Markt- oder netzdienlich: wer die Flexibilität im Ortsnetz steuert
Tibber meldet über zwei Gigawatt steuerbare Leistung, Heartbeat AI 600 Megawatt. Die Speicher, Wärmepumpen und Wallboxen dahinter hängen an Ortsnetzen, deren Last kaum jemand misst. Wer dort im Engpass entscheidet, ist im Gesetz geregelt. In der Praxis ist es offen.
Netzdienliche Flexibilität ist die Verschiebung von Last oder Einspeisung nach dem Zustand des örtlichen Netzes, marktdienliche Flexibilität richtet sich nach dem Strompreis. §14c EnWG verpflichtet Verteilnetzbetreiber seit Juli 2022, Flexibilitätsdienstleistungen marktgestützt zu beschaffen, doch die Pflicht ruht nach §118 Absatz 28 EnWG, bis die Bundesnetzagentur Spezifikationen genehmigt oder festlegt, und das ist bis heute nicht geschehen. Im Ortsnetz arbeitet der Netzbetreiber deshalb mit §14a: zeitvariable Netzentgelte als Anreiz und die Dimmung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen auf 4,2 Kilowatt als Notbremse. Weil preisoptimierende Aggregatoren mit wachsender Zahl neue Gleichzeitigkeit in der Niederspannung erzeugen, wird der Verteilnetzbetreiber wichtiger, nicht überflüssig, und seine Voraussetzung ist Sichtbarkeit: bei 5,9 Prozent Ausstattung mit intelligenten Messsystemen zum 30. Juni 2026 fehlt sie noch weitgehend.
Was netzdienlich von marktdienlich unterscheidet
Eine Anlage ist netzdienlich gesteuert, wenn sie auf den Zustand des Ortsnetzes reagiert. Marktdienlich gesteuert ist sie, wenn sie auf den Börsenpreis reagiert. Meistens zeigen beide Signale in dieselbe Richtung. Im Engpass nicht.
Der Grund liegt in der Geografie. Der Day-Ahead-Preis gilt in ganz Deutschland gleich, weil das Land eine Gebotszone ist. Ein Engpass dagegen sitzt an einem Trafo in einer Siedlung mit 80 Hausanschlüssen. Der Preis weiß davon nichts.
Die Verantwortung für den sicheren Betrieb dieses Trafos bleibt beim Verteilnetzbetreiber, gleichgültig, wer die Wärmepumpen dahinter optimiert. Daraus folgt die Leitlinie, mit der wir auf das Thema schauen: im Engpass netzdienlich vor marktdienlich. Außerhalb des Engpasses soll der Markt ruhig machen, was er am besten kann.
Warum ein gemeinsamer Preis eine neue Spitze macht
Wer tausend Heimspeicher und Wallboxen auf dieselbe günstige Viertelstunde optimiert, baut eine neue Lastspitze. In der Niederspannung gibt es zu wenige Anschlüsse, die sich gegenseitig ausgleichen könnten.
Das ist keine Vermutung von Netzbetreibern, die ihr Geschäft verteidigen. Guidehouse hat es im Oktober 2023 im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums für die Plattform Klimaneutrales Stromsystem aufgeschrieben.
In der Niederspannungsebene können die Auswirkungen von dynamischen Tarifen in Form von lokalen Netzengpässen aufgrund geringerer Ausgleichseffekte schneller sichtbar werden.
Auf Systemebene sieht dasselbe Papier kein Risiko für die Stabilität. Genau das ist die Pointe. Was bundesweit glättet, kann im einzelnen Strang verdichten. Laut Guidehouse treten dabei meist zuerst spannungsbedingte Engpässe auf, also Verletzungen des Spannungsbands, noch bevor ein Kabel thermisch an seine Grenze kommt.
Wie schnell es kippt, hat die Forschungsstelle für Energiewirtschaft für bidirektional ladende E-Autos an 1.206 Niederspannungsnetzen der Bayernwerk Netz durchgerechnet. Bei zehn Prozent preisoptimierter Fahrzeuge waren die Ausbaukosten am niedrigsten, 13,7 Prozent unter dem ungesteuerten Fall. Über 30 Prozent nimmt die Überlastung der Transformatoren durch Rückspeisung stark zu. Dieselbe Technik, ein anderer Anteil, und aus der Entlastung wird ein Ausbaugrund.
