Was ist AgNes?
AgNes ist ein förmliches Festlegungsverfahren der BNetzA, das die Allokation und Refinanzierung von Netzkosten in Deutschland neu ordnet. Der Kerngedanke: Netzentgelte sollen künftig nicht mehr nur Infrastrukturkosten decken, sondern auch Preissignale setzen, die netzdienliches Verhalten sowohl bei Verbraucher:innen als auch bei Erzeugern anreizen.
Nach dem aktuellen System (§ 15 StromNEV) zahlen Erzeugerkeine Netzentgelte. Die BNetzA hat im Februar 2026 ein Orientierungspapier zu Einspeiseentgelten veröffentlicht, das drei Instrumente aufzeigt, die mit AgNes eingeführt werden sollen: ein Kapazitätsentgelt (Finanzierungsfunktion), ein dynamisches arbeitsbezogenes Entgelt (Anreizfunktion) und einen einmaligen Baukostenzuschuss (BKZ) für jeden neuen Netzanschluss.
Die Logik dahinter: Sowohl Erzeugung als auch Verbrauch verursachen Netzkosten. Die Beteiligung der Erzeuger an der Kostentragung soll die Finanzierungsbasis verbreitern und so die Belastung der Verbraucher:innen reduzieren.
Warum AgNes relevant ist (in der Theorie)
Das deutsche Stromnetz erlebt einen Wandel. Die Erzeugungsleistung erneuerbarer Energien (EE) ist bis 2024 auf über 180 GW gewachsen. Und das bei einer konventionellen Erzeugungskapazität von rund 71,6 GW. Das System der zentralisierten, nachfragebasierten Energieerzeugung entwickelt sich weiter zu einem des dezentralen wetterabhängigen Angebots. Das schafft zwei Herausforderungen.
Erstens steigen die Kosten für den Erhalt und Ausbau des Netzes. Allein das Engpassmanagement kostete 2024 rund 2,8 Milliarden Euro – getrieben vor allem durch Nord-Süd-Übertragungsengpässe mit hoher Erzeugung aus erneuerbaren Energien im Norden und hohem Verbrauch im Süden. Im bisherigen System trugen Verbraucher:innen diese Kosten. Erzeuger zahlten nichts. Mit dem wachsenden Anteil nicht steuerbarer, wetterabhängiger Erzeugung wird das zunehmend komplexer.
Zweitens schrumpft die Finanzierungsbasis für Netzkosten. Je mehr Verbraucher:innen eigene Erzeugungsanlagen installieren (Aufdach-Photovoltaikanlagen, Heimspeicher, elektrisch betriebene Fahrzeuge), desto weniger Strom beziehen sie aus dem Netz, und desto geringer fällt ihr Beitrag zur Netzkostendeckung aus. Gleichzeitig lösen Windparks und große Photoltaik-(PV-)Anlagen zunehmend Engpässe aus und erhalten Entschädigungszahlungen nach § 13a EnWG. Das sind Kosten, die auf alle Netznutzer umgelegt werden. Wer nicht in dezentrale Erzeugung investieren kann, trägt einen überproportionalen Anteil. Der seit 2025 geltende EE-Mehrkostenausgleich verteilt diese Lasten zwischen Netzregionen um, erweitert aber nicht die Finanzierungsbasis um Erzeuger.
Mit AgNes soll sich das ändern: Erzeuger sollen das Netz mitfinanzieren und auf Preissignale netzdienlich reagieren. Das erklärte Ziel der BNetzA ist ein Entgeltsystem mit zwei Funktionen: verlässliche Kostendeckung (Finanzierung) und Verhaltenssteuerung in Richtung netzdienlicher Nutzung (Anreize).
