Vorhang auf: Seit dem 15. Oktober können wir einsehen, wie Stromnetzbetreiber in Deutschland im nächsten Jahr zeitvariable Netzentgelte ausgestalten wollen. Spoiler: Struktur und Preislogik unterscheiden sich teils stark. Doch der Reihe nach.
Der Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (§ 14a EnWG) regelt die netzdienliche Steuerung flexibler Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Speicher oder Wallboxen. Er bietet drei Möglichkeiten, die Netzentgelte zu reduzieren. Das ist der Ausgleich dafür, dass die Anlagen im Falle eines Netzengpasses seitens der Netzbetreiber gedimmt werden können.
Zur Erinnerung: Die Module 1 (pauschale Netzentgeltreduzierung) und 2 (anteilige Netzentgeltreduzierung) wurden bereits Anfang 2024 eingeführt. Seit April dieses Jahres müssen Netzbetreiber auch zeitvariable Netzentgelte im Sinne eines Moduls 3 anbieten. Modul 3 ist nur in Kombination mit dem pauschalen Modul 1 umsetzbar. Voraussetzung ist ein intelligentes Messsystem, das eine stundenscharfe Erfassung der Verbräuche erlaubt.
Ziel von Modul 3
Ziel des Moduls 3 ist es, über Preissignale Anreize zu schaffen, den Strombezug zeitlich zu verschieben und dadurch Lastspitzen im Netz zu vermeiden. Mit anderen Worten: Verbraucher:innen, die ihre steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie E-Auto-Ladestationen oder Wärmepumpen in den Niedertarifzeiten nutzen, sparen Kosten. Dafür haben die Netzbetreiber bereits im Oktober vergangenen Jahres mit der Veröffentlichung ihrer vorläufigen Preisblätter Preisindikationen für 2025 gesetzt.
Konkret führt Modul 3 drei verschiedene Tarifstufen ein: Hochtarif (HT), Standardtarif (ST) und Niedertarif (NT). Diese Zeitfenster legen die Netzbetreiber eigenständig bereits im Vorjahr fest, sodass diese gut vorausplanbar sind. Der Hoch- beziehungsweise Niedertarif muss mindestens in zwei Quartalen des Jahres angewandt werden.
Für den Energiemarkt eröffnet sich durch Modul 3 eine neue Dimension: Aggregatoren, Direktvermarkter und Anbieter dynamischer Tarife können diese Option als Preissignal in ihre Flexibilitätsstrategien integrieren. Das Zusammenspiel von Netzentgeltsignalen, Strompreisen und Flexibilitätsdiensten wird damit komplexer, aber auch marktnäher.
Preisblätter 2026 zeichnen ein heterogenes Bild
Doch kommen wir zu den Preisblättern für 2026. Um einen ersten Eindruck zu erhalten, haben wir uns die vorläufigen Preisblätter von zwölf der größten Verteilnetzbetreiber angeschaut. Sie haben zusammen fast 45 Prozent des Marktanteils in Deutschland.
Wenn man exemplarisch die unterschiedlichen Tarifstufen im dritten Quartal 2025 und 2026 vergleicht, fällt auf, dass die Hochtarifstunden in 2026 günstiger sind als noch 2025. Während 2025 die Spanne im Hochtarif bei 10 bis 17 Cent pro Kilowattstunde (kWh) lag, werden für 2026 im gleichen Quartal für den Hochtarif über alle Netzbetreiber zwischen 6 und 16 Cent pro kWh verlangt.
Auch im Niedertarif wird es etwas günstiger. Gab es hier in diesem Jahr noch eine Spanne zwischen 1 und 4 Cent pro kWh, geht es im nächsten Jahr auf bis zu 0,3 Cent pro kWh herunter. Im Normaltarif pendeln sich die Werte im nächsten Jahr zwischen 3 und 10 Cent pro kWh ein. In diesem Jahr lagen diese bei 7 bis 10 Cent pro kWh.
Als Novum lässt sich feststellen, dass 2026 fast alle Verteilnetzbetreiber in jedem Quartal die drei Tarifstufen anbieten und damit einen ganzjährigen Ansatz fahren. Diesen Ansatz hat 2025 nur ein Verteilnetzbetreiber angeboten. Interessant sind die im Vergleich unterschiedlich gewählten Zeiträume der einzelnen Tarifstufen über die zwölf Verteilnetzbetreiber im Vergleich. Dies deutet auf eine individuelle Anpassung an die jeweilig erwarteten Netzzustände in den einzelnen Zeiträumen hin.
Saisonal fahren zum Beispiel die Bayernwerke und Westfalen Weser Netz, in dem sie jeweils nur im zweiten und dritten Quartal ein Modul 3 anbieten. Diese Unterschiede zeigen, dass die Netzbetreiber die Flexibilisierung zunehmend regional differenziert umsetzen.
Fazit: Vom Piloten zur Strukturmaßnahme?
Die Analyse der Preisblätter zeigt: Modul 3 ist kein Pilotprojekt mehr, sondern ein operativ wirksames Steuerungsinstrument. Immer mehr Netzbetreiber wenden die zeitvariablen Entgelte ganzjährig an. Die Zeitfenster werden konsistenter, und die ökonomischen Signale für Flexibilitätsnutzung klarer.
Damit entsteht ein zunehmend belastbarer Rahmen für netzdienliches Lastmanagement und dynamische Stromtarife. Allerdings wird erst die Kombination mit automatisierten Steuerungen (zum Beispiel Smart-Charging-Apps und Wärmepumpen-Management) das volle Einsparpotenzial nutzbar machen. Ohne digitale Hilfsmittel droht der Ansatz theoretisch zu bleiben.
Interessant wird sein, wie viele Verbraucher Modul-3-Vergünstigungen im nächsten Jahr tatsächlich in Anspruch nehmen. Ich erwarte noch keinen großen Ansturm, aber zumindest eine steigende Aufmerksamkeit für diese Option, bedingt auch durch die Mispel-Festlegung der Bundesnetzagentur, die aktuell als Entwurf vorliegt und mit der Branche diskutiert wird. Mispel steht für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten. Konkret will die Bundesnetzagentur neue Optionen bieten, damit sich kleine und große Stromspeicher aktiv am Strommarkt beteiligen können.
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Gleichzeitig nimmt auch das bidirektionale Laden immer mehr Fahrt auf, was ebenfalls attraktiv werden könnte. Ob Modul 3 letztlich massentauglich wird, hängt von der weiteren Standardisierung und der Akzeptanz im Markt ab. Doch eines ist bereits jetzt absehbar: Der dritte Baustein des § 14a EnWG ist gekommen, um zu bleiben, als leiser, aber wirkungsvoller Taktgeber im Stromnetz der Zukunft. Seien wir also gespannt auf den nächsten Akt im kommenden Jahr.
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