Präambel
Aus Sicht des VIK ist das Orientierungspapier eine geeignete Grundlage für die weitere Ausgestaltung neuer Industrienetzentgelte, an der jedoch in zentralen Punkten noch wichtige Detailfragen offen sind bzw. Anpassungen erforderlich werden, um eine praxistaugliche und wirtschaftlich tragfähige Umsetzung zu gewährleisten.
Für die Industrie kommt es entscheidend darauf an, dass die künftige Ausgestaltung der Sondernetzentgelte verschiedene Flexibilitätspotenziale in der Industrie berücksichtigt. Ziel muss eine Systematik sein, die Flexibilität dort anreizt, wo sie technisch und betriebswirtschaftlich sinnvoll bereitgestellt werden kann – ohne Unternehmen faktisch zu Flexibilitätsleistungen zu verpflichten, die im industriellen Alltag vielfach nur in engen Grenzen oder produktionsbedingt gar nicht möglich sind. Der VIK hält es zudem für zwingend, dass die Erarbeitung der Sondernetzentgelte als regulatorische „Pionierarbeit“ auf einer quantifizierten, nachvollziehbaren Berechnung beruht. Nur so lassen sich sowohl die Kostenorientierung als auch die Verhältnismäßigkeit der Anforderungen und der daraus folgenden Entlastungswirkung sachgerecht austarieren.
Weiterhin bleibt die Bedeutung individueller Netzentgelte für die Wettbewerbsfähigkeit und Transformation industrieller Wertschöpfung hoch. Auch Unternehmen, die Flexibilitäten nur in geringem Umfang heben können, müssen eine realistische Chance auf eine Entlastung behalten. Dafür bedarf es praxistauglicher Übergangsregeln und abgestufte Flexibilitätsanforderungen. Maßgeblich ist außerdem nicht allein die abstrakte prozentuale Entlastung gegenüber einem allgemeinen Netzentgelt, sondern die absolute Netzentgeltbelastung der gesamten Abnahmestelle.
Die künftigen Industrienetzentgelte dürfen nicht so ausgestaltet werden, dass diese praktisch nur für wenige „best practice“-Konstellationen funktionieren, ohne erreichbare Pfade mit einem angemessenen Entlastungsniveau für Unternehmen, die noch viele technische und betriebswirtschaftliche Herausforderungen bei der Erbringung von Nachfrageflexibilität zu bewältigen haben, welche nicht nur durch Netzregulatorik erschwert werden.
Zusammenfassung
Flexibilitätspotenziale sind begrenzt, heterogen und oftmals auf Querschnittsprozesse bzw. die Energieversorgung der eigentlichen industriellen Produktionsprozesse limitiert.
Daneben Möglichkeiten für einen schnellen Systemübergang für schon heute flexible Unternehmen im Sinne einer Opt-In-Lösung, um lange „Flexibilitätslücken“ zu verhindern.
0. Grundverständnis Orientierungspapier
Das Orientierungspapier ordnet die Industrienetzentgelte zunächst in den Gesamtkontext von AgNes ein und stellt zutreffend fest, dass Sondernetzentgelte systematisch an das allgemeine Netzentgelt anknüpfen. Im zweiten Teil beschreibt es qualitativ die derzeitigen Überlegungen der BNetzA für die grundlegende Struktur der Ausgestaltung der zukünftig vorgesehenen Industrienetzentgelte.
Im Rahmen dieser Stellungnahme geht der VIK zunächst auf die geplante allgemeine Netzentgeltsystematik für die Industrie ein. Anschließend kommentieren wir vertieft das von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Grundmodell für Industrienetzentgelte.
Die Ausführungen der VIK‑Stellungnahme vom 21. Oktober 2025 zum Diskussionspapier „Entgelte für Industrie und Gewerbe“ (September 2025) behalten weiterhin Gültigkeit und werden im Folgenden entsprechend den Schwerpunkten des Orientierungspapiers vom 22. April 2026 weiter vertieft.
1. Allgemeine Netzentgeltsystematik für die Industrie
Im Orientierungspapier wird durchgängig der Begriff „stromintensive Industrie“ verwendet, der lediglich durch eine unsystematische Auflistung einzelner Branchen näher eingegrenzt wird. Der VIK weist darauf hin, dass der Begriff „stromintensiv“ eine Nähe zu beihilferechtlichen Sachverhalten nahelegt, die im Kontext der Industrienetzentgelte nicht sachgerecht sind, da es hierbei um Fragen des Abnahmeverhaltens und dessen Auswirkungen auf das Netz bzw. Stromsystem insgesamt geht. Eine bestimmte Strom- oder Energieintensität mag im Einzelfall damit einhergehen, ein solcher Zusammenhang ist aber nicht zwingend gegeben. Zur Vermeidung von Fehlinterpretationen wird daher im Folgenden stattdessen der Begriff „Industrie“ verwendet.
