Das europäische Stromnetz ist ein Grundpfeiler der europäischen Wirtschaft. Es ist das weltweit am stärksten vernetzte Stromnetz mit einer Vielzahl von Prozessen und Akteuren, die nahtlos zusammenarbeiten, um sicheren, erschwinglichen und zunehmend nichtfossilen Strom zu liefern und gleichzeitig große Mengen erneuerbarer Energien in den Gesamtenergiemix zu integrieren. Die steigende Stromnachfrage, die Beschleunigung der Elektrifizierung der Endverwendungen und der beschleunigte Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien erfordern Änderungen, um die Art und Weise der Konzipierung und des Betriebs von Stromnetzen zu optimieren. In Zeiten hoher Erzeugung aus erneuerbaren Quellen spiegeln niedrige oder negative Strompreise - die im vergangenen Jahr einen neuen Rekord erreicht haben ¹)- die Notwendigkeit wider, das System flexibler zu gestalten und ineffiziente Einschränkungen zu vermeiden und dabei gleichzeitig die Nutzung von Energie an Orten zu ermöglichen, an denen die billigsten Energiequellen zur Verfügung stehen, und zu Zeiten, zu denen dies für das Gesamtsystem am kosteneffizientesten ist.

Darüber hinaus muss die flächendeckende Nutzung erneuerbarer Energien (die häufig dort erzeugt werden, wo die Bedingungen am besten sind, und nicht unbedingt in der Nähe von Nachfragezentren oder in Gebieten, in denen das Netz bereits gut ausgebaut ist) durch eine effiziente Integration in das Netz unterstützt werden. Dies erfordert erhebliche Investitionen in die Stromnetze. Bis 2040 werden wahrscheinlich Investitionen in Höhe von rund 730 Mrd. EUR in die Verteilung und 477 Mrd. EUR in die Übertragung, einschließlich des Ausbaus der Offshore-Netze, benötigt ², um den Energiebinnenmarkt voranzubringen und die Netzkapazität auszubauen. Diese Investitionen werden entscheidend dazu beitragen, den Anschluss neuer Projekte für saubere Erzeugung zu ermöglichen, die letztlich den durchschnittlichen Großhandelsstrompreis senken werden und zur Erreichung der europäischen Klimaziele erforderlich sind. In einem kürzlich veröffentlichten ACER-Bericht wurde geschätzt, dass sich die jährlichen Investitionsraten der letzten Jahrzehnte bis 2050 verdoppeln könnten. Außerdem wird geschätzt, dass Investitionen auf Ebene der Übertragung einen geringeren Anteil (etwa ein Drittel) im Vergleich zur Ebene der Verteilung (etwa zwei Drittel) ausmachen werden ³.

Dies wird sich unmittelbar auf die Netzentgelte auswirken, die in den letzten Jahren zwischen 24 % und 29 % ⁴ der Stromkosten der Haushalte ausmachten. Während die Energiepreiskomponente wahrscheinlich sinken wird, werden die Netzkosten voraussichtlich einen noch höheren Anteil der Stromrechnungen ausmachen. Eine intelligente und effiziente Gestaltung der Netzentgelte wird entscheidend dazu beitragen, die Effizienz der Infrastruktur zu steigern, um die Gesamtsystemkosten zu optimieren; dies ist von entscheidender Bedeutung für die Wettbewerbsfähigkeit der EU und die Erschwinglichkeit von Strom für die Verbraucher.

Die EU setzt sich dafür ein, das Ziel der Dekarbonisierung zu verfolgen und gleichzeitig die Erschwinglichkeit und Sicherheit von Energie zu verbessern. Dies ist von entscheidender Bedeutung für die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie, wie im Deal für eine saubere Industrie dargelegt, in dem auch auf die Notwendigkeit eingegangen wird, die strategische Autonomie zu unterstützen, wichtige Lieferketten zu sichern und den wirtschaftlichen Wohlstand der Industrie in der EU zu erhalten. Im Rahmen des Deals für eine saubere Industrie nahm die Kommission im Februar den Aktionsplan für erschwingliche Energie an, der acht wirkungsvolle Maßnahmen zur Senkung der Energiekosten für Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen vorsieht; die meisten dieser Maßnahmen sollen kurzfristig umgesetzt werden. In dem Aktionsplan wurden die Faktoren untersucht, die die Energiepreise in die Höhe treiben, und die Energieversorgungskosten, die Besteuerung sowie die Netz- und Systemkosten wurden als Schlüsselbereiche genannt, die angegangen werden müssen, um dazu beizutragen, die Energiekosten für die europäischen Verbraucher zu senken.

Um sicherzustellen, dass der erforderliche Ausbau des Stromnetzes auf möglichst kosteneffiziente Weise erfolgt, muss er mit einer optimalen Nutzung der Infrastruktur einhergehen.

Die Gestaltung von Netztarifmethoden hat erhebliche Auswirkungen darauf, da durch sie allen Netznutzern die notwendigen Anreize geboten werden können, ihr Verhalten so anzupassen, dass sie zur Senkung der Gesamtsystemkosten beitragen.

Mit diesem Dokument wird eine Leitaktion (Maßnahme 1 Buchstabe a) des Aktionsplans für erschwingliche Energie umgesetzt, und es werden den nationalen Regulierungsbehörden, die für die Entwicklung von Netztarifmethoden zuständig sind, Leitlinien dazu an die Hand gegeben, wie dies am besten erreicht werden kann. Wie im Aktionsplan dargelegt, kann die Kommission nach Veröffentlichung dieser Leitlinien erforderlichenfalls einen verbindlichen Legislativvorschlag zu Tarifmethoden vorlegen ⁵.

