Das Anliegen der Bundesnetzagentur, über ein dynamisches Preissignal (Anreizfunktion) netzdienliches Verhalten zu fördern, um dadurch das Engpassmanagement effizienter zu gestalten, ist nachvollziehbar. Dynamisierte Arbeitspreise können grundsätzlich dazu beitragen, Netzengpässe zu reduzieren und Redispatchkosten zu dämpfen, sofern sie zielgenau, verhältnismäßig und praxistauglich ausgestaltet sind. Die Erkenntnisse aus dem Workshopprozess sowie Rückmeldungen u.a. der Übertragungsnetzbetreiber machen jedoch deutlich, dass das Instrument erhebliche Komplexität aufweist und seine Wirksamkeit empirisch noch nicht belastbar belegt ist. Vor diesem Hintergrund fordert der VIK eine schrittweise, evidenzbasierte und nutzergruppenspezifische Einführung dynamischer Netzentgelte und lehnt eine übereilte Implementierung ohne belegten Nutzen ab. Für große Teile der energieintensiven Prozessindustrie sind kurzfristige Lastverschiebungen technisch, prozessual und sicherheitsrelevant nur begrenzt möglich; daraus dürfen keine strukturellen Standortnachteile entstehen.
Kosten‑Nutzen‑Analyse zwingend erforderlich: Die Einführung dynamischer Netzentgelte muss auf einer belastbaren Quantifizierung von Nutzen (insbesondere eingesparten Redispatchkosten) und Kosten (Implementierungs‑, IT‑, Prozess‑ und Folgekosten bei den Verbrauchern) beruhen.
Abgestimmtes Zusammenspiel zwischen allgemeinen dynamischen Netzentgelten und zukünftigen individuellen Netzentgelten erforderlich, um Doppelbelastungen zu vermeiden.
Ein zentrales Problem des vorgeschlagenen Konzepts besteht darin, dass die mögliche Wirkung dynamischer Netzentgelte auf das Engpassgeschehen bislang nicht hinreichend quantifiziert wurde. Es ist weder klar, in welchem Umfang industrielle Verbraucher auf kurzfristige Preissignale reagieren können, noch ist untersucht worden, welche Höhe ein dynamischer Arbeitspreis haben müsste, um tatsächlich eine relevante Flexibilitätsverschiebung bei einem Großteil der Netznutzer auszulösen und sinkende Redispatchkosten resultieren.
Auch die im Workshop diskutierten Größenordnungen liefern eher grobe Orientierungen als belastbare Parameter. Ohne empirisch belastbaren Nachweis, dass dynamische Netzentgelte tatsächlich zu einer signifikanten Reduktion von Engpasskosten führen, besteht das Risiko, dass das System zwar neue Kosten erzeugt, aber nur begrenzte Systementlastung liefert. Ein Argument, welches von Seiten der Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls adressiert wird. Im Workshop zu den Speicherentgelten am 30. Januar 2026 wurde sogar deutlich die Befürchtung geäußert, dass es zu kontraproduktiven Effekten kommen könnte, d.h. einem Anstieg des Redispatchbedarfs und der entsprechenden Kosten.
Vor diesem Hintergrund bedarf es aus Sicht der Industrie einer klaren und transparenten Kosten‑Nutzen‑Analyse, die nicht nur die erwarteten Einsparungen im Engpassmanagement ausweist, sondern auch die damit verbundenen Investitions‑ und Implementierungskosten berücksichtigt, ebenso wie die Anpassungs- und Folgekosten auf Seiten der Verbraucher, die sich außerhalb des Stromsystems niederschlagen.
Mit Redispatch, den Steuerungsinstrumenten nach § 14a EnWG sowie marktseitigen Preissignalen (z.B. Regelenergiemärkte) existiert bereits eine Vielzahl an Mechanismen, die das Lastverhalten beeinflussen und Engpasssituationen adressieren. Diese parallelen Steuerungswirkungen erzeugen bereits eine erhebliche operative Komplexität und stellen hohe Anforderungen an die Datenqualität, Prozessabwicklung und zeitliche Koordination. Die Einführung dynamischer Netzentgelte würde in diese vielschichtige Steuerungslandschaft eingreifen und sie um ein weiteres komplexes Steuerungsinstrument erweitern. Es ist offen, ob das neue Instrument den bestehenden Mechanismen tatsächlich überlegen ist oder ob es lediglich zusätzlichen Aufwand generiert, ohne einen substantiellen Zusatznutzen zu liefern.
