Netzorientierte Steuerung nach §14a EnWG

Zwei Beschlüsse, zwei Kammern

Am 23. November 2023 beschloss die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur, was steuerbare Verbrauchseinrichtungen an Netzentgelt sparen¹, und vier Tage später legte die Beschlusskammer 6 fest, wann der Netzbetreiber sie im Gegenzug dimmen darf². Seit dem 1. Januar 2024 gelten beide.

Im Gesetz ist das ein einziges Geschäft. §14a Absatz 1 EnWG erlaubt der Behörde, Vereinbarungen über die netzorientierte Steuerung „im Gegenzug für Netzentgeltreduzierungen“ vorzuschreiben³, und trotzdem hat sie den Tausch auf zwei Kammern verteilt: die Steuerung samt Mindestleistung und Dokumentation in BK6-22-300, die drei Module der Entgeltreduzierung in BK8-22/010-A.

Die Frage zur Steuerbox geht deshalb an BK6, die zum Preisblatt an BK8. Selbst die Zwangsgeldverfahren wegen Modul 3 tragen BK8-Aktenzeichen.

Wer steuerbar ist

Vier Gruppen, eine Schwelle. Wärmepumpen und Klimaanlagen hinter einem Netzanschluss werden je Gruppe zusammengerechnet, sodass drei kleine Wärmepumpen in Kaskade als eine Anlage gelten, sobald sie zusammen mehr als 4,2 kW Netzanschlussleistung haben⁴.

Teilnehmen muss jede Anlage, die nach dem 31. Dezember 2023 technisch in Betrieb gegangen ist. Die Festlegung kennt genau zwei Ausnahmen. Die eine betrifft Ladepunkte von Einrichtungen mit Sonderrechten nach der Straßenverkehrsordnung, etwa Polizei und Feuerwehr; die andere Wärmepumpen und Klimaanlagen, die keine Wohn-, Büro- oder Aufenthaltsräume heizen oder kühlen, insbesondere solche für betriebsnotwendige gewerbliche Zwecke oder die kritische Infrastruktur. Die Wallbox der Firmenflotte bleibt also drin, der Speicher im Betrieb auch. Ein Netz ohne Engpass befreit nicht⁴, und mit der Inbetriebnahme muss niemand warten, bis Messsystem und Steuerbox eingebaut sind².

Neben dem Geld bekommt der Betreiber noch etwas: Den Anschluss einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung darf der Netzbetreiber nicht mit Verweis auf fehlende Netzkapazität verzögern oder ablehnen⁴. Das Geld ist also nur die halbe Gegenleistung.

Die 4,2 kW stammen aus der Ladetechnik. Konsultiert hatte die Kammer noch 3,7 kW, aber ein Ladepunkt braucht mindestens 6 Ampere je Phase, dreiphasig rund 4,1 kW, und ein technischer Sicherheitszuschlag machte daraus 4,2 kW². Dieselbe Zahl dient bewusst zweimal, als Schwelle und als Mindestleistung.

Kurativ: wann gedimmt werden darf

Ein Satz aus dem Beschluss trägt das ganze Kapitel.

Anlage 1 baut daraus eine Mechanik. Auslöser ist eine strom- oder spannungsbedingte Gefährdung oder Störung in einem Netzbereich, die der Netzbetreiber über die Netzzustandsermittlung feststellt; die Reduzierung löst er dann unverzüglich gegenüber dem Messstellenbetreiber aus, und unverzüglich heißt nach der Vermutungsregel höchstens fünf Minuten. Alle steuerbaren Anlagen im Netzbereich werden gleich behandelt. Gedimmt wird nur so weit wie nötig, zurück geht es in Stufen⁴. Eine Steuerung durch vorgelagerte Netzbetreiber sieht §14a nicht vor².

Die fünf Minuten hat der VDE FNN im April 2025 bestätigt. Er liest sie zugleich als längste Gültigkeitsdauer einer Netzzustandsermittlung, eine ältere gilt dann nicht mehr⁹.

