Die Energiewende ver\u00e4ndert die Struktur der Stromnetze grundlegend. Mit dem Ausbau erneuerbarer Erzeugung, dem Hochlauf der Elektromobilit\u00e4t und der Elektrifizierung industrieller Prozesse steigt die Zahl flexibler, zugleich aber auch volatiler Stromfl\u00fcsse im Netz. Immer h\u00e4ufiger entstehen lokale \u00dcberlastungen oder ungenutzte Kapazit\u00e4ten \u2013 je nach Tageszeit und Einspeisesituation. Daher ist Flexibilit\u00e4t (z. B. Lastverschiebung, Lastsenkung in kritischen Zeiten) zur Entlastung der Netze jetzt der neue Goldstandrad, um die Kosten f\u00fcr den notwendigen Netzbetrieb und Ausbau m\u00f6glichst gering zu halten. Dies ist dringend notwendig da heute schon 1\/3 des Gesamtstrompreises aus Netzentgelten besteht.<\/p>\n\n\n\n
Um Schwankungen besser zu steuern, r\u00fcckten dynamische Netzentgelte<\/strong> zunehmend in den Fokus der Regulierung. Denn bisher zahlten Verbraucher \u2013 unabh\u00e4ngig von der tats\u00e4chlichen Netzsituation \u2013 ein weitgehend fixes Entgelt pro Kilowattstunde. Damit fehlte der \u00f6konomische Anreiz, Lasten gezielt in netzentlastende Zeiten zu verschieben.<\/p>\n\n\n\n Seit dem 1. April 2025<\/strong> gilt eine gesetzliche Verpflichtung f\u00fcr alle Verteilnetzbetreiber (VNB) in Kraft, zeitvariable Netzentgelte anzubieten. Grundlage ist die Reform des \u00a7 14a des EnWG<\/strong> (Energiewirtschaftsgesetzes), der im Zuge der Energiewende angepasst wurde, um steuerbare Verbrauchseinrichtungen besser einbinden zu k\u00f6nnen.<\/p>\n\n\n\n Etwa zeitgleich startete die Bundesnetzagentur mit der Arbeitsgemeinschaft Netzentgeltsystematik (AgNeS), <\/strong>die einen komplett neuen Rahmen f\u00fcr die Netzentgeltsystematik f\u00fcr Deutschland bis sp\u00e4testens Ende 2028 erarbeiten soll. Die neue StromNEV (Stromnetzentgeltverordnung) wird k\u00fcnftig das Verhalten von Verbrauchern und Betreibern steuerbarer Anlagen gezielt in Richtung Netzstabilit\u00e4t lenken. Vorgesehen sind Preissignale, die sich an der aktuellen oder prognostizierten Auslastung des Netzes orientieren.<\/p>\n\n\n\n F\u00fcr Industrie- und Gewerbebetriebe er\u00f6ffnet sich damit ein neues Steuerungsinstrument: Wer Lasten flexibel verschieben kann, profitiert von reduzierten Netzentgelten und tr\u00e4gt zugleich zur Entlastung der Infrastruktur bei.<\/p>\n\n\n\n Dynamische Netzentgelte sind ein Instrument, um die Nutzung der Stromnetze besser an die tats\u00e4chliche Belastung anzupassen. Anders als bei herk\u00f6mmlichen Netzentgelten, die unabh\u00e4ngig von Ort und Zeit berechnet werden, ver\u00e4ndern sich dynamische Entgelte st\u00e4ndig und in Echtzeit abh\u00e4ngig von der Netzsituation<\/strong> \u2013 also davon, wie stark ein Netzabschnitt gerade ausgelastet ist oder voraussichtlich ausgelastet sein wird.<\/p>\n\n\n\n Ziel ist es, Preissignale f\u00fcr netzdienliches Verhalten<\/strong> zu schaffen. In Zeiten hoher Netzlast steigen die Entgelte, in schwach ausgelasteten Stunden sinken sie. Dadurch sollen Verbraucher, Unternehmen und steuerbare Anlagen wie W\u00e4rmepumpen, Speicher oder Ladeinfrastruktur motiviert werden, ihren Stromverbrauch flexibel zu verschieben.<\/p>\n\n\n\n Seit April 2025 bieten viele der etwa 800-850 deutschen Verteilnetzbetreiber sogenannte R\u00e9mun\u00e9ration du r\u00e9seau variable dans le temps<\/strong> an \u2013 meist in Form eines dreistufigen Modells. Diese Zeitfenster werden im Voraus definiert, gliedern sich nach Tageszeiten oder Quartalen und teilen die Tarife in der Regel in Niedriglast- (NT)<\/strong>, Standard- (ST)<\/strong> et Hochlastzeiten (HAT) <\/strong>auf.Dynamische Netzentgelte gehen allerdings einen Schritt weiter:<\/p>\n\n\n\n <\/p>\n\n\n\n Damit entsteht ein System, das \u00e4hnlich wie tarifs d'\u00e9lectricit\u00e9 dynamiques<\/a> funktioniert \u2013 allerdings auf der Netzentgeltkomponente<\/strong> der Stromrechnung.