Hohe Strompreise, was dagegen tun – Teil 3 – Grüner OV Obernburg-Eisenbach

Teil 3: Kosten der Stromverteilung, die Netzentgelte

Teil 1 dieser Reihe hat gezeigt, dass Deutschland mit die höchsten Strompreise für die Haushalte hat und dass die Strompreise auch von den Preisen der fossilen Energieträgern abhängen [1].

Teil 2 hat die Kosten für die Erzeugung des Stroms diskutiert [2].

In diesem Beitrag geht es um dieNetzentgelte, die aktuell zu rund 25% den Strompreis bestimmen.

Warum sind die Netze so wichtig für die Energiewende

Die größten Herausforderungen der Energiewende bzw. der Versorgung mit klimaneutralem kostengünstigem Strom werden durch den Netzausbau bzw. die Netzmodernisierung bestimmt. So geht es in der öffentlichen Diskussion vor allem um die Netze, insbesondere um Netzengpässe, Netzausbau, Umspannwerke, Stromtransport vom Norden in den Süden / Osten oder um die Kosten durch Abregelung von Solar- und Windkraftanlagen (Redispatch-Kosten, s.u.).

Das Zitat vom 06.03.2026 beschreibt die Situation sehr treffend: „Seit Tagen decken Erneuerbare Energien an vielen Stunden unseren Strombedarf zu mehr als 100 %, heute sogar rund 150 %. (zeitgleich sausen die Börsenstrompreise in den Keller für günstigen Ladestrom oder für die stationären Heimspeicher, die heute Abend die Wärmepumpen füttern). Leider müssen sogar Anlagen in großem Stil abgeregelt werden, weil Netzausbau, Flexibilisierung und Digitalisierung verschleppt wurden.“ [3]

Wird mehr Strom erzeugt (angeboten), als von den Netzen verbraucht (aufgenommen) wird, resultieren negative Strompreise. Tatsächlich ist deren Anzahl in den letzten Jahren gestiegen, wie die nachfolgende Grafik zeigt [56].

In diesen Fällen müssen z.B. Windräder abgeregelt oder PV-Anlagen dürfen nicht angeschlossen werden, wenn der Netzengpass dauerhaft besteht. Diese wahrnehmbaren oder spürbaren Fälle in Verbindung mit den damit verbundenen (Redispatch-) Kosten, sind der Grund für die dominante öffentliche Diskussion um den Netzausbau als ein Baustein der Energiewende.

Netzausbau muss in jedem Fall erfolgen, nicht wegen der Erneuerbaren Energien

Die wichtigsten Treiber für den Netzausbau sind nicht die Erneuerbaren Energien, sondern die geringeren Kosten für Beheizung (Wärmepumpen) oder Mobilität (E-Fahrzeuge) sowie die Versorgung der Künstliche Intelligenz (Datencenter).

Diese Entwicklung zu immer mehr Elektrifizierung ist wegen der Kostenvorteile (sowie der Entlastung beim Treibhauseffekt) nicht aufzuhalten, die Diskussionen drehen sich dabei nur um die Frage, um wie viel % der Strombedarf bis 2030 (um 60% [4]) oder bis 2045 (um 100% [5]) steigen wird.

Die Erneuerbaren Energien liefern Strom für Wärmepumpen oder E-Autos, sind ein Teilnehmer des Energiesystems, sind aber nicht primär für den erforderlichen Netzausbau verantwortlich, obwohl dieses in der öffentlichen Diskussion immer wieder fälschlicherweise behauptet wird [6].

Netzausbau verschlafen

Deutschland könnte oder müsste beim Netzausbau schon deutlich weiter sein. Statt die durch die Merkel-Regierung gesetzten richtigen Ziele konsequent zu verfolgen, wurde dieses Thema ohne ernsthaftem Interesse verfolgt und die dafür vorgesehene Gelder für andere Zwecke ausgegeben.

Nachfolgende Grafik des Bundesrechnungshofes zeigt die Lücke zwischen Ziel- und Ist-Zustand, wonach wir 7 Jahre oder 6.000 km hinterherhinken [7,8].

Gäbe es diese Verzögerung nicht, hätten wir bereits eine weitere Reduktion bei den Stromkosten erreicht, wären als Land weniger abhängig von den fossilen Energieträgern und würden weniger über Deindustrialisierung reden.