Muss also erst die Sicherung fallen? Nein. Nach der Empfehlung des FNN kann ein Netzbetreiber seine Leistungsgrenze schon bei 80 Prozent der zulässigen Dauerstrombelastbarkeit oder der zulässigen Spannungseinsenkung setzen, der Rest ist Puffer für Prüfung und Gegenmaßnahme¹⁰.

Nach oben gibt es eine Ausnahme. Bei direkt gesteuerten Wärmepumpen und Klimaanlagen über 11 kW Netzanschlussleistung ist die Mindestleistung die Anschlussleistung mal einem Skalierungsfaktor, und bis zu einer anderweitigen Empfehlung gilt 0,4 als angemessen, gerundet das Verhältnis von 4,2 zu 11 kW^4,2. Im April 2025 hat der FNN empfohlen, dabei zu bleiben¹¹. Speicher und Ladepunkte behalten ihre 4,2 kW, selbst wenn das unter 40 Prozent ihrer Anschlussleistung liegt².

Die 40-Prozent-Regel gilt also nur für zwei der vier Gruppen: bei Direktansteuerung je Anlage, beim EMS als Sockel der Gesamtrechnung⁴.

„Es gibt kein präventives Dimmen“ stimmt damit erst ab 2029 ohne Fußnote. Bis dahin laufen zwei Regime nebeneinander. Beide muss der Netzbetreiber seit dem 1. März 2025 monatlich je Netzbereich auf der Plattform VNB-Digital ausweisen^4,12.

Die Steuerkette

Hängt an der Messstelle ein intelligentes Messsystem, muss die Steuerung über das Smart Meter Gateway laufen. So steht es im Gesetz, mit einer einzigen Ausnahme für den agilen Rollout, die mit dem Anwendungsupdate endet³. Im Pflichtrollout baut der grundzuständige Messstellenbetreiber die Steuerungseinrichtung ein, und die Datenkommunikation darüber zählt zu seinen Standardleistungen^13,14.

Die Festlegung schneidet die Verantwortung in drei Stücke. Der Netzbetreiber ermittelt den Netzzustand und übergibt den Auftrag. Der Messstellenbetreiber bringt ihn ins Messsystem. Und dass die Anlage folgt, ist Sache ihres Betreibers².

Im Gateway selbst greift nur einer schreibend zu, der Gateway-Administrator. Er parametriert, welche Verbindungen der CLS-Kanal erlaubt, und über diesen Kanal spricht der aktive externe Marktteilnehmer (aEMT) mit der Steuerbox; das Gateway sichert die Verbindung ab, ohne mitzulesen¹⁵. Was die Steuerbox können muss, steht in einem Lastenheft des VDE FNN, aktuell Version 1.5 vom August 2025¹⁶. Seit 2025 weist der Hersteller grundsätzlich mit einer Zertifizierung des BSI nach, dass sie die BSI TR-03109-5 erfüllt^17,18,19. Von der Box geht der Sollwert an die Anlage oder an ein Energiemanagementsystem.

Ob direkt oder über ein Energiemanagementsystem gesteuert wird, entscheidet der Betreiber für jede Anlage⁴. Direkt angesteuert bekommt jedes Gerät seinen eigenen Sollwert und behält mindestens 4,2 kW. Ein EMS bekommt dagegen einen Gesamtwert, den der Betreiber nach eigener Maßgabe verteilt, und die Mindestleistung ist dann 4,2 kW plus (Anzahl der Anlagen minus eins) mal Gleichzeitigkeitsfaktor mal 4,2 kW; der Faktor sinkt von 0,8 bei zwei Anlagen bis 0,45 ab neun. Gehört eine Wärmepumpe oder Klimaanlage über 11 kW dazu, tritt an die Stelle des Sockels von 4,2 kW das 0,4-Fache der summierten Anschlussleistung aller Wärmepumpen, bei Klimaanlagen entsprechend. Sind beide Gruppen dabei, zählt der größere der beiden Werte⁴.

Zum Nachrechnen: Wallbox, Wärmepumpe und Speicher, alle unter 11 kW. Direkt gesteuert bleiben 12,6 kW. Über ein EMS sind es 4,2 + 2 × 0,75 × 4,2 = 10,5 kW, also weniger garantierte Leistung, dafür freie Hand beim Verteilen.