<\/p>\n\n\n\n Durch diese differenzierte Preisgestaltung soll sich das Verhalten der Verbraucher st\u00e4rker an der Netzstabilit\u00e4t orientieren. Wenn viele Teilnehmer auf Preissignale reagieren, lassen sich Lastspitzen abflachen und Investitionen in Netzausbau reduzieren. F\u00fcr Unternehmen mit steuerbaren Prozessen bietet das die Chance, Netzentgelte gezielt zu optimieren<\/strong> \u2013 etwa durch den Einsatz von Syst\u00e8mes de gestion de l'\u00e9nergie<\/a> ou Accumulateurs de grande capacit\u00e9<\/a>.<\/p>\n\n\n\n Bislang konnten energieintensive Unternehmen \u00fcber verschiedene Mechanismen reduzierte Netzentgelte<\/strong> erhalten, wenn ihr Lastverhalten zur Netzstabilit\u00e4t beitrug oder sich durchg\u00e4ngig gleichm\u00e4\u00dfig gestaltete. Die beiden wichtigsten Regelungen waren die Bandlastregelung<\/strong> et les utilisation atypique du r\u00e9seau<\/strong> gem\u00e4\u00df \u00a7 19 StromNEV<\/strong>. Kurz erkl\u00e4rt:<\/p>\n\n\n\n <\/p>\n\n\n\n Diese beiden Instrumente waren lange zentrale Elemente der Netzentgeltlogik im Industriebereich mit der sich die Netzentgelte bis zu 90% reduzieren lie\u00dfen. Sie setzen jedoch auf statische Zeitfenster und Jahresbewertung, nicht auf kurzfristige Netzsignale<\/strong>. Mit der geplanten Reform der Netzentgeltsystematik \u2013 insbesondere dem Auslaufen der \u00a7 19-Sonderregelungen und der Einf\u00fchrung dynamischer Netzentgelte \u2013 wird dieser Mechanismus schrittweise <\/strong>durch ein flexibleres, datenbasiertes System<\/strong> ersetzt. K\u00fcnftig sollen Preissignale in Echtzeit <\/strong>ou auf Stundenbasis<\/strong> auf Netzengp\u00e4sse reagieren, anstatt auf pauschal definierte Lastfenster.<\/p>\n\n\n\n Der erste Schritt in Richtung dynamische Netzentgelte bildet der nun reformierte \u00a7 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), der seit April 2025 g\u00fcltig ist. Im zweiten Schritt erarbeitet die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen der Arbeitsgemeinschaft Netzentgeltsystematik (AgNeS) eine R\u00e9forme des tarifs du r\u00e9seau \u00e9lectrique<\/a>, um die komplexen methodischen und regulatorischen Fragen zu kl\u00e4ren. Sie erarbeitet Empfehlungen, wie ein zuk\u00fcnftiges, bundesweit vergleichbares System dynamischer Netzentgelte ausgestaltet werden kann. AgNeS entwickelt dabei Grundprinzipien <\/strong>et Bewertungsmechanismen<\/strong>, etwa:<\/p>\n\n\n\n <\/p>\n\n\n\n AgNeS legt jedoch keine konkreten Zeitfenster oder Tarife<\/strong> fest. Diese bleiben weiterhin in der Verantwortung der einzelnen Verteilnetzbetreiber<\/strong>, die ihre Modelle an die lokalen Netzgegebenheiten anpassen d\u00fcrfen.<\/p>\n\n\n\n Demnach befindet sich das System f\u00fcr dynamische Netzentgelte derzeit in einer \u00dcbergangsphase. W\u00e4hrend \u00a7 14a EnWG bereits die rechtliche Verpflichtung zur Einf\u00fchrung zeitvariabler Entgelte enth\u00e4lt, experimentieren viele VNBs mit unterschiedlichen Modellen \u2013 von festen Hochlastzeiten bis hin zu ersten dynamischen Ans\u00e4tzen. Erst ab 2026\/2027 ist geplant, dass auf Basis der AgNeS-Empfehlungen ein bundesweit harmonisiertes, aber regional anpassbares System eingef\u00fchrt wird. Damit soll eine Balance entstehen zwischen einheitlicher Struktur (Transparenz, Vergleichbarkeit) und lokaler Flexibilit\u00e4t (Netzrealit\u00e4t, Lastprofile).