Redispatch-Kosten & Nutzungsgrad der Erneuerbaren Energien

Bedingt durch den verzögerten Netzausbau kann auch der durch Solar- oder Windanlagen erzeugte Strom nicht vollständig genutzt und muss zum Teil verworfen werden. Das verursacht Kosten, weil gemäß der aktuell gültigen Gesetze die Erzeuger von Strom oder das Vorhalten von Kraftwerkskapazitäten entschädigt werden müssen; es handelt sich dabei um die sog. „Redispatch-Kosten„.

Bei diesen Redispatch-Kosten herrscht jetzt auch Klarheit nachdem die Bundesregierung die Zahlen für 2025 veröffentlicht hat. Von den insgesamt knapp 3,071 Milliarden € Kosten beträgt der Enteil für die Erneuerbaren Energien 0,433 Milliarden € bzw. 14%. Der Großteil der Kosten wird durch fossile Kraftwerkle verursacht [9].

Leider werden in der öffentlichen Diskussion für diese Kosten oftmals unbewusst oder auch gezielt nur die Erneuerbaren Energien verantwortlich gemacht.

Trotz dieser Netzengpässe können mehr als 96% des durch die Erneuerbaren erzeugten Stroms eingespeist werden, die öffentliche Wahrnehmung geht auch hier leider von deutlich geringeren Zahlen aus [7].

Was sind die Netzentgelte und was bestimmt deren Höhe [11,12]

Nach der Erzeugung des Stroms, muss dieser über das Stromnetz verteilt werden. Die Netzentgelte oder „Netznutzungsentgelte“ erstatten den Netzbetreibern die Kosten für Bau / Ausbau, Betrieb und Wartung der Stromnetze, umfassen also den Stromtransport, Messstellenbetrieb sowie die Abrechnung.

Die Netzentgelte werden vom Anschlussnetzbetreiber erhoben – enthalten sind die Kosten aller vorgelagerten Netzebenen.

Die Netzentgelte in Deutschland variieren zur Zeit noch je nach Einzugsgebiet und sind abhängig von

Investitionen in die Netzstruktur,
Bevölkerungsdichte und
notwendigen Netzeingriffen zur Stabilisierung

Da Wind- und Solar-Anlagen vor allem auf dem Land gebaut werden, muss hier auch das Verteilernetz am stärksten ausgebaut werden, um den Strom aufnehmen und transportieren zu können. Das führt bis heute zu höheren Netzausbau-Kosten in den ländlichen Regionen, in denen die Bevölkerungsdichte viel geringer ist.

Stromnetze sind sog. natürliche Monopole, daher wird das Netzentgelt staatlich reguliert. Die Preise basieren auf Erlösobergrenzen, die von Regulierungsbehörden festgelegt werden. Diese orientieren sich an den geprüften Kosten für Betrieb, Wartung und Ausbau des Netzes, zuzüglich einer begrenzten Gewinnmarge (Eigenkapitalverzinsung).

Wie sind unsere Netze aufgebaut

In Deutschland gibt es 4 Betreiber der Höchstspannungsnetze (Übertragungsnetzbetreiber) und rund 900 Verteilnetzbetreiber. Die Übertragungsnetzbetreiber sind Tennet, 50Hertz, Amprion und TransnetBW und sorgen für den Deutschland-weiten Stromtransport. Die Verteilnetzbetreiber, übernehmen den Strom vom Höchstspannungsnetz und liefern diesen dann bis zum Endkunden ins Haus [13, 14].

Beispiel: die N-Ergie Netz GmbH mit Sitz in Nürnberg betreibt rund 1.500 km Hochspannungsleitungen, 9.000 km Mittelspannungsleitungen und 18.500 km Niederspannungsleitungen [15].

Was verhindert geringere Netzentgelte

Nachfolgend einige Merkmale unseres Stromsystems, die aktuell ein Sinken der Netzentgelte verhindern:

Zu viele Verteilnetzbetreiber

In keinem anderen Land wie Deutschland gibt es mit rund 900 so viele Verteilnetzbetreiber (VNB). Diese sind zum Teil einzelnen Kommunen bis hin zum größten Verteilnetzbetreiber, E.ON, welcher ca. 30% der Verteilnetze betreibt [16].