Für die digitale Schnittstelle auf der letzten Strecke zur Anlage gibt es inzwischen einen Mindeststandard. Schon 2023 hielt die Kammer EEBUS für geeignet, Befehl und Nachweis zu übertragen, ohne andere Schnittstellen auszuschließen². Die FNN-Empfehlung beschreibt EEBUS als „branchenweit favorisierte Lösung für einen Mindeststandard“. Andere Ausprägungen hält die Bundesnetzagentur aber grundsätzlich für möglich, zu klären jeweils zwischen den beteiligten Parteien²⁰.

Und die Box selbst? Die Kammer verlangte schon im Beschluss, dass die Empfehlungen eine spätere Integration der Steuerungseinrichtung einplanen, etwa ins Gateway². Dann fiele die Box als eigenes Gerät weg, der Rest der Kette bliebe. Wie weit Schutzprofil und Feldtests sind, steht in Kapitel 4, ebenso die offene Frage, auf welcher Zertifizierungsgrundlage erste wettbewerbliche Messstellenbetreiber Gateways mit integrierter Steuerung schon einsetzen.

Der Lieferant bekommt für die gedimmte Energie keinen bilanziellen Ausgleich. Er bekommt eine Nachricht über die elektronische Marktkommunikation, bei jeder netzorientierten Steuerung und zu Beginn präventiver Steuerung⁴. Die API-Webdienste bleiben nach Mitteilung Nr. 58 „voraussichtlich bis auf weiteres“ auf MaLo-Ident und Steuern beschränkt²¹. Die Prozesse dahinter zeigt Kapitel 7.

Vom Messwert zum Netzzustand

Zwischen Messwert und Befehl sitzt eine Rechnung, in der Festlegung Netzzustandsermittlung genannt: die aus aktuellen Messungen und Netzmodellen abgeleitete Auslastung eines Netzbereichs⁴.

Wie viel Messung reicht? Bis eine Empfehlung vorlag, galt als Vermutung: minütliche Echtzeitwerte von mindestens 15 Prozent aller Netzanschlüsse eines Netzbereichs oder 7 Prozent plus Messung an den Trafoabgängen⁴. Die Empfehlung kam im April 2025, am 14. April hat die Bundesnetzagentur sie zur Berücksichtigung empfohlen²². Der FNN-Hinweis rechnet darin je Netztopologie aus, welcher Anteil der geeigneten Anschlüsse ein iMSys mit TAF 10 braucht, und nimmt dabei an, dass die Kommunikation nie ausfällt²³.

Eigentlich beantwortet die Tabelle eine Investitionsfrage. Im Strahlennetz senkt eine abgangsscharfe Messung in der Station den Bedarf an Gateways mit Netzzustandsdaten von 70 auf 15 Prozent. Dazu kommt der Deckel aus §34 MsbG, nach dem minütliche Netzzustandsdaten eine Zusatzleistung sind und der Anspruch darauf nur bis zu einem Viertel der Netzanschlüsse reicht, die der Messstellenbetreiber im Netzgebiet mit iMSys ausgestattet hat¹⁴. Die beiden Prozentzahlen beziehen sich auf Verschiedenes, zeigen für die Planung aber in dieselbe Richtung, nämlich zuerst in die Ortsnetzstation.

Wo diese Rechnung läuft, sagt die Festlegung nicht. Im Markt heißt die Schicht Niederspannungsleitsystem oder DERMS. Wie das aussehen kann, zeigt ein Pilotbetrieb, den GWAdriga am 5. Februar 2026 gemeldet hat: Bei Westfalen Weser Netz ist ein Leitsystem von envelio direkt mit dem CLS-Management gekoppelt, TAF-10-Daten laufen in einen digitalen Zwilling, und bei Engpässen gehen Steuerbefehle automatisiert über das CLS-Management raus. Getestet wird in 20 Niederspannungsnetzen²⁴.

Drei Module, zwei Messwelten

Die Gegenleistung steht in BK8-22/010-A. Wählt der Betreiber nichts, rechnet der Netzbetreiber Modul 1 ab²⁵.

