Wer in Deutschland eine Wärmepumpe oder ein Elektroauto betreibt, kann seit April 2025 zeitvariable Netzentgelte nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) nutzen – zumindest in der Theorie. In der Praxis scheitert das Versprechen auf zwei Ebenen: Viele Netzbetreiber erfüllen die gesetzliche Pflicht gar nicht. Und selbst dort, wo sie es tun, sind die Preissignale oft so schwach, dass sie kaum Wirkung entfalten.
Das zeigt eine Analyse des Hamburger Stromanbieters Rabot Energy, die der ZFK vorliegt. Ausgewertet wurden die nach Modul 3 veröffentlichten Netzentgelttarife von 790 Verteilnetzbetreibern (VNB) – das entspricht rund 92 Prozent aller im Marktstammdatenregister registrierten Netzbetreiber. Datenbasis sind 35.040 Viertelstunden des ersten Quartals 2026 sowie Day-Ahead-Spotmarktpreise der Strombörse EPEX Spot für denselben Zeitraum.
Rabot Energy ist selbst als Anbieter dynamischer Stromtarife am Markt tätig und hat ein wirtschaftliches Interesse an der Verbreitung zeitvariabler Netzentgelte. Die verwendeten Daten – Preisblätter der Netzbetreiber, Marktstammdatenregister, EPEX-Spot-Preise und die Regulierungsplattform VNBdigital der Bundesnetzagentur – sind jedoch öffentlich zugänglich und nachprüfbar.
Mehr als die Hälfte ohne Zeitsignal
Von den 790 untersuchten Netzbetreibern bieten demnach 452 – also 57 Prozent – zwar faktisch einen Einheitstarif an: Der Standardarbeitspreis gilt jedoch rund um die Uhr, eine zeitliche Differenzierung findet nicht statt. Nur 338 VNB, rund 43 Prozent, haben überhaupt Hoch- und Niedrigtarife eingeführt.
Doch auch innerhalb dieser Gruppe ist die Wirkung begrenzt. Rabot unterscheidet zwei Grundtypen: das sogenannte Nacht-Niedrigtarif-Modell, bei dem der günstige Tarif in den frühen Morgenstunden gilt, und das Solar-Niedrigtarif-Modell mit günstigen Preisen zur Mittagszeit. Ersteres nutzen 255 VNB, letzteres lediglich 55.
Der Unterschied ist erheblich: Mittags, wenn Photovoltaikanlagen einspeisen und die Börsenstrompreise entsprechend sinken, ist Strom am Markt besonders günstig. Ein Niedrigtarif, der in diese Stunden fällt, verstärkt den Preisanreiz für Verbraucher. Wer seinen Niedrigtarif dagegen in die Nacht legt, schickt ein Signal, das der Börsenlage widerspricht – nachts ist Strom im Schnitt teurer als mittags.
Das bestätigt auch die Korrelationsanalyse in der Rabot-Auswertung: Die statistische Übereinstimmung zwischen dem Netzentgeltsignal und dem Day-Ahead-Preis liegt im Median bei nur 0,22 – ein schwacher Zusammenhang. Lediglich ein Viertel der zeitvariablen Netzbetreiber kommt auf einen Korrelationswert von über 0,3. Vollständig mit den Börsenpreisen harmonieren nach Rabot-Definition nur die rund 55 Netzbetreiber mit Mittags-Niedrigtarif – sieben Prozent aller untersuchten VNB.
674 Euro Unterschied – je nach Wohnort
Was das in der Praxis bedeutet, lässt sich an der Spreizung der Tarife ablesen. Der Unterschied zwischen Hoch- und Niedrigtarif reicht von 1,82 bis 22,47 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh). Bei einer Wärmepumpe mit einem Jahresverbrauch von 3000 Kilowattstunden (kWh) kann das je nach Netzgebiet bis zu 674 Euro Unterschied pro Jahr bedeuten – bei identischem Verbraucherverhalten.
