In der Welt der Energieversorgung galt lange ein ehernes Gesetz: Steigt die Last, wächst das Netz. Wer als Stadtwerk wachsen wollte, investierte in Transformatoren, Schaltanlagen und Kilometer an Erdkabeln. Doch blicken wir auf das Jahr 2026, bröckelt dieses Fundament. Die schiere Masse an Anschlussbegehren für Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und insbesondere energieintensive Rechenzentren lässt sich mit konventionellem Netzausbau – dem sogenannten CAPEX-Ansatz (Capital Expenditure) – allein nicht mehr zeitgerecht bewältigen.
Als Regulatorik-Expertin beobachte ich eine fundamentale Verschiebung: Wir bewegen uns weg von einer rein investitionsgetriebenen Logik hin zu einer betriebsorientierten Flexibilitätssteuerung (OPEX – Operational Expenditure). Warum das für Sie im Stadtwerk spätestens 2026 über Erfolg oder regulatorisches Abseits entscheidet, erkläre ich Ihnen in dieser Analyse.
Die regulatorische Zeitenwende: § 14a EnWG als Startschuss
Der zentrale Ankerpunkt dieser Entwicklung ist die Neugestaltung des § 14a EnWG. Mit dem Beschluss der Bundesnetzagentur (BNetzA) vom 27. November 2023 (Az. BK6-22-300) wurde das Fundament für eine neue Form der Netzsteuerung gelegt. Seit Januar 2024 dürfen Verteilnetzbetreiber (VNB) den Anschluss von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (steuVE) nicht mehr unter Verweis auf Netzkapazitäten ablehnen oder verzögern. Im Gegenzug erhielten sie das Recht, diese Anlagen im Falle einer drohenden Netzüberlastung zu dimmen.
Was bedeutet das für Ihr Stadtwerk im Jahr 2026? Die Schonfrist ist vorbei. Bis dahin müssen die Prozesse zur netzdienlichen Steuerung nicht nur auf dem Papier stehen, sondern im täglichen Netzbetrieb (Grid Operation) funktionieren. Das bedeutet: Sie müssen in der Lage sein, den Netzzustand in Echtzeit zu bewerten, um rechtssicher eingreifen zu können. Wer „blind“ dimmt, riskiert nicht nur Kundenunmut, sondern verstößt gegen die Diskriminierungsfreiheit nach § 12 EnWG.
Warum CAPEX allein in die Sackgasse führt
Traditionell werden Investitionen in das Netz über die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) vergütet. Sachanlagen generieren eine Eigenkapitalverzinsung. Das Problem: Ein Trafo, der 2024 bestellt wird, ist oft erst 2026 oder später im Betrieb. Die Energiewende findet jedoch jetzt statt.
Hier kommt die Bedeutung von Flexibilität ins Spiel. Gemäß § 14c EnWG sind Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen verpflichtet, in ihren Netzen Flexibilitätsdienstleistungen zu nutzen, um die Effizienz des Netzbetriebs zu steigern und den Netzausbau zu optimieren. Dies ist kein „Kann“, sondern ein gesetzlicher Auftrag.
Doch die ökonomische Logik hinkt der regulatorischen Pflicht noch hinterher. Während CAPEX-Kosten (Investitionen) über die kalkulatorischen Abschreibungen und die Eigenkapitalverzinsung (§ 7 StromNEV) refinanziert werden, gelten Kosten für den Einkauf von Flexibilität (z. B. Zahlungen an Speicherbetreiber oder Industriekunden für Lastverzicht) als Betriebskosten (OPEX). In der aktuellen Systematik der Erlösobergrenzen nach § 4 ARegV können diese oft nicht im gleichen Maße geltend gemacht werden, was zu einem „Investitionsbias“ führt: Es wird lieber gebaut als intelligent gesteuert, selbst wenn Steuerung volkswirtschaftlich günstiger wäre.
Die Rolle der Daten: MessEG und iMSys als Enabler
Um Netzsteuerung betreiben zu können, benötigen Sie Daten. Viel mehr Daten, als die bisherige Bilanzierung nach MaBiS (Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung Strom) im Standard-Lastprofil-Verfahren liefert.
Die Basis hierfür ist der Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys) nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MessEG). Der VNB in seiner Rolle als grundzuständiger Messstellenbetreiber (gMSB) ist hier der zentrale Datenlieferant. Gemäß § 60 MessEG müssen die technischen Voraussetzungen geschaffen werden, um Messwerte für die Netzsteuerung bereitzustellen.
Ab 2026 wird die „Netzzustandsdatenerhebung“ zur Pflichtaufgabe. Nur wer weiß, wie hoch die Auslastung am Strangende tatsächlich ist, kann die Flexibilitätspotenziale nach § 14a EnWG effizient nutzen. Ohne diese Datenbasis wird Ihr Stadtwerk gezwungen sein, pauschal zu drosseln – ein prozessuales Risiko, das zu Entschädigungsforderungen führen kann.
Flexible Netzanschlussvereinbarungen: Das neue Standardwerkzeug
Ein oft unterschätztes Instrument sind flexible Netzanschlussvereinbarungen. Während der klassische Netzanschlussvertrag nach § 18 EnWG i.V.m. der NAV (Niederspannungsanschlussverordnung) von einer unbegrenzten Leistungsverfügbarkeit ausgeht, ermöglichen neue vertragliche Gestaltungen (insbesondere in der Mittelspannung) eine bedingte Leistungszusage.
Das bedeutet: Der Kunde erhält sofort einen Anschluss, akzeptiert aber, dass seine Leistung in definierten Zeitfenstern oder bei Netzengpässen reduziert wird. Dies ist insbesondere für Rechenzentren oder große Batteriekraftwerke attraktiv, die lieber heute einen „eingeschränkten“ Anschluss haben als in fünf Jahren einen „vollständigen“. Regulatorisch stützt sich dies auf die Transparenzvorgaben der BNetzA zur Kapazitätsvergabe. Hier müssen Stadtwerke 2026 rechtssichere Vorlagen und Prozesse vorhalten, um Diskriminierungsfreiheit zu gewährleisten.
Fazit: Warum Sie sich JETZT kümmern müssen
Wenn Sie im Stadtwerk für Strategie, Netzplanung oder Recht verantwortlich sind, müssen Sie das Thema Netzsteuerung als ganzheitliches Steuerungsmodell begreifen. Es geht nicht mehr nur um die Frage: „Wo graben wir?“ Es geht um die Fragen:
- Prozessuale Reife: Sind unsere IT-Systeme bereit für die Marktkommunikation der Steuerungsbefehle (EDIFACT-Formate wie UTILMD und MSCONS)?
- Ökonomische Bewertung: Haben wir ein Modell, um die Kosten für Flexibilität (OPEX) gegenüber klassischem Ausbau (CAPEX) abzuwägen und regulatorisch in die Erlösobergrenze zu bringen?
- Rechtssicherheit: Sind unsere Netzanschlussverträge auf dem Stand von 2026? Können wir die Dimm-Vorgaben des § 14a EnWG rechtssicher umsetzen?
Die BNetzA wird im Rahmen des Monitorings nach § 35 EnWG genau prüfen, wie effizient die Netzbetreiber die neuen Instrumente nutzen. Ein Stadtwerk, das 2026 noch ausschließlich auf Kupfer setzt, wird nicht nur an physische Grenzen stoßen, sondern auch an regulatorische. Die Transformation vom reinen Anlagenverwalter zum aktiven Systemmanager ist keine Option, sondern eine Existenzfrage.