Ziel dieser Leitlinien ist es, die nationalen Regulierungsbehörden bei der Gestaltung von Tarifmethoden zu unterstützen, bei denen die bestehende Netzinfrastruktur bestmöglich genutzt wird und die dazu beitragen, die erforderlichen zusätzlichen Investitionen so gering wie möglich zu halten, wodurch erschwinglichere Energiepreise ermöglicht werden. Es wird eine erhebliche Umgestaltung der Netztarife empfohlen, im Einklang mit den Erfordernissen eines dekarbonisierten Energiesystems mit größerer Beteiligung der Nutzer durch dezentrale Energieerzeugung, Integration des Energiesystems, Speicherung, nachfrageseitige Flexibilität und die Verfügbarkeit intelligenter Zähler. Anstatt sich auf die Gesamtverbrauchsmenge zu stützen, werden detailliertere Berechnungsmethoden vorgeschlagen, die finanzielle Anreize für die Netznutzer bieten, ihren Energieverbrauch anzupassen oder ihn auf Orte zu verlagern, an denen die kostengünstigsten Energiequellen verfügbar sind, und auf Zeiten, zu denen dies für das Energiesystem und die Verbraucher insgesamt am kosteneffizientesten ist, um die bestehende Netzinfrastruktur bestmöglich zu nutzen und die erforderlichen zusätzlichen Investitionen so gering wie möglich zu halten. Dies ist bei den Strompreisen bereits der Fall, da dynamische Preisverträge in den Mitgliedstaaten weithin verfügbar sind ⁶, aber die Netztarife sind in Bezug auf die Nutzungszeit oder den Nutzungsort im Allgemeinen immer noch recht unflexibel ⁷.

Es gibt keine Einheitslösung, aber dieses Dokument bietet den Mitgliedstaaten und den nationalen Regulierungsbehörden Leitlinien für ein zukunftsorientiertes und effizientes Instrumentarium, um die Nutzung des bestehenden Netzes zu optimieren, zum Netzausbau zu den geringsten Kosten beizutragen und eine gerechte und kostenorientierte Zuweisung der Netzentgelte zu gewährleisten und gleichzeitig die europäische Wettbewerbsfähigkeit, eine weitergehende Elektrifizierung und die Dekarbonisierung zu fördern. In diesem Zusammenhang sind lokale Gegebenheiten wichtig, wie z.B. der Grad der Elektrifizierung oder das Erzeugungs- und Lastprofil in einem bestimmten Gebiet, da sie maßgeblich dafür sind, inwieweit Netznutzer auf Anreize reagieren können. Durch die Senkung der Gesamtsystemkosten wird der Nutzen für alle Verbraucher - Haushalte und Industrie - auch in Zukunft spürbar sein.

II. Was sind Netztarife?

Netztarife sind die Gebühren, die alle an das System angeschlossenen Nutzer für die Möglichkeit zahlen, Strom vom Erzeugungsort zu dem Ort, an dem der Strom genutzt wird, transportieren zu lassen. Die Tarife ermöglichen die Deckung der Kosten von Investitionen in Übertragungs- und Verteilernetzanlagen, intelligente Zähler, der Kosten für Wartung und Reparatur des bestehenden Netzes, des täglichen Betriebs von Netzdienstleistungen sowie der Kosten der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber. Zu den Kosten, die durch Netztarife gedeckt werden können, gehören Investitionsausgaben im Zusammenhang mit Infrastrukturinvestitionen ("CapEx"), Betriebskosten im Zusammenhang mit dem täglichen Netzmanagement ("OpEx"), die Vergütung der Netzbetreiber, Kosten für Netzverluste, Kosten für Systemausgleich und Hilfsdienste, Kosten für das Engpassmanagement usw.

Die Gestaltung von Netztarifen ist komplex; die Netztarife müssen die unterschiedlichen Systembedürfnisse ausgleichen und gleichzeitig kosteneffiziente mehrjährige Netzinvestitionsentscheidungen fördern und starke Anreize dafür schaffen, die Gesamtbetriebskosten des Systems unter Kontrolle zu halten. Sie werden jeweils für einen Regulierungszeitraum (in der Regel vier bis fünf Jahre) festgelegt, in dem die nationale Regulierungsbehörde die Höhe der Tarifvergütung (d. h. die zulässigen Einnahmen der Netzbetreiber) und die Tarifmethoden festlegt, die die Anreize für die Netzbetreiber und die Aufteilung der Gesamtkosten auf die Netznutzer in Form von Netzentgelten bestimmen. Dieser Regulierungszyklus sorgt für Stabilität, während häufig Anpassungen zur Mitte des Zeitraums oder jährliche Revisionen genutzt werden, um sicherzustellen, dass die zulässigen Einnahmen der Netzbetreiber und die Höhe der Netzentgelte mit den notwendigen Maßnahmen der Netzbetreiber zur Bewältigung etwaiger Änderungen der Umstände im Einklang stehen.

III. Rechtlicher Rahmen

a. Unabhängige nationale Regulierungsbehörden sind zuständig

Nach EU-Recht fällt die Gestaltung der Netztarife in die Zuständigkeit der unabhängigen nationalen Regulierungsbehörden ⁸. Die nationalen Regulierungsbehörden sind "dafür zuständig, anhand transparenter Kriterien die Übertragungs- oder Verteilungstarife oder die entsprechenden Methoden oder beides festzulegen oder zu genehmigen" ⁹. Die Mitgliedstaaten sind verpflichtet, die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörde zu gewährleisten und dafür zu sorgen, dass sie ihre Befugnisse unparteiisch und transparent ausübt. Zu diesem Zweck muss die nationale Regulierungsbehörde rechtlich getrennt und funktional unabhängig von anderen öffentlichen und privaten Einrichtungen sein, unabhängig von Marktinteressen handeln und unabhängig von allen politischen Stellen selbstständige Entscheidungen treffen ¹⁰. Die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden von den nationalen Regierungen und Parlamenten bei der Ausübung ihrer Tarifbefugnisse wurde vom Gerichtshof der Europäischen Union (im Folgenden "Gerichtshof") geprüft und bestätigt.

Nach ständiger Rechtsprechung des Gerichtshofs treffen die nationalen Regulierungsbehörden ihre eigenen Entscheidungen autonom und ausschließlich im öffentlichen Interesse, um die Einhaltung der mit der Elektrizitätsverordnung ¹¹ und der Elektrizitätsrichtlinie ¹² verfolgten Ziele zu gewährleisten, ohne externen Weisungen anderer öffentlicher oder privater Stellen unterworfen zu sein.