Umgekehrt zeigt der Feldtest, was ein Ortssignal bewirkt. Im Projekt Grids & Benefits unter Leitung von UnternehmerTUM, mit der RWTH Aachen, lief von März bis Dezember 2025 ein Versuch mit dynamischen Netzentgelten. Beim Heimladen wanderten mehr als 70 Prozent der Ladevorgänge und rund 20 Prozent der Energie in netzdienliche Zeitfenster.
Das Problem ist also nicht der Aggregator. Das Problem ist ein Preissignal ohne Ortsbezug.
Wer die Flexibilität heute bündelt
Aggregatoren sind Marktteilnehmer mit einem tragfähigen Geschäftsmodell. Sie senken die Bezugskosten ihrer Kunden und stellen dem Stromsystem Flexibilität bereit, die es braucht. Wer sie als Störer behandelt, liest die Lage falsch.
2 GW
steuerbare Leistung meldet Tibber über Deutschland, Norwegen, Schweden und die Niederlande
600 MW
steuert Heartbeat AI laut ZfK, seit April 2026 auch als Plattform für Stadtwerke
400 MW
hat Enpal nach eigenen Angaben im virtuellen Kraftwerk gebündelt
70 %
der Heimladevorgänge rückten mit dynamischem Netzentgelt in netzdienliche Fenster
30 %
preisoptimierte E-Autos, ab da kippt die Rechnung am Ortsnetztrafo
5,9 %
der Messpunkte hatten Ende Juni 2026 ein intelligentes Messsystem
Die Entwicklung läuft schnell. Tibber hat am 11. September 2026 Grid Rewards gestartet: E-Autos verschieben ihr Laden kurzfristig nach Intraday-Preisen, der Kunde bekommt Gutschriften. 1Komma5° öffnet seine Plattform Heartbeat AI seit April 2026 für Stadtwerke und positioniert sie als Betriebssystem der dezentralen Energiewelt, mit HEMS, Smart-Meter-Anbindung, dynamischem Tarif und Marktzugang, für rund 15 Euro je Haushalt und Monat.
Für ein Stadtwerk ist das zugleich Angebot und Konkurrenz. Die ZfK hat im Mai 2026 die entscheidende Frage gestellt: wem gehört das HEMS? Wer es betreibt, hält Kundenzugang, Daten und die Erlöse aus der Flexibilität. Mehr zu dieser Seite des Markts steht in unserem Beitrag über virtuelle Kraftwerke und Batteriespeicher und in der Übersicht zu Prosumer-Plattformen als White-Label.
Den Netzbetreiber ersetzt keiner dieser Anbieter. Keiner kennt die Auslastung des Strangs, an dem seine Kunden hängen.
Was der Netzbetreiber heute in der Hand hat
Das Werkzeug des Verteilnetzbetreibers im Ortsnetz ist §14a EnWG. Seit dem 1. Januar 2024 darf er den Bezug steuerbarer Verbrauchseinrichtungen bei einem Engpass auf eine Mindestleistung von 4,2 Kilowatt dimmen, im Gegenzug zahlen die Betreiber weniger Netzentgelt.
| Modul | Was der Kunde bekommt | Was es dem Netz bringt |
|---|---|---|
| Modul 1 | Pauschale Reduzierung des Netzentgelts, ohne Zusatzzähler | Steuerbarkeit, aber kein Anreiz zur Verschiebung |
| Modul 2 | 60 Prozent weniger Arbeitspreis, dafür ein separater Zähler | Dasselbe, messtechnisch sauber getrennt |
| Modul 3 | Zeitvariables Netzentgelt mit Hoch-, Standard- und Niedertarif, nur zusammen mit Modul 1 und mit intelligentem Messsystem | Das einzige Preissignal mit Netzbezug, allerdings in festen Zeitfenstern statt in Echtzeit |
Modul 3 ist seit dem 1. April 2025 Pflichtangebot. Umgesetzt ist es vielerorts nicht. Das Berliner 1000-GW-Institut fand im Mai 2026 nur 14 von 169 untersuchten Verteilnetzbetreibern, bei denen Kunden tatsächlich in Modul 3 wechseln können. Die Bundesnetzagentur hat gegen zwei Netzbetreiber Zwangsgelder angedroht und eine Frist bis zum 30. September 2026 gesetzt.
Man kann das als Versäumnis lesen. Wir lesen es auch als Befund über die IT: in vielen Abrechnungssystemen lässt sich pro Marktlokation nur ein eindeutiger Ablesezeitpunkt führen, parallele Zeitmodelle sind nicht vorgesehen. Wie die Steuerkette technisch aussieht, beschreibt unser Beitrag zur Steuerbox nach §14a.
