Seit Mai 2025 konsultiert die Bundesnetzagentur die Reform der Stromnetzentgeltsystematik, die ab 2029 gelten soll. Die Festlegungskompetenz liegt nach EU-Recht nicht bei der Regierung oder dem Gesetzgeber, sondern bei der Fachbehörde. Fachleute und Marktteilnehmer („Stakeholder“) sind sich einig, dass das bisherige System, das weitgehend noch auf den Verbändevereinbarungen von der Jahrtausendwende stammt, falsche Anreize für Erzeuger, Verbraucher und Speicherbetreiber setzt.
Auf Basis von Expertenworkshops hat die Bundesnetzagentur einige Sachstandsdokumente veröffentlicht, die grob die Richtung zeigen, wo es denn hingehen könnte. Das ist zwar noch keineswegs sicher und nicht sehr detailliert, schon gar nicht mit Zahlen hinterlegt, lohnt aber dennoch schon einmal einen zweiten Blick, denn die Netzentgelte sind in vielen Fällen heute schon höher als die Stromlieferung selbst, und ihre Anreizfunktion ist maßgeblich für den Strommarkt.
Die Grenze für Leistungsmessungen von derzeit 100.000 kWh soll beibehalten werden. Für leistungsgemessene Verbraucher soll das System aus zwei Paaren von Leistungs- und Arbeitspreis diesseits und jenseits von 2.500 h/a durch einen Kapazitätspreis und zwei Arbeitspreise ersetzt werden.
Der Kapazitätspreis (KP) in €/kW soll den größten Teil der Netzkosten abdecken und wird dementsprechend deutlich höher sein als der heutige Leistungspreis für mehr als 2.500 h/a. Die Kapazität soll jährlich durch den Netznutzer bestellt werden und ist verbindlich zu bezahlen. Das erfordert einen zusätzlichen Prozess und stresst den Kunden. Für die Bundesnetzagentur steht aber im Vordergrund, dass der Netzbetreiber planbare Erlöse hat, sie nennt es Finanzierungsfunktion.
Die tatsächlich in Anspruch genommene Höchstleistung kann durchaus oberhalb der bestellten Kapazität liegen. Für Strommengen, die unterhalb der Kapazität liegen ist ein (sehr) niedriger Arbeitspreis (AP 1) zu zahlen. Für Strommengen oberhalb der Kapazität hingegen ist ein sehr hoher Arbeitspreis (AP 2) zu zahlen. Das Konzept ist in der folgenden Abbildung anhand einer Jahresdauerlinie (des nach Größe sortierten Viertelstundenlastgangs) eines Stromverbrauchers schematisch dargestellt.
Der Durchschnittspreis errechnet sich aus
P_durch = (KP * Kap + A_1 * AP 1 + A_2 * AP 2) / Abnahmemenge.
Je nach Festlegung von KP, AP 1 und AP 2 sowie dem Verlauf der Dauerlinie ergibt sich daraus ein theoretisch optimaler Wert für die Festlegung der Kapazität. Das Optimum ist nur theoretisch, denn der Kunde kennt die Strommengen A_1 und A_2 im Vorfeld nicht genau, sondern kann sie nur aus Vergangenheitsdaten schätzen. Das Risiko sich deutlich verändernder Verbrauchstruktur wird damit auf den Kunden abgewälzt.
Schon die theoretische Bestimmung der optimalen Kapazität erfordert erweiterte Excel-Kenntnisse. Die Netzbetreiber sollen aber Berechnungstools bereitstellen. Der Energieversorger hilft bestimmt auch. Zur Illustration ist hier die Abhängigkeit des Durchschnittspreises für die Dauerlinie von oben von der gewählten Kapazität dargestellt. Hier wurde KP = 200 €/kW, AP 1 = 0,2 ct/kWh und AP 2 = 7,0 ct/kWh unterstellt. Der Verlauf kann quantitativ auch ganz anders aussehen. Solange es aber keine Mindestkapazität (z.B. relativ zur Netzanschlusskapazität) gibt, hat die Kurve qualitativ immer die gezeigte Form.
