Dynamische Tarife und Netzentgelte im Umbau

Eine Pflicht für alle Lieferanten

„Die Verpflichtung nach Satz 1 gilt ab dem 1. Januar 2025 für alle Stromlieferanten.“ Ein Satz in §41a Absatz 2 EnWG. Er hat die Schwelle davor erledigt, ohne sie zu streichen¹.

Satz 1 steht weiter im Gesetz, samt der Schwelle von 100.000 Letztverbrauchern zum 31. Dezember eines Jahres. Eine zweite Schwelle von 50.000 Letztverbrauchern, die ebenfalls in Absatz 2 stand, hatte das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende schon 2023 gestrichen².

Mit der Pflicht kommt Papier: Aufklärung über Kosten, Vorteile, Nachteile und Risiken, dazu eine Vertragszusammenfassung. Seit 2025 muss der Tarif auf Wunsch auch ohne Netznutzung und Messstellenbetrieb zu haben sein, sofern der Kunde Netznutzung oder Messstellenbetrieb selbst vereinbart hat¹.

Seit Ende 2025 steht das Gegenstück im selben Paragrafen. Lieferanten mit mehr als 200.000 Letztverbrauchern müssen zusätzlich einen Festpreisvertrag anbieten, mit mindestens zwölf Monaten Laufzeit und einem für diese Zeit garantierten Versorgeranteil am Preis. Wer ausschließlich dynamische Tarife verkauft, ist davon befreit^1,4.

Angeboten wurde schon vor der Pflicht für alle. Die Bundesnetzagentur zählte 2022 noch 52 Lieferanten mit dynamischem Tarif, ein Jahr später 90 und 2024 dann 412⁵. Wie viele Haushalte so einen Vertrag tatsächlich haben, steht nicht im Bericht.

Bleibt die Bedingung in Satz 1. Das Angebot ist nur für Letztverbraucher vorgeschrieben, „die über ein intelligentes Messsystem im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes verfügen“¹. Zum 30. Juni 2026 waren das 3.172.579 von 54.135.202 Messlokationen, also 5,9 Prozent⁶. Für den Rest bleibt die Pflicht ein Angebot ohne Abnehmer.

Einen Hebel gibt es. Seit dem 1. Januar 2025 können Letztverbraucher, aber auch Energieversorgungsunternehmen für ihre Kunden, beim Messstellenbetreiber den vorzeitigen Einbau eines intelligenten Messsystems verlangen, umzusetzen binnen vier Monaten. Beim grundzuständigen Messstellenbetreiber gilt dafür ein Entgelt von einmalig höchstens 100 Euro brutto als angemessen, in optionalen Einbaufällen zusätzlich höchstens 30 Euro im Jahr⁷. Gleicher Stichtag wie die Tarifpflicht, und für Lieferanten der direkte Weg zum Messsystem beim Kunden.

Mit einem Vorbehalt. Der grundzuständige Messstellenbetreiber darf solche Aufträge vorübergehend zurückstellen, soweit und solange er dadurch seine gesetzlichen Ausstattungspflichten nicht gefährdet, und muss dann in Textform begründen und einen verbindlichen Zeitplan nennen. Ablehnen darf er etwa, solange der Einbau aus technischen Gründen nicht möglich ist⁸.

Der Preis kommt in Viertelstunden

Am 30. September 2025 um 13:08 Uhr veröffentlichte die EPEX Spot die Ergebnisse der Day-Ahead-Auktion für den 1. Oktober. Zum ersten Mal für 96 Viertelstunden⁹. Stundenkontrakte blieben handelbar.

Für dynamische Tarife ist das die entscheidende Zeitreihe. Die Bundesnetzagentur beschreibt den Tarif als Kopplung der Beschaffungskosten an den Spotmarkt der EPEX Spot und rechnet selbst mit Day-Ahead-Preisen⁵. Die Börse bietet Lieferanten dafür eine eigene Lizenz an, gültig je Land, in dem die Kunden sitzen¹⁰. Wer Börsenpreise durchreicht, führt also auch einen Datenvertrag.

Was ist mit Stundenpreisen?

Welche Messung der Tarif braucht

Ein Börsenpreis je Viertelstunde nützt nichts, solange der Verbrauch nur als Jahressumme vorliegt. Zu jedem Preis gehört eine Menge.