<\/p>\n\n\n\n Neben fixen Netzentgelten pro kWh verpflichtet \u00a7 14a EnWG die Netzbetreiber erstmalig, mindestens ein zeitvariables Netzentgeltmodell anzubieten. Viele VNB haben sich dabei f\u00fcr ein 3-stufiges Modell entschieden und bieten nun NT-, ST- und HA-Zeitfenster an. Allerdings bleibt die konkrete Ausgestaltung ihnen \u00fcberlassen. Hier der aktuelle Stand im \u00dcberblick:<\/p>\n\n\n\n Die Einf\u00fchrung dynamischer Netzentgelte stellt f\u00fcr Unternehmen nicht nur eine regulatorische Umstellung dar, sondern er\u00f6ffnet vor allem erhebliche wirtschaftliche und strategische Potenziale<\/strong>. Insbesondere Betriebe mit steuerbaren Lasten (z. B. industrielle Produktionsanlagen, K\u00e4lteanlagen, Speicherl\u00f6sungen, E-Flotten) k\u00f6nnen von der neuen Systematik profitieren, indem sie ihre Strombezugskosten aktiv managen.<\/p>\n\n\n\n Die offensichtlichste Chance liegt in der direkten Reduzierung der Netzentgelte<\/strong>. Durch die Verlagerung des Stromverbrauchs aus Hochlastzeiten (HT) in Niedriglastzeiten (NT) k\u00f6nnen Unternehmen ihre Netzentgelte minimieren. D\u00e9calage de charge<\/a> zwischen NT- und HT-Tarifen f\u00fchrt dabei zum sofortigen Einsparpotenzial.<\/p>\n\n\n\n Dynamische Netzentgelte verst\u00e4rken den Nutzen von bereits installierten oder geplanten Energiemanagementsystemen (EMS)<\/strong>. Ein intelligentes EMS senkt nicht nur die direkten Stromkosten (durch dynamische Stromtarife), sondern auch die Netzentgelte lassen sich nun automatisiert in die Steuerung von Prozessen einbeziehen. Das EMS wird zur zentralen Schaltstelle f\u00fcr die netzdienliche Lastverschiebung. Zus\u00e4tzlich steigt die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern. Sie k\u00f6nnen in NT-Zeiten oder bei geringer Netzauslastung geladen und in HT-Zeiten oder bei lokaler \u00dcberlastung zur Eigennutzung entladen werden. Dies optimiert nicht nur den Stromeinkauf, sondern auch die Netznutzungskosten.<\/p>\n\n\n\nSeit 2025: Nur “zeitvariable Netzentgelte”<\/h3>\n\n\n\n
Was sind dynamische Netzentgelte?<\/h2>\n\n\n\n
Abgrenzung zu bisherigen Modellen<\/h3>\n\n\n\n
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Nutzen & Zielsetzung<\/h3>\n\n\n\n
Aktuelle & k\u00fcnftige Rechtsrahmen<\/h2>\n\n\n\n
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Neue Rahmenmethodik f\u00fcr dynamische Netzentgelte durch AgNeS<\/h3>\n\n\n\n
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Aktuelle Situation: \u00dcbergangsphase zur Einf\u00fchrung dynamischer Netzentgelte<\/h3>\n\n\n\n
Wie gestalten VNB heute ihre Netzentgelte?<\/h2>\n\n\n\n
Gestaltungsspielraum<\/td> Jeder VNB kann selbst festlegen: \u2013 Wann NT\/HT gelten (z. B. tageszeitlich oder quartalsweise) \u2013 Wie stark die Preisunterschiede sind (innerhalb gesetzlicher Grenzen) \u2013 Wie gro\u00df das Zeitfenster pro Stufe ist.<\/td><\/tr> Zeitfenster-Beispiele<\/td> Viele VNB w\u00e4hlen nachts (0\u20135 Uhr) oder PV-\u00dcberschusszeiten (z. B. mittags) als NT. HT wird meist in Abendstunden (17\u201321 Uhr) oder bei Netzspitzen berechnet. Manche wenden NT\/HT nur in Q1 <\/strong>et Q4<\/strong> an, andere ganzj\u00e4hrig. <\/td><\/tr> Ziel des Modells<\/td> Erproben, wie sich flexible Lasten auf die Netzstabilit\u00e4t auswirken. Einheitliche, bundesweite Zeitfenster w\u00e4ren kontraproduktiv, da Netzbelastung regional unterschiedlich ist.<\/td><\/tr> Datenbasis<\/td> Manche Netzbetreiber koppeln die Zeitfenster bereits an Prognosen oder Echtzeit-Netzlasten, andere definieren sie vorab statisch (z. B. feste Uhrzeiten).<\/td><\/tr> Industrie\/Gewerbe<\/td> F\u00fcr RLM-Kunden (mit Leistungsmessung) sind die Systeme bisher noch nicht fl\u00e4chendeckend<\/strong> verf\u00fcgbar oder umgesetzt. Einzelanfragen an den VNB sind notwendig. <\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n Chancen f\u00fcr Industrie & Gewerbe: Vom Kostenfaktor zum Steuerungselement<\/h2>\n\n\n\n
Gezielte Kostenoptimierung durch Lastverschiebung<\/h3>\n\n\n\n
Synergien mit Energiemanagementsystemen (EMS) und Speichern<\/h3>\n\n\n\n
Vorbereitung auf k\u00fcnftige Energiem\u00e4rkte<\/h3>\n\n\n\n