Der Gerichtshof hat geurteilt, dass die Kernaufgabe der nationalen Regulierungsbehörden, die Tarifmethoden festzulegen und zu genehmigen, keinen externen Eingriffen unterliegen darf. Das Eingreifen der Regierung, des Parlaments, insbesondere in Form von Gesetzgebung, und anderer öffentlicher Stellen als nationalen Regulierungsbehörden beschränkt sich tatsächlich darauf, die in der Elektrizitätsrichtlinie und Elektrizitätsverordnung festgelegten allgemeinen Grundsätze zu bekräftigen und allgemeine politische Leitlinien festzulegen, soweit sie sich nicht auf den in der Elektrizitätsrichtlinie festgelegten Katalog der Kernkompetenzen der nationalen Regulierungsbehörden beziehen. Dies wurde in Urteilen in Bezug auf Deutschland im Jahr 2021 ¹³, Belgien ¹⁴ und die Slowakei im Jahr 2020 ¹⁵ dargelegt.

Der Gerichtshof hat ferner entschieden, dass die Regierung die Leitung der nationalen Regulierungsbehörde aufgrund von Meinungsverschiedenheiten über den Inhalt der Tarifmethode weder ernennen noch abberufen kann ¹⁶.

Zudem ist es wichtig, darauf hinzuweisen, dass die Festlegung von Tarifen eine komplexe Aufgabe ist, und es ist von entscheidender Bedeutung, dass die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die nationale Regulierungsbehörde mit angemessenen Ressourcen ausgestattet ist. Gemäß der Elektrizitätsrichtlinie muss der Mitgliedstaat sicherstellen, dass die nationale Regulierungsbehörde mit "mit allen personellen und finanziellen Ressourcen ausgestattet wird, die sie benötigt" ¹⁷, um ihre Aufgaben hinsichtlich der Festlegung der Tarife ordnungsgemäß und im Einklang mit den EU-Rechtsvorschriften erfüllen zu können. In einigen Mitgliedstaaten schlagen die Netzbetreiber ihren Tarif selbst vor, und es ist möglich, dass die nationalen Regulierungsbehörden nicht über die erforderlichen Ressourcen verfügen, um die Einzelheiten vollständig abzufragen und die Methoden zu verbessern.

Dies ist eine Frage, die alle Mitgliedstaaten auf nationaler Ebene prüfen sollten, während die Kommission sicherstellen wird, dass die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden bei der Festlegung von Netztarifmethoden nach nationalem Recht angemessen geschützt und gewahrt wird.

b. Grundsätze für die Netztarifgestaltung

Wie oben dargelegt, ist die nationale Regulierungsbehörde für die Festlegung der Tarifregelung zuständig. Dafür bestehen jedoch Grenzen in den EU-Rechtsvorschriften. Die Grundsätze für die Entwicklung der Netztarife sind in der Elektrizitätsverordnung festgelegt, einschließlich ihrer späteren Änderungen im Paket zur Reform der Gestaltung des Strommarkts ¹⁸. Ein in Artikel 18 der Elektrizitätsverordnung verankerter Grundsatz besteht darin, dass die Netzentgelte kostenorientiert sein und eine effiziente Nutzung des bestehenden Netzes fördern sollten, indem Preissignale für die Netznutzer gesetzt werden, damit diese ihr Verhalten anpassen. Gemäß der Verordnung müssen die Netzentgelte "kostenorientiert und transparent sein, der Notwendigkeit der Netzsicherheit und der Flexibilität Rechnung tragen und die tatsächlichen Kosten ... zum Ausdruck bringen ...". Darüber hinaus sollte die Tarifregelung zur "Gesamteffizienz des Netzes" beitragen, "Preissignale für Kunden und Erzeuger" und "standortbezogene Preissignale auf Unionsebene" senden und "dem Umfang der verursachten Netzverluste und Engpässe und den Kosten von Investitionen in die Infrastruktur Rechnung" tragen ¹⁹.

Zusätzliche Grundsätze für die Tarifgestaltung machen zudem deutlich, dass die gesetzgebenden Organe erkannt haben, dass zunehmend Anreize erforderlich sind, um die Flexibilität und Reaktionsfähigkeit des Verhaltens der Netznutzer zu erhöhen. Beispielsweise sieht Artikel 18 Absatz 2 der Elektrizitätsverordnung vor, angemessene kurz- und langfristige Anreize zu bieten, darunter vorgezogene Investitionen ²⁰, um die Integration erneuerbarer Energien, Flexibilität, Optimierungslösungen für bestehende Netze und Laststeuerung zu fördern und einen Beitrag zu den Zielen der nationalen Energie- und Klimapläne zu leisten.

Um die nationalen Regulierungsbehörden bei der nationalen Gestaltung der Tarifregelung zu unterstützen und die Risiken einer Marktfragmentierung zu mindern, erstellt die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) alle zwei Jahre einen Bericht über die Methoden der Tarife für die Übertragung und Verteilung. Der jüngste Bericht wurde am 26. März 2025 veröffentlicht ²¹ und enthält bewährte Verfahren und Empfehlungen für die nationalen Regulierungsbehörden. Die nationalen Regulierungsbehörden sollten diese Berichte bei ihrer Arbeit beachten und dabei auch nationale Besonderheiten berücksichtigen. Diese Leitlinien stützen sich daher auch auf die Anmerkungen der ACER.

Nach den Rechtsvorschriften müssen die Netzentgelte transparent sein, der Notwendigkeit der Netzsicherheit und Flexibilität Rechnung tragen und die tatsächlichen Kosten insofern widerspiegeln, als sie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, und ohne Diskriminierung angewandt werden. Die Entgelte dürfen keine damit nicht zusammenhängenden Kosten zur Unterstützung damit nicht zusammenhängender politischer Ziele umfassen ²².

