Mit § 14a EnWG wird das Netzentgelt zur dynamischen Rechengröße – und stellt Energieversorger vor neue Herausforderungen. Wer jetzt auf zentrale, automatisierte Datenverarbeitung in Echtzeit setzt, kann schneller reagieren, gezielter kalkulieren und sich so langfristige Wettbewerbsvorteile sichern. Aber wie können Pricing-Teams die Komplexität unter Kontrolle bekommen?

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Aktuell gleicht der deutsche Energiemarkt einer Sportart mit ständig wechselnden Spielregeln – während des Wettkampfs! Dabei haben die Teams auf dem Feld kaum Zeit, auf die neuen Vorgaben des Schiedsrichters adäquat zu reagieren. Der Vergleich klingt übertrieben? Nun, die gesetzgeberischen Veränderungen der letzten Jahre haben es in sich. Die Bandbreite reicht hier von der Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) bis zu ständigen Novellierungen im Klimaschutzgesetz (KSG). Letztlich wirken sich diese Veränderungen auf das Geschäft der Energieversorger aus - als zentrale Player auf dem Spielfeld. 

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§14a EnWG fordert alle heraus

Dabei geht der gesetzgeberische Wandel vielfach ans „Eingemachte“ und nimmt Einfluss auf alle Marktrollen. Gerade das aktuelle Beispiel „§14a EnWG“ macht das eindrucksvoll deutlich. Dahinter verbirgt sich eine recht einfache Idee: Das bislang so starre Netzentgelt wird zu einem flexiblen Steuerungsinstrument, um das Verhalten der Endkunden zu beeinflussen. Sie sollen also beispielsweise ihre Elektroautos in der Nacht laden, um Netzüberlastungen zu vermeiden. Gleichzeitig bekommt der Netzbetreiber das Recht, die Leistung des Anschlusses auf mindestens 4,2 kW zu drosseln – natürlich nur bei Bedarf, wenn das Netz stark frequentiert ist. 

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Im Gegenzug wird das Netzentgelt gesenkt, und zwar auf Basis von drei unterschiedlichen Preismodulen, die von der Bundesnetzagentur vorgegeben werden:

• Pauschal: Der Netzbetreiber definiert einen festen jährlichen Betrag, der dem Verbraucher als Kompensation gutgeschrieben wird. Das insgesamt im Jahr zu zahlende Netzentgelt wird dadurch reduziert. Der Netzbetreiber definiert diesen Betrag . Das einfache Modul 1 dient als Standardvariante, wenn kein anderes Modell ausgewählt wird.
• Prozentual: Bei Modul 2 wird der Arbeitspreis Netz um 60 Prozent gesenkt – und es fallen auch nur noch diese verbrauchsabhängigen Kosten an, denn der Netzbetreiber darf in diesem Fall keinen Grundpreis erheben.  
• Zeitvariabel: Der Netzbetreiber definiert verschiedene Tarifstufen für das Netzentgelt (Hoch-, Nieder- und Standardtarif). In HT-Zeiten zahlt der Kunde dann einen höheren Satz pro kWh an das Netz, in NT-Zeiten einen deutlich geringeren. Die Fenster sind pro Verteilnetzbetreiber individuell definierbar.

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Wem das Ganze etwas unübersichtlich erscheint, der sei vorgewarnt: Es ist eigentlich noch komplizierter, denn das zeitvariable Modul 3 funktioniert nur in Kombination mit dem pauschalen Modul 1. Der Kunde bekommt also zunächst einen Pauschalrabatt , und möglicherweise wird nur der verbleibende Anteil des Jahres wird nach Hochlast- und Niedriglasttarifen zeitvariabel abgerechnet. Damit sind Netzbetreiber sehr frei in der Wahl ihrer HT- und NT-Zeiten. Es könnte also theoretisch sein, dass sich die „Taktung“ von Modul 3 mehrmals am Tag ändert.  

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Und was bedeutet das für das Pricing der Energieversorger?

Bevor wir diese Frage beantworten, gilt es, noch ein paar Worte zur technischen Basis vorwegzustellen. Bei Anwendung von Modul 1 kann die pauschale Netzentgeltreduzierung erfolgen, wenn der Kunde einen Zähler (mME oder iMSys) installiert hat. Für Modul 2 wird ein Zähler für den Haushaltsstrom und ein zweiter Zähler für die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen benötigt (mME oder iMSys). Dadurch kann man zuordnen, ob beispielsweise das E-Auto während einer Niedertarifzeit geladen wurde. Für Modul 3 ist ein Smart Meter Pflicht.