Für Modul 1 und 2 braucht niemand ein intelligentes Messsystem. Hat der Betreiber den Messstellenbetreiber oder den Netzbetreiber mit der Steuerbarkeit beauftragt, ist seine Pflicht erfüllt, und die Reduzierung wartet nicht auf den Einbautermin der Steuerungstechnik^3,2. Gewährt ein Netzbetreiber Modul 1 erst mit dem Gateway, hält er Geld zurück, das dem Kunden zusteht.

Modul 3 ist anders gebaut. Es stützt sich auf die wirtschaftlichen Anreize, die §14a Absatz 1 Satz 2 ausdrücklich als Form der netzorientierten Steuerung nennt^1,3, und hat mit §14c EnWG nichts zu tun: Der regelt die marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen und lässt §14a ausdrücklich unberührt²⁷. (Dynamische Stromtarife und die Netzentgeltreform folgen in Kapitel 6.)

Der gängige Bestellweg führt über den Lieferanten. Der Kunde bestellt bei seinem Lieferanten, der Lieferant beim Netzbetreiber die Konfiguration, der Netzbetreiber beim Messstellenbetreiber die Zählzeiten im Messsystem, und erst nach der Positivmeldung folgen die Abrechnungsdaten²⁵. Vier Rollen hängen hier hintereinander, und wenn eine stockt, wartet der Kunde.

Genau da hakt es. Am 28. Mai 2026 drohte die Bundesnetzagentur zwei Netzbetreibern Zwangsgelder an, nach Beschwerden von Marktteilnehmern und Verbrauchern, die „besonders“ Modul 3 betrafen. Frist zur Abhilfe war der 30. September 2026²⁸. Die Vollstreckungsliste führt mit Stand 13. Oktober 2026 vier Verfahren gegen Verteilnetzbetreiber, alle im Stadium der Androhung, keines festgesetzt²⁹. Im Einleitungstext derselben Seite ist noch von zwei Unternehmen die Rede. Zählen Sie die Tabelle.

Gegenrede: Wie viel Übergang darf es sein?

Am härtesten gestritten wurde um Ziffer 10.5, und zwar spät: Die 24-Monats-Uhr tauchte erst im Regelungsentwurf der zweiten Konsultation auf, die am 27. Juli 2023 endete^5,2. Die Netzbetreiber lehnten die Grenzen (24 Monate, zwei Stunden täglich, 4,2 kW Mindestleistung) ganz ab oder wollten sie deutlich gelockert sehen. Ein Verteilnetzbetreiber sah gar die Netzstabilität gefährdet. Der BDEW fürchtete, Netzbetreiber könnten auf erste Steuerungen verzichten, nur damit die Frist nicht anläuft, und schlug Einzelfallprüfungen mit möglicher Verlängerung vor².

Die Kammer blieb hart. Die Forderung nach einem „Weiter so wie bisher“ lasse sich „in keiner Weise“ mit dem Zuwachs an Wärmepumpen und Elektroautos vereinbaren, schrieb sie am 27. November 2023; der „beklagenswert unzureichende Stand der Beobachtbarkeit der Niederspannung“ sei längst bekannt, der BDEW-Vorschlag „nicht geeignet“². Jeder Netzbetreiber müsse in eigener Verantwortung handeln. Notfalls mit Dienstleistern.

Aus der Gebäudetechnik kam Druck in die andere Richtung, und der hatte Erfolg. Der Fachverband Gebäude-Klima, der Bundesindustrieverband Technische Gebäudeausrüstung und der Bundesverband Wärmepumpe forderten eine prozentuale Mindestleistung für große Wärmepumpen. Die Kammer folgte ihnen, daraus wurde der Faktor 0,4².

Eine dritte Gruppe ging leer aus. Unter Schlagworten wie „Kein §14a ohne §14c“ und „Einführung eines präventiven Engpassmanagements“ wollten zahlreiche Konsultationsteilnehmer die Flexibilität der Anlagen zuerst über Märkte nutzen. Die Kammer wies das zurück: §14a regele eine Ultima-ratio-Steuerung im Notfall und greife dem Wettbewerb um marktliche Flexibilität nicht vor².