Traditionell waren die Tarifregelungen für Stromnetze im Rahmen behördlicher Preiskontrollen zwischen CapEx und OpEx aufgeteilt, wobei der Schwerpunkt eindeutig auf CapEx-Investitionen in die Infrastruktur lag, die in der Regel über eine bestimmte erwartete Kapitalrendite reguliert werden. Dieser Ansatz muss jedoch zur Anpassung an die übergeordnete Strategie der Dekarbonisierung und der verstärkten Elektrifizierung sowie an die Dezentralisierung der Energieerzeugung aktualisiert werden. Artikel 18 der Elektrizitätsverordnung wurde 2024 geändert, um dem Rechnung zu tragen. Die Verordnung sieht nun einen Gesamtausgaben-Ansatz ("TotEx") vor, und die Tarife sollten "die Fixkosten der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber wider[spiegeln] und sowohl Kapitalals auch Betriebskosten [berücksichtigen], einschließlich antizipatorischer Investitionen, um sowohl kurzfristig als auch langfristig angemessene Anreize für Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber zu setzen und so die Effizienz einschließlich der Energieeffizienz zu steigern". So sollten die Tarifmethoden eine ganzheitliche Denkweise über Systembedürfnisse und die effizientesten Lösungen, um diesen Bedürfnissen nachzukommen, fördern ²³. Dieser Ansatz kann es den nationalen Regulierungsbehörden ermöglichen, Anreize für Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), Verteilernetzbetreiber (VNB) und Marktteilnehmer dafür zu schaffen, in kosteneffiziente Systeme zu investieren, die Flexibilität und die optimale Nutzung des Netzes ermöglichen, anstatt in einen traditionelleren Ansatz für den Netzausbau zu investieren ²⁴.

Darüber hinaus zielt Artikel 6a der Elektrizitätsrichtlinie ²⁵ darauf ab, der Herausforderung der knappen Netzkapazität zu begegnen, mit der viele Mitgliedstaaten konfrontiert sind ²⁶. In einigen Mitgliedstaaten ist es, sobald das Netz eine bestimmte Menge an angeschlossener Kapazität erreicht hat, nicht möglich, weitere Kapazität anzuschließen, es sei denn, die Netznutzer akzeptieren es, ihr Verhalten systemfreundlich anzupassen und so die lokale Anschlusskapazität zu erhöhen. Unter diesen Umständen könnten Speicher- und Nachfrageflexibilität genutzt werden, um den Druck auf das Netz zu verringern, indem der Verbrauch der lokalen Erzeugung zu Zeiten und an Orten erhöht wird, an denen das lokale Netz stark überlastet ist, und indem Strom außerhalb der Netzspitzen und bei verfügbarer Netzkapazität bereitgestellt wird.

In Artikel 6a ist daher festgelegt, dass die nationale Regulierungsbehörde einen Rahmen für ÜNB und VNB erarbeiten sollte, um in Gebieten, in denen begrenzte oder keine Netzkapazitäten für neue Anschlüsse verfügbar sind, die Möglichkeit nicht fester ²⁷, flexibler Netzanschlussverträge anzubieten. Ziel ist es, die Betriebssicherheit mit der Notwendigkeit in Einklang zu bringen, Anschlussmöglichkeiten für neue Netznutzer zu ermöglichen, was für ein überlastetes Netz von Vorteil ist. Die Praxis, nicht feste Anschlüsse anzubieten, gibt es bereits in einigen Mitgliedstaaten, doch jetzt wird sie in der gesamten EU umfassend vorgeschrieben. Diese Praxis sollte einen notwendigen Netzausbau nicht verzögern, und in Artikel 6a heißt es weiter, dass die Umstellung auf feste Anschlüsse auf der Grundlage festgelegter Kriterien sichergestellt werden sollte, sobald das Netz ausgebaut ist. In Gebieten, in Bezug auf die die nationale Regulierungsbehörde oder eine andere zuständige Behörde zu dem Schluss gelangt ist, dass ein Netzausbau nicht die kosteneffizienteste Lösung wäre, sollte die Möglichkeit bestehen, flexible Netzanschlussverträge als dauerhafte Lösung, auch für die Energiespeicherung, vorzusehen. Da diese Arten von Netzanschlussverträgen keinen uneingeschränkten Netzzugang bieten, sollten die Netzentgelte, die den Nutzern mit solchen Anschlüssen berechnet werden, dies widerspiegeln.

Um der sich verändernden Rolle der Verteilernetze Rechnung zu tragen - die meisten neuen Erzeugungsprojekte im Bereich der erneuerbaren Energien werden auf der Ebene der Verteilung angeschlossen -, ist in der Verordnung festgelegt, dass die Netzentgelte nicht zwischen den auf Ebene der Verteilung angeschlossenen Erzeugungsanlagen und den auf Ebene der Übertragung angeschlossenen Erzeugungsanlagen unterscheiden dürfen. Da die Verordnung (EU) Nr. 838/2010 der Kommission Obergrenzen für Netzentgelte enthält, die von Erzeugern auf Ebene der Übertragung erhoben werden können, ist es sinnvoll klarzustellen, wie diese Verordnungen zusammen zu verstehen sind. Angesichts des Grundsatzes der Nichtdiskriminierung in der Elektrizitätsverordnung ist die Kommission der Ansicht, dass die in der Verordnung (EU) Nr. 838/2010 festgelegten Spannen der Ausgangspunkt für die Berechnung der Netzentgelte sein sollten, die den Erzeugern auf der Ebene der Verteilung berechnet werden. Angesichts des Grundsatzes der Kostenorientierung bedeutet dies jedoch nicht, dass sie genau gleich sein müssen. Unterschiede bei den Entgelten könnten durch geringere oder zusätzliche Systemkosten gerechtfertigt sein, die sich aus dem Anschluss auf Ebene der Verteilung ergeben können.