1.1 Kostenwälzung
Ein Großteil der Ausführungen zu der allgemeinen Netzentgeltbelastung der Industrie befasst sich mit den Auswirkungen des geplanten neuen Kostenwälzungsmechanismus nach Letztverbrauch sowie der daraus resultierenden Veränderungen der relativen Kostenbelastung der Industrie. Das Orientierungspapier stellt in Aussicht, dass sich die allgemeinen Netzentgelte für die Industrie verringern, da Verbraucher auf höheren Spannungsebenen künftig geringere Anteile an den Netzkosten tragen würden. Diesen Effekt hat die Bundesnetzagentur im Rahmen des AgNes-Zwischenstandsberichts am 27. Mai 2026 mit ersten Zahlen unterlegt. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass industrielle Letztverbraucher in erheblichem Umfang auch an niedrigeren Spannungsebenen (Umspannung, Mittelspannung und darunter) angeschlossen sind, insbesondere seit den fehlenden Anwendungsmöglichkeiten von singulären Betriebsmitteln durch die Festlegung der Bundesnetzagentur (BK8-25-003-A) zur Abschaffung des §19 Abs. 3 StromNEV. Eine mögliche Entlastung auf höheren Spannungsebenen kann daher nicht pauschal als Entlastung der energieintensiven Industrie bewertet werden. Darüber hinaus sind zahlreiche Industrieverbraucher in industriell geprägten Netzen (Industrienetze, aber auch kommunale Netze) angeschlossen. Aufgrund der dort häufig hohen lastnahen dezentralen Erzeugung ist im Rahmen des geplanten Mechanismus eine Mehrbelastung gegenüber dem bestehenden System nicht auszuschließen. Auch die Entlastungseffekte beim allgemeinen Netzentgelt sind nur dann möglich, wenn eine Saldierung der Eigenerzeugung im Industrienetz mit dem Letztverbrauch ermöglicht wird (vergleichbar mit Prosumer-Konzepten im Haushaltsbereich).
Ob und in welchem Umfang Entlastungseffekte tatsächlich eintreten, hängt deshalb wesentlich von der konkreten Abnahmestelle, der Netzebene, der Anschlusskonstellation, der Eigenerzeugungssituation und der zukünftigen Parametrierung des AgNes-Grundmodells ab. Insgesamt kann zudem lediglich von einer möglichen relativen Kostenentlastung gesprochen werden. Deshalb muss die neue AgNes-Systematik vor ihrer abrechnungswirksamen Einführung in einem verbindlichen Schattenprozess abnahmestellenscharf parallel zur heutigen Systematik berechnet werden. Erst auf dieser Grundlage kann sachgerecht bewertet werden, welche Entlastungswirkung erforderlich ist. Angesichts der erwarteten Entwicklung der Netzkosten (Vgl. z.B. Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode 2025) ist selbst unter diesen Voraussetzungen nicht von einer absoluten Entlastung auszugehen.
Diese Aspekte sind bei der Festlegung der künftigen Entlastungswirkung der Industrienetzentgelte zwingend zu berücksichtigen. Eine mögliche Entlastung durch die neue Kostenwälzung darf nicht pauschal vorweggenommen und gegen die Höhe des künftigen Industrienetzentgelts gerechnet werden. Für weitergehende Ausführungen zum geplanten Kostenwälzungsmechanismus verweist der VIK auf seine Stellungnahme zum Orientierungspapier der Bundesnetzagentur vom 5. März 2026.
1.2 Speicher
Die von der Bundesnetzagentur dargestellten Pläne zur Ermöglichung des Einsatzes von Speichern im industriellen Kontext werden vom VIK grundsätzlich begrüßt. Voraussetzung dafür ist, dass Speicher im Sinne einer Lastgangoptimierung in den Gesamtverbrauch der jeweiligen Abnahmestelle integriert werden können. Wie die Vorträge im Rahmen der Branchenworkshops von „Infraserv GmbH & Co. Höchst KG“ (30.04.2026) und der „Schott AG“ (30.09.2025) deutlich zeigen, können Speicher eine wichtige Option zur Bereitstellung industrieller Lastflexibilität darstellen, sind jedoch keine universelle Lösung und dürfen nicht zur faktischen Voraussetzung für den Zugang zu Industrienetzentgelten werden. Der Speichereinsatz ist an diverse Voraussetzungen geknüpft, die nicht allein in der Hand der Industrie liegen (u.a. verfügbare Netzanschlusskapazität, Kurzschlussfestigkeit, Genehmigung des Netzbetreibers bezüglich möglicher Rückwirkungen im Netz). Die Anschlusskapazitäten energieintensiver Industriestandorte und Industrieparks bewegen sich in Dimensionen, in denen Batterieparks von erheblicher technischer, finanzieller und räumlicher Größenordnung erforderlich wären. Solche Investitionen liegen schnell im hohen zweistelligen bis dreistelligen Millionenbereich und sind im aktuellen Marktumfeld für viele Unternehmen kaum zusätzlich darstellbar. Speicher können nur in Einzelfällen das Flexibilitätspotenzial von Unternehmen ergänzen und sollten systemisch dort priorisiert werden, wo sie den größten netz- und systemdienlichen Nutzen entfalten, insbesondere in räumlicher Nähe zu hoch volatiler Erzeugung oder an relevanten Netz- und Systemknotenpunkten.
1.3 Dynamische Netzentgelte
Hinsichtlich der Einführung dynamischer Netzentgelte hält der VIK an seiner im Konsultationsverfahren (Verweis VIK-Stellungnahme vom 27.02.2026) vertretenen Position fest: Eine Einführung darf nur auf Grundlage einer positiven Kosten‑Nutzen‑Bewertung, schrittweise und nach umfassender praktischer Erprobung erfolgen. Es wird begrüßt, dass die Bundesnetzagentur sich hierzu keine starren Zeitvorgaben setzt, zunächst eine umfassende Begutachtung und Debatte vorsieht und ausdrücklich offenlässt, ob eine Anwendung auf industrielle Letztverbraucher überhaupt sinnvoll ist. Unabhängig davon muss sichergestellt werden, dass dynamische Netzentgelte mit der parallelen Reform individueller Netzentgelte kompatibel sind, die ebenfalls Anreize für nachfrageseitige Flexibilität setzen. Eine doppelte Anreizwirkung ist zu vermeiden. Sollte eine Ausweitung dynamischer Netzentgelte erfolgen, sind Unternehmen, die künftig unter den Anwendungsbereich individueller Netzentgelte fallen, entsprechend von allgemeinen dynamischen Netzentgelten auszunehmen.