Es handelt sich um eine der grundlegendsten Reformen der deutschen Netzentgeltregulierung seit Jahrzehnten. Sie betrifft Investitionsentscheidungen für neue Erzeugungsanlagen, die Wirtschaftlichkeit bestehender EE-Anlagen und die Rolle von Flexibilitätstechnologien wie Batteriespeichern (Heim & Industrie), Vehicle-to-Grid (V2G) und intelligenten Energiemanagementsystemen.
Welche Instrumente soll AgNes einsetzen?
Das geplante Rahmenwerk für Einspeiser stützt sich auf drei Instrumente. Die BNetzA trennt zwischen Finanzierungsinstrumenten (stabile Kostendeckung) und Anreizinstrumenten (Verhaltenssteuerung), erkennt aber Überschneidungen an.
1. Finanzierungsfunktion
2. Anreizfunktion
3. Baukostenzuschuss
Instrument 1: Kapazitätsentgelt
Das Kapazitätsentgelt ist das primäre Finanzierungsinstrument. Erzeuger zahlen ein Entgelt für ihre vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität – nicht für die tatsächlich eingespeiste Strommenge. So erhalten Netzbetreiber planbare Einnahmen, unabhängig von Wetterbedingungen.
Das Rechenbeispiel der BNetzA zeigt eine Spanne von 4 – 7 € pro Kilowatt (kW) pro Jahr, je nachdem, ob nur Kosten auf Übertragungsnetzebene oder auch die Verlustenergiekosten auf Verteilnetzebene einbezogen werden.
Die zugrundeliegende Kostenbasis umfasst die EU-rechtliche Obergrenze von 0,50 € pro Megawattstunde auf Übertragungsnetzebene zuzüglich der hälftigen Regel- und Verlustenergiekosten der Übertragungsnetzbetreiber. Die BNetzA hat sich gegen eine vollständige Zurechnung dieser Kosten auf die Erzeuger entschieden.
Arbeitsbezogene Finanzierungsentgelte, angegeben in Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), verfolgt die BNetzA ausdrücklich nicht. Begründung: Solche Entgelte würden über den Großhandelsmarkt an die Verbraucher:innen weitergereicht, die Strompreise für alle erhöhen und die Merit Order verzerren. Zudem würden deutsche Erzeuger gegenüber ausländischen Wettbewerbern benachteiligt, die keine oder nur geringere Einspeiseentgelte zahlen.
Eine Bagatellgrenze wird für Erzeuger erwogen, die nicht leistungsgemessen sind und nicht mit intelligenten Messsystemen ausgestattet werden müssen.
Instrument 2: Anreizfunktion
Dynamische Netzentgelte sind das Anreizinstrument. Sie sind zeitlich variabel, ortsabhängig und arbeitsbezogen (ct/kWh). Ihr Ziel ist, Erzeuger dazu zu bewegen, Engpassmanagement in Einsatz- und Investitionsentscheidungen mitzudenken.
Ist das Netz in einem Gebiet überlastet, verschärft jede eingespeiste kWh das Problem. Das dynamische Entgelt belastet Erzeuger, die während eines Engpasses einspeisen. Regelt ein Erzeuger stattdessen ab, vermeidet er das Entgelt (verliert aber auch seinen Markterlös). Eine gut kalibrierte Höhe der Entgelte soll bewirken, dass gerade so viel Erzeugung abgeregelt wird, wie zur Engpassbehebung nötig ist.
Das Prinzip gilt auch umgekehrt: Ein Erzeuger hinter einem Engpass (wo lokal Strom fehlt) erhält ein negatives Entgelt oder zahlt ein sehr geringes Entgelt bei Einspeisung. In der Praxis ist in der Einführungsphase allerdings keine nennenswerte Höhe negativer Entgelte zu erwarten.
Das Rechenbeispiel der BNetzA ergibt ein durchschnittliches dynamisches Entgelt von ca. 0,10 €/kWh. Zur Einordnung: Das entspricht etwa einem Viertel des durchschnittlichen Haushaltsstrompreises in Deutschland (~37 ct/kWh im Jahr 2026) und rund 60 % des Durchschnittspreises für kleine und mittlere Industriekunden (~16 ct/kWh im Jahr 2026).