IV. Der Weg zu einer effizienteren Netztarifgestaltung

Die europäischen Energiesysteme durchlaufen derzeit einen Paradigmenwechsel. In der Vergangenheit deckte eine große, zentralisierte regelbare Erzeugung die Nachfrage nach vorhersehbaren Lasten. Das Stromsystem weist jedoch jetzt einen größeren Anteil an dezentralem und fluktuierendem Strom aus erneuerbaren Energiequellen auf, und die Stromnachfrage wird voraussichtlich steigen ²⁸, wenn neue Wirtschaftszweige dekarbonisiert und elektrifiziert werden. Das Stromnetz durchläuft auch Veränderungen der Stromflüsse, die auf eine hohe Konzentration von Energie aus erneuerbaren Quellen in bestimmten Netzbereichen und eine verstärkte dezentrale Erzeugung auf Haushaltsebene (z.B. Solardachanlagen) zurückzuführen sind. In diesem Zusammenhang verändert sich auch die Rolle des Stromnetzes und der zugrunde liegenden Entgelte. Netztarife können einen Einfluss auf die Lenkung von Investitionen sowie auf das Verhalten der bereits an das Netz angeschlossenen Nutzer haben; Tarife können die Flexibilität fördern oder behindern, die erforderlich ist, um die Systemkosten so gering wie möglich zu halten. So sind Netzgebühren zwar in erster Linie auf die Kostendeckung ausgerichtet, können aber auch sowohl für Netzbetreiber als auch für Nutzer einen erheblichen Anreiz darstellen, bestimmte Ziele zu erreichen.

Was die standortbezogenen Preissignale betrifft, so hat die zunehmende dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren und anderen Quellen Auswirkungen auf die Gesamtsystemkosten, insbesondere auf der Ebene der Verteilung ²⁹. Daher kann eine intelligentere Gestaltung der Netztarife mit geeigneten Anreizen dazu beitragen, Investitionen in die lastnähere Erzeugung (und umgekehrt) zu lenken oder in den Fällen, in denen die Netzkapazität bereits vorhanden ist (z.B. an Orten, an denen mit fossilen Brennstoffen betriebene Kraftwerke stillgelegt werden oder eine frühere große industrielle Nachfrage bestand), eine netzfreundliche Netznutzung zu gewährleisten und somit - im Laufe der Zeit - dazu beizutragen, kostspielige Netzengpässe zu reduzieren, den Gesamtinvestitionsbedarf zu verringern und die Netzkosten für alle Nutzer zu minimieren. Sie kann auch dazu beitragen, Investitionen in nichtfossile Flexibilitätsmöglichkeiten wie Speicherung und Laststeuerung zu lenken, um diese Flexibilitätsmöglichkeiten beispielsweise in der Nähe von Gebieten anzusiedeln, die durch eine erhebliche variable Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen gekennzeichnet sind. Zusammen mit anderen Maßnahmen können standortbezogene Signale bei der Netztarifgestaltung die standortbezogenen Investitionssignale für die Netznutzer stärken und somit die Kosteneffizienz insgesamt verbessern.

In einem System mit zunehmendem Flexibilitätsbedarf muss der Grundsatz der Kostenorientierung dies widerspiegeln, um sicherzustellen, dass die Aufteilung der Netzkosten auf die Netznutzer auf gerechte Weise dem Umfang entspricht, in dem sie Kosten für das System verursachen oder das System unterstützen. Andernfalls laufen die nationalen Regulierungsbehörden Gefahr, die tatsächlichen Kosten, die Nutzer für das Netz verursachen, nicht korrekt zu berücksichtigen, was dazu führen würde, dass diese Netzkosten anderen in Rechnung gestellt werden. Zur Veranschaulichung: Im Vergleich zu den heutigen Zahlen werden sich die Flexibilitätsanforderungen bis 2030 mehr als verdoppeln und bis 2050 siebenmal so hoch sein ³⁰. Ein Schlüsselbereich, in dem Netztarife eine unschätzbare Rolle spielen können, ist die Senkung der Spitzennachfrage. Die Stromnetze sind in der Regel so dimensioniert, dass sie Spitzenlasten decken, und alle Anreize für Energieverbraucher zur Senkung der Spitzenlast durch Netzentgelte führen zu einer Verringerung der Investitionen in das Energiesystem für die Deckung der Spitzenlasten.

Neben der Energiekomponente der Stromrechnung können Netztarife Anreize für eine Anpassung des Verhaltens bei der Netznutzung bieten. Kapazitätsentgelte und dynamische Tarife (Energie und Netztarif) können Verhaltensänderungen fördern, um die Nutzung auf Zeiten außerhalb der Spitzenzeiten zu verlagern, in denen erhebliche Kapazitäten zur Verfügung stehen ³¹. Daher können dynamische Tarife dazu beitragen, den Flexibilitätsbedarf zu decken und somit den Bedarf an anderen kostspieligen Maßnahmen wie der Beschaffung von Flexibilitätsleistungen zu begrenzen ³². Sie können dazu beitragen, den Netzausbaubedarf und damit die Netzentgelte, die die Verbraucher über ihre Stromrechnungen zahlen, teilweise zu senken und gleichzeitig den Rechnungsbetrag für Verbraucher direkt zu reduzieren, die in der Lage sind, ihre Stromnutzung flexibler zu gestalten.

Eine entscheidende Erwägung für die nationalen Regulierungsbehörden ist die Komplexität der Gestaltung. Die Tarifmethoden müssen Anreize für ein Verhalten zur Senkung der Systemkosten schaffen, aber für die Verbraucher auch ausreichend verständlich und vorhersehbar sein, damit sie auf Preissignale reagieren können. Je nach Profil der Netznutzer ist die Reaktionsfähigkeit möglicherweise nicht bei allen Netznutzern gleich, aber im Zuge einer weiteren Verbreitung von elektrifizierten Ressourcen (z.B. Batterien, elektrischer Heizung und Elektrofahrzeugen), der Einführung intelligenter Messsysteme und Automatisierungsfunktionen, die durch einen robusten Aggregatorrahmen ermöglicht werden, wird erwartet, dass die Fähigkeit der Netznutzer, auf Preissignale zu reagieren, mit der Zeit erheblich zunehmen wird. In Bezug auf neue Technologien und Netznutzer - wie Elektrofahrzeuge und Energiegemeinschaften - enthält der ACER-Bericht 2025 ³³ ausführlichere Angaben zu möglichen Konzepten für die Tarifgestaltung in diesem Bereich und Beispiele für die Praxis in den Mitgliedstaaten.