2. Umgang mit bisheriger atypischer Netznutzung
Die zukünftigen Industriesondertatbestände müssen grundsätzlich allen Industriebetrieben offenstehen, die die entsprechenden Kriterien erfüllen – unabhängig davon, ob und in welcher Form sie derzeit von Sonderregelungen entlastet sind.
Im Hinblick auf bestehende atypische Netznutzer stellt die Bundesnetzagentur fest, dass es Konstellationen gibt, in denen die geltenden Kriterien erfüllt werden, ohne dass ein relevanter Einfluss auf die Netzlast besteht. Gleichzeitig existieren jedoch atypische Netznutzer, die tatsächlich netzdienlich agieren, indem sie ihre Last gezielt in kritischen Situationen reduzieren – auch dann, wenn Marktpreissignale ein gegenteiliges Verhalten nahelegen (z. B. bei Null- oder Negativpreisen). Diese Gruppe muss bei der Ausgestaltung zukünftiger Industrienetzentgelte zwingend berücksichtigt werden, da andernfalls eine sachlich nicht gerechtfertigte Benachteiligung gegenüber unflexiblen Bandlastnutzern entstehen würde.
Die ex-post-Bestimmung der Hochlastzeiten ist demgegenüber zu ungenau und führt dazu, dass atypische Netznutzer durch Lastverlagerungen die Hochlastzeiten von Jahr zu Jahr verschieben. Dies erzeugt Fehlanreize und konterkariert eine sachgerechte, stabile Definition hochlastrelevanter Zeitfenster. Vor diesem Hintergrund wird für eine Übergangsregelung folgende Ausgestaltung vorgeschlagen:
Die Regelung sollte auf atypische Netznutzer mit einer jährlichen Abnahme von mindestens 10 GWh begrenzt werden.
Eine netzdienliche Reaktion sollte sich damit auf die tatsächlich kritischen Zeiträume beschränken. Diese dürften in einer Größenordnung von etwa 100 bis 200 Stunden pro Jahr liegen.
Auf dieser Grundlage kann ein flexibler Übergang in das zukünftige Industrienetzentgeltmodell erfolgen, bei dem bestehende Flexibilitätsleistungen atypischer Netznutzer systematisch in das neue Anreizsystem überführt werden.
3. Zusammenfassung von Entnahme- zu Abnahmestellen
Im Kontext ihrer Ausführungen zur allgemeinen Netzentgeltsystematik für die Industrie sieht die Bundesnetzagentur beim Übergang vom Leistungspreis- zu einem Kapazitätspreissystem eine Möglichkeit des Poolings vor. Analog zum derzeit geltenden §17 Abs. 2a StromNEV sollen mehrere Entnahmestellen zusammengefasst werden können, wenn ihnen sinnvoll eine gemeinsame Kapazität zugeschrieben werden kann, für die dann eine gemeinsame Kapazitätswahl möglich ist. VIK begrüßt diesen Ansatz bei der Ermittlung der regulären Netzentgelte, da er die bisherigen Regelungen auf die neue Systematik überträgt.
Mit Blick auf die Sondernetzentgelte wird im geltenden Regulierungsrahmen auch die Zusammenfassung mehrerer Abnahmestellen ermöglicht, um die Erfüllung der Kriterien für §19 Abs. 2 Satz 2 nachzuweisen. Auch dieser Sachverhalt muss in eine zukünftige Regelung übertragen werden.
Im Rahmen der Neugestaltung der Industrienetzentgelte zielt die BNetzA auf ein Kriterium ab, das Flexibilitäten im Abnahmeverhalten der industriellen Verbraucher erfordert. In der Praxis zeigt sich, dass die Flexibilitätsoptionen in der Industrie sehr heterogen sind und sich vor allem aus vorgelagerten und Querschnitts-Prozessen bzw. der Energieversorgung ergeben. Ohne eine rechtssichere Regelung bezüglich der Zusammenfassung von Entnahmepunkten zu Abnahmestellen wird es in der Praxis häufig nicht möglich sein, die flexiblen Anlagen (bspw. Vorprozesse, Querschnittsprozesse, Batteriespeicher) den Hauptprozessen (für welche die Flexibilisierung unternommen wird) zuzuordnen. Es droht ein Wegfall der Netzentgeltreduzierung für Unternehmen an Verbundstandorten für einen Großteil des heute adressierten Stromverbrauches, obwohl in Flexibilitäten investiert wird und die Unternehmen über ihre Entnahmen verteilt steuerbare Flexibilität erbringen.
Beispiel: So ist es aus Gefahrenschutzgründen nicht möglich, direkt neben einer Explosionsschutz-Anlage einen Batteriespeicher zu platzieren, da im (unwahrscheinlichen) Fall eines Brandereignisses im Speicher bei Übergreifen auf die Ex-Schutz-Anlage eine Gefährdung von Mensch und Umwelt drohen würde. Dies kann dazu führen, dass der Batteriespeicher an einer anderen geeigneten Stelle am Industriestandort errichtet werden muss.
