Dynamische Netzentgelte und Verbrauchsflexibilität: Welche regulatorischen Anreize brauchen Netzbetreiber?

Eine Kurzstudie von EERA consulting zeigt, dass die geplante Reform der Anreizregulierung in Deutschland noch nicht ausreichend darauf ausgelegt ist, Netzbetreiber zur Nutzung von Verbrauchsflexibilität über dynamische Netzentgelte zu motivieren – und skizziert vier Lösungsoptionen.

Ausgangslage: Zwei Reformprozesse, die noch nicht zusammenfinden

Flexibles Stromverbrauchsverhalten birgt erhebliches Potenzial, die Kosten für das Engpassmanagement in den deutschen Stromnetzen zu senken. Voraussetzung dafür ist, dass Netzbetreiber einen Anreiz erhalten, solche Flexibilität gezielt einzusetzen – und zwar immer dann, wenn sie die günstigste Lösung darstellt.

Derzeit laufen bei der Bundesnetzagentur zwei parallele Reformprozesse, die beide für dieses Thema zentral sind: Im NEST-Prozess wird seit Anfang 2024 an einer umfassenden Reform der Anreizregulierung gearbeitet, die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) stärker zur Reduktion von Engpassmanagementkosten motivieren soll. Parallel entwickelt die Bundesnetzagentur im Verfahren zur „Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom“ (AgNeS) Konzepte für dynamische Netzentgelte, die den Stromverbrauch stärker an der tatsächlichen Netzauslastung ausrichten sollen.

Die Kurzstudie von EERA consulting zeigt: Beide Prozesse verfolgen sinnvolle Ziele, sind aber noch nicht ausreichend miteinander verzahnt. Die im NEST-Prozess diskutierten Anreize sind derzeit nicht darauf ausgelegt, die in AgNeS angedachten dynamischen Netzentgelte operativ zu unterstützen. Im Ergebnis fehlt Netzbetreibern die regulatorische Motivation, Verbrauchsflexibilität als Instrument zur Engpassreduktion einzusetzen.

Zwei zentrale Hürden in der geplanten Regulierung

1. CAPEX-OPEX-Asymmetrie bremst innovative Lösungen

Die Implementierung dynamischer Netzentgelte und die Nutzung von Verbrauchsflexibilität verursachen für Netzbetreiber höhere Betriebsausgaben (OPEX) als konventionelle Maßnahmen wie der klassische Netzausbau, der primär über Investitionsausgaben (CAPEX) abgebildet wird. Da CAPEX und OPEX in der Regulierung unterschiedlich behandelt werden, können CAPEX-intensive Lösungen betriebswirtschaftlich attraktiver sein – selbst wenn OPEX-basierte Alternativen gesamtwirtschaftlich günstiger wären.

Für die ÜNB soll ab 2029 eine Cost-Plus-Regulierung mit ergänzenden Effizienzanreizen eingeführt werden. Während die Cost-Plus-Basis grundsätzlich symmetrische Anreize setzt, können die geplanten Zusatzinstrumente – etwa Partialbenchmarking oder outputorientierte Regulierungsansätze – je nach Ausgestaltung erneut eine Asymmetrie erzeugen. Bei den VNB besteht durch die Kombination von Kapitalkostenabgleich für CAPEX und Budgetprinzip für OPEX eine strukturelle CAPEX-OPEX-Asymmetrie, die durch die geplante Verkürzung der Regulierungsperiode auf drei Jahre zwar abgemildert, aber nicht vollständig aufgelöst wird.

2. Fehlende Kooperationsanreize zwischen Netzebenen

Ein weiteres Hindernis ist die mangelnde Anreizkompatibilität zwischen ÜNB und VNB. Verteilnetzbetreiber könnten durch die Nutzung von Verbrauchsflexibilität – etwa über dynamische Netzentgelte – die Engpassmanagementkosten auf den vorgelagerten Übertragungsnetzebenen senken. Allerdings entstehen ihnen dadurch zusätzliche Kosten, die sie unter der aktuellen Regulierung nur begrenzt weiterreichen können. Ohne einen Ausgleichsmechanismus fehlt beiden Seiten ein ausreichender Anreiz zur Kooperation – obwohl sie gesamtwirtschaftlich sinnvoll wäre.

