Dynamische Netzentgelte: Vision trifft auf Komplexität

Bonn (energate) - Die Einführung dynamischer Netzentgelte bleibt eines der umstrittensten Vorhaben bei der Neuaufstellung der Netzentgeltsystematik durch die Bundesnetzagentur. Im Rahmen eines Experten-Workshops in Bonn traten die teils gegensätzlichen Positionen der Branchenakteure deutlich zutage. Zwar bestand bei den übergeordneten Zielen, also ein stabiler Netzbetrieb trotz volatiler Einspeisung und die Senkung der Milliardenkosten für den Netzausbau, weitgehende Einigkeit. Bei der technischen und ökonomischen Umsetzung bleiben aber große Konfliktlinien bestehen.

Daniel Schwarz, Referent für Energieregulierung bei der BNetzA, erläuterte die Notwendigkeit der Reform. Er wies darauf hin, dass die aktuelle Systematik im Kern auf das Jahr 2005 zurückgeht und der massiv gestiegenen Volatilität sowie den neuen dezentralen Lasten nicht mehr gerecht werde.

Das von der Behörde verfolgte Konzept sieht eine grundlegende Neuordnung vor: Demnach soll künftig strikt zwischen einer Finanzierungskomponente und einer Anreizkomponente in der Netzentgeltsystematik unterschieden werden. Während Erstere die Deckung der fixen Netzkosten sicherstellen soll, dient die Anreizkomponente als dynamisches Signal zur Verhaltenssteuerung. Achim Zerres, Leiter der BNetzA-Abteilung 6, erklärte, dass diese Trennung notwendig sei, um Zielkonflikte zwischen der rein kalkulatorischen Kostendeckung und dem physikalisch notwendigen Steuerungsimpuls zu vermeiden.

Zeitliche Granularität und IT-Umsetzung

Ein wesentlicher Diskussionspunkt in Bonn waren der Grad und das Tempo der Dynamisierung. Marius Klemm, Business Analyst bei 50 Hertz, und Florian Dinger, Senior Manager für Strategie und Unternehmensentwicklung bei Transnet BW, erklärten aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber die Notwendigkeit, Preissignale eng an die physikalische Netzsituation zu knüpfen. Angesichts explodierender Redispatch-Kosten müsse das Netzentgelt ihrer Ansicht nach variable Knappheiten widerspiegeln. Ein entsprechendes Papier hatten die vier Übertragungsnetzbetreiber im November 2025 veröffentlicht. Ein rein statisches Modell reiche demnach nicht aus, um auf die schwankenden Einspeisemuster von Wind- und Sonnenstrom sowie die neuen Lasten durch Wärmepumpen und E-Autos zu reagieren.

Dem standen erhebliche Bedenken hinsichtlich der technischen Umsetzbarkeit auf Verteilnetzebene gegenüber. Michael Fischer, Regulierungsmanager bei Bayernwerk Netz, warnte vor einer zu hohen Komplexität zum geplanten Starttermin 2029. Die IT-Systeme für Abrechnung und Marktkommunikation seien nach seiner Einschätzung für eine hochauflösende Dynamik derzeit nicht ausgelegt. Er plädierte stattdessen für einen pragmatischen Einstieg über saisonale Zeitfenster.

Einen Mittelweg schlugen Johanna Bronisch vom Beratungsunternehmen Neon und Andre Herrmann, Referent Smart Markets bei EWE Netz, vor. Sie regten an, die Dynamisierung über bestehende XML-Marktkommunikationsformate abzuwickeln, um die Implementierungshürden zu senken. Sie bezogen sich dabei auf gesammelte Erfahrungen aus dem Projekt Grids & Benefits. Benjamin Meyer, Product Lead beim Softwareanbieter Kisters, ergänzte, dass bundeseinheitliche Preisblätter und eine funktionierende Messinfrastruktur zwingende Voraussetzungen für jede Form der Dynamisierung darstellten.

Industrielle Lastprofile und regulatorische Wechselwirkungen

Die zweite Konfliktlinie betraf die Vereinbarkeit dynamischer Signale mit industriellen Produktionsprozessen. Michael Bösebeck, Prokurist beim Hersteller von wärmebehandelten Stahlbändern C.D. Wälzholz, erläuterte, dass viele industrielle Abläufe aufgrund von Schichtbetrieb und technologischen Anforderungen kaum kurzfristige Lastverschiebungen erlaubten. Der Aufwand für eine Flexibilisierung stünde hier oft in keinem Verhältnis zu den möglichen Einsparungen bei den Netzentgelten.

Zudem wies Malte Neumann, Referent Energiepolitik beim VEA, auf einen Widerspruch hin. Das bestehende Bandlastprivileg belohne ein gleichmäßiges Verbrauchsverhalten, während dynamische Entgelte Volatilität forderten. Ohne eine Harmonisierung dieser Anreize drohten Unternehmen Mehrkosten, wenn sie netzdienlich agierten und dadurch ihre bestehenden Rabatte verlören. Neumann regte daher an, zunächst auf freiwillige Opt-in-Modelle zu setzen.

Markteffizienz und die Rolle der Flexibilität

Markus Adam, Chef-Jurist beim Energieversorger Lichtblick, wertete dynamische Netzentgelte als notwendiges Instrument. Sie seien zentral, um dezentrale Ressourcen wie Speicher und Elektrofahrzeuge effizient in das Gesamtsystem zu integrieren. Er betonte, dass die Technologie zur Steuerung dieser Einheiten bereits vorhanden sei und nun die regulatorischen Signale folgen müssten.

Dem hielt Anne Köhler, Geschäftsführerin von Efet Deutschland, entgegen, dass eine hohe Volatilität der Netzentgelte das Hedging im Energiehandel erheblich erschwere. Wenn das Netzentgelt zu einer unvorhersehbaren Variablen in der Kalkulation werde, stiegen die Risikokosten für die Anbieter, was sich letztlich auf die Endkundenpreise auswirken könnte. Vincenz Regener, Research Consultant bei der Forschungsstelle für Energiewirtschaft, ergänzte, dass ein Anreizmodell zwingend symmetrisch aufgebaut sein müsste. Nur wenn netzdienliches Verhalten durch Boni belohnt werde, entstünde ein funktionsfähiges Geschäftsmodell für Speicherbetreiber. Ein kritischer Einwand aus dem Plenum betraf zudem die Anreize für die Netzbetreiber selbst. Ohne eine Anpassung der generellen Regulierungslogik fehle den Netzbetreibern oft das ökonomische Interesse daran, teuren Netzausbau durch komplexe Flexibilitätsmodelle zu ersetzen.

Ausblick: Pragmatismus als Weichenstellung?

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass zwar Konsens über das Ziel besteht - ein kosteneffizientes Netz, das die Energiewende logistisch bewältigt -, die Wege dorthin jedoch weit auseinandergehen. Während die BNetzA und die ÜNB die übergeordnete Steuerungswirkung priorisieren, fordern die Verteilnetzbetreiber und die Industrie einen stärkeren Fokus auf die operative Machbarkeit und die ökonomische Planbarkeit. Die weitere Ausgestaltung des Agnes-Prozesses wird zeigen müssen, wie diese unterschiedlichen Anforderungen in eine rechtssichere Festlegung überführt werden können, die weder die Netzbetreiber technisch noch die Industrie ökonomisch überfordert. /rh