Es muss folglich eine Möglichkeit geschaffen werden, die Flexibilisierung über mehrere Aggregate gebündelt betrachten zu können. Die Aggregation mehrerer Entnahmepunkte ermöglicht dabei eine sachgerechte Abbildung der tatsächlichen netzseitigen Wirkung eines industriellen Verbundstandortes. Diese Zusammenfassung einzelner technischer Verbraucher desselben Letztverbrauchers muss auch netzebenübergreifend möglich sein, wenn diese auf einem in sich abgeschlossenen Betriebsgelände befinden und ein physikalischer Zusammenhang gegeben ist. Ein abgeschlossenes Betriebsgelände liegt insbesondere auch dann vor, wenn sich die Verbrauchseinrichtungen in einem Industriepark (vgl. Clean Industrial State Aid Framework, Fn. 72) befinden, ein physikalischer Zusammenhang auch dann, wenn die Tätigkeiten oder Produktionsverfahren des Letztverbrauchers über einen stofflichen Austausch oder aus produktionstechnischen Gründen verbunden sind. Dabei ist unbeachtlich, in welche energieregulatorische Kategorie das Stromnetz des Industriestandortes eingestuft ist (Kundenanlage, Geschlossenes Verteilernetz oder Netz der Allgemeinen Versorgung).
Ohne eine entsprechende Klarstellung droht die intendierte Förderung von Flexibilität im industriellen Stromverbrauch ins Leere zu laufen!
4. Konkrete Anmerkungen zu den BNetzA-Überlegungen für einen neuen Sondertatbestand
Die Bundesnetzagentur bündelt im Orientierungspapier die drei bislang diskutierten und teilweise im Rahmen von Pilotprojekten derzeit in der Erprobung befindlichen Optionen A, B und C für Sondernetzentgelte zu einem einheitlichen Sondertatbestand.
Aus Sicht des VIK bleibt zunächst festzuhalten, dass die Flexibilitätspotenziale der Industrie weiterhin begrenzt, heterogen und vielfach auf die Energieversorgung der eigentlichen Produktions- und Querschnittsprozesse beschränkt sind. Vor diesem Hintergrund hält der VIK an seiner Einschätzung fest, dass auch künftig – wie bereits heute – mehrere Erfüllungswege für Industrienetzentgelte vorgesehen werden sollten, um die unterschiedlichen Flexibilitätspotenziale mit entsprechendem Stromsystemnutzen erschließen zu können. Sollte die Bundesnetzagentur an dem Vorhaben festhalten, künftig nur noch einen Sondertatbestand vorzusehen, muss dieser zwingend die Heterogenität der Unternehmen angemessen abbilden und jedem industriellen Energieverbraucher zumindest eine technisch realistische Möglichkeit eröffnen, eine Basisentlastung bei den Netzentgelten zu erreichen. Andernfalls besteht das Risiko, dass die in den Unternehmen unterschiedlich vorhandenen Beiträge zur System- bzw. Netzdienlichkeit nicht abgerufen werden können und so dem System verlorengehen.
Vor diesem Hintergrund schlägt der VIK ergänzend zu der im Orientierungspapier beschriebenen Variante vor, im Rahmen der neuen Systematik für Industrienetzentgelte auch andere Formen der Flexibilitätserbringung und Messung zu ermöglichen. Der VIK ist überzeugt, dass eine Kombination von Ansätzen notwendig ist, um unterschiedliche Formen industrieller Flexibilität systemdienlich erschließen zu können, ohne bestimmte industrielle Konstellationen am Standort Deutschland einseitig zu begünstigen oder zu benachteiligen.
Im Folgenden werden zunächst die Anpassungsvorschläge des VIK für die im Orientierungspapier der Bundesnetzagentur dargestellte Variante erläutert. Anschließend wird ausgeführt, wie diese ergänzt werden muss, um den systemdienlichen Nutzen der Industrie zu maximieren.
4.1 Netz- und Marktsignal
Der VIK interpretiert den Vorschlag des Orientierungspapiers dahingehend, dass im Rahmen des künftigen Sondertatbestands sowohl Netz- als auch Marktsignale vorgesehen sind, auf die von den Unternehmen flexibel reagiert werden soll. In Zeiträumen, in denen sowohl ein Netz- als auch ein Marktsignal vorliegt, kommt dem Netzsignal eine Vorrangstellung zu. In den übrigen Zeiträumen des Jahres verbleibt den Unternehmen hingegen betriebswirtschaftliche Freiheit bei der Gestaltung ihres Strombezugs. Diese Grundlogik ist sachgerecht. Sie stellt sicher, dass der netzbezogene Gegenwert des Sondernetzentgelts berücksichtigt wird, ohne die betriebswirtschaftliche Optimierung industrieller Prozesse in signalfreien Zeiten unnötig einzuschränken.
Ein Netzsignal adressiert konkrete Netzengpasssituationen, beispielsweise im Sinne von §13 Abs. 1 und 2 EnWG, und dient damit primär der Netzstabilisierung. Im Unterschied dazu zielt das Marktsignal insbesondere auf die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem ab. Vor diesem Hintergrund hält der VIK die Festlegung einer Mindestanzahl an Netzsignalen für nicht zielführend. Sofern in einem Netzgebiet aus Sicht des signalgebenden Netzbetreibers kein netzkritischer Bedarf besteht, sollte auch kein Netzsignal gesetzt werden müssen. In diesem Kontext ist vielmehr die Fähigkeit zur Reaktion auf ein Netzsignal als zentrale Anforderung zu verstehen. In Zeiträumen ohne netzkritische Situationen erscheint eine Orientierung am Marktsignal ausreichend, um durch Lastflexibilität einen systemdienlichen Beitrag zu leisten. Zudem ist davon auszugehen, dass mit fortschreitendem Netzausbau Marktsignale zunehmend auch solche Situationen adressieren werden, die bislang Netzsignale erfordern würden. Die Festlegung einer Obergrenze für die Anzahl von Netzsignalen erscheint hingegen sachgerecht, um ein Level-Playing-Field für industrielle Großverbraucher in Deutschland sicherzustellen. Sie kann zugleich Risiken für die sichere Versorgung und Durchführung der Produktionsprozesse begrenzen.