Für die Einführungsphase plant die BNetzA einen niedrigeren Einstiegstarif mit schrittweiser Erhöhung, sobald empirische Daten zur Preissensitivität der Erzeuger vorliegen. Das erklärte Ziel in der Anfangsphase ist nicht die vollständige Engpassentlastung, sondern das Lernen, wie Erzeuger auf Preissignale reagieren.
Die Veröffentlichung soll am Vortag (Day-Ahead) vor Schließung der Spotmärkte erfolgen, damit Marktteilnehmer die Preissignale in ihr Bieterverhalten einbeziehen können.
Dieser Mechanismus ist in der Branche umstritten.
Instrument 3: Baukostenzuschuss
Der BKZ ist eine einmalige Zahlung für jeden neuen Netzanschluss. Er ist an die beantragte Anschlusskapazität gekoppelt und soll die unmittelbaren Netzverstärkungskosten adressieren, die durch einen neuen Anschluss entstehen.
Seine geplante Funktion ist die Kapazitätsdisziplinierung: Durch die Bepreisung des Netzanschlusses werden Erzeuger dazu gebracht, nur die Kapazität zu beantragen, die sie tatsächlich benötigen.
Ein Projektentwickler, der den Netzanschluss eines Solarparks auf 15 Megawatt statt 20 Megawatt dimensioniert (und dafür gelegentliche Abregelung bei Spitzenleistung akzeptiert), zahlt weniger und reduziert die erforderliche Netzverstärkung.
Der BKZ hat auch eine Finanzierungsfunktion, allerdings als einmaliger Beitrag. Er soll die Netzkosten senken, die über die allgemeinen Netzentgelte umgelegt werden müssen.
Flexible Netzanschlussregelungen, bei denen Erzeuger Abregelung während Engpässen gegen einen günstigeren oder schnelleren Netzanschluss akzeptieren, können die BKZ-Bewertung beeinflussen.
Der BKZ gilt nur für Neuanschlüsse. Bestandsanlagen sind nicht betroffen.
Auswirkungen von AgNes auf Einspeiser
Die Auswirkungen variieren erheblich je nach Typ, Standort und Alter einer Erzeugungsanlage.
Erneuerbare-Energien-Anlagen (Wind, PV bzw. Solar, Biogas) sind die am stärksten betroffene Gruppe. Wind- und Solaranlagen haben Grenzkosten nahe Null, was ein spezifisches Problem bei dynamischen Entgelten schafft: Wenn das Entgelt in einer Viertelstunde den Markterlös übersteigt, haben alle Anlagen im Gebiet den gleichen Anreiz, gleichzeitig abzuschalten.
Dieses „Überreaktionsrisiko" wird von der BNetzA erkannt. Sie argumentiert, dass Unterschiede in den anzulegenden Werten aus den Ausschreibungen, betriebliche Randbedingungen (z. B. Wärmeauskopplung bei Biogasanlagen) und die schrittweise Einführung mit niedrigen Anfangsvergütungen dieses Risiko mindern.
Konventionelle Kraftwerke und Residuallastkraftwerke stehen vor Kapazitätsentgelten, die ihre Fixkosten erhöhen. Für Spitzenlastkraftwerke mit geringer Auslastung könnte ein Entgelt von 4 – 7 €/kW die Wirtschaftlichkeit massiv beeinträchtigen.
Die BNetzA erkennt auch das Risiko negativer Auswirkungen auf Investitionen in steuerbare Erzeugungskapazitäten an, die Deutschland für die Netzstabilität benötigt. Die dynamischen Entgelte sind für konventionelle Anlagen weniger problematisch, da deren unterschiedliche Grenzkosten eine gleichzeitige Überreaktion unwahrscheinlich machen.
