet die Streichung der vermiedenen Netzentgelte für Stadtwerke empfindliche Einnahmeverluste. Netzbetreiber wiederum atmen auf – und die Politik ringt um die richtige Reihenfolge bei der Marktneuordnung. Es geht um viel Geld, alte Strukturen – und um die Zukunft der dezentralen Energieversorgung. 

Was sind vermiedene Netzentgelte – und warum gibt es sie überhaupt? 

„Vermiedene Netzentgelte“ – das klingt zunächst sperrig. Dahinter verbirgt sich allerdings ein einfacher Mechanismus. Dass es diese Zahlungen bislang gab, hat mit der Struktur des deutschen Stromnetzes zu tun, das aus vier Spannungsebenen besteht – vom Höchstspannungsnetz bis hinunter zu den lokalen Verteilnetzen. Ende der 1990er Jahre galt: Wer Strom dezentral in niedrigeren Spannungsebenen einspeist, spart den Ausbau teurer Höchstspannungsleitungen. Dafür versprach § 18 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) den Betreibern konventioneller Kleinkraftwerke, also zum Beispiel Stadtwerken oder Industrieanlagen eine Zusatzvergütung, finanziert über die allgemeinen Netzentgelte. Die Idee war gut – vor 25 Jahren. Denn wer also auf niedriger Netzebene einspeisen konnte, half das teure Höchstspannungsnetz zu entlasten. Diese Überlegung passt sich ein in einer Zeit, als zentrale Großkraftwerke, etwa Atom- und Kohlekraftwerke, den Strombedarf fast vollständig deckten. Kleine, lokal angeschlossene Anlagen konnten in diesem System also durchaus zu einer Entlastung beitragen. Heute stimmt die Rechnung nicht mehr. Denn inzwischen sieht die Energiewelt ganz anders aus. Der Großteil des Stroms stammt heute aus erneuerbaren Quellen – Windräder, Photovoltaikanlagen, Biogasanlagen – und wird dezentral erzeugt. Diese Einspeisung erfolgt ohnehin auf den unteren Spannungsebenen. 

Doch genau diese Logik gerät zunehmend ins Wanken. Denn in der Realität wird auch dezentral erzeugter Strom immer häufiger über große Distanzen transportiert. Die Annahme, dass das Netz durch dezentrale Einspeisung tatsächlich entlastet wird, gilt daher heute oft nicht mehr. Die Netze müssen deshalb flächendeckend ausgebaut werden, auch dort, wo eigentlich „lokaler Strom“ produziert wird. Die ursprüngliche Idee der Kosteneinsparung greift also nicht mehr. Gleichzeitig kostet die Subvention die Verbraucherinnen und Verbraucher Jahr für Jahr rund eine Milliarde Euro, die über die allgemeinen Netzentgelte finanziert werden. Für die BNetzA ist daher klar: Diese vNNe sind nicht mehr zeitgemäß und sollen daher schrittweise bis 2029 abgeschmolzen werden. 

Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, sagte bei der Bekanntgabe des Festlegungsentwurfs am 23.04.2025: „Eine Subvention zulasten der VerbraucherInnen ist nicht mehr zeitgemäß.“ 

Der Plan der BNetzA: Stufenweiser Abschied bis 2029 

Um den Betreibern von dezentralen Erzeugungsanlagen Planungssicherheit zu geben, schlägt die BNetzA eine Staffelung der Reduktion der vNNE vor. Beginnend am 01.01.2026 sollen die Entgelte jährlich um 25 Prozent abgesenkt werden. Ab 2029 sollen keine Entgelte für dezentrale Einspeisung mehr ausgezahlt werden.  

 

Der Stufenplan der Bundesnetzagentur 

Jahr 

Auszahlung an Kleinkraftwerke 

Einsparung für Netznutzer 

2025 

~1 Mrd. € (Status quo) 

– 

2026 

75 % 

≈ 0,5 Mrd. € 

2027 

50 % 

≈ 1,0 Mrd. € kumuliert 

2028 

25 % 

≈ 1,5 Mrd. € kumuliert 

ab 2029 

0 % 

dauerhaft abgeschafft 

 

Quelle: Festlegungsentwurf der BNetzA, 24. 04. 2025 

 

Ziel ist es, die Netzentgelte transparenter und verursachungsgerechter zu gestalten und unnötige Subventionen abzubauen.  