Hinsichtlich der Zuständigkeit für die Signalgebung ist für den VIK nicht entscheidend, welcher Netzbetreiber das Netzsignal setzt. In der Regel ist davon auszugehen, dass diese Aufgabe durch die Übertragungsnetzbetreiber wahrgenommen wird. Sofern künftig auch einzelne Verteilnetzbetreiber in die Lage versetzt werden, Netzsignale zu setzen, sollte innerhalb des jeweiligen Netzgebiets ausschließlich das Signal dieses Verteilnetzbetreibers maßgeblich sein. Unabhängig davon, welcher vorgelagerte Netzbetreiber das Signal initiiert, muss dem Anschlussnetzbetreiber ein Vetorecht eingeräumt werden, sofern er nicht selbst als Signalgeber fungiert, um sicherzustellen, dass solche „externen“ Signale nicht die Netzstabilität vor Ort gefährden. Für den Fall, dass ein Netzsignal durch ein solches Veto aufgehoben wird, ist sicherzustellen, dass dem angeschlossenen Letztverbraucher hieraus kein Nachteil entsteht. In derartigen Konstellationen sollte daher eine Fiktion der ordnungsgemäßen Flexibilitätserbringung gelten.
Die genaue Definition von Marktsignalen bedarf noch einer vertieften Diskussion. Dies muss nicht auf Basis reiner Strompreise, sondern kann auch anhand von Preisspreads erfolgen. Wichtige Rahmenbedingungen dafür sind u.a. eine Orientierung der Spreads an Day-Ahead-Preisen und eine rechtzeitige Bekanntgabe, um Prognoserisiken zu reduzieren, sowie eine angemessene Anzahl von Stunden bzw. Zeiträumen, um ausreichend Möglichkeit zur Flexibilitätserbringung zu gewähren, ohne eine Überforderung darzustellen. Auch im Falle von Marktsignalen gilt, dass der Anschlussnetzbetreiber ein Vetorecht haben muss, um im Einzelfall netzproblemverschärfende Reaktionen untersagen zu können; auch hier würde dann für den Letztverbraucher eine „Flexibilitätsfiktion“ gelten.
4.2 Referenzlast und Messung der Flexibilitätserbringung
Wie bereits in der VIK‑Stellungnahme vom Oktober 2025 dargelegt, sollten sich Referenzwerte für Flexibilität möglichst eng an den unmittelbaren Lastgängen im Umfeld der Zeiträume der Flexibilitätserbringung orientieren. Etwa an den wenigen Stunden vor Erfüllungszeitraum oder am Mittelwert des gleichen Tages. Für die Bestimmung der Flexibilität ist ausschließlich die Abweichung vom geplanten Lastverlauf und nicht das absolute Lastniveau maßgeblich.
Die Komplexität der Festlegung eines geeigneten Referenzwertes für die breite Vielfalt energieintensiver Unternehmen und deren unterschiedliche Flexibilitätspotenziale unterstreicht aus Sicht des VIK die Notwendigkeit, mehrere Erfüllungswege für Industrienetzentgelte vorzusehen. Entsprechende Ausführungen dazu werden in Kapitel 5 genauer erläutert.
4.3 Reaktionshäufigkeit und Toleranzzeiten
Der VIK spricht sich für die Einführung eines sogenannten „Flexibilitätskontos“ zur Bewertung der Flexibilitätserbringung im Jahresverlauf aus. Hintergrund ist, dass die zu erwartenden Flexibilitätssignale – sowohl Netz- als auch Marktsignale – unterjährig nicht gleichmäßig verteilt sind. Ein solches Flexibilitätskonto ermöglicht es, Untererfüllungen in einzelnen Zeiten durch Übererfüllungen in anderen Zeiträumen auszugleichen. Dadurch werden Unternehmen mit unterjährig variierenden Produktionszyklen oder unplanbaren Revisions- und Wartungszeiten nicht stark benachteiligt und zugleich das Risiko eines Verlusts der wirtschaftlich essenziellen Entlastungen durch Industrienetzentgelte reduziert.
Zur Berechnung des Flexibilitätskontos schlägt der VIK folgende Methodik vor:
„Guthaben“ auf Flex.-Konto [MWh] = Summe (Erfüllungsdauern [h] x Flexibilitätshöhen [MW])
Die Erfüllungsdauer ergibt sich dabei aus den kumulierten Reaktionen auf Netz- und Marktsignale über den relevanten Zeitraum hinweg. Durch den Aufbau eines Flexibilitätsguthabens wird eine sachgerechte Toleranz bei der Reaktion auf Flexibilitätssignale ermöglicht. Ergänzend ist zu berücksichtigen, dass Unternehmen nicht für Zeiträume sanktioniert werden sollten, in denen es zu einer vorzeichenverkehrten Laständerung im Verhältnis zum Flexibilitätssignal kommt. Derartige Abweichungen können insbesondere bei stark schwankendem Letztverbrauch sowie temporär eingeschränkten Flexibilitätspotenzialen auftreten und sind in vielen Fällen nicht vollständig vermeidbar. Vor diesem Hintergrund sollte eine Unterschreitung der Erfüllung in einzelnen Stunden zulässig sein und nicht zu einer unmittelbaren Pönalisierung führen.