Die mangelnde Fähigkeit, auf Preissignale zu reagieren (z.B. fehlende intelligente Zähler), ist ein Hindernis dafür, alle Vorteile einer effizienteren Tarifregelung zu nutzen, und erfordert daher ein ausgewogenes und umfassendes Konzept für das Änderungsmanagement. Die Tarifmethoden sollten gegebenenfalls bestehenden Einschränkungen bezüglich dieser Fähigkeit Rechnung tragen und die Möglichkeit von "Opt-ins" für bestimmte Elemente oder einen schrittweisen Übergang im Laufe der Zeit vorsehen, die allen Nutzern gut vermittelt wird und ihnen die Möglichkeit gibt, sich anzupassen. Nicht zuletzt sind vorhersehbare Netztarife, bei denen das Preisniveau und/oder Spitzenzeiten oder die Methode zu ihrer Festlegung vorab und mit ausreichender Vorlaufzeit transparent sind, wichtig, um das Potenzial der Flexibilität der Verbraucher voll auszuschöpfen.

Was intelligente Zähler angeht, so ist ihre Einführung zwar ein Schlüsselfaktor für eine Änderung des Verbraucherverhaltens, sie ist jedoch nicht die einzige Voraussetzung, um das Potenzial einer dynamischeren und kostenorientierten Tarifgestaltung voll auszuschöpfen. Auf technischer Ebene ist die Digitalisierung des Netzes ebenfalls von entscheidender Bedeutung, um seine Effizienz zu steigern und die Anpassungsfähigkeit entsprechend den Auswirkungen der sich verändernden Erzeugungs- und Verbrauchsmuster auf das Netz zu ermöglichen. Zu diesem Zweck kann eine anreizbasierte Regulierung Anreize für Netzbetreiber schaffen, die wichtigsten notwendigen Änderungen durchzuführen.

In Bezug auf die nachfrageseitige Aggregierung sollte der Aggregatorrahmen in den Mitgliedstaaten vollständig umgesetzt werden, um das Marktpotenzial voll auszuschöpfen. Aggregatoren, die zugunsten der Verbraucher arbeiten, können die wahrgenommene Komplexität für die Verbraucher verringern. Ihr Geschäftsmodell kann die schnellere Einführung automatisierter und flexibler Lösungen fördern, um die kosteneffizienteste Nutzung des Netzes zu ermöglichen, ohne die Verbraucher übermäßig zu belasten.

Und schließlich finden Änderungen an der Gestaltung der Netztarifmethoden in einem breiteren politischen Kontext statt, in dem die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie und die Dekarbonisierung angesichts des zunehmenden globalen Wettbewerbs Vorrang haben. Bei der Entwicklung der Tarifgestaltung sollte daher dem jeweiligen Ausgangspunkt der betroffenen Wirtschaftssektoren Rechnung getragen, die Nutzung sauberer Energie unterstützt und für ein geeignetes Anreizsystem gesorgt werden, um Verhaltensänderungen zu fördern und gleichzeitig übermäßige Kosten zu vermeiden.

V. Erwarteter Nutzen

Der von einer solchen Veränderung zu erwartende Gesamtnutzen ist enorm: geringere Kosten für das Netzmanagement, Verringerung ineffizienter Engpässe, gegebenenfalls verbesserte Fähigkeit zur Aufnahme größerer Anteile erneuerbarer Energien und ein allgemein geringerer Netzausbaubedarf.

In einem kürzlich von der niederländischen Regierung veröffentlichten Bericht beispielsweise wird der Gesamtinvestitionsbedarf für Strom bis 2040 in den Niederlanden auf 195 Mrd. EUR geschätzt, doch vor allem zeigt die Analyse auch, dass eine bessere Nutzung des Netzes die kumulierten Investitionen allein für die Niederlande um bis zu 22,5 Mrd. EUR senken könnte ³⁴. Ähnliche Effekte wurden in anderen Mitgliedstaaten aufgezeigt, in denen stärker kostenorientierte Netzentgelte den Spitzenlastverbrauch und damit die Notwendigkeit eines Ausbaus des Stromnetzes erheblich verringert haben.

In einer Studie, die sich auf Deutschland konzentrierte, modellierte Agora Energiewende, wie durch dynamische Tarife, einschließlich dynamischer Netzentgelte, die nachfrageseitige Flexibilität der Haushalte wirksam aktiviert werden kann ³⁵. In der Studie wurde festgestellt, dass das Potenzial besteht, im Jahr 2035 mehr als 100 TWh Last zu verlagern und damit den Bedürfnissen der Haushalte gerecht zu werden. Dies macht mehr als 10 % des gesamten jährlichen Stromverbrauchs aus, was etwa der Hälfte des Stromverbrauchs der privaten Haushalte entspricht, und übertrifft frühere Erwartungen hinsichtlich des verfügbaren nachfrageseitigen Flexibilitätspotenzials. In der Studie wurde auch festgestellt, dass durch die Entlastung des Niederspannungsnetzes und den damit verbundenen geringeren Ausbaubedarf die Mehrkosten für den Netzausbau infolge der Integration flexibler Nachfrage (Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Speicherung in privaten Haushalten) von 10,5 Mrd. EUR auf 5,8 Mrd. EUR fast halbiert werden können. Alle Stromkunden wiederum profitieren von geringeren Netzkosten, insbesondere diejenigen, die zur Unterstützung der Systemintegration beitragen.