Verbraucher:innen und Industrie zahlen keine Einspeiseentgelte, sind aber indirekt betroffen. Die BNetzA rechnet mit einer begrenzten Entlastung durch die Finanzierungsfunktion: Kapazitätsentgelte werden kurzfristig kaum auf die Großhandelspreise durchgereicht, dürften sich aber langfristig in höheren Ausschreibungsgeboten und Kapazitätsmarktpreisen niederschlagen.
Die Entscheidung gegen energiebezogene Finanzierungsentgelte war ausdrücklich durch Bedenken hinsichtlich überproportionaler Belastungen der stromintensiven Industrie motiviert, die bereits reduzierte Netzentgelte zahlt.
Netzbetreiber erhalten einen neuen, planbaren Umsatzkanal aus Kapazitätsentgelten und einen einmaligen Finanzierungsbeitrag aus dem BKZ.
Gleichzeitig stehen sie vor erheblicher Komplexität: Dynamische Entgelte erfordern tägliche Engpassprognosen und viertelstundenscharfe Preisveröffentlichungen auf Day-Ahead-Basis.
Die BNetzA plant einen gestuften Rollout: zunächst auf Übertragungs- und Hochspannungsebene, dann schrittweise nach unten. Mittelspannungs-Erzeuger (wo die meisten Windparks und großen PV-Anlagen angeschlossen sind) würden einbezogen, soweit ihre Einspeisung Engpässe auf den überlagerten Netzebenen beeinflusst; die Niederspannung folgt später angesichts der deutlich höheren Zahl betroffener Netznutzer.
Projektentwickler und Investoren stehen vor einer komplexeren Investitionslandschaft. Die Kombination aus standortspezifischen dynamischen Entgelten, Kapazitätsentgelten und BKZ-Zahlungen bringt neue Variablen in die Projektökonomie. Standorte in chronischen Engpassgebieten (typischerweise Norddeutschland) werden weniger attraktiv; Standorte hinter Engpässen (typischerweise Süddeutschland) gewinnen einen komparativen Vorteil.
Schutz für Bestandsanlagen
Die BNetzA unterscheidet klar zwischen den beiden Entgelttypen.
Für das Kapazitätsentgelt (Finanzierungsfunktion) plant die BNetzA, Vertrauensschutz für Anlagen zu gewähren, die auf Basis eines staatlich organisierten Ausschreibungsverfahrens errichtet wurden. Begründung: Wenn ein Projektentwickler sein Ausschreibungsgebot abgibt, kalkuliert er ohne Netzentgelte für Einspeiser. Die nachträgliche Einführung eines Fixkostenentgelts würde die wirtschaftliche Grundlage einer bindenden Verpflichtung verändern.
Der Stichtag für die Anlagen, die Schutz genießen, ist noch offen. Die BNetzA erwägt drei Optionen: Veröffentlichung des Orientierungspapiers vom Februar 2026, Veröffentlichung eines Beschlussentwurfs oder Veröffentlichung der endgültigen Festlegung.
Für das dynamische Entgelt (Anreizfunktion) wird kein Vertrauensschutz in Betracht gezogen. Die BNetzA stützt sich auf drei Argumente: Dynamische Entgelte fallen nur in Engpasssituationen an (zeitliche Begrenzung), sie sind durch netzdienliches Verhalten vermeidbar (der Erzeuger kann abregeln) und können sogar positive Einnahmen generieren (hinter Engpässen). Zusätzlich führt die BNetzA ein Netzstabilitätsargument an: Mit wachsender Erzeugungskapazität im Verhältnis zur Last stößt die operative Komplexität des Engpassmanagements an die Grenzen des Leistbaren.
Was das für das Energiemanagement bedeutet
AgNes verändert grundlegend die Rahmenbedingungen für Erzeugungsanlagen am deutschen Netz. Für Energiemanagementsysteme (EMS) und Flexibilitätsplattformen ergeben sich drei zentrale Konsequenzen.