4.4 Höhe der Entlastung
Die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Berechnungsformel für die Entlastungshöhe (Entlastungshöhe = Basisentlastung + Faktor Flexibilitätshöhe + Faktor Dauer + Faktor Vorlaufzeit) kann aus Sicht des VIK grundsätzlich eine gangbare Option darstellen, auch wenn hinsichtlich der konkreten Ausgestaltung noch wesentlicher Klärungsbedarf besteht. Insbesondere bezüglich des Marktsignals gilt es mit Blick auf die Vorlaufzeit und Dauer zu prüfen, welche Differenzierungen hier möglich sind. Entscheidend ist jedoch, dass die Berechnungslogik einfach, überprüfbar und für Industrieunternehmen ex ante kalkulierbar bleibt. Eine zu stark ausdifferenzierte Faktorlogik würde die praktische Umsetzung erschweren und die Planbarkeit der Netzentgeltentlastung verringern.
Zentral ist dabei insbesondere die Frage, unter welchen Voraussetzungen eine Basisentlastung gewährt wird und in welcher Höhe diese ausgestaltet sein sollte. Ein möglicher Ansatz besteht darin, bereits die Erfüllung der technisch am einfachsten umsetzbaren Reaktion auf ein Netzsignal, als Mindestanforderung für die Gewährung eines Basisrabatts heranzuziehen. Die im vorherigen Abschnitt dargestellte Logik eines Flexibilitätskontos deckt dabei bereits wesentliche Elemente der Faktoren „Dauer“ und „Flexibilitätshöhe“ ab und sollte entsprechend in die Berechnung integriert werden. Eine Wahlmöglichkeit zwischen monatlicher und jährlicher Betrachtung und Abrechnung erscheint sachgerecht, um Schwankungen in der Netzentgeltbelastung abzubilden, ohne dass bei einer Flexibilitätszielverfehlung in einem Monat ein vollständiger Verlust des Anspruches auf individuelle Netzentgelte im gesamten Jahr resultiert.
Ergänzend regt der VIK an, auch weitere systemdienliche Maßnahmen bei der Bemessung der Rabatthöhe zu berücksichtigen. Hierzu zählen insbesondere Maßnahmen zur Integration erneuerbarer Energien, wie der Abschluss von Power Purchase Agreements (PPAs), sowie die Teilnahme an Systemdienstleistungsmärkten, etwa im Bereich der Regelenergie. Diese Aktivitäten leisten einen unmittelbaren Beitrag zur Stabilisierung und Effizienz des Stromsystems und sollten daher angemessen in die Berechnung der individuellen Netzentgelte einbezogen werden.
4.5 Symmetrieanforderungen
Der VIK begrüßt, dass die Bundesnetzagentur im Orientierungspapier anerkennt, dass eine industrielle Lastanpassung nicht zwingend symmetrisch erfolgen kann. Dies kann sowohl grundsätzlich der Fall sein (Reaktion nur in eine Richtung möglich) als auch quantitativ (Reaktion in beide Richtungen möglich, aber in unterschiedlichem Umfang).
Um diesem Sachverhalt gerecht zu werden, schlägt der VIK vor, prozentuale Flexibilitätsanforderungen in Form von „Flexibilitätskorridoren“ einzuführen. Diesen kann ein Unternehmen beliebig um den Nullpunkt verschieben. Die Höhe des Korridors hat Einfluss auf die Gesamtentlastungshöhe und kann für einen bestimmten Zeitraum fixiert werden. Beispielsweise würde das für ein Flexibilitätsziel von 3 % bedeuten, dass ein Unternehmen frei wählen kann, ob es die 3 % einseitig erbringt oder symmetrisch bzw. asymmetrisch verteilt (z.B. 1 % hoch und 2 % runter).
4.6 Übergangsregelungen
Die ausgeprägte Heterogenität der Industrie erfordert für den Übergang vom bestehenden System der Industrienetzentgelte hin zu einer neuen Systematik sowohl hinreichend lange Übergangsfristen als auch die Möglichkeit, bestehende Flexibilitätspotenziale bereits vor dem 1. Januar 2029 zu erschließen.
Erfahrungen aus Pilotprojekten sowie aus der Anwendung der Festlegung BK4-22-089 während der Gaskrise zeigen, dass Unternehmen bereits heute tragfähige Geschäftsmodelle auf Basis von Energienachfrageflexibilität entwickeln und erproben. Vor dem Hintergrund von Realisierungszeiträumen für Förderprogramme, Lieferzeiten sowie Genehmigungsverfahren im Zusammenhang mit Transformationsinvestitionen ist davon auszugehen, dass ein Teil der Unternehmen bereits vor dem Auslaufen der StromNEV zusätzliche Flexibilitätspotenziale erschließen kann. Aus systemdienlicher Perspektive sollten daher für diese Unternehmen Möglichkeiten geschaffen werden, insbesondere von den bestehenden Bandlastregelungen abzuweichen, ohne diese grundsätzlich aufzuheben.
Der VIK sieht hierfür insbesondere zwei mögliche Ansatzpunkte: Zum einen die Wiedereinführung der Ende 2025 ausgelaufenen Festlegung BK4-22-089, ggf. in modifizierter Form mit extern definierten Zeitfenstern zur Verbesserung der Praktikabilität. Zum anderen sollte geprüft werden, inwieweit die derzeit in Pilotverfahren erprobten Regelungen für eine breitere Anwendung geöffnet werden können. Zwar sind diese bislang individuell ausgestaltet; dennoch erscheint eine Überführung in eine standardisierbare und für eine größere Zahl von Unternehmen anwendbare Lösung ohne größeren Aufwand möglich.