Das Problem: jeder dieser VNB hat ein eigenes Vertragswerk, es gibt praktisch keine Harmonisierung. Als Konsequenz haben Stromerzeuger einen sehr großen Aufwand, wenn es darum geht, die Verträge mit unterschiedlichen VNB zu schließen. Wegen der fehlenden Harmonisierung können die Kosten durch Digitalisierung nicht verringert werden und es ist auch kein kostenreduzierender Wettbewerb möglich [17,18].

Fehlendes Anreizsystem zum Kostensparen

Wie oben geschildert ist die Gewinnmarge der Netzbetreiber durch Investitionen zwar begrenzt aber dennoch garantiert. Es ist aber nicht geregelt, ob eine Investition in die Netze sinnvoll ist. Die Netzbetreiber haben also eine sichere Gewinnmarge auf jeden investierten Euro, auch wenn diese Investition völlig überflüssig ist [19].

Das aktuelle System wird daher oft mit der „GEZ-Gebühr“ oder mit einer Gelddruckmaschine vor allem für die großen Netzbetreiber verglichen.

Überdimensionierung

Die Planung des aktuellen Netzausbaus erfolgt nach wie vor „Top to Bottom“ nach dem sog. „n-1-Prinzip“ [20], also beginnend mit den Höchstspannungsnetzen, den großen Stromautobahnen hinunter in die lokalen Level 4 Verteilnetze. Die Konsequenz ist dann oftmals eine kostspielige Überdimensionierung. Das Ergebnis: unser Stromnetz hat aktuell im Mittel eine Auslastung von nur 15% [21,22].

Teile des Netzes sind tatsächlich vollständig ausgelastet, weitere Erzeuger dürfen / können nicht mehr angeschlossen und Erzeugungsanlagen müssen abgeregelt werden. Daneben ist aber der größte Teil des Stromnetzes nur sehr gering ausgelastet. Deswegen liegen zahlreiche Vorschläge auf dem Tisch, die Kosten für den Netzausbau deutlich zu reduzieren, indem die vorhandenen Netze durch geeignete Maßnahmen besser ausgelastet werden (s.u.).

Studien und Stellungnahmen

Die meisten Studien zur Energiewende fokussieren aktuell auf die Netze sowie die flexible Systemarchitektur insgesamt. Nachfolgend eine Reihe von Veröffentlichungen, aus denen u.a. die nachfolgend genannten Maßnahmen abgeleitet sind:

Monitoringbericht vom BMWE 2025 bei den beiden Instituten ewi und BET in Auftrag gegeben und grundlegendes Werk in der Diskussion. Ergebnis: Erneuerbare Energien weiter intensiv ausbauen, aber netzdienlich bzw. Anpassung der Netze sowie Digitalisierung und Flexibilisierung nun forcieren [23].
„Versorgungssicherheit Strom“, so der Titel des Berichts der BNetzA – Bundesnetzagentur, der ebenfalls vom BMWE in Auftrag gegeben wurde [24]
Die Studie der New Energy Alliance mit dem Titel „Die Rolle der Dezentralen Lösungen im gesamtkosteneffizienten Energiesystem“ erläutert 255 Milliarden € gesamtwirtschaftlichen Nutzen durch dezentrale Energie [25,26].
Die Studie der BCG – Boston Consulting Group beschreibt den Nutzen von Flexibilität und schlägt eine Belohnung für diejenigen vor, die flexibel sind, Speicher bauen, Last verschieben oder Wärme aus Strom gewinnen [27].
Die Studie von 3epunkt (Tim Meyer) mit dem Titel „Bestandsaufnahme Kostensenkungspotentiale im Verteilnetz“ ermittelt die Einsparpotenziale der Flexibilisierung durch Digitalisierung, einer höheren Auslastung der Netze und plädiert für geringere Eigenkapitalrenditen der Netzbetreiber [18].
Das Impulspapier der VDE-ETG rückt die bessere Nutzung bestehender Netzkapazitäten bzw. eine bessere Auslastung statt Ausbau der Netze stärker in den Fokus und beschreibt fünf Maßnahmen gegen hohe Netzkosten [28].
Der BEE – Bundesverband Erneuerbarer Energien stellt ganz aktuell 26 Maßnahmen für eine kostengünstiges und resilientes Energiesystem vor [29]
Studie der Münchner Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) hat berechnet, wie viele Milliarden durch einen stärkeren Ausbau der Windkraft in Bayern gespart würden [30]. Nun unterstützt die Bayer. Landesregierung den verstärkten Windkraftausbau, nachdem dieser jahrelang behindert wurde [31].
Studie des BDEW zur Entwicklung der Stromnetzentgelte zeigt, wie wichtig eine Anpassung der Netzentgeltsystematik ist, um die Netzentgelte gering zu halten [5].
Die AGORA-Studie „Stromnetzentgelte – gut und günstig“ beschreibt Maßnahmen zur Reduzierung der Ausbaukosten und wie das Entgeltsystem zukunftssicher aufgestellt werden kann [53].