Vier Lösungsoptionen für eine bessere Anreizarchitektur

Die Studie identifiziert vier konkrete Handlungsoptionen, die sich innerhalb der laufenden Reformprozesse umsetzen lassen:

CAPEX-OPEX-neutrale Effizienzanreize für ÜNB

Die für 2029 geplanten Effizienzanreize sollten so ausgestaltet werden, dass sie keine Kostenkategorie bevorzugen. Konkret bedeutet das: Entweder neutrale Outputs als Bemessungsgrundlage wählen, die nicht einseitig auf CAPEX oder OPEX basieren, oder CAPEX- und OPEX-basierte Outputs bewusst symmetrisch berücksichtigen.

Selektive TOTEX-Regulierung für Engpassmanagementkosten (FOCS)

Für die VNB könnte gezielt für die Engpassmanagementkosten ein TOTEX-basierter Ansatz eingeführt werden – ein sogenannter Fixed-OPEX-CAPEX-Share (FOCS). Die Gesamtkosten würden dabei mit einer festen Kapitalisierungsrate in CAPEX und OPEX aufgeteilt, sodass Netzbetreiber zwischen den Kostenkategorien indifferent wären.

Spezifische Outputs für Verbrauchsflexibilität in der Energiewendekompetenz (EWK)

Die geplante Erweiterung der Qualitätsregulierung um eine Energiewendekompetenz bietet einen natürlichen Ansatzpunkt. Der diskutierte Digitalisierungsindex könnte über die interne Digitalisierung hinaus erweitert werden – etwa um Kennzahlen zur Nutzung von Verbrauchsflexibilität über Aggregatoren. So ließe sich die Nutzung flexibler Verbrauchssteuerung gezielt anreizen.

Side-Payments für netzbetreiberübergreifende Engpassreduktion

Für ÜNB ist ein Bonus geplant, wenn Engpassmanagementkosten schneller als erwartet sinken. Ein Teil dieser Bonuszahlung könnte als Side-Payment an VNB weitergereicht werden, sofern diese nachweislich zur Engpassreduktion auf der Übertragungsnetzebene beigetragen haben. Dies würde einen konkreten finanziellen Kooperationsanreiz zwischen den Netzebenen schaffen.

Einordnung: Warum das Thema jetzt relevant ist

Die deutsche Energiewende steht vor einem Paradigmenwechsel im Netzmanagement. Die rasant steigende Einspeisung erneuerbarer Energien, die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr sowie der wachsende Einsatz dezentraler Speicher verändern die Lastflüsse in den Netzen grundlegend. Engpassmanagement wird zu einem immer größeren Kostenfaktor – die Redispatch-Kosten in Deutschland beliefen sich in den vergangenen Jahren auf mehrere Milliarden Euro jährlich.

In diesem Kontext bieten dynamische Netzentgelte und die gezielte Nutzung von Verbrauchsflexibilität eine vielversprechende Alternative zum rein kapitalintensiven Netzausbau. Die laufenden Reformprozesse der Bundesnetzagentur – NEST und AgNeS – bieten ein günstiges Zeitfenster, um die richtigen regulatorischen Weichenstellungen vorzunehmen.

Die Ergebnisse der Studie sind dabei nicht auf den deutschen Kontext beschränkt. Die identifizierte CAPEX-OPEX-Asymmetrie ist ein strukturelles Merkmal vieler europäischer Regulierungssysteme. Auch das Kooperationsproblem zwischen verschiedenen Netzebenen stellt sich in ähnlicher Form in zahlreichen EU-Mitgliedstaaten. Die vorgeschlagenen Lösungsansätze – insbesondere der TOTEX-basierte FOCS-Ansatz und die Einführung von Side-Payments – können als Referenz für Regulierungsbehörden in ganz Europa dienen, die vor ähnlichen Herausforderungen stehen.

Ausblick

Die Bundesnetzagentur hat mit dem NEST-Prozess und AgNeS ambitionierte Reformvorhaben angestoßen, die die Grundlage für eine zukunftsfähige Netzregulierung legen können. Entscheidend wird sein, diese beiden Stränge stärker zu verzahnen und die regulatorischen Anreize so zu kalibrieren, dass sie innovative, kosteneffiziente Lösungen wie dynamische Netzentgelte nicht nur ermöglichen, sondern aktiv fördern. Die in der Kurzstudie skizzierten Handlungsoptionen bieten hierfür konkrete Ansatzpunkte.

Die vollständige Kurzstudie „Anreize für Netzbetreiber zur Nutzung von Verbrauchsflexibilität über dynamische Netzentgelte“ steht zum Download auf der Seite von Ocotpus Energy bereit.