Das Messstellenbetriebsgesetz regelt das ohne Umweg. Sobald ein Letztverbraucher mit bis zu 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch ein intelligentes Messsystem hat, wird per Zählerstandsgangmessung gemessen¹¹. Diese Zählerstandsgänge schickt der Messstellenbetreiber dem Lieferanten standardmäßig täglich für den Vortag, unter anderem für die Abrechnung¹². Im Gateway heißt die Funktion TAF 7 (Kapitel 4): Zählerstände im 15-Minuten-Raster, jeden Tag übermittelt.

Und TAF 2? Klingt nach Tarif. Ist aber ein Mehrtarifzähler in digital: Das Gateway summiert den Verbrauch in Tarifstufen, deren Zeitfenster vorab feststehen. Für die drei Stufen von Modul 3 kommt das infrage, so sieht es die BDEW-Anwendungshilfe (Kapitel 5)¹³. Der Börsenpreis steht aber erst am Vortag fest, und zwar für jede Viertelstunde einzeln. Ein Fenster, das vor Wochen parametriert wurde, weiß davon nichts.

Ganz glatt ist die Sache mit TAF 7 allerdings nicht. Im November 2023 hielt die Beschlusskammer 8 fest, TAF 7 dürfe „bislang nicht zur Abrechnung herangezogen werden“, im Zusammenhang mit dem Eichrecht¹⁴. Wie Messstellenbetreiber das heute bei Modul 3 lösen, zeigt Kapitel 5.

Was die Abrechnung aushalten muss

Rechnen Sie kurz mit. 96 Werte am Tag ergeben 35.040 Viertelstundenwerte je Marktlokation und Jahr, dazu ebenso viele Preise. Bei einem Kunden mit Jahresablesung ist es ein einziger Zählerstand.

Der Transportweg ist geregelt. Viertelstundenwerte laufen in der Marktkommunikation als MSCONS-Nachricht vom Messstellenbetreiber zum Lieferanten, im Anwendungshandbuch als „Lastgang für den Vortag“¹⁵. Seit dem 6. Juni 2025 wird die Übermittlung von Zählerstandsgängen nach der Festlegung BK6-24-174 abgewickelt¹⁶. Mehr dazu in Kapitel 7.

Was die Systeme dahinter leisten müssen, steht verstreut im Gesetz. Der Lieferant darf die Messwerte zur Abrechnung einschließlich Tarifierung verarbeiten und muss sie im Regelfall spätestens drei Jahre nach Ende des Erhebungsjahres löschen¹⁷. Fehlt ein wahrer Wert, bildet der Messstellenbetreiber einen Ersatzwert oder einen vorläufigen Wert¹¹. Zeitreihen werden dafür versioniert¹⁵. Eine Viertelstunde kann also später mit anderem Wert zurückkommen, auch wenn die Rechnung schon geschrieben ist.

Kombiniert ein Kunde den dynamischen Tarif mit Modul 3 nach §14a, stehen zwei zeitvariable Preise auf einer Rechnung: der Börsenpreis im Energieanteil und das Netzentgelt in drei Stufen. Die Netzentgelte je Tarifstufe weist der Lieferant gesondert aus¹⁴.

Die eigentliche Schwachstelle liegt zwischen Einbau und erster Rechnung. Im September 2026 stellte die Bundesnetzagentur klar, dass der „reine Einbau“ eines Messsystems nicht genügt. Erst wenn es Viertelstundenwerte zuverlässig erfasst und übermittelt, sei die Grundlage für zeitvariable Tarife gelegt⁶. Im Juli 2025 hatte die Beschlusskammer 8 bei Modul 3 dasselbe Muster beschrieben. Die Umsetzung scheine schleppend zu verlaufen, „auch selbst dann, wenn der Kunde ein intelligentes Messsystem als Voraussetzung hierfür vorweisen kann“¹⁸.

Netzentgelte heute: die Module nach §14a

Auch das Netzentgelt hat eine Uhr bekommen, zumindest für steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Am 23. November 2023 hat die Beschlusskammer 8 drei Module festgelegt, die Einzelheiten stehen in Kapitel 5¹⁴.

Modul 1 und 2 gelten seit dem 1. Januar 2024: eine Pauschale von 80 Euro brutto im Jahr plus Stabilitätsprämie, oder 40 Prozent des Arbeitspreises für eine separat gemessene Anlage ohne Grundpreis. Ein intelligentes Messsystem braucht keines von beiden¹⁴.

Modul 3 ist das zeitvariable Netzentgelt: drei Tarifstufen, auf dem Preisblatt erstmals für 2025, abgerechnet seit dem 1. April 2025, wählbar nur zusätzlich zu Modul 1 und nur mit intelligentem Messsystem. Den späteren Abrechnungsstart begründete die Kammer mit den Zyklen der Marktkommunikation¹⁴. Wann welche Stufe gilt und in welchen Quartalen, steht vorab auf dem Preisblatt¹⁴. Das müssen Netzbetreiber spätestens zum 15. Oktober für das Folgejahr veröffentlichen, notfalls mit den voraussichtlichen Entgelten¹⁹. Das ist der Unterschied zum Börsenpreis.

Dann begann 2026 die Vollstreckung. Zum 13. Oktober 2026 führt die Bundesnetzagentur vier Verteilnetzbetreiber auf ihrer Liste, wegen Defiziten „insbesondere im Zusammenhang mit Modul 3“²⁰. Drei feste Stufen, lange vorher bekannt. Und schon das hakt.

Die Preisblätter für 2027 werden einen Tag nach dem Stand dieses Kapitels fällig. Die Übertragungsnetzbetreiber haben ihre vorläufigen Entgelte schon am 1. Oktober 2026 veröffentlicht: im Schnitt 3,54 Cent je Kilowattstunde auf Höchst- und Umspannungsebene, nach 2,86 Cent im Jahr 2026. Eingerechnet ist ein Bundeszuschuss von 5,525 Milliarden Euro, knapp eine Milliarde weniger als für 2026. Das Gesetz dafür, ein neuer §24d EnWG, war an diesem Tag noch nicht verabschiedet. Besteht bis zum 7. Dezember 2026 keine Rechtssicherheit, rechnen die Übertragungsnetzbetreiber mit höheren endgültigen Entgelten²¹.

AgNes: der Rahmen ab 2029

„Als Tag der Bekanntgabe wird der 01. Januar 2027 bestimmt.“ So endet der Tenor des Entwurfs, Ziffer 20²².

AgNes steht für Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom. Zuständig ist die Große Beschlusskammer Energie, Aktenzeichen GBK-25-01-1#3, nicht die Beschlusskammer 8 der Module²³. Den Entwurf hat sie am 6. August 2026 veröffentlicht, Stellungnahmen waren bis zum 18. September möglich. Beschließen will sie noch 2026, Folgefestlegungen sollen 2027 kommen²⁴.

Der Zeitdruck hat einen Grund. Die Stromnetzentgeltverordnung tritt mit Ablauf des 31. Dezember 2028 außer Kraft, ab dem 1. Januar 2029 sollen Netzentgelte nach der neuen Festlegung gebildet und abgerechnet werden²². Es geht um rund 37 Milliarden Euro im Jahr, nach Angaben der Behörde etwa 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts²⁴. Ein Beschluss lag am 14. Oktober 2026 nicht vor. Was folgt, stammt deshalb aus dem Entwurf.

Für Haushalte bleibt es in der Niederspannung bis 100.000 Kilowattstunden bei Grundpreis und Arbeitspreis. Neu ist ein Aufschlag für Prosumer, also für Entnahmestellen mit einer Erzeugungsanlage hinter demselben Netzanschluss: 70 bis 90 Prozent des Grundpreises, Steckersolargeräte ausgenommen. Ab dem 1. April 2028 sollen Lieferanten die Prosumereigenschaft auf der Rechnung ausweisen. Bis dahin müssen Netzbetreiber die betroffenen Entnahmestellen identifizieren und über die Marktkommunikation melden²².

Für Netzbetreiber heißt das: ein neues Merkmal im Stammdatensatz, fällig in anderthalb Jahren.

Heute kostet Einspeisen kein Netzentgelt²⁵. Nach dem Entwurf sollen Erzeugungsanlagen über 30 Kilowatt ein bundeseinheitliches Einspeiseentgelt je Kilowatt zahlen, eine Beispielrechnung landet bei rund 5 Euro je Kilowatt und Jahr. Wer vor der Bekanntgabe in Betrieb ist oder bis dahin eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen hat und bis zum 4. August 2029 ans Netz geht, zahlt erst 20 Jahre nach der Inbetriebnahme²².

Dynamische Netzentgelte kommen spät und vorerst nicht für Haushalte. Speicher an den Netz- und Umspannebenen 1 bis 5 sollen sie frühestens 2030 und spätestens 2033 abgerechnet bekommen, Erzeugungsanlagen zwischen 2032 und 2035, jeweils nur, wenn die Kammer die Ausgestaltung zwei Jahre vorher festlegt. Bei Letztverbrauchern sieht die Bundesnetzagentur „zunächst“ davon ab²².

Was aus den Modulen wird

Die kürzeste Antwort steht in Tenorziffer 12.5 des Entwurfs: „Die Erhebung und Weiterentwicklung zeitvariabler Netzentgelte gemäß § 14a EnWG („Modul 3“) bleibt unberührt.“²² Modul 3 überlebt also. Nach dem Entwurf ist es vorerst das einzige zeitvariable Netzentgelt, das Haushalte zu sehen bekommen.

Zu Modul 2 steht in der Begründung eine Randbemerkung: Wo nach Modul 2 kein Grundpreis anfällt, entfällt auch der Prosumer-Aufschlag²². Modul 1 kommt im Entwurf nicht ausdrücklich vor.

Die Festlegung der Beschlusskammer 8 nennt in ihrem Tenor kein Enddatum für die Module. Eine Befristung auf 2024 bis 2028 stand noch im Eckpunktepapier der ersten Konsultation, in den Beschluss hat sie es nicht geschafft. Bis zum 31. Dezember 2028 befristet sind nur die Übergangsregeln für ältere §14a-Vereinbarungen, Nachtstromspeicherheizungen ausgenommen¹⁴.

Wie Modul 3 weiterentwickelt wird, ist offen. In der Konsultation hatten viele Stellungnahmen genau das statt dynamischer Netzentgelte vorgeschlagen, teils mit fünf bis sechs Zeitfenstern²². Konkrete Vorschläge dazu enthält der Entwurf nicht, kritisiert der Verbraucherzentrale Bundesverband²⁶.

MiSpeL: ein Jahr mit Einverständnis

Am 1. Oktober 2026 hat die Bundesnetzagentur die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten beschlossen, kurz MiSpeL, Aktenzeichen 618-25-02. Im Amtsblatt stand sie am 7. Oktober²⁷. Sie regelt, wie sich in einem Speicher oder bidirektional genutzten Ladepunkt Grünstrom und Netzstrom auseinanderrechnen lassen, damit EEG-Förderung und Umlageprivilegien die richtigen Mengen treffen. Dafür gibt es zwei neue Wege, die Abgrenzungsoption mit Formelsätzen und die Pauschaloption mit nur einem Zweirichtungszähler. Die zweite gilt nur, wenn hinter der Einspeisestelle Solaranlagen mit zusammen höchstens 30 kWp hängen²⁷.

Beide rechnen in Viertelstunden. Zeitgleichheit definiert die Festlegung ausdrücklich als 15-Minuten-Intervall²⁷. Ohne Viertelstundenwerte also keine MiSpeL. Der AgNes-Entwurf knüpft daran an. Er behandelt bidirektionale Ladepunkte im Sinne von MiSpeL wie anlagengekoppelte Speicher und befreit zurückgespeiste Netzmengen von den Arbeitspreisen, soweit sie sich messtechnisch abgrenzen lassen²².

Dann der entscheidende Satz, Tenorziffer 9 a): „Die Regelungen der Festlegung sind bis zum 30.09.2027 nur anwendbar, wenn die Geltendmachung der Ansprüche nach den Tenorziffern 1 bis 4 und die Zuordnung nach Tenorziffer 5 im Einverständnis mit dem jeweiligen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber erfolgen.“²⁷

Zugleich verpflichtet Tenorziffer 7 genau diese Betreiber, die Inanspruchnahme zu ermöglichen²⁷. Mitwirken müssen sie. Berufen kann sich auf die Festlegung bis dahin aber nur, wer ihr Einverständnis hat.

Warum die Übergangszeit? Die Branche soll die Prozesse der Marktkommunikation anpassen können. Deren Umsetzung gehöre allerdings „nicht zum Regelungsgegenstand dieser Festlegung“²⁷. Die Frage nach passenden Zeitreihentypen, gestellt unter anderem vom Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne), vom BDEW und vom Speicherverband BVES, beantwortet die Festlegung ausdrücklich nicht. Die knapp einjährige Frist nennt die Bundesnetzagentur selbst „knapp bemessen“²⁷.

Gegenrede: Prosumer-Aufschlag, Prozesse, Tempo

Zum AgNes-Entwurf gingen laut Bundesnetzagentur rund 1.000 Stellungnahmen ein. Die meiste Kritik ziehen zwei Punkte auf sich, der Prosumer-Aufschlag und das Einspeiseentgelt²⁹. Für Haushalte zählt der erste.

Der Bundesverband Solarwirtschaft rechnet mit bis zu 165 Euro im Jahr und hält es für vertretbar, stattdessen das Einspeiseentgelt auf neue Anlagen aller Größen auszuweiten. Die Reform dürfe Menschen, die in Solaranlage, Speicher, Elektroauto oder Wärmepumpe investieren, „nicht ausbremsen“, sagt Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. Der Bundesverband Erneuerbare Energie will den Aufschlag gestrichen sehen, Präsidentin Ursula Heinen-Esser nennt ihn „weder verursachungsgerecht noch systemdienlich“²⁹. Der Verbraucherzentrale Bundesverband verlangt in seiner Stellungnahme vom 16. September 2026, den Aufschlag nach Anlagengröße zu staffeln²⁶.

Die Bundesnetzagentur hält im Entwurf dagegen: „Eine geringere, mengenbezogene Nutzung des Netzes hat nicht zur Folge, dass auch Kosten im Netz eingespart werden.“²² Die Leitungen sind gebaut, ihre Kosten bleiben.

Für die Digitalisierung wiegt ein anderer Einwand schwerer. Der bne vermisst einen Fahrplan für Datenanforderungen und Marktprozesse: „Neue Zahlungspflichten dürfen nicht wirksam werden, bevor Preise und Abrechnungsprozesse belastbar feststehen.“ Der Entwurf biete „noch keine belastbare Grundlage für die Umsetzung“, sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, selbst die vorgesehenen zwei Jahre reichten nicht²⁹. Genau diese zwei Jahre hatte BNetzA-Präsident Klaus Müller als Ziel genannt²⁴.

Neu ist das Argument nicht. Schon bei Modul 3, so steht es im Entwurf selbst, hätten nach mehreren Stellungnahmen anderthalb Jahre Umsetzungszeit nicht gereicht²².

Bei MiSpeL hat die Behörde denselben Konflikt im Beschluss dokumentiert. bne und BVES wollten die Festlegung sofort anwenden, notfalls unabhängig von der Marktkommunikation. BDEW und VKU wollten warten, bis die Prozesse massengeschäftstauglich in der MaKo verankert sind. Die Bundesnetzagentur wählte nach eigenen Worten einen „Mittelweg“, den Einverständnisvorbehalt²⁷.

Beide Lager haben einen Punkt. Entschieden hat die Behörde den Streit damit nicht. Sie hat ihn um ein Jahr verschoben, hinein in jedes einzelne Netzgebiet.

Was Netz- und Messstellenbetreiber jetzt prüfen

Tarif, Modul 3, AgNes und MiSpeL hängen an denselben Viertelstundenwerten. Vier Prüfschritte:

1. Lieferfähigkeit statt Einbau messen

   Ein eingebautes Messsystem zählt in der Statistik. Für Tarif und Modul 3 zählt, ob der Zählerstandsgang jeden Tag vollständig beim Lieferanten ankommt. Führen Sie die Quote der Messlokationen mit lückenlosen Vortageswerten als eigene Kennzahl.

2. Modul 3 durchgängig abrechnen

   Vier Verteilnetzbetreiber stehen schon auf der Vollstreckungsliste der Bundesnetzagentur²⁰.

3. Prosumer-Merkmal vorbereiten

   Der Entwurf verlangt die Identifikation bis zum 1. April 2028. Prüfen Sie, ob Ihre Stammdaten heute zeigen, hinter welchem Netzanschluss eine Erzeugungsanlage hängt, auch bei Mieterstrom und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung.

4. MiSpeL-Anfragen nicht liegen lassen

   Bis zum 30. September 2027 entscheiden Sie mit, ob die Festlegung angewendet wird. Legen Sie fest, wer im Haus das Einverständnis erteilt, und dokumentieren Sie, wie Sie Mengen ohne festgelegtes Format austauschen.