Zusätzlich sind Netzbetreiber sehr frei in der Ausgestaltung ihrer dynamischen Tarife, was sich aktuell bereits zeigt: Einige bieten seit 2025 extrem niedrige NT-und deutlich erhöhte HT-Entgelte an, um einen starken Anreiz bei den Endkunden zur Verbrauchsverlagerung zu setzen. Bei anderen ist dieser „Spread“ kleiner. 

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Insgesamt sollten EVUs diese drei Faktoren im Blick behalten:  

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1. Die Datenkomplexität steigt massiv an

Grundsätzlich gehen viele Experten davon aus, dass Modul 3 für viele Kunden besonders interessant ist, weil sie so ihren Strombezug passend zum zeitvariablen Netztarif steuern und dabei viel Geld sparen können – letzteres vor allem auch dann, wenn EVUs die dynamischen Netzentgelte mit ebenso dynamischen Stromtarifen kombinieren. Dies geht allerdings mit einer recht einfachen Wahrheit einher: Smart-Meter-Rollout, §14a EnWG und Co. sorgen für eine gigantische Datenmenge. Außerdem entsteht eine kaum überschaubare Vielfalt: 800 Netzbetreiber in Deutschland mit individuellen Tarifen und Tarifstufen, saisonalen Ausnahmen und ein dazugehöriger Wust von Vertragsmodellen erzeugen einen regelrechten Daten-Dschungel, den man mit hergebrachten Pricing-Werkzeugen nur recht schwer beherrschen kann.

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2. Die Netzkosten werden wichtiger für das Pricing

Während sich das Pricing bislang eher auf vorgelagerte Energie-Einkaufspreise konzentrierte, rücken jetzt (auch) die Netzkosten in den Fokus, die, wie erwähnt, sehr unterschiedlich sein können. Dabei gilt nach wie vor: Erst wenn alle Kostenbestandteile berücksichtigt sind, lässt sich ein marktfähiger Preis berechnen, wobei es mehr denn je auf Präzision ankommt. Schließlich steigt mit jedem ungenauen Faktor in der Rechnung das wirtschaftliche Risiko der Versorger – und damit die Notwendigkeit, Puffer einzuplanen (was wiederum zu höheren Preisen und einer schlechteren Wettbewerbsposition führt). Ein echtes Dilemma für EVUs.

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3. Die Verarbeitung der Daten verlangt nach Echtzeit-Prozessen

Folglich besteht die Herausforderung darin, aus diesem „Datenchaos“ hochpräzise und zugleich flexible Tarife zu modellieren. Dafür benötigen Energieversorger leistungsfähige Softwarelösungen, die in der Lage sind, unterschiedlichste Datenpunkte in Echtzeit zu verarbeiten. Nur so lassen sich dynamische Netzentgelte korrekt zuordnen, Verbrauchsprofile antizipieren und darauf aufbauend belastbare Preise kalkulieren. Tools wie Gorilla bieten hierbei klare Vorteile: Sie ermöglichen es, Netzentgelte automatisiert je nach Netzgebiet und Zeitfenster einzubeziehen, Verbrauchsdaten flexibel zu verarbeiten und Preislogiken dynamisch anzupassen.  

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Und der Praxistest?

Bleibt am Ende eine zentrale Frage, die sich bei neuen Software-Lösungen immer stellt: Wie verlässlich ist das Ganze? Die glaubwürdigste Antwort kann ein konkreter Personenkreis geben: Gorilla-Kunden. Hierbei verweisen wir auf den britischen Markt, wo unsere Technologie schon längst genutzt wird. Dort ist der Smart-Meter-Rollout deutlich weiter fortgeschritten, was zu mehr „Time-of-Use“-Tarifen führt. Die Kunden zahlen also einen bestimmten Strompreis je nach Tageszeit. Im zweiten Schritt startet dieses Jahr in Großbritannien das „Half-Hourly Settlement“ (MHHS – halbstündliche Abrechnung), womit sich dynamische Netzentgelte einfach umsetzen lassen. 

Und genau in diesem Umfeld bewährt sich Gorilla aktuell als leistungsstarke Software mit Echtzeit-Datenverarbeitung, wie britische Kunden bestätigen.

Weitere Infos zu unseren internationalen Erfolgsgeschichten findest du hier: https://www.gorilla.co/en/resources?category=Customer+success+stories und zu MHHS hier: https://www.gorilla.co/en/post/mhhs-one-year-out

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Die Kalkulation von zeitvariablen Strom- und Gaspreisen wird mit Gorilla massiv vereinfacht. Oder in der Sprache des Sports: Gorilla bringt Struktur, Tempo und Präzision ins Spiel – und liefert damit einen echten Wettbewerbsvorteil.