Voraussetzungen für geringere Netzentgelte

Als Fazit aus den zahlreichen Studien einige Voraussetzungen, die zwingend gegeben sein müssen, um geringere Netzentgelte erzielen zu können.

Dezentrale Ausrichtung

„Der Stromverbrauch in der EU dürfte bis 2030 um rund 60 % steigen. Die Netze müssen mit einem stärker digitalisierten, dezentralisierten und flexibleren System aus Millionen von Solarpaneelen auf Hausdächern, Wärmepumpen und lokalen, ihre Ressourcen teilenden Energiegemeinschaften zurechtkommen, in dem immer mehr erneuerbare Energie aus Offshore-Quellen stammt, mehr Elektrofahrzeuge zu laden sind und immer mehr Wasserstoff erzeugt werden muss.“ [32]

Unser Strom- / Energiesystem wird zunehmend dezentral; Wärmepumpen und E-Fahrzeuge, dazu die von allen zunehmende Nutzung stromintensiver Künstlicher Intelligenz verlangt nach einem entsprechend veränderten Systemaufbau. Das Festhalten am bislang zentral gesteuertem System verhindert, Einsparpotenziale realisieren zu können.

Flexibilität

Das zukünftige Energiesystem muss in der Lage sein, einen sehr hohen Anteil fluktuierender Energien (Wind, Solar) mit den Anforderungen der unterschiedlichen Sektoren zu verbinden. „Sektorenkopplung“ und „Lastmanagement“ (engl. DMS – demand side management) sind die Stichworte.

Das Bild von V. Quaschning illustriert sehr anschaulich die Verknüpfung der unterschiedlichen Verbraucher und Erzeuger von Strom und anderen Energieträgern [33].

Sicher, die Komplexität ist höher als im bislang gekannten einfachen, zentral-organisierten System. An der dezentralen Ausrichtung führt allerdings – aus Kostengründen – kein Weg vorbei und dieses flexible System eröffnet immense Chancen für unseren Wirtschaftsstandort Deutschland.

Netzdienlichkeit & Systemdienlichkeit

Was auch immer jetzt geplant wird, es muss nachgewiesen werden können, dass diese Maßnahmen sowie Investitionen „netzdienlich“ und „systemdienlich“ sind. Das bedeutet, den erzeugten Strom nach Bedarf so bewegen zu können, damit einerseits das Netz idealerweise voll ausgelastet aber auch nicht überlastet ist und dass andererseits der Strom im gesamten System der gekoppelten Sektoren wie Industrie, Verkehr oder Energieerzeugung frei fließen kann [52].

Digitalisierung

Einer Studie der TU Berlin sowie der Uni Aarhus aus 2023 zufolge könnte ein Netzausbau sogar gänzlich vermieden werden. Dies sei durch eine weitreichende Digitalisierung des Energiesystems durch den flächendeckenden Einbau von Smartmetern und der Einführung von regionalen dynamischen Stromtarifen möglich. Bei einem sehr weitgehend digitalisiertem System wären Anlagen wie Wärmepumpen oder Elektrolyseure, mit denen aus Strom und Wasser Wasserstoff gewonnen wird, auf Netzschwankungen vorbereitet [37].

Wenn auch bei den folgenden Betrachtungen von einem weiteren Netzausbau ausgegangen wird, so zeigt dieser Beitrag die zentrale Bedeutung der Digitalisierung für ein flexibles Stromsystem.