Besonders günstige Niedrigtarife bieten laut Analyse:
Bayernwerk Netz mit 0,47 ct/kWh, EWE Netz mit 0,32 ct/kWh sowie Lechwerke Verteilnetz (LEW Verteilnetz) mit 0,41 ct/kWh. Echte Mittags-Niedrigtarife finden sich fast ausschließlich in Süddeutschland: 28 der 55 entsprechenden Netzbetreiber liegen in Bayern, 22 in Baden-Württemberg.
Das ist kein Zufall. Dort ist die Photovoltaik-Dichte am höchsten – und dort ergibt ein Mittags-Niedrigtarif netzphysikalisch den größten Sinn, weil er Verbraucher genau in die Stunden lenkt, in denen PV-Einspeisung die Niederspannungsnetze entlastet.
Ein regulatorisches Schlupfloch
Hinzu kommt ein strukturelles Problem im Regulierungsrahmen: Die Festlegung der Bundesnetzagentur schreibt vor, dass Hoch- und Niedrigtarife in mindestens zwei Quartalen eines Jahres gelten müssen. Viele Netzbetreiber nutzen diesen Spielraum aus – und beschränken ihre Zeitvariabilität auf die Sommermonate April bis September.
Im Winter, wenn Wärmepumpen am meisten Strom verbrauchen und die Abendspitze im Niederspannungsnetz am gefährlichsten ist, gilt ein einheitlicher Netzentgeltsatz rund um die Uhr. Der regulatorische Anreiz fehlt genau dann, wenn er am dringendsten gebraucht würde.
Auffällig ist auch, dass bislang kein einziger Steuerungseingriff nach § 14a auf der Transparenzplattform VNBdigital der Bundesnetzagentur verzeichnet ist – Stand April 2026, mehr als ein Jahr nach dem gesetzlichen Stichtag.
Bundesnetzagentur erhöht den Druck
Dass das Thema politisch an Fahrt gewinnt, zeigt das jüngste Vorgehen der Bundesnetzagentur: Ende Mai kündigte die Behörde an, zwei Netzbetreibern – Syna, Netztochter der Süwag Energie, sowie Thüringer Energienetze, Netztochter der Teag – Zwangsgelder anzudrohen. Weitere Verfahren sollen folgen.
Mehr dazu hier: Bundesnetzagentur droht Netzbetreibern mit Zwangsgeldern wegen § 14a
"Wir stellen fest, dass Unternehmen insbesondere das zeitvariable Netzentgelt nicht oder nur unzureichend umsetzen. Dies ist nicht mehr akzeptabel", sagte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Die betroffenen Unternehmen haben bis zum 30. September 2026 Zeit, die Defizite zu beheben. Auf eine Anfrage der ZFK zur Frage, ob die Behörde künftig auch die Tarifqualität prüfen will, antwortete die Bundesnetzagentur bis Redaktionsschluss nicht.
Dabei hat die Branche durchaus Argumente auf ihrer Seite. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) verweist auf die IT als zentrales Hemmnis: Die Modul-3-Logik lasse sich nicht ohne Weiteres in bestehende technische Systemlandschaften integrieren. Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) betont, Netzbetreiber müssten derzeit eine Vielzahl von Aufgaben parallel bewältigen – Modul 3 sei nur eines von vielen Themen.
Der eigentliche Konstruktionsfehler
Hinter dem Umsetzungsstau steckt aber auch ein grundsätzlicher Konstruktionsfehler: Modul 3 versucht mit einem statischen Instrument – einmal jährlich festgelegten Zeitfenstern – ein dynamisches Problem zu lösen. Der Day-Ahead-Preis schwankt täglich um durchschnittlich fast 12 ct/kWh.
Das Netzentgeltsignal bleibt dagegen monatelang unverändert. An einem windreichen Sonntag mit negativen Börsenpreisen sagt der Tarif eines Nacht-Niedrigtarif-Netzbetreibers dem Kunden immer noch: Lade nachts.
Im laufenden Agnes-Prozess – der Reform der Stromnetzentgelte – will die Bundesnetzagentur Modul 3 weiterentwickeln. Konkrete Fristen nennt die Behörde dabei bislang nicht.
Mehr dazu auch hier: Dynamische Netzentgelte: Bundesnetzagentur konkretisiert Vorschlag