Und die Dimmung? Sie ist die Notbremse. Wer sie regelmäßig zieht, hat vorher ein Signal verpasst.
§14c EnWG: seit 2022 in Kraft, seitdem ausgesetzt
§14c EnWG verpflichtet Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, Flexibilitätsdienstleistungen für ihr Netz in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren zu beschaffen. Die Vorschrift gilt seit dem 29. Juli 2022. Gewirkt hat sie noch nie.
Der Grund steht in den Übergangsregeln. Nach §118 Absatz 28 EnWG ist die Pflicht für die jeweilige Flexibilitätsdienstleistung ausgesetzt, bis die Bundesnetzagentur erstmals Spezifikationen nach §14c Absatz 2 genehmigt oder nach Absatz 3 festgelegt hat. Stand heute gibt es weder das eine noch das andere, und eine Konsultation dazu läuft nicht.
Gedacht ist das Verfahren zweistufig. Die Verteilnetzbetreiber erarbeiten Spezifikationen und standardisierte Marktprodukte selbst und lassen sie genehmigen, oder die Bundesnetzagentur legt sie direkt fest. Teilnehmen können muss jeder Marktteilnehmer, wirksam und diskriminierungsfrei, Aggregatoren eingeschlossen.
Und es gibt eine Hintertür. Ist die marktgestützte Beschaffung nicht wirtschaftlich effizient, würde sie Märkte schwer verzerren oder Engpässe verschärfen, kann die Behörde Ausnahmen festlegen.
Freiwillig beschaffen darf ein Netzbetreiber Flexibilität schon heute, etwa in Pilotprojekten. Eine Pflicht und ein einheitliches Produkt gibt es nicht. Für ein mittelgroßes Stadtwerk heißt das: Wer auf die Festlegung wartet, bevor er seinen Flexibilitätsbedarf kennt, wird beim Start mit leeren Händen dastehen.
Streit um §14c: braucht der Engpass einen Markt?
Ob §14c überhaupt für das Engpassmanagement im Verteilnetz gilt, ist seit 2023 umstritten. Die Bundesnetzagentur und Teile der Rechtsberatung lesen die Vorschrift gegensätzlich.
Die Behörde erklärte damals, ihr lägen "keine Hinweise auf konkrete Flexibilitätsdienstleistungen im Anwendungsbereich des §14c EnWG vor", für deren Beschaffung die verbindliche Vorgabe einheitlicher Spezifikationen geeignet und effizient sein könnte. So berichtete es Energie & Management am 16. Februar 2023.
Sebastian Schnurre von der Kanzlei Assmann Peiffer hielt das im selben Bericht für "rechtlich nicht zutreffend". Sein Argument: Artikel 32 der EU-Strombinnenmarktrichtlinie 2019/944, die §14c umsetzt, nennt Flexibilitätsleistungen ausdrücklich einschließlich Engpassmanagement.
Die Aggregatorenseite argumentiert ökonomisch. Eine Studie von Roland Berger aus dem Umfeld der New Energy Alliance, zu der unter anderem 1Komma5°, Enpal, Lichtblick und Octopus Energy gehören, beziffert den Nutzen dezentraler Lösungen bis 2045 auf 185 bis 255 Milliarden Euro, davon bis zu 1,4 Milliarden Euro Netzinvestitionen im Jahr, die sich einsparen ließen. Es ist eine Auftragsstudie, und sie sagt nicht, wo diese Einsparung im einzelnen Ortsnetz anfällt.
Wir lassen den Streit stehen, weil er nicht entschieden ist. Eine Sache übersehen allerdings beide Lager gern. Ein Markt für lokale Flexibilität braucht ein Produkt mit Ortsbezug. Das setzt voraus, dass der Netzbetreiber seinen Engpass kennt, bevor er ihn ausschreibt.
Was aus Brüssel und Bonn noch kommt
Drei Verfahren verschieben die Rolle des Verteilnetzbetreibers in den nächsten Jahren, und alle drei verlangen Daten aus dem Ortsnetz.
Nationale Flexibilitätsbedarfsanalyse
Artikel 19e der Strombinnenmarktverordnung verlangt einen Bericht zum Flexibilitätsbedarf, Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber liefern die Daten. ACER hat die Methodik am 25. Juli 2025 angenommen, die ersten nationalen Analysen waren bis Juli 2026 fällig.