Dynamische Entgelte schaffen eine neue Optimierungsebene. Erzeugungsanlagen (insbesondere solche mit Dispatch-Flexibilität wie Biogasanlagen, Batteriespeicher in Kollokation mit EE-Anlagen oder V2G-fähige E-Fahrzeugflotten) müssen viertelstundengenaue, standortspezifische Netzentgeltsignale in ihre Einsatzlogik integrieren.
Das geht über die heutige Optimierung gegen Großhandelspreise und Marktprämien hinaus. Ein EMS, das diese verschiedenen Kosten- und Preissignale verarbeiten und das Erzeugungs- oder Speicherverhalten entsprechend anpassen kann, reduziert die Netzentgeltbelastung direkt und ermöglicht Einnahmen aus vorzeichengerechtem Betrieb. Prosumer-Haushalte werden als letzte in der Kette ebenfalls betroffen sein.
Der BKZ fördert flexible Netzanschlussvereinbarungen. Durch die Bepreisung der Netzanschlusskapazität schafft der BKZ einen direkten finanziellen Anreiz, flexible Anschlüsse zu akzeptieren, bei denen der Netzbetreiber die Einspeisung während Engpässen einschränken kann, im Gegenzug für geringere Anschlusskosten.
EMS-Plattformen, die Abregelungen dynamisch steuern und dabei die Erlöse aus der verfügbaren Kapazität maximieren, werden zum entscheidenden Wettbewerbsvorteil.
Kapazitätsentgelte begünstigen effizientes Systemdesign. Da das Entgelt auf der vertraglich vereinbarten Anschlusskapazität basiert, wird die Überdimensionierung von Netzanschlüssen kostspielig. Das fördert eine engere Integration von Erzeugung, Speicher und steuerbaren Lasten hinter dem Netzanschlusspunkt – genau die Art von systemischer Optimierung, die Plattformen wie XENON von gridX ermöglichen.
Ein Solarpark mit kollokiertem Batterieenergiespeichersystem (BES) und intelligentem Einspeisemanagement kann einen kleineren Netzanschluss beantragen, ein geringeres Kapazitätsentgelt zahlen und trotzdem den Energieertrag durch zeitliche Lastverschiebung mithilfe von Speichern maximieren.
Das Zusammentreffen dynamischer Netzentgelte, Großhandelspreise und Marktprämien erzeugt ein Mehrsignal-Optimierungsproblem, das manuell nicht lösbar ist. Automatisiertes Energiemanagement wird damit nicht nur operativer Komfort, sondern wirtschaftliche Notwendigkeit.
Kritik der Branche
Der Vorschlag der BNetzA zu dynamischen Netzentgelten hat erheblichen Widerstand aus der Energiewirtschaft hervorgerufen. Die Stellungnahme des BDEW vom 27. Februar 2026 lehnt das Modell ab und argumentiert: Das Ziel der BNetzA, Redispatch- und Netzausbaukosten zu senken, sei grundsätzlich richtig und ambitioniert – das vorgeschlagene Instrument könne es aber nicht erreichen.
Die Kritik des BDEW stützt sich auf mehrere Säulen.
Engpässe lassen sich nicht ausreichend genau prognostizieren. Das dynamische Entgelt soll vor Handelsschluss des Day-Ahead-Marktes veröffentlicht werden. Doch Engpässe auf Übertragungsnetzebene zeigen keine klaren wiederkehrenden Muster und entstehen aus dem Zusammenspiel fluktuierender Einspeisung aus Erneuerbaren, europäischer Marktkopplung und grenzüberschreitender Lastflüsse. Schon geringe Abweichungen in der Prognose können zu großen Diskrepanzen führen. Ein auf ungenauen Prognosen basierendes Entgelt riskiert Fehlanreize – und könnte Engpässe eher verschärfen als lindern.