Die Vorteile einer Aktivierung der nachfrageseitigen Flexibilität können zusätzlich zu einem geringeren Netzausbaubedarf zu erheblichen weiteren Einsparungen führen. In derselben Studie von Agora Energiewende wurde festgestellt, dass die Nutzung von nachfrageseitiger Flexibilität in Deutschland neunmal billiger ist als Alternativen auf der Seite der Erzeugung. Bei intelligenter Nutzung des Flexibilitätspotenzials von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und Haushaltsenergiespeichern kann der Flexibilitätsbedarf auf der Seite der Erzeugung aus Quellen wie Gaskraftwerken und Großbatterien erheblich verringert werden; dabei werden für Deutschland bis 2035 Einsparungen in Höhe von 5,4 Mrd. EUR erzielt.

Eine Analyse der erwarteten individuellen Vorteile von Tarifänderungen für Nutzerkategorien und Technologietypen wurde ebenfalls durchgeführt. Aus einem von SmartEN ³⁶ in Auftrag gegebenen Bericht geht hervor, dass die Wachstumsrate der aggregierten Spitzenlast (und damit des erforderlichen Netzausbaus) selbst bei steigenden Elektrifizierungsraten umso langsamer zunimmt, je kostenorientierter ein Netztarif ist. Wenn man von einem hohen Niveau der Einführung von Elektrofahrzeugen ausgeht, kann eine zukunftssichere Tarifgestaltung unterschiedliche Vorteile auf unterschiedlichen Ebenen mit sich bringen, die der vorliegenden Studie zufolge den Anstieg der Spitzenlast (und die entsprechende Dimensionierung des Netzes) mithilfe eines dynamischen volumetrischen Tarifs um 23,7 % verringern könnten, d. h. je intelligenter der Tarif, desto größer der Vorteil ³⁷.

VI. Individuelle Gestaltungselemente

a. Zusammenspiel von Übertragungs- und Verteilungsentgelten

Bei Stromnetzen werden Übertragungs- und Verteilungsentgelte erhoben, und der Anteil der Verteilungsentgelte an den Gesamtkosten ist in der Regel deutlich höher als der Anteil der Übertragungsentgelte. Im Jahr 2023 beliefen sich beispielsweise die Übertragungsnetzentgelte in der EU insgesamt auf rund 20 Mrd. EUR und die Verteilernetzentgelte auf rund 60 Mrd. EUR ³⁸. Es ist von entscheidender Bedeutung, alle Kosten zu erfassen, und die Praxis der Kostenkaskaden wird in allen EU-Mitgliedstaaten auf Top-down-Basis angewandt, d. h. von höheren hin zu niedrigeren Spannungen. Kostenkaskaden bedeuten, dass die Netznutzer die Kosten für die Spannungsebene ihres Anschlusses und die Kosten für andere Spannungsebenen, die sie möglicherweise nutzen, tragen. Dies erklärt, warum die Verteilungsentgelte höher sind, da die Verteilerkunden für das Netz, an das sie angeschlossen sind (Verteilernetze sind in der Regel länger und dichter), und für Netze mit höherer Spannung, die in das Verteilernetz einspeisen, bezahlen. Übertragungskosten können auf der Rechnung des Kunden ausdrücklich als Übertragungsentgelt ausgewiesen werden oder implizit in dem Verteilungsentgelt einbezogen sein.

Dieses Modell ist zwar logisch für Stromnetze, bei denen Strom von Stromerzeugern mit höherer Spannung zu den Verbrauchern in Niederspannungsnetzen geleitet wurde, ist jedoch weniger an eine neue Realität angepasst, in der mehr Erzeuger auf der Verteilungsebene angeschlossen sind ³⁹. Bereits im Jahr 2016 ergab eine Analyse der Kommission, dass zwischen 60 % und 90 %der neuen Anschlüsse in der EU auf Verteilungsebene erfolgten ⁴⁰, und in einer Studie von Eurelectric aus dem Jahr 2024 ⁴¹ wurde geschätzt, dass bis zum Jahr 2030 voraussichtlich 70 % der Erzeuger erneuerbarer Energien an Verteilernetze angeschlossen sein werden. Gleichzeitig ist es aufgrund der Konzentration großer Anlagen für erneuerbare Energien in Gebieten mit hohen Ressourcen notwendig, das Übertragungsnetz auszubauen, um den erzeugten Strom zu Verbrauchern in anderen Gebieten zu leiten. Dieser komplexe Trend muss durch die nationalen Regulierungsbehörden vor dem Hintergrund der Kostenorientierung sorgfältig geprüft werden. Die nationalen Regulierungsbehörden sollten möglicherweise eine Änderung der Art und Weise in Erwägung ziehen, wie sie den Grundsatz der Kostenkaskade unter den sich ändernden Umständen anwenden, wenn immer mehr Erzeuger an das Verteilernetz angeschlossen sind. Die nationalen Regulierungsbehörden sollten sich bei der Entwicklung neuer Ansätze für diesen Trend abstimmen.

Auch wenn eine Kostenkaskade nach wie vor gerechtfertigt sein mag, könnte ein differenzierter Ansatz die Kostenorientierung besser gewährleisten, da immer mehr Erzeugungsanlagen an die Verteilernetze, auch die Niederspannungsverteilernetze, angeschlossen werden. Die nationalen Regulierungsbehörden sollten daher die sich ändernden Erzeugungs-/Verbrauchsprofile auf Verteilungsebene berücksichtigen, wenn sie Kostenkaskaden anwenden.

b. Verringerung der Spitzenlast durch Kapazitätsentgelte

Die Netzentgelte sind in den einzelnen Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich gestaltet, und in vielen Fällen wenden die Mitgliedstaaten eine Kombination von Methoden an. In der EU basieren die Netzentgelte in der Regel auf volumetrischen Netztarifen (EUR/kWh), kapazitätsbasierten Netztarifen (EUR/kW), festen Netztarifen (EUR/Jahr) oder auf einer Kombination aller drei Netztarife. Für die nationalen Regulierungsbehörden, die nationale Tarifmethoden entwickeln, wird im Bericht der ACER über bewährte Verfahren empfohlen, die wichtigsten Faktoren für Netzkosten zu ermitteln und Entgelte festzulegen, die mit diesen Kostentreibern korrelieren.