Das Wort präventiv meint in diesem Streit übrigens zwei verschiedene Dinge. Die Konsultationsteilnehmer wollten Flexibilität am Markt einkaufen, bevor ein Engpass entsteht; Ziffer 10.5 erlaubt dagegen, nach Netzplanung zu dimmen, ohne Echtzeitdaten und nur auf Zeit. Ob die Wette der Kammer auf die 24-Monats-Uhr aufgeht, zeigt sich am 1. Januar 2029.

Fristen und Bestand bis 2029

Für den Bestand zählt eine Frage: Wurde vor dem 1. Januar 2024 tatsächlich ein reduziertes Netzentgelt abgerechnet¹? Nachtspeicherheizungen behalten ihre alte Regel bis zum Ende ihres Betriebs. Steuerbare Bestandsanlagen ohne früheren Rabatt erfasst die Festlegung gar nicht, ihre Betreiber können aber jederzeit freiwillig wechseln, nur nicht zurück⁴. Die Ausnahme für nicht steuerbare Anlagen hat ihren Preis, den garantierten Netzanschluss nach Ziffer 5 gibt es dann nicht².

Eine Novelle gibt es nicht. Die Mitteilungsliste zu BK6-22-300 endet mit Nummer 6 vom 14. April 2025, und unter den aktuellen Mitteilungen der Beschlusskammer 6 bis zum 2. Oktober 2026 steht nichts zu §14a^5,8. Fest eingebaut ist nur eine Prüfpflicht: Mindestens alle drei Jahre müssen die Netzbetreiber ihre Empfehlungen überprüfen. Vorzulegen waren diese zum 1. Oktober 2024 und zum 1. Januar 2025², in endgültiger Fassung liegen sie seit März und April 2025 vor^30,9. Wann die erste Überprüfung fällig ist, hängt also davon ab, ab wann man zählt, irgendwann zwischen Herbst 2027 und Frühjahr 2028, kurz vor oder schon im letzten Jahr der präventiven Steuerung.

Vier Prüfschritte für Netz- und Messstellenbetreiber:

1. Die Uhr je Netzbereich kennen

   Halten Sie für jeden Netzbereich fest, ob und seit wann präventiv gesteuert wird. Die 24 Monate laufen ab dem ersten Einsatz; am 31.12.2028 ist überall Schluss, egal wie viel davon noch übrig wäre.

2. Messkonzept gegen die FNN-Tabelle legen

   Erfassen Sie für jeden Netzbereich mit absehbarem Steuerbedarf die Topologie, die Messung in der Ortsnetzstation und den Anteil der Gateways mit TAF 10. Erst dann lässt sich entscheiden, ob Stationsmessung oder minütliche Gatewaywerte billiger sind. Der Deckel aus §34 MsbG gehört in diese Rechnung.

3. Modul 1 und 2 vom Rollout trennen

   Kein Gateway, trotzdem Rabatt.

4. Die Kette bis zur Quittung testen

   Spielen Sie einen Befehl vom Leitsystem bis zur Anlage durch, mit Zeitstempeln an jeder Übergabe. Die fünf Minuten gelten von der Netzzustandsermittlung bis zur Auslösung beim Messstellenbetreiber, danach muss die Anlage unverzüglich folgen⁴. Für die Übergabe an den Messstellenbetreiber zählt die Marktkommunikation in Sekunden: Die Anweisung muss spätestens 60 Sekunden vor Beginn des Wirkungszeitraums bei ihm sein, er antwortet binnen 30 Sekunden und bestätigt die Einrichtung oder lehnt sie ab, spätestens eine Sekunde vor Beginn^31,32. Diese Antwort belegt die Kette bis zur Steuerbox. Ob die Anlage gefolgt ist, zeigt erst ihre Quittung, und die gibt es nur bei digitaler Schnittstelle. Bei berechtigten Zweifeln kann der Netzbetreiber die Protokolle des Messstellenbetreibers anfordern³⁰. Die Dokumentation muss mindestens zwei Jahre vorgehalten werden⁴.