Gleichzeitig ist zu berücksichtigen, dass ein erheblicher Teil der Unternehmen seine Produktionsprozesse über viele Jahre hinweg konsequent auf ein bandlastoptimiertes Fahrverhalten ausgerichtet hat. Eine kurz- bis mittelfristige Umstellung ist vor diesem Hintergrund für zahlreiche Unternehmen nicht realisierbar. Insbesondere Unsicherheiten hinsichtlich verfügbarer Netzanschlusskapazitäten, die Bewilligung von Fördermitteln sowie bestehende und absehbare Lieferengpässe bei zentralen Flexibilitätskomponenten stellen weiterhin erhebliche Transformationshemmnisse dar und dürften sich infolge steigender Nachfrage perspektivisch weiter verschärfen.
Vor diesem Hintergrund bekräftigt der VIK seine bereits im Oktober 2025 formulierte Forderung nach einer Übergangsregelung von bis zu zehn Jahren für atypische und intensive Netznutzung! Jeder Unternehmensstandort sollte einmalig in diesem Zeitraum die Möglichkeit haben in das neue System zu wechseln. Die im Orientierungspapier vorgesehene Übergangsfrist bis zum 31. Dezember 2031 ist aus Sicht des VIK nicht ausreichend.
5. Erweiterung der Erfüllungswege für Industrienetzentgelte
Der VIK erkennt an, dass die Bundesnetzagentur seit Veröffentlichung des ersten Eckpunktepapiers im Juli 2024 ein zunehmend differenziertes Verständnis der Flexibilitätspotenziale sowie der bestehenden Umsetzungshemmnisse in der Industrie entwickelt hat. Aus Sicht des VIK lässt sich die heterogene Gruppe der energieintensiven Unternehmen gedanklich in zwei unterschiedlich große Gruppen einteilen: Ein Teil der Unternehmen verfügt aus technischen und betriebswirtschaftlichen Gründen nur über begrenzte Flexibilitätspotenziale, welche betriebswirtschaftlich nur bei sehr hohen Strompreisen oder gar nicht sinnvoll sind. Für diese Unternehmen sollte eine Flexibilisierung nur dann angereizt werden, wenn ein klarer systemdienlicher Nutzen gegeben ist. Andernfalls besteht die Gefahr, dass ihre primäre Funktion – die industrielle Produktion als Grundlage für den volkswirtschaftlichen Wohlstand – beeinträchtigt wird. Für diese Gruppe erscheint der im Orientierungspapier beschriebene und geplante Sondertatbestand grundsätzlich geeignet, sofern die in dieser Stellungnahme adressierten Stellschrauben berücksichtigt werden.
Daneben existiert jedoch eine zweite Gruppe von Unternehmen, die bereits heute aktiv daran arbeitet, Flexibilitätspotenziale in ihre Geschäftsmodelle zu integrieren oder entsprechende Ansätze zu erproben. Für diese Unternehmen stellt Flexibilität weniger eine zusätzliche Belastung, sondern vielmehr eine strategische Chance dar, sich im Wettbewerb zu differenzieren. Sie sind darauf ausgerichtet, kontinuierlicher auf Flexibilitätssignale – insbesondere Marktsignale – zu reagieren und leisten damit fortlaufend einen systemdienlichen Beitrag. Diese Unternehmen werden jedoch benachteiligt, wenn Flexibilitätsanforderungen primär auf wenige Extremsituationen beschränkt sind. In solchen Fällen bleibt ihr kontinuierlicher Systembeitrag unberücksichtigt; im ungünstigsten Fall kann eine Zielverfehlung in den wenigen geforderten Zeiträumen sogar zu einer Reduktion der Entlastung führen, obwohl insgesamt im Jahresverlauf ein erheblicher Systemnutzen erbracht wurde.
Vor diesem Hintergrund spricht sich der VIK dafür aus, ergänzend zu dem im Orientierungspapier dargestellten Ansatz weitere Erfüllungswege für Industrienetzentgelte zu ermöglichen. Dabei ist es zweitrangig, ob dies innerhalb des vorgeschlagenen Sondertatbestandes gelingt oder über einen daneben eingeführten zweiten Sondertatbestand. Grundsätzlich sollte sich dieser Erfüllungsweg, insbesondere bei der Bestimmung der Referenzlast, an der Logik der Option A („spotmarktorientierte Flexibilitätsanreize“) aus dem Diskussionspapier vom September 2025 orientieren und als alternative Wahlmöglichkeit ausgestaltet werden. Für einen solchen Ansatz sind andere regulatorische Rahmenbedingungen erforderlich. Zentral wäre hierbei eine kontinuierliche Reaktion auf Marktsignale, während das Netzsignal durch ein einfach ausgestaltetes Vetorecht des Netzbetreibers ersetzt werden könnte. Als Referenzwert sollte ein geeigneter Strommarktpreis dienen, auf den der Netzbezug des Unternehmens reagiert. Zudem erscheint es sachgerecht, die prozentualen Flexibilitätsanforderungen gegenüber dem neu im Orientierungspapier vorgestellten Sondertatbestand zu reduzieren, da der systemdienliche Beitrag in diesem Modell nicht punktuell, sondern kontinuierlich erbracht wird. Zur konkreten Ausgestaltung dieses ergänzenden Erfüllungswegs für individuelle Netzentgelte können die Erfahrungen der laufenden Pilotprojekte herangezogen werden.