Der Entwurf kommt nicht überraschend. Die Kritik an vermiedenen Netzentgelten ist nicht neu. Schon 2017 wurden Solar- und Windkraftanlagen von der Vergütung ausgenommen, auch die Berechnungsgrundlagen wurden damals eingefroren. Seitdem sind die Kosten deutlich gesunken – aber rund 12.000 konventionelle Anlagen, viele davon KWK-basiert, erhalten weiterhin Zahlungen. 

Verbände schlagen Alarm: Sorge um die Kraft-Wärme-Kopplung 

Kaum war der neue Vorschlag öffentlich, regte sich Widerstand. Besonders der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kritisieren die Abschmelzung scharf. Ihr Hauptargument: Die Maßnahme gefährde die Wirtschaftlichkeit steuerbarer, dezentraler Bestandsanlagen, insbesondere von KWK-Anlagen, die sowohl Strom als auch Wärme liefern. 

„Der Vorschlag kommt zur Unzeit“, sagt VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Gerade jetzt, wo laut Koalitionsvertrag neue Kapazitäten zur gesicherten Leistung aufgebaut werden sollen, drohe durch die Reform eine neue Versorgungslücke. Auch der BDEW warnt: In Zeiten wachsender Unsicherheit bei Investitionen sei die Abschaffung einer etablierten Vergütung das falsche Signal. Es brauche vielmehr Verlässlichkeit und Planungssicherheit. 

Fachleute: Ja zum Abschied – aber mit Maß und Ziel 

Trotz der lauten Kritik: In der Fachwelt überwiegt die Zustimmung. Der Energiewirtschaftsexperte Andreas Jahn vom Regulatory Assistance Project hält die Subvention für überholt: „Die Bezuschussung über vermiedene Netzentgelte entspricht nicht verursachungsgerechten Netzentgelten. Wenn KWK weiter gefördert werden soll, dann bitte über klar definierte Instrumente – nicht über Umwege.“ 

Auch Wolfgang Fritz vom Beratungsunternehmen Consentec sieht den Vorschlag der BNetzA als folgerichtig. Dass die Stromnetzentgeltverordnung zum Ende 2028 ausläuft, mache den gewählten Zeitpunkt passend, um alte Regelungen zu beenden und Raum für ein neues, einheitliches System zu schaffen. 

Offene Baustellen 

Kommunale Wärmeplanung:  

Viele NahwärmeNetze basieren auf KWKAnlagen, deren Business Case vNNE einpreiste. Hier sind Alternativen nötig für größere Wärmepumpen, industrielle Abwärme und Speicher. Dafür hat die Bundesregierung zum Beispiel einen Sofort-Bonus für die Bundesförderung effizienter Wärmenetze beschlossen, der aber nur ein Puzzleteil für die großen Investitionsvorhaben sein kann. Die Frage stellt sich, wie vor allem auch privates Kapital angezogen werden kann.   

Rechts- & Vertrauensschutz:  

Auch wenn bekannt ist, dass die StromNEV mit dem 31.12.2028 ausläuft, müssen Verträge und Finanzierungen, die auf Jahrzehnte angelegt waren, neu bewertet werden. Hier könnte eine Übergangsfinanzierung oder steuerliche Abschreibung helfen. 

Nächste Schritte – BNetzA konsultiert ihren Vorschlag bis Ende Mai   

  • Bis 23.05.2025 können Marktakteure ihre Stellungnahmen zur Konsultation bei der BNEtzA einreichen.  
  • Die Finale Festlegung der BNetzA ist für Sommer 2025 angekündigt. Die Tatsache, dass die BNetzA kein Eckpunkteverfahren zwischenschalten will, um sich auf Grundlage der Konsultationsergebnisse noch einmal die Rückmeldung der betroffenen Akteure einzuholen, deutet darauf hin, dass sich die Bonner Behörde entschlossener als bei anderen Themen zeigt, ihren Vorschlag umzusetzen.   
  • Gesetzlicher Endtermin 31.12.2028: Auslaufen der StromNEV.  

Fazit: Strukturreform oder Kürzungswelle? 