Die operative Umsetzung ist unrealistisch. Der BDEW argumentiert, dass Massentauglichkeit, Standardisierung und klare Abrechnungsrollen zwingend erforderlich sind. Das vorgeschlagene System würde von jedem Netzbetreiber tägliche Veröffentlichung standortspezifischer, viertelstundenscharfer Preise je Netzebene verlangen. Das erzeugt massive Komplexität für Netzbetreiber, Lieferanten und Kunden gleichermaßen. Der BDEW verweist auf den 24-Stunden-Lieferantenwechsel und § 14a EnWG Modul 3 als Beispiele dafür, wie komplexe Prozesse ohne diese Voraussetzungen scheitern.
Die Erlösstabilität der Netzbetreiber ist gefährdet. Das symmetrische Design (positive Entgelte bei Engpässen, negative Entgelte hinter Engpässen) kombiniert mit unterschiedlichen Preiselastizitäten verschiedener Kundengruppen wird voraussichtlich erhebliche Erlösschwankungen bei Verteilnetzbetreibern auslösen. Die BNetzA hat nicht klargestellt, wie Mehr- und Mindererlöse abgewickelt werden sollen. Der BDEW besteht darauf, dass Verteilnetzbetreiber gegenüber Erlöseffekten aus Preissignalen der Übertragungsnetzbetreiber, die sie nicht beeinflussen können, neutral gestellt werden müssen.
Einspeiseentgelte verzerren den grenzüberschreitenden Wettbewerb. Wenn deutsche Windparks in Engpassgebieten ein temporäres Einspeiseentgelt zahlen, werden sie in der Merit Order teurer als vergleichbare Windparks in den Niederlanden, die kein solches Entgelt entrichten. Ausländische Erzeuger könnten dann grenzüberschreitend auch vor dem Engpass in das deutsche Übertragungsnetz einspeisen – der beabsichtigte Engpassabbau wäre verfehlt, während deutsche Erzeugung verdrängt wird. Zudem würden die Volllaststunden deutscher Anlagen sinken und der spezifische EEG-Förderbedarf aus dem Bundeshaushalt steigen.
Die Investitionsunsicherheit steigt branchenübergreifend. Dynamische Einspeiseentgelte stellen ein nicht absicherbares Kostenrisiko dar – anders als Brennstoff- oder Emissionskosten können sie nicht auf Terminmärkten gesichert werden. Dieses neue Finanzierungsrisiko würde als Risikoprämie in die Projektfinanzierung eingepreist und die Kapitalkosten für EE-Anlagen, Speicher und konventionelle Kraftwerke gleichermaßen erhöhen. Der BDEW warnt, dass im schlimmsten Fall Banken keine Kredite mehr vergeben oder deutlich höhere Eigenkapitalquoten verlangen könnten, weil die Rendite nicht mehr prognostizierbar ist. Das steht im direkten Widerspruch zur Kraftwerksstrategie der Bundesregierung, die Ende 2026 Kapazitätsausschreibungen plant – Bieter können keine Gebote abgeben, solange sie ihre künftige Kostenstruktur nicht berechnen können.
Der BDEW schlägt eine Alternative vor. Statt volldynamischer Entgelte plädiert der BDEW für ein gemeinsam mit dem EWI (Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln) entwickeltes Kapazitätspreismodell. Dieses bietet eine vergünstigte optionale Kapazität, die der Netzbetreiber in Zeiten hoher Netzbelastung einschränken kann. Die Zeitfenster für Einschränkungen würden zunächst halbjährlich oder quartalsweise mit großen Vorlaufzeiten festgelegt, wobei die Granularität schrittweise erhöht werden kann. Dieser Ansatz kann vorhersehbare Engpassmuster – wie hohe PV-Einspeisung zur Mittagszeit im Sommer oder Lastspitzen im Winter – adressieren, ohne die Komplexität und Risiken einer Echtzeit-Dynamisierung. Der BDEW räumt ein, dass damit nur grobes Last- und Kapazitätsmanagement möglich ist, argumentiert aber, dass das volatile, kurzfristige Redispatch-Problem mit keinem Entgeltinstrument lösbar ist – weder mit statisch-variablen noch mit volldynamischen Ansätzen.