Maßnahmen für geringere Netzentgelte

Nachfolgend eine Reihe der vielen Maßnahmen, um den Bau / Ausbau sowie den Betrieb / Wartung der Netze kostengünstig zu gestalten.

Unnötigen Ausbau vermeiden

Mehr dezentrale Energieversorgung vor Ort mit einem lokal-integrierten System vermeidet Ausbau der Netze inkl. Umspannwerke [35]. Auch die Bayerische Landesregierung, die jahrelang den Ausbau der Windenergie gezielt behindert hat, erkennt nun den Nutzen der lokalen Stromerzeugung durch Windkraftanlagen, wodurch auch der Netzausbau teilweise unterbleiben kann [31].

Verstärktes Freileitungsmonitoring bei den Hochspannungsleitungen, die dadurch um bis zu 50% stärker ausgelastet werden können [20], Nutzung von kurativem Engpassmanagement sowie intelligenten Ortsnetzstationen bewirken eine flexiblere und effizientere Nutzung des Netzes, was den Netzausbaubedarf (sowie Redispatch-Kosten) reduziert [20,36]

Kosteneffizient ausbauen

Netzanschlüsse gezielt nur auf 50% auslegen: aktuell werden Netzanschlüsse auf die Erzeugungsspitzen bzw. theoretische Extremsituationen hin ausgelegt (die nur selten eintreten), um die maximal denkbare Leistung bzw. Menge an erzeugtem Strom aufnehmen zu können; wird nur auf 50% hin ausgelegt, sind die Verluste minimal, die Kosten für den Netzanschluss jedoch deutlich geringer [36,38]

Werden die bestehenden Netzkapazitäten bei der Standortentscheidungen besser berücksichtig, werden kostspielige Fehlentscheidungen vermieden, so das Impulspapier des VDE-ETG [36].

Konsequente Anwendung des „Noxva-Prinzips“: Netzoptimierung geht vor Flexibilität geht vor Verstärkung geht vor Ausbau. Eine Umsetzung wäre die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten, wodurch die bestehende Netzinfrastruktur effizienter genutzt werden könnte [20].

Höchst- / Hochspannungsleitungen nur überirdisch verlegen –> spart Milliarden gegenüber Erdverlegung [39]

Flexibilität & Netzdienlichkeit sicherstellen

Smart Meter mit Hochdruck installieren: „Deutschland verbummelt das Herzstück der Energiewende“ wird festgestellt [40]; ohne diese intelligenten Stromzähler kann ein beträchtlicher Teil eines flexiblen Energiesystems nicht realisiert werden; die nachfolgend Grafik macht deutlich, dass Deutschland mit gerade einmal 4% Installationsgrad hier zu den Schlusslichtern in Europa gehört (dunkelrot), während z.B. in Norwegen, Italien, Litauen, Frankreich oder Spanien nahezu alle Haushalte bereits ausgerüstet sind (dunkelblau) [41].

V2G – Vehicle to Grid: würden die bereits aktuellen E-Autos in Deutschland über das bidirektionale Laden am Stromnetz teilnehmen, könnten zweieinhalb Gaskraftwerke eingespart werden [42]. Das Potenzial ist verstanden, neben BMW und E.ON [57] kommt nun auch VW mit einem entsprechenden Angebot [58].

E-Auto-Batterien als netzdienlichen Speicher nutzen: Ein Pilotversuch durch TransnetBW und Octopus Energy mit lediglich 700 E-Autos hat bewiesen, dass diese dezentralen, mobilen Batteriespeicher netzdienlich in Redispatch-Prozesse integriert werden können. „Bereits eine Million Elektrofahrzeuge könnten demnach mehrere Gigawattstunden Flexibilität pro Tag bereitstellen und damit einen relevanten Anteil des heutigen Redispatch-Bedarfs in Deutschland abdecken.“ [43]

Dieses kluge Konzept benötigt Smart-Meter aber keine V2G-Technologie und ist somit relativ einfach umzusetzen. Beim nächsten erweiterten Test sollen neben 1.000 E-Autos rund 4.000 sonstige dezentrale Assets wie Heimbatteriespeicher oder Wärmepumpen einbezogen werden [55].