Darüber hinaus wurden bundeseinheitliche Übertragungsnetzentgelte nach § 24 EnWG eingeführt, um insbesondere Redispatchkosten auf alle Netzentgeltzahler zu verteilen. Diese gesetzgeberische Zielsetzung ist sachlich gut begründet, da auch die Förderung erneuerbarer Energien seit mehr als 25 Jahren bundeseinheitlich erfolgt und regionale Unterschiede bei der Verteilung dieser finanziellen Lasten dabei keine Rolle spielen. Ein dynamisches Netzentgelt wirkt diesem Ansatz der bundesweiten Kostenglättung zumindest teilweise entgegen und benachteiligt Verbraucher, die aufgrund mangelnder Geschwindigkeit beim Netzausbau unverschuldet an einer (temporär) netzgeografisch ungünstigen Position angesiedelt sind.
Die vorgesehene Systematik dynamischer Netzentgelte zeichnet sich durch eine hohe technische und prozessuale Komplexität aus. Die viertelstündliche Preisbildung, der engpassbezogene regionale Zuschnitt über mehrere Netzebenen hinweg, die Weitergabe der Preissignale zwischen Übertragungs‑ und Verteilernetzbetreibern sowie die Integration in die Mess‑ und Abrechnungssysteme stellen erhebliche Anforderungen an alle Beteiligten und würden im europäischen Vergleich einen regulatorischen Sonderweg darstellen.
Da die Energiewirtschaft schon im Zuge z.B. von Redispatch 2.0 beträchtliche Herausforderungen im Zusammenhang mit Datenmeldungen, Prognoseanforderungen und IT‑Infrastrukturen erlebt hat, besteht die begründete Erwartung, dass ein dynamisches Entgeltsystem ohne intensiven Test und kontinuierliche Evaluierung erneut zu erheblichen Belastungen führen wird.
Die Komplexitätsrisiken betreffen nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch Letztverbraucher, die ihre Energiebeschaffung und Produktionsprozesse an neuen Preisstrukturen ausrichten müssten. Ein System, das von Tag zu Tag stark variierende oder schwer vorhersehbare Preissignale generiert, kann die wirtschaftliche Planbarkeit beeinträchtigen und zu deutlichen Unsicherheiten in der Produktions- und Lastplanung sowie Produktpreisbildung führen. Aufgrund der hohen Komplexität droht die Einführung eines dynamischen Netzentgeltes weiterhin die Kalkulierbarkeit zukünftiger langfristig angelegter Investition wesentlich zu erschweren. Einmalig zu zahlende Baukostenzuschüsse (BKZs) sind eine weniger bürokratische und besser kalkulierbare Anreizwirkung.
Ein wesentliches Anliegen der Industrie ist die Vermeidung struktureller Mehrbelastungen einzelner Unternehmen und die Bewahrung eines „Level-Playing-Fields“ in deutschen Märkten. Viele industrielle Verbraucher verfügen nur über begrenzte oder gar keine Flexibilitätsoptionen, da ihre Prozesse kontinuierlich betrieben werden müssen. Diese Unternehmen könnten auf dynamische Netzentgelte nicht oder nur sehr begrenzt reagieren und werden so systematisch benachteiligt. Dies widerspricht dem Prinzip, dass Anreize nur dort wirken sollten, wo Nutzer tatsächlich Handlungsoptionen besitzen. Weiterhin würden alle Netznutzer, unabhängig der individuellen Flexibilitätsoptionen strukturell benachteiligt, wenn sie in Regionen mit häufigen oder strukturellen Engpässen angeschlossen sind, da in diesen Regionen maximal eine Kostenneutralität im Vergleich zu einem System ohne dynamische Netzentgeltkomponente erreichbar wäre – die dafür notwendige flexible Laststeuerung ist jedoch immer mit Kosten belegt.
Da das geplante Modell nicht nur flexible steuerbare Lastanteile umfasst, sondern die gesamte entnommene Strommenge dynamisch bepreist, droht solchen Unternehmen eine dauerhafte Kostensteigerung ohne Möglichkeit zur Gegensteuerung. Denn auch Unternehmen, die in Teilen flexibel auf dynamische Netzentgelte reagieren könnten, würden für den unflexiblen Teil ihres Verbrauchs mit höheren Netzentgelten konfrontiert. Mögliche positive Effekte bei den Netzentgelten wie sie etwa bei Stand-alone-Speichern auftreten können, würden dann durch Mehrzahlungen unflexibler, aber volkswirtschaftlich bedeutenderen, Industrieunternehmen finanziert. Dies wäre vor dem Hintergrund der laufenden Bemühungen aus Politik und Gesellschaft, die Industrie bei den Energiekosten zu entlasten, kontraproduktiv.