Der VIK ist überzeugt, dass eine Kombination aus dem im Orientierungspapier vom April 2026 vorgeschlagenen Ansatz mit einer Erweiterung der Möglichkeiten zum Nachweis der Erbringung eines systemdienlichen Netzbezugs, eine gute Grundlage für zukunftsfähige Industrienetzentgelte geschaffen wird. Die Produktion in Deutschland würde mit vertretbarem Mehraufwand für den Erhalt individueller Netzentgelte möglich bleiben. Entscheidend ist jedoch, dass das allgemeine Netzentgeltniveau für industrielle Verbraucher auf dem heutigen Stand stabil bleibt (siehe Kapitel 1.1).
Wird hingegen nur einer der beiden beschriebenen Ansätze umgesetzt, steigt die regulatorische Komplexität erheblich, da zentrale Parameter – insbesondere die Bestimmung der Referenzlast – für sehr unterschiedliche Unternehmensprozesse gleichermaßen praktikabel ausgestaltet werden müssten („One-size-fits-all-Lösung“). In diesem Fall ist davon auszugehen, dass ein signifikanter Teil der Industrie aufgrund eines betriebswirtschaftlichen Mehraufwands und Nachteils durch nicht tragfähige Flexibilitätsanforderungen nicht systemdienlich agieren könnte und mit wirtschaftlichen Einschränkungen bis hin zu Produktionsrückgängen oder einem erhöhten Insolvenzrisiko konfrontiert sein würde.
6. Einordnung zum Stand der Pilotprojekte
Der VIK begrüßt grundsätzlich den Ansatz der Bundesnetzagentur, im Rahmen von Pilotprojekten praktische Erfahrungen zur Ausgestaltung eines künftigen Sondernetzentgelts für energieintensive Industrieunternehmen zu sammeln. Angesichts der Komplexität der diskutierten Modelle sowie der Vielzahl offener Parameter erscheint ein iteratives, erfahrungsbasiertes Vorgehen sachgerecht. Gleichwohl bestehen methodische und inhaltliche Bedenken.
So erfolgte die Auswahl der teilnehmenden Unternehmen auf Basis nicht transparenter Kriterien, wodurch weder die Zusammensetzung des Teilnehmerkreises noch die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf andere Unternehmen nachvollziehbar beurteilt werden können. Hinzu kommt, dass die Anzahl der Pilotunternehmen insgesamt gering ist und die Heterogenität, der in der industriellen Realität vorhandenen Sachverhalte, nur unzureichend abbildet. Die Bundesnetzagentur selbst stellt fest, dass die teilnehmenden Unternehmen nicht repräsentativ für ihre jeweiligen Branchen sind, wodurch die Eignung der Pilotprojekte zur Ableitung belastbarer genereller Regelungen und Aussagen zu Flexibilitätspotenzialen begrenzt ist. Darüber hinaus bleibt intransparent, welche konkreten methodischen Ansätze und Prozesse im Detail zwischen Unternehmen, Netzbetreibern und Bundesnetzagentur erprobt werden sollen. Bislang wird lediglich allgemein auf die Erprobung technischer Möglichkeiten und organisatorischer Abläufe verwiesen.
Ungeachtet dieser grundsätzlichen Einschränkungen können die Pilotprojekte gleichwohl einen gewissen, vor allem operativen Erkenntnisgewinn liefern. Insbesondere ist zu erwarten, dass praktische Erfahrungen beim Aufbau und Betrieb von Kommunikationsstrukturen zur Übermittlung von Flexibilitätssignalen zwischen Netzbetreibern und industriellen Letztverbrauchern gewonnen werden, einschließlich der Koordination über verschiedene Netzebenen hinweg. Ebenso können Erkenntnisse hinsichtlich der Verarbeitung von Netz- und Preissignalen sowie deren Integration in bestehende betriebliche Planungs- und Entscheidungsprozesse generiert werden. Dies betrifft insbesondere die Frage, inwieweit Flexibilitätsanforderungen mit bestehenden Produktionsabläufen, etwa im Kontext von Wochenend- und Feiertagsplanungen, vereinbar sind.
Diese Erkenntnisse betreffen primär organisatorische und technische Umsetzungsfragen und sind nicht geeignet, eine belastbare Grundlage für allgemeingültige Aussagen – etwa zu prozentual tragbaren Flexibilitätsanforderungen – zu schaffen. Vor diesem Hintergrund sollten zentrale regulatorische Designentscheidungen auf einer breiteren und methodisch fundierten Datenbasis erfolgen.
Um die Aussagekraft der Pilotprojekte zu erhöhen und die Akzeptanz der daraus abgeleiteten Regelungen zu sichern, ist daher eine stärkere und systematischere Einbindung der Industrie erforderlich. Dazu gehört insbesondere die transparente Offenlegung von Methodik, Datengrundlagen und Auswertungskriterien. Darüber hinaus sollte der VIK, als zentrale Interessenvertretung von Industrieunternehmen über diverse Branchen hinweg bei Energiefragen, in die Ausgestaltung, Begleitung und Bewertung der Pilotprojekte eingebunden werden. Eine Verbreiterung der Erkenntnisgrundlage könnte auch dadurch erreicht werden, dass die Pilotprojekte ausgeweitet und für weitere Unternehmen geöffnet werden. So ließe sich bspw. eine ab 2027 drohende Flexibilitätslücke vermeiden (vgl. obige Ausführungen zu Übergangsregelungen).