Im sich wandelnden Kontext der Energiewende ist in einigen Mitgliedstaaten eine zunehmende Diskrepanz zwischen den einfachen volumetrischen Netzentgelten (EUR/kWh) und den diesen Kosten zugrunde liegenden Faktoren festzustellen. In einer aktuellen SmartEN-Studie ⁴² wird hervorgehoben, dass diese Diskrepanz insbesondere zunehmende Verbreitung von Solardachanlagen immer deutlicher wird, da die Solarstromerzeugung häufig nicht mit der aggregierten Spitzennachfrage übereinstimmt. So würde z.B. an einem Winterabend in Nordeuropa, wenn eine Spitzennachfrage auftritt, mit Fotovoltaik kein Strom erzeugt, sodass die Kosten, die den Netzbetreibern für die Dimensionierung des Systems auf diese Spitzenlast entstehen, nicht gedeckt werden. Ein dem Tarif hinzugefügtes relevantes Kapazitätselement kann daher den individuellen Beitrag zum Gesamtspitzenbedarf des Systems besser widerspiegeln. Kapazitätsentgelte können in solchen Fällen und in Kombination mit einem nutzungszeitabhängigen Energieelement ein nützliches Instrument sein, um den Verbrauchern Anreize zu bieten, ihre Spitzenlast zu verringern, insbesondere in Zeiten, in denen das Netz zu überlasten droht, wodurch die damit verbundenen Netzausbaukosten begrenzt werden könnten. Der Erfolg solcher Maßnahmen hängt von der Einführung intelligenter Zähler in den Mitgliedstaaten ab. Mit der Einführung intelligenter Zähler sollten flexiblere Netztarifsysteme so weiterentwickelt werden, dass die Nutzer einen Anreiz erhalten, ihre Anschlusskapazität besser zu verwalten, ohne dass sie übermäßig benachteiligt werden.

Um die Kosten der Netzerweiterung auf das erforderliche Niveau zu senken, sollten die nationalen Regulierungsbehörden die Tarifgestaltung nutzen, um Anreize für die Senkung des Spitzenlastverbrauchs zu schaffen, unter anderem durch Aufnahme eines Kapazitätselements in die Tarifstruktur, das die Spitzenlast widerspiegelt, kombiniert mit einem nutzungszeitabhängigen Energieelement, insbesondere zu Zeiten, in denen das Risiko einer Sättigung des Netzes besteht.

c. Nutzungszeitelemente

Das Hinzufügen eines Nutzungszeitelements zu den volumetrischen Energieentgelten erhöht die Kostenorientierung, da dadurch Anreize für die Nutzer geschaffen werden, Strom in einer Weise zu erzeugen oder zu verbrauchen, die Netzspitzen senkt und das Potenzial erneuerbarer Energien, wenn sie reichlich verfügbar sind, voll ausschöpft. Traditionell waren die Netztarife entweder statisch mit dem gleichen Preis für alle Tageszeiten oder umfassten eine grundlegende zeitliche Differenzierung mit höheren Tagestarifen und niedrigeren Nachttarifen. Mit der Einführung intelligenter Zähler können die Nutzungszeitelemente heute weitaus komplexer sein und die Echtzeitnutzung des Netzes widerspiegeln. Die Verlagerung der Nutzung weg von den Spitzenzeiten verringert den Investitionsbedarf im gesamten Netz, da die Nutzung zu Spitzenzeiten häufig ein Kostentreiber für neue Investitionen ist. Darüber hinaus sollten Netztarife auch den Verbrauch zu Spitzenzeiten der Erzeugung aus erneuerbaren Energien fördern, wenn die Nachfrage flexibel ist, z.B. bei der Aufladung von Batteriespeichern oder dem Laden von Elektrofahrzeugen.

Angesichts der erwarteten hohen zusätzlichen Verbreitungsraten von dezentraler Erzeugung und Nachfrage (z.B. Elektrofahrzeuge und elektrische Heizung) sind nutzungszeit- und standortbezogene Anreize nicht nur von entscheidender Bedeutung, um den Netznutzern Anreize zur Anpassung ihres Verhaltens zu bieten, sondern auch um Hindernisse zu beseitigen, die Elektrifizierung voranzutreiben und die Gesamtenergiekosten zu senken. Die weitverbreitete Einführung intelligenter Zähler ist eine grundlegende Voraussetzung für die Erschließung des Flexibilitätspotenzials von Nutzungszeittarifen und sollte, wenn die Einführung hinterherhinkt ⁴⁵, dringend angegangen werden, um das Stromnetz zukunftssicher zu machen.

Die zentrale Rolle dynamischer Nutzungszeittarife wurde von Agora Energiewende in einer Studie analysiert, die sich auf das Flexibilitätspotenzial auf der Ebene privater Haushalte in Deutschland konzentrierte ⁴⁶. In dieser Studie wurde festgestellt, dass die Nutzung dynamischer Nutzungszeit-Netztarife die Netzausbaukosten auf Niederspannungsebene um rund 50 % senken kann, im Vergleich zu dem Fall, in dem keine Preissignale auf Netzebene gegeben werden und die Flexibilität nur auf das Marktpreissignal reagiert. Darüber hinaus wurde festgestellt, dass Haushalte mit dynamischen Tarifen langfristig 600 EUR pro Jahr einsparen könnten. Diese erheblichen finanziellen Einsparungen implizieren auch niedrigere Stromkosten für alle Verbraucher, wenn dynamische Nutzungszeittarife in großem Umfang genutzt werden.

Darüber hinaus werden mit der Einführung von Elektrofahrzeugen die Vorteile einer flexiblen Netznutzung deutlicher. SmartEN ⁴⁷ stellte fest, dass die Kosten für das Laden von Elektrofahrzeugen bei einem nicht kostenorientierten Tarif um bis zu 30 % höher waren als bei den stärker kostenorientierten Netztarifen; dies zeigt, wie die Tarife