Network Code Demand Response
ACER hat den Entwurf am 7. März 2025 an die Kommission übergeben. Er soll unter anderem regeln, wie Netzbetreiber lokale Dienste wie Engpassmanagement transparent beschaffen. Die Kommission hat bis zum 12. September 2025 konsultiert und die Antworten im Januar 2026 veröffentlicht. Verabschiedet ist er nicht.
AgNes und das Ende der präventiven Steuerung
Die Bundesnetzagentur hat den vollständigen Festlegungsentwurf zur Netzentgeltsystematik am 6. August 2026 veröffentlicht, konsultiert wurde bis zum 18. September. Dynamische Netzentgelte sind darin zuerst für Speicher vorgesehen, frühestens ab 2030, Haushaltskunden zunächst nicht. Ebenfalls ab 2029 endet die präventive Steuerung von Bestandsanlagen nach altem §14a, gesteuert wird dann auf Basis von Netzzustandsdaten.
Die Details zur Entgeltreform stehen in unserem Beitrag zur Netzentgeltreform AgNes. Für diesen Text zählt eine Folgerung: 2029 ist der Zeitpunkt, an dem ein Netzbetreiber ohne Netzzustandsdaten und ohne belastbare Netzzustandsermittlung weder sauber steuern noch sauber abrechnen kann.
Ohne Messung keine Steuerung
Was nicht gemessen wird, lässt sich nicht steuern. Dieser Satz stammt aus unserer Zeit in der Druckluft-Messtechnik, und im Ortsnetz gilt er ohne Abstriche.
Zum 30. Juni 2026 zählte die Bundesnetzagentur 3.172.579 intelligente Messsysteme bei 54.135.202 gemeldeten Messpunkten. Das sind 5,9 Prozent. Gegen Messstellenbetreiber, die die 20-Prozent-Marke bei den Pflichtfällen verfehlt hatten, laufen 434 Aufsichtsverfahren, 150 davon sind inzwischen eingestellt. Ab Ende 2026 gelten Periodenquoten, bis 2032 sollen 90 Prozent der Pflichtfälle ausgestattet sein. Einzelheiten stehen im Beitrag zur Rollout-Quote 2026.
Das Messsystem am Hausanschluss ist nur ein Teil. Dazu kommen Messpunkte in der digitalen Ortsnetzstation und eine Lastprognose, die aus wenigen echten Werten auf den Zustand ganzer Stränge schließt. Wie das ohne Vollausstattung geht, zeigt der Beitrag zur Last- und Einspeiseprognose im Verteilnetz.
Wer diese Sicht hat, kann Modul 3 an echten Lastkurven ausrichten, kann einen Engpass beschreiben, bevor er ihn nach §14c ausschreibt, und kann eine Dimmung begründen. Wer sie nicht hat, verhandelt mit Aggregatoren über etwas, das er selbst nicht sieht.
Wo es haken kann
Die Koordination zwischen Markt und Netz ist nicht gelöst, sie ist nur verschoben. Drei Stellen sehen wir im Moment am häufigsten.
Zwei Signale ohne Rangfolge. Ein Aggregator optimiert auf den Intraday-Preis, das Netzentgelt nach Modul 3 sagt etwas anderes, und die Steuerbox bekommt im Zweifel einen dritten Befehl. Welches Signal gewinnt, muss technisch und vertraglich geklärt sein, nicht erst im Störfall.
Der Rückprall nach der Dimmung. Wird eine Gruppe Wärmepumpen eine Stunde gedimmt, holt sie danach gleichzeitig nach. Ohne Prognose verschiebt man den Engpass nur um eine Stunde.
Und die Abhängigkeit. Wer eine Plattform für HEMS, Tarif und Vermarktung einkauft, sollte vorher klären, wem die Daten gehören, ob die Steuerbefehle des Netzbetreibers Vorrang behalten und wie ein Wechsel des Anbieters aussieht. Das ist keine Kritik an einem bestimmten Anbieter, sondern Einkaufshygiene. Ob ein konkreter Vertrag diese Punkte trägt, lässt sich nur im Einzelfall prüfen.
Personal ist der unterschätzte Engpass. Engpassmanagement in der Niederspannung, Nachweisführung zur Dimmung und die Abstimmung mit Messstellenbetreiber und Aggregatoren sind Daueraufgaben, keine Projektaufgaben.