Darüber hinaus kann eine unzureichend austarierte Regionalisierung der dynamischen Entgelte zu impliziten Marktgrenzen führen und vergleichbare Effekte einer Gebotszonenteilung nach sich ziehen. Solche Effekte gefährden die Standortneutralität des Netzentgeltsystems und stellen ein erhebliches Risiko für Investitionsentscheidungen dar. Insbesondere müssen bisher nicht absehbare Wechselwirkungen zwischen netz- und systemdienlichen Verhalten näher beleuchtet werden. So drohen dynamische Netzentgelte während Zeiten mit hoher EE-Einspeisung die Wirtschaftlichkeit der systemisch gewollten Integration von EE-Mengen (bspw. über PPAs) in industrielle Prozesse zu schmälern. Industrielle Verbraucher dürfen nicht aufgrund der mangelnden Geschwindigkeit beim Netzausbau für das frühzeitige und langfristig systemdienliche Abnehmen von EE-Strommengen bestraft werden.
Aus Sicht des VIK ist es zwingend erforderlich, dynamische Netzentgelte nicht direkt bundesweit einzuführen, sondern ein strukturiertes Stufenmodell mit laufendem Benchmarking im Sinne einer Kosten-Nutzen-Analyse zu entwickeln. Dieses sollte zunächst Nutzergruppen umfassen, die nachweislich über automatisierbare und kurzfristige Flexibilität verfügen. Jede Einführungsphase muss durch ein klares Testdesign begleitet werden, das definierte Zielgrößen, wie die tatsächliche Reduktion von Engpasskosten, die Veränderung des Lastverhaltens und den administrativen Aufwand, transparent und überprüfbar macht.
Eine Ausweitung des Modells auf weitere Netznutzergruppen sollte nur erfolgen, wenn die vorherige Phase belegbar erfolgreich war und quantifizierte Analysen erwarten lassen, dass die gesamtwirtschaftlichen Zusatzgewinne, insbesondere eine weitere Senkung der Redispatchkosten, die damit verbundenen Implementierungs-, Anpassungs- und Folgekosten übersteigen. Zudem müssen die Preisbildungslogik sowie die Ermittlung und Abgrenzung der relevanten Engpassgebiete transparent, nachvollziehbar und langfristig stabil sein. Eine kurzfristige oder volatile Zonenbildung ist nicht planbar und daher für die Industrie nicht tragfähig. Darüber hinaus ist es unabdingbar, ausreichend zeitlichen Vorlauf für die Veröffentlichung dynamischer Entgelte sicherzustellen. Unternehmen benötigen nicht nur technische Signale, sondern belastbare Planungshorizonte, um ihre Prozesse anzupassen und Risiken zu bewerten.
In jedem Fall muss ein dynamisches Netzentgelt mit der parallelen Reform individueller Netzentgelte kompatibel sein, die ebenfalls auf einen Anreiz zu nachfrageseitiger Flexibilität abzielt. Eine „Doppel-Anreizung“ muss ausgeschlossen bleiben. Sollte eine Ausweitung dynamischer Netzentgelte erfolgen, sind Unternehmen, die der zukünftigen Regelung individueller Netzentgelte unterliegen, vom Anwendungsbereich allgemeiner dynamischer Netzentgelte auszunehmen.
Weiterhin muss das Saldo der dynamischen Netzentgeltkomponente über alle Viertelstunden des Jahres für jede Abnahmestelle kostenneutral ausgestaltet werden. Um das Potenzial der Verbrauchsflexibilisierung in Industrieunternehmen zu nutzen, ist es entscheidend, dass der Letztverbraucher die Möglichkeit erhält, Verbrauchsanlagen an Industriestandorten über Entnahme- bzw. Abnahmestellen hinweg geeignet miteinander sowie bspw. mit Erzeugungs- oder Speichereinheiten clustern zu können, d.h. den Lastgang saldiert zu betrachten.
Insgesamt bleibt es fragwürdig dem temporär auftretenden Problem des hohen Redispatch-Bedarfes, i.W. ausgelöst durch mangelnde Geschwindigkeit beim Netzausbau, mit der Einführung einer dauerhaften und hochkomplexen Netzentgeltkomponente zu begegnen. Langfristig muss ein adäquater und kosteneffizienter Netzausbau das Zielbild darstellen.
Referent für Energie- und Stromwirtschaft