Mit der geplanten Reform der vermiedenen Netzentgelte kippt die BNetzA eine 25 Jahre alte Subvention, um Netzkosten zu senken und das Fördersystem an die Realität eines erneuerbaren Strommixes anzupassen. Dass die Stromnetzentgeltverordnung zum Ende 2028 ausläuft, ist eine gute Gelegenheit, um alte Regelungen zu beenden und Raum für ein neues, einheitliches System zu schaffen. 

Was allerdings aus Sicht der Netzlogik konsequent erscheint, ist aus Perspektive vieler Anlagenbetreiber ein tiefer Einschnitt. Die Debatte um die vermiedenen Netzentgelte ist damit auch ein Symbol für einen größeren Wandel: Weg von pauschalen Förderungen, hin zu zielgenauer, technologieoffener Unterstützung, die tatsächliche Systemdienlichkeit belohnt – nicht historische Sonderwege. 

Für VerbraucherInnen winkt eine moderate Entlastung, für Stadtwerke und konventionelle Kleinkraftwerke steht ein Umbau der Geschäftsmodelle an. Ob der Schritt die Energiewende beschleunigt oder Investoren verschreckt, hängt nun davon ab, wie schnell Politik und Branche das künftige Strommarktdesign – inklusive Kapazitätsmarkt und Kraftwerksstrategie – auf den Weg bringen. 

Links zum Weiterlesen: 

Bundesnetzagentur (2025): Verfahrenseinleitung Geschäftszeichen GBK-25-02-1#1, Festlegungsentwurf & Konsultationsformular  

PV ohne Netzeinspeisung: Wie Nulleinspeiser im Messstellenbetrieb funktionieren 

Fast in letzter Minute vor den vorgezogenen Bundestagswahlen hat die noch amtierende Regierung mit den Stimmen der Unions-Fraktion die sog. Kleine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) oder auch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ beschlossen, das am 25.02.2025 in Kraft trat.  

Bereits seit Frühherbst 2024 kursierten verschiedene Entwürfe des EnWGs. Gemeinsames Ziel der Vorschläge war die bessere Integration von erneuerbaren Energien, speziell von Solarstrom. Man wollte Vorsorge treffen für Zeiten temporärer Erzeugungsüberschüsse, die aufgrund der erfreulich hohen Zubauraten ab spätestens dem kommenden Sommer zu erwarten sind. Denn 16,2 Gigawatt (GW) der insgesamt im Jahr 2024 zugebauten 20 GW Erzeugungsleistung entfielen auf die Solarenergie. 

Dass die Novelle noch so unmittelbar vor der Neuwahl verabschiedet wurde, zeigt die Dringlichkeit der enthaltenen Neuerungen. Die politischen Mehrheiten kamen zustande, da einige der mit dem Entwurf für eine „EnWG-Novelle“ durch das BMWK von November 2024 vorgestellten Gesetzesänderungen als praktisch unaufschiebbar galten.  

Bevor wir uns den technischen und regulatorischen Neuerungen zum Thema Nulleinspeiser widmen, hier noch die Kurzversion der EnWG-Kurznovelle:  

  • Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen: Wenn der Strompreis ins Negative fällt, erhalten PV-Betreiber keine Vergütung für den eingespeisten Strom.  
  • Pflicht zur Installation von Smart Meter und Steuerbox: Künftig müssen neue PV-Anlagen mit einem intelligenten Stromzähler (Smart Meter) und einer Steuerbox ausgestattet sein. Die Steuerbarkeit gilt für Photovoltaik-Anlagen ab einer Leistung von 7 KW, wobei sogenannte „Nulleinspeise-Anlagen“ und Stecker-Solar-Geräte ausgenommen sind. 
  • Leistungsdrosselung ohne Steuertechnik: PV-Anlagen ohne Smart Meter und Steuerbox dürfen nur noch 60 % ihrer maximalen Leistung ins Netz einspeisen. 
  • Mehr Flexibilität in der Direktvermarktung: Künftig ist es erlaubt, Netzstrom in den eigenen Speicher zu laden und zu einem späteren Zeitpunkt gewinnbringend zu verkaufen.   

Nulleinspeiser als Anlagenkategorie  

Um die Lastspitzen dauerhaft zu senken, erhalten Netz- und Anlagenbetreiber durch die EnWG-Novelle die Option des Anschlusses von PV-Neuanlagen als sog. „Nulleinspeiser“. Dabei handelt es sich bei der Nulleinspeisung um ein PV-Einspeisemodell, das keine Netzeinspeisung vorsieht. Die Netzeinspeisung wird vielmehr durch das System unterbunden. Vielmehr wird der erzeugte PV-Strom vollständig vor Ort verbraucht und/oder gespeichert. Als Folge erwirtschaften PV-Anlagen in Nulleinspeisung keine Einspeisevergütung. 