Experteneinblicke und Ausblick
Carsten Schäfer, Senior Strategic Manager Regulation and Innovation und Regulierungsexperte bei gridX, ordnet ein: „Die bestehenden Netzentgeltstrukturen sind ein starres Konstrukt. Einseitig und für eine andere Zeit gebaut. Die Grundidee, sie zu überdenken, ist absolut richtig. Wir müssen aufhören, nur für die nächsten fünf Jahre zu planen, und stattdessen für eine vollelektrische Gesellschaft designen."
Carsten unterstützt die grundsätzliche Richtung von AgNes, sieht aber wichtige Nuancen bei den einzelnen Instrumenten.
Beim Baukostenzuschuss (BKZ) ist er skeptisch – nicht gegenüber der Kostenbeteiligung an sich, sondern gegenüber der Designphilosophie des Instruments. „Die deutsche Energieregulierung hat Einspeisung und Entnahme immer als getrennte Welten behandelt. Der BKZ zementiert diese Trennung. Was wir eigentlich brauchen, ist ein Rahmenwerk, das den Prosumer als Standard behandelt. Eine Kapazität, ein Anschluss, beide Richtungen. Der Sonderfall sollte der reine Verbrauch ohne Erzeugung sein, nicht umgekehrt."
Bei den dynamischen Netzentgelten nimmt Carsten eine pragmatische Haltung ein und hält der überzogenen Kritik entgegen: „In dieser Debatte wird viel Meinungsbildung betrieben. Ja, es gibt berechtigte Bedenken bezüglich Prognosegenauigkeit und Überreaktion der Erzeuger.
Aber schaut euch zum Beispiel Großbritannien an – dort nutzt man einen einfachen randomisierten Delay, um Reaktionen zu entzerren und gleichzeitiges Abschalten zu verhindern. Man braucht keinen komplexen Mechanismus, um viele dieser Herausforderungen zu lösen." Den Day-Ahead-Ansatz der BNetzA hält er für einen vernünftigen Ausgangspunkt: „Day-Ahead ist realistischer als direkt auf Intraday-Preise zu springen. Und feste Zeitfenster – wie sie § 14a bereits ermöglicht – sollten das absolute Minimum sein, das aus diesem Prozess herauskommt."
Zur Zeitschiene 2029 ist Carsten vorsichtig realistisch. „Technisch können wir bei gridX dynamische Netzentgelte bereits in Kombination mit anderen Preis- und Kostensignalen verarbeiten. Es ist die gleiche technische Logik wie bei dynamischen Energiepreisen – nur in der anderen Richtung." Die übrige Branche bewegt sich langsamer: „Viele Netzbetreiber und Messstellenbetreiber können dynamische Energietarife noch nicht vollständig abrechnen. Viele System- und Lösungsanbieter können das immer noch nicht. Der Rollout wird vermutlich von der Hochspannung zur Niederspannung kaskadieren, mit längeren Übergangsphasen. Ich glaube nicht, dass 2029 ein realistischer Zeitrahmen für das gesamte Netz ist."
Mit Blick nach vorn betont Carsten, dass die regulatorische Gestaltung die langfristigen Elektrifizierungsziele berücksichtigen muss. „Erneuerbare Energien sind die günstigste Energiequelle. Die Elektrifizierung wird nicht rückgängig gemacht. Was auch immer aus AgNes herauskommt, muss die Energiewende und Nachhaltigkeit ermöglichen – und nicht durch kurzfristiges Denken und restriktive Positionen ausbremsen."
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