Aus Markt- und Verbrauchersicht haben Kapazitätspreise gegenüber Leistungspreisen den Vorteil, dass kurzzeitige Leistungsspitzen, auch oberhalb der bestellten Kapazität keine sprunghaften Kostensteigerungen bedeuten und somit einer Verbrauchsflexibilisierung nicht im Wege stehen.
Das Thema dynamische Netzentgelte, die von den Stakeholdern vehement gefordert werden und für einen effizienten Strommarkt unerlässlich sind, wird von der Bundesnetzagentur hingegen weiterhin stiefmütterlich behandelt. Aktuell kann man sich dort nur eine Anwendung für die Nutzergruppe „Speicher“ und zunächst nur in den Netzebenen 1 bis 3 (also Höchstspannung bis Hochspannung) vorstellen, mit anderen Worten: es passiert praktisch Nichts.
Der Fortbestand der atypischen Netznutzung, die bislang die einzige Regelung mit Anreizfunktion zum netzdienlichen Verhalten darstellt, ist zweifelhaft. Sie ist der Bundesnetzagentur seit jeher ein Dorn im Auge. Man möchte dort nur solche Netznutzer „privilegieren“, die nicht von sich aus schon einen atypischen Lastverlauf haben. Dabei ist Kostenreflexivität das Gebot der Stunde. Bei den allermeisten Netzen ist die Leistungsinanspruchnahme im Winter für die Kapazitätsvorhaltung maßgeblich, nicht die im Sommer. Das Modell der Bundesnetzagentur berücksichtigt dies eben so wenig wie die Frage, ob die Leistung tagsüber oder in den Nachtstunden in Anspruch genommen wird.
„Rabatte“ für die Industrie (mögliche Anschlussregelungen für die intensive Netznutzung nach § 19 (2) Satz 2 StromNEV) sollen noch separat behandelt werden. Es bleibt also bei zahlreichen Sonderregelungen, obwohl ein System aus einem Guss möglich ist.
Für Einspeiser kann sich die BnetzA einen Baukostenzuschuss, einen Kapazitätspreis, der anders als bei Verbrauchern nicht für eine wählbare Leistung zu zahlen ist, sondern an die Netzanschlusskapazität gekoppelt werden soll, vorstellen. Hier wird eine Bandbreite von 4 bis 7 €/kW genannt. Feste Arbeitspreise sind nicht vorgesehen, aber ein dynamisches Netzentgelt, das in Zeiten von Netzengpassmanagement greift, wird erwogen. Hier werden 10 ct/kWh genannt. Der Beitrag der Einspeiser zu den Netzkosten wird insgesamt für die Verbraucher keine nennenswerte Dämpfungsfunktion haben. Einen Vertrauensschutz für Bestandsanlagen gibt es grundsätzlich nicht. Lediglich bei EEG-/KWKG-geförderten Anlagen könnte es anders sein. Für neue EEG-Anlagen würden Einspeiseentgelte eine Verschiebung von Kosten aus dem Netz in die EEG-Umlage zur Folge haben.
Als Grund für die Zurückhaltung bei den dynamischen Netzentgelten gibt die Bundesnetzagentur die Komplexität in der Umsetzung und die mangelnde Absehbarkeit der Folgen an. Es sind noch fast drei Jahre, bis das neue Netzentgeltsystem angewendet werden muss. Wenn das nicht ausreicht, wie ist es dann um das Tempo von Energiewende und Netzausbau bestellt? Nach Ehrgeiz sieht das jedenfalls nicht aus.
Bemerkenswert ist die Angst vor den möglichen Folgen eines modernen Netzentgeltsystems angesichts der sicheren Folgen bei fortwährendem Verzicht auf dynamische Netzentgelt, insbesondere in der Niederspannung, wo die Betreiber von Heimspeichern, Wärmepumpen und Wallboxen weiterhin ihre Eigenversorgung optimieren, bestenfalls noch gegen Spotpreise, egal, was im Netz los ist.
Es drängt sich die Vermutung auf, dass der wahre Grund für die Zurückhaltung ein anderer ist: kostenreflexive und dynamische Netzentgelte würden PV-Anlagen- und Wärmepumpenbetreiber sehr viel stärker an den Kosten beteiligen als das aktuelle System. An Transparenz und Technologieneutralität hat die Behördenführung aber kein Interesse.