Großbritannien (GB) ist uns bei der E-Mobilität voraus, auch mit neuen Geschäftsmodellen: dort bekommt jeder von Octopus Energy für weniger als 300 Pfund pro Monat ein E-Auto inkl. einer Ladesäule. Einzige Voraussetzung ist die Bereitschaft, die E-Auto-Batterie für Netzausgleichsmaßnahmen nutzen zu können [54].

Energy Sharing weiter ausbauen: Erneuerbare Energien müssen nicht abgeregelt werden, Netze nicht gebaut werden, wenn die lokal erzeugte (Überschuss-) Energie gespeichert und mit der „Nachbarschaft“ geteilt werden kann [44].

EMS – Energiemanagementsystem fördern und optimieren: die Anwendungen nehmen rasch zu, wie z.B. das automatisierte kostenoptimierte Steuern von Wärmepumpen [45] oder von Heimspeichern [46].

Europäischen Stromverbund ausbauen: die bereits existierenden europäischen Stromnetze konsequent ausbauen, vor allem mit Großbritannien (GB) können riesige Potenziale genutzt werden: Sturmfronten ziehen oft von West nach Ost, überziehen also zuerst GB; diese Windenergie wird zuerst in GB eingefangen und der Überschuss über Unterseekabel in der Nordsee nach Deutschland geleitet; ist der Wind in Deutschland angekommen, wird umgekehrt vorgegangen: die Windenergie wird in D. eingefangen und der Überschuss nach GB geleitet; Gespräche zur Entwicklung dieser Kooperation laufen bereits und können dazu führen, dass ein Teil des Netzausbaus bzw. der Eigenstromerzeugung auf dem deutschen Festland unterbleiben kann [47].

Weltweit vernetzen sich Länder über solche Unterseekabel: Deutschland seit längerem schon mit Norwegen (NordLink), Großprojekte wie Australien mit Singapur (PowerLink) oder Großbritannien mit Marokko (Xlinks) befinden sich in der Umsetzung.

Dynamische Tarife als ein weiteres Herzstück der Energiewende: die Technologie ist vorhanden und wird bereits angewendet, die Stromtarife also je nach Strombedarf sowie Stromüberschuss anzupassen; ein digitalisiertes System ermöglicht so den kostenoptimalen Betrieb für Netzteilnehmer und Netzbetreiber [18].

Bei einer aktuellen, von 1Komma5° in Auftrag gegebenen Studie wurde berechnet, was die gestrichene Einspeisevergütung bzgl. der Rentabilität bedeutet; ebenso wurde aufgezeigt, dass auch kleinere PV-Anlagen mit intelligenter Steuerung, Batterie und der Optimierung am Strommarkt trotz fehlender Einspeisevergütung rentabel sein können [61].

Entgeltsystem reformieren: Studien zeigen, dass die heutige Netzentgeltsystematik die Netzkosten zunehmend einseitig verteilt, dass eine neue Netzentgeltsystematik deshalb für eine verursachungsgerechtere Kostenverteilung sorgen muss [5,18]. Wenn auch eine solche verursachungsgerechte Kostenverteilung keine Verringerung der Kosten per se ist, so unterstützt die Verteilungsgerechtigkeit die Akzeptanz der Energiewende und fördert so eine beschleunigte Umsetzung.

Batterien stabilisieren die Netze, lasten diese besser aus und vermeiden so unnötigen Ausbau; ein Beispiel aus Schottland hat diesen Mechanismus im Ernstfall eindrucksvoll belegt [48]; auch in Deutschland nimmt das Thema Fahrt auf wie die Installation eines Großspeichers durch N-ERGIE bei Anspach-Winterschneidbach [49].

In Deutschland gibt es aktuell 2,4 GW Großbatteriespeicher, Anträge für 720 GW liegen vor [59], es sollte alles getan werden, um hier einen „Turbo“ zu zünden. Alle Installationen weltweit belegen eindeutig, dass Batteriespeicher die Netze stabilisieren und z.B. Gaskraftwerke überflüssig machen. Ein Musterbeispiel ist sicher Kalifornien [63].

Eine aktuelle Studie der Hochschule Rhein-Main hat berechnet, dass eine nahezu 100%ige Stromversorgung durch Erneuerbare Energien wirtschaftlich und sicher ist. Ermittelt wurde das optimale Verhältnis aus erneuerbarer Stromerzeugung und Kapazität an Batteriespeichern. Diese wertvollen Erkenntnisse zeigen einmal mehr die sehr große Bedeutung der Batteriespeicher für einen kostenoptimalen Betreib des zukünftigen Stromsystems [60].