Nulleinspeiser werden also mit der Motivation einer möglichst hohen Eigenverbrauchsquote errichtet oder auch für den Fall, dass eine Einspeisung nicht möglich ist. Durch den Verzicht auf die Netzeinspeisung muss der Anlagenbetreiber keine Steuerungstechnik implementieren, wodurch die Steuer-POG entfällt. Steckersolargeräte sind von der Regelung ausgenommen.  

Regulatorische Voraussetzungen 

Geregelt ist die Nulleinspeisung in §29, Absatz 5 des Messtellenbetriebsgesetzes (MsbG).  

Der Umstand, dass kein Strom in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird, lässt Nulleinspeiser zu einem mittelbaren Netzanschluss werden. Dies hat zur Folge, dass man jederzeit von der Nulleinspeisung zur Überschusseinspeisung wechseln kann für den Fall, dass das Nulleinspeiser-Modell sich doch nicht so rechnet wie erwartet. Dabei ist zu beachten, dass für einen Wechsel eine vierjährige vorherige Ankündigungsfrist beim Messstellenbetreiber besteht. Voraussetzung ist außerdem, dass der Netzbetreiber informiert wird und sein Einverständnis gibt.  

Grundsätzlich gilt: Steckersolargeräte sind von der Regelung ausgenommen.  

Genehmigung und Marktstammdatenregister  

Auch Nulleinspeiser müssen sowohl im Marktstammdatenregister registriert als auch beim zuständigen Netzbetreiber angemeldet werden. Die Genehmigung des Netzbetreibers ist vor der Inbetriebnahme erforderlich, während die Anmeldung im Marktstammdatenregister bis zu vier Wochen nach der Inbetriebnahme erfolgen kann. Eine Anmeldung beim Finanzamt ist für Nulleinspeisungsanlagen in der Regel nicht nötig, da keine Einnahmen aus der Einspeisevergütung erzielt werden. 

Technische Voraussetzungen für das Nulleinspeisermodell 

Wichtig ist, Nulleinspeiser können die POG sparen, da sie keine Steuerungstechnik verbaut bekommen.  

Wie bei jeder PV-Anlage benötigt man auch für Nulleinspeiseanlagen einen Wechselrichter. Der intelligente Wechselrichter stellt sicher, dass tatsächlich kein Strom in das Netz abgegeben wird. Voraussetzung dafür ist, dass der Wechselrichter die Option bietet, eine Einspeisegrenze „Null“ einstellen zu können und die PV-Anlage bei Stromüberschüssen abregelt.  

Wie auch bei PV-Anlagen, die ins Netz einspeisen, verlangen viele Netzbetreiber für Nulleinspeiser einen Zweirichtungszähler. Ein Zweirichtungszähler ist darauf ausgelegt, einerseits den ins Netz eingespeisten Strom als auch den aus dem Netz bezogenen Strom zu messen. Auch wenn bei der Nulleinspeisung gerade kein Strom ins Netz abgegeben wird, wird der Zweirichtungszähler oft als Nachweis eingesetzt, um genau dies zu beweisen.  

Netzbetreiber & Nulleinspeiser  

Für Netzbetreiber bedeuten Nulleinspeiser die Möglichkeit, ihre Lastspitzen dauerhaft zu senken, sofern sich der Anlagenbetreiber freiwillig für die Lösung entscheidet. Außerdem kann eine klar definierte Einteilung von Anlagen vorgenommen werden, was die Systemintegration durch bessere Planbarkeit vereinfacht. 

Dennoch bringen Nulleinspeiser einiges an Regelungsbedarf für Netzbetreiber mit sich. So müssen sie zunächst ihren Netzanschlussprozess um die Funktion der Nulleinspeisung erweitern. Auch die Netzleitsysteme müssen die Nulleinspeiser berücksichtigen können. Schließlich müssen Netzbetreiber die schriftlichen Erklärungen zur Nulleinspeisung seitens der Anlagenbetreiber erfassen und verwalten. Das Ziel ist es, sicherzustellen, dass an Nulleinspeiser keinerlei Steuerungssignale gesendet werden.  

Netzbetreiber müssen Nulleinspeiser auch bei der Ermittlung des Netzverknüpfungspunktes und ggf. bei der Netzverträglichkeitsprüfung berücksichtigen, da die Nulleinspeiser mit dem Vorlauf von vier Jahren und der Bestätigung des zuständigen Messstellenbetreibers in die Einspeisung wechseln können.   

Derzeit ist in den technischen Regeln des VDE FNN (VDE-AR-N), für die Niederspannung die VDE-AR-N 4105, die Anwendung der Nulleinspeisung noch nicht abgebildet. Allerdings hat der VDE FNN die Konstellation der Nulleinspeisung in einem Hinweis „Anschluss und Betrieb von Speichern am Niederspannungsnetz“ beschrieben, die nach Ausführungen des VDE FNN auch für Konstellationen ohne Speicher Gültigkeit haben (unter 4.4. des Hinweises). Ab 2025 soll eine entsprechende Regelung in die VDE-AR-N 4105 aufgenommen werden. 

Die Tatsache, dass ein Wechsel von der Nulleinspeisung auf die Netzeinspeisung mit vier Jahren Vorlauf angemeldet werden muss, gibt Netzbetreibern für ihre Kapazitätsberechnungen gute Planungssicherheit.  

Messstellenbetreiber  

Auch die Messstellenbetreiber müssen die Nulleinspeiser berücksichtigen und ihre Systeme zur korrekten Klassifikation mit einem eigenen Messkonzept anpassen. Auch sind sie für die Sperrung bei Einbau einer Steuerungseinrichtung für die betroffenen Anlangen zuständig.  

Den Messstellenbetreibern muss außerdem der Wechselwunsch in die Volleinspeisung mit einer Frist von vier Jahren seitens der Anlagenbetreiber mitgeteilt werden. Sie halten weiterhin die Daten der abgegebenen Erklärungen seitens der Anlagenbetreiber zur Nulleinspeisung und deren Fristen von mindestens vier Jahren.  

Anlagenbetreiber und Nulleinspeiser 

Voraussetzung für den Status Nulleinspeiser ist eine schriftliche Erklärung gegenüber dem Messstellenbetreiber, dass die Anlage dauerhaft keinen Strom ins Netz einspeist. Dafür und für weitere Anpassungen bzw. die Erklärung des Übergangs in die Einspeisung bedarf es einer geregelten Kundenkommunikation bzw. der Anpassung der Netzportale.  

Außerdem muss, wie oben bereits beschrieben, ein intelligenter Wechselrichter die Wirkleistungseinspeisung der Anlage dauerhaft auf 0 Prozent der installierten Leistung begrenzen können. Bei Nichteinhaltung muss der Anlagenbetreiber mit Sanktionen rechnen.  

Es liegt in der Natur der Sache, dass Nulleinspeiser nicht aktiv zur Netzstabilität beitragen, da sie nicht durch die Netzbetreiber regelbar sind. In der Folge kann laut § 29, Abs. 5 Messstellenbetriebsgesetz auf den Einbau von Steuerungstechnik verzichtet werden, wodurch die Steuer-POG entfällt. Allerdings muss dennoch ein intelligentes Messystem verbaut werden, um zu beweisen, dass tatsächlich keine Kilowattstunde eingespeist wurde.  

Für Lieferanten haben die Nulleinspeiser im Übrigen keine direkten Auswirkungen, da die Regelung primär Netz- und Messtellenbetrieb betrifft. Für sie dürfte allerdings eine Information nützlich sein, dass es bei bestimmten Kundinnen und Kunden einen installierten Nulleinspeiser gibt. Ggf. könnten auch Anpassungen bei der Vertragsgestaltung für Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber mit Eigenverbrauch in Betracht kommen, um dies in die eigenen Prognosen einzubinden.  

Für wen ist die Nulleinspeisung lukrativ?  

Entscheidend scheint bei der Überlegung Nulleinspeisung – Netzeinspeisung, wie effizient die PV-Anlage genutzt wird – sprich, wie viel vom selbst erzeugten Strom man tatsächlich nutzen kann. Perspektivisch wird der Stromverbrauch eher steigen, insbesondere durch die Elektrifizierung von Sektoren wie Wärme und E-Mobilität. Bei höherem Strombedarf im Haushalt entstehen auch in Zeiten hoher Erträge weniger Überschüsse – das würde für die Nulleinspeisung sprechen. Der Umstieg auf eine volle Eigenversorgung kann dadurch daraus attraktiv bleiben, denn Solarstrom bleibt nach wie vor bedeutend günstiger als Netzstrom, zumal, wenn man sich die Steuerungseinrichtung und die POG damit sparen kann.  

Auch vor dem Hintergrund, dass die Einspeisevergütung für PV-Strom kontinuierlich sinkt, lohnt sich ein „Nulleinspeiser“ für private PV-Anlagenbetreiberinnen und -betreiber vor allem in den Fällen, in denen sie sich kostengünstig mit dem eigenen Strom versorgen können. Wer heute eine PV-Anlage installiert, erhält 8,04 Cent pro eingespeister Kilowattstunde. Zum Vergleich: Eine Kilowattstunde Netzstrom kostete im Februar 2025 durchschnittlich 28,8 Cent. Dies ist verglichen zum Februar 2024 ein Zuwachs von 11,5 Prozent. Aus wirtschaftlicher Sicht ist es daher vorteilhafter, den eigenen Solarstrom direkt zu nutzen, da jede selbst verbrauchte Kilowattstunde den Bedarf an teurem Netzstrom reduziert.  

Andererseits bleibt der Haushaltsstrombedarf im Winter hoch, wenn auch eine große PV-Anlage weniger Strom erzeugt – dann muss teurer Netzstrom hinzubezogen werden.  

Man sollte also bei seinen Überlegungen in Erwägung ziehen, dass man durch die Abregelung nicht mehr zu verbrauchenden Stroms einiges an eigenem PV-Ertrag nicht nutzt, den man bei einer Überschusseinspeisung vergütet bekäme. Um möglichst von jeder eigenproduzierten Kilowattstunde Solarenergie zu profitieren, sollte man daher einen Stromspeicher als Ergänzung in Erwägung ziehen. So kann der PV-Strom, der nicht direkt verbraucht wird, für die Abend- und Nachtstunden und Zeiten vorgehalten werden, in denen ansonsten Netzstrom zugekauft werden müsste. So muss die Anlage nicht sofort abgeregelt werden und man kann seine Stromrechnung weiter senken. Um dieses Zusammenspiel möglichst effizient zu gestalten, sollte die Speicherkapazität in etwa der Nennleistung der PV-Anlage entsprechen. 

Fazit 

Die vierjährige Vorlaufzeit für den Wechsel vom Nulleinspeiser-Modell zur Einspeisung ist für Netz- und Messstellenbetreiber für die Antizipation, Planbarkeit und Kontinuität komfortabel. Für Anlagenbetreiber bedeutet dies allerdings, dass sie gegebenenfalls über einen längeren Zeitraum bis zum Wechsel mit ihrer Nulleinspeiseanlage weniger Strom erzeugen oder zu viel Strom erzeugen, den sie dann abregeln müssen, als zunächst im Business-Plan gedacht. Allerdings sparen sich die Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber die Steuerungstechnik und die damit verbundenen Kosten.  

Bei den meisten Nulleinspeisern lohnt sich daher mit hoher Wahrscheinlichkeit der parallele Zubau eines Stromspeichers, um die eigene Solarernte zeitlich in die Stunden zu verschieben, in denen normalerweise teurer Netzstrom hinzugekauft werden müsste. Auch eine Ausrichtung der PV-Anlage in Ost-West-Richtung – statt rein Süd – scheint ein geeigneter Ansatz zu sein, um die zeitliche Verfügbarkeit des eigenen Solarstroms möglichst lang zu strecken und hohe kurzzeitige Spitzen über die Mittagszeit zu verhindern, die dann in der Regel abgeregelt werden.  

Zukünftig könnten die Nulleinspeiser interessant werden, wenn in den kommenden Jahren die EEG-Vergütung neu geregelt wird. Es ist davon auszugehen, dass die Förderungen weiter eingeschränkt werden und auch zunehmend kleine Anlagen mit in die Direktvermarktung einbezogen werden. Neue PV-Anlagen mit Nulleinspeisung könnten sich so die Mess- und Direktvermarktungskosten sparen.