Was Netz-, MSB- und IT-Leitung jetzt tun sollten
Nicht warten, bis §14c festgelegt ist. Die Arbeit, die dann gebraucht wird, ist dieselbe, die §14a und AgNes schon heute verlangen.
Vier Schritte für die nächsten zwölf Monate
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Netz: die kritischen Stränge kennen
Identifizieren Sie die Ortsnetze, in denen Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher am schnellsten wachsen, und hinterlegen Sie dort Messpunkte. Leiten Sie die Zeitfenster für Modul 3 aus gemessenen Lastkurven ab, nicht aus Standardlastprofilen. Beziffern Sie für diese Netze den Flexibilitätsbedarf, in Kilowatt und Stunden. Diese Zahl brauchen Sie für die Flexibilitätsbedarfsanalyse, für eine spätere §14c-Ausschreibung und für die Netzplanung.
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MSB: Pflichtfälle mit steuerbaren Anlagen zuerst
Priorisieren Sie beim Rollout die Anschlüsse mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und testen Sie die Kette von Gateway über Steuerbox bis zur Anlage einmal vollständig.
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IT: Flexibilität als Datenobjekt
Klären Sie, wo Steuerbefehle, Netzzustand und Flexibilitätszusagen im System leben und wie sie protokolliert werden. Legen Sie eine Schnittstelle fest, über die Aggregatoren Netzrestriktionen empfangen können. Ein DERMS im Verteilnetz ist dafür eine Option, kein Muss.
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Geschäftsführung: die Rolle entscheiden
Partner, Plattformbetreiber oder beides? Das Stadtwerk kann Flexibilität selbst vermarkten, sie über einen Dritten vermarkten lassen oder sich auf den Netzbetrieb konzentrieren. Unbequem ist nur, gar nicht zu entscheiden.
Bei einem Querverbundversorger in Norddeutschland begleiten wir seit 2024 ein §14a-Programm mit fünf Teilprojekten. Die Erfahrung daraus ist schlicht: Die Steuerung selbst war selten das Problem. Die Daten davor waren es fast immer.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
§14c EnWG verpflichtet Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, Flexibilitätsdienstleistungen für ihr Netz in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren zu beschaffen. Die Spezifikationen erarbeiten die Netzbetreiber und die Bundesnetzagentur genehmigt sie, oder die Bundesnetzagentur legt sie selbst fest. Die Vorschrift gilt seit dem 29. Juli 2022.
Nein. Nach §118 Absatz 28 EnWG ist die Pflicht ausgesetzt, bis die Bundesnetzagentur erstmals Spezifikationen genehmigt oder festgelegt hat. Das ist bis Ende September 2026 nicht geschehen. Freiwillige Beschaffung, etwa in Pilotprojekten, bleibt möglich.
§14a ist ein Pflichtinstrument: der Netzbetreiber darf steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Engpass auf 4,2 Kilowatt dimmen, die Betreiber erhalten dafür reduzierte Netzentgelte nach Modul 1, 2 oder 3. §14c ist ein Marktinstrument: der Netzbetreiber kauft Flexibilität bei Anbietern ein, zu denen auch Aggregatoren gehören. §14a wirkt seit 2024, §14c ruht.
Weil sie viele Anlagen auf denselben Börsenpreis optimieren, und der gilt bundesweit einheitlich. Laden oder beladen viele Speicher, Wallboxen und Wärmepumpen in einem Ortsnetz gleichzeitig in der günstigsten Viertelstunde, entsteht dort eine neue Spitze. Guidehouse hat 2023 für das BMWK festgehalten, dass solche lokalen Engpässe in der Niederspannung wegen geringerer Ausgleichseffekte schneller sichtbar werden. Das Verhalten ist marktrational, das Signal hat nur keinen Ortsbezug.
Zum 1. Januar 2029 soll die neue Netzentgeltsystematik AgNes wirksam werden, und die präventive Steuerung von Bestandsanlagen nach altem §14a endet. Gesteuert wird dann netzorientiert auf Basis von Netzzustandsdaten. Wer diese Daten bis dahin nicht erhebt, kann die Dimmung nicht begründen.
Das hängt von der Rolle ab, die das Stadtwerk einnehmen will. Kooperation kann sinnvoll sein, wenn vertraglich geklärt ist, wem die Daten gehören, dass Steuerbefehle des Netzbetreibers Vorrang haben und wie ein Anbieterwechsel funktioniert. Eine Bewertung des Einzelfalls ersetzt diese allgemeine Einordnung nicht.