Betriebskosten reduzieren

Konsolidierung der rund 900 Verteilnetzbetreiber (VNB): diese immens hohe Anzahl an VNB behindert eine schnelle Modernisierung des Energiesystems; die Bundesnetzagentur ist gefordert, für eine Konsolidierung dieser fragmentierten Strukturen durchzuführen, um diese unvergleichlich hohe Komplexität zu verringern [18]. Nch der Konsolidierung dann Harmonisierung und Digitalisierung: die Prozesse zwischen Energieerzeuger und VNB müssen harmonisiert werden, um den Verwaltungsaufwand zu minimieren; sind die Prozesse / Vertragswerke harmonisiert, können diese digitalisiert und damit kosteneffizienter gestaltet werden [17]

Eigenkapitalrendite verringern: diese Renditen lagen bei 22 untersuchten Verteilnetzbetreiber im Jahr 2025 bei durchschnittlich 24%. Deutlich zu viel in Anbetracht des geringen Risikos regulierter Netzmonopole [18].

Anreize für Großverbraucher anpassen: aktuell wird nach dem sog. „Bandlastprivileg“ ein möglichst gleichbleibender Stromverbrauch finanziell unterstützt; im zukünftigen, flexiblen Energiesystem sollte ein netzdienlicher Verbrauch privilegiert und so die richtigen Anreize geschaffen werden [20].

Fazit und warum das BMWE unter K. Reiche in die falsche Richtung steuert

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zeigt sich immer deutlicher als Erfolgsgeschichte. Mehr als 96% der erzeugten Energie wird genutzt, unsere Abhängigkeit von den fossilen Energieträgern sowie die CO2-Emissionen sind bereits deutlich geringer, die Industriestrompreise sind auf dem Stand von 2021 als es noch 6 Atomkraftwerke gab, die Strompreise sind trotz Iran-Krieg im März leicht gefallen, weil sich diese wegen des hohen Anteils der Erneuerbaren von den Gaspreisen abgekoppelt haben.

Dass die Vorteile der Erneuerbaren Energien die Nachteile bei weitem überwiegen wird in der öffentlichen Diskussion oftmals vergessen oder gezielt verschwiegen. Dagegen werden von verschiedenen Seiten nur Kosten thematisiert und so bewusst ein schiefes Bild erzeugt.

Wie auch immer, unnötige Kosten müssen durch die clevere Weiterentwicklung des Systems vermieden werden. Die aktuelle Situation beim Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie des Netzes ist allen klar:

Der Netzausbau erfolgt zu langsam, langsamer als der Zuwachs bei den Erneuerbaren Energien
Der Digitalisierungsgrad ist viel zu gering
Als Konsequenz muss erzeugter Strom teilweise „verworfen“ und Anlagen abgeregelt werden, unnötige Kosten sind die Folge

Nahezu alle genannten Studien sind sich einig darin, dass die Reaktion auf diese Situation aus 3 Kernmaßnahmen bestehen muss, um geringere Netzentgelte (sowie Strompreise insgesamt) zu ermöglichen:

beschleunigter Netzausbau
mehr Flexibilisierung (u.a. durch Batteriespeicher)
mehr Digitalisierung

Die Reaktion aus dem BMWE unter K. Reiche mit dem sog. „Netzpaket“ konzentriert sich hingegen auf das kurzfristige Vermeiden von (Redispatch-) Kosten und wird mit hoher Wahrscheinlichkeit dazu führen, Deutschland bei der Entwicklung eines resilienten und kosteneffizienten Energiesystems massiv auszubremsen.

Regelungen wie z.B. das 3%-Kriterium für kapazitätslimitierte Netzgebiete stoßen deshalb auf massive Kritik der Branchenverbände: „Anstatt den dringend notwendigen Ausbau der Netzinfrastruktur voranzutreiben, sollen zukünftig Netzengpässe verwaltet werden“; die Maßnahmen aus dem Netzpaket offenbaren eine besorgniserregende politische Kapitulation vor den bestehenden Defiziten im Netzausbau“, so der ZVEH-Hauptgeschäftsführer A. Neuhäuser [20].

Anstatt das Energiesystem der Anforderungen entsprechend dezentraler zu gestalten und mehr Wettbewerb zu fördern, setzt das BMWE / K. Reiche auf den zentralen Ansatz unter Beibehaltung der Quasi-Monopole vor allem der großen Verteilnetzbetreiber wie E.ON.

Ein Beispiel ist der Ausbau der Smart Meter mit Deutschland als eines der traurigen Schlusslichter in Europa. Zwar macht jetzt die Bundesnetzagentur mehr Druck auf die Verteilnetzbetreiber, K. Reiche setzt sich aber dafür ein, dass die monopolartige Position der Verteilnetzbetreiber nicht eingeschränkt wird und dass diese über den weiteren Ausbau der Smart Meter bestimmen.

Die fehlenden Maßnahmen zur Digitalisierung inkl. Smart Meter Ausbau sind schmerzlich und völlig unverständlich. Alle Branchenverbände Energie zeigen auf, wie durch mehr Digitalisierung die sehr oft unterausgelasteten Netze optimal ausgelastet werden können und dadurch kostspieliger Netzausbau vermieden werden kann. Schmerzlich vor allem auch deshalb, weil sich für die Netzunternehmen auch ein komplett unnötiger Ausbau auf Grund der festgelegten Gewinnmarge finanziell garantiert rechnet.

Das völlige Ignorieren des Potenzials der Digitalisierung zeigt sich auch beim Streichen der Einspeisevergütung privater PV-Anlagen bzw. kleinerer PV-Anlagen bis 25 kWp. Mit der Kombination aus Digitalisierung und einem dynamischen Entgeltsystem lässt sich ein netzdienliches Verhalten auch dieser Kleinanlagen realisieren, dabei verhindern, dass die Besitzer dieser Anlagen bei negativen Strompreisen entschädigt werden, sich diese Anlagen meistens aber dennoch finanziell rentieren.

Dass das BMWE bei einem Energiekonzern um Argumente gegen Batteriespeicher und pro Gaskraftwerke gebeten hat, zeigt, auf welchem fatalen Irrweg sich das Ministerium unter K. Reiche aktuell befindet [62].

Fazit zu den Maßnahmen des BMWE: Fehlanzeige bei beschleunigtem Netzausbau, Fehlanzeige bei mehr Flexibilisierung und Fehlanzeige bei mehr Digitalisierung.

Die Technologien und Konzepte für ein flexibles und resilientes Stromsystem mit niedrigeren Netzentgelten sind vorhanden, daran, an den Technologien, wird es nicht scheitern. Die Realisierung eines solchen Systems ist für den Wirtschaftsstandort Deutschland eine riesige Chance, welches hier weltweit eine attraktive Rolle als Technologie-Führer einnehmen kann.

Dr.-Ing. Christian Blaufelder

Teil 4 zu den Steuern & Abgaben als wichtigen Bestandteil der Strompreise erscheint am 26. April

Quellen

[1] https://www.meine-news.de/obernburg-amain/c-energie-und-umwelt/hohe-strompreise-was-dagegen-tun_a231266

[2] https://www .meine-news.de/obernburg-amain/c-energie-und-umwelt/hohe-stromkosten-was-dagegen-tun_a231653

[3] https://www.linkedin.com/posts/simone-peter-783591255_erneuerbare-share-7446865897371197440-6XJY/?utm_source=share&utm_medium=member_android&rcm=ACoAAACviH0BEjHpK8RJmBsh_xwnA_Cy_9u65aM

[4] https://www.ihk.de/braunschweig/beratung-und-service/umwelt-und-energie/energie/energiepolitik/ausbau-der-stromnetze-eu-action-plan-for-grids-5999058

[5] https://www.bdew.de/energie/bdew-studie-zur-entwicklung-der-stromnetzentgelte/

[6] https://www.solarserver.de/2025/12/08/htw-studie-photovoltaik-erfordert-keinen-zusaetzlichen-netzausbau/

[7] https://www.bundesrechnungshof.de/SharedDocs/Kurzmeldungen/DE/2024/energiewende/kurzmeldung.html

[8] https://energiewinde.orsted.de/energiepolitik/klimapolitik-merkel-groko-bilanz-16-jahre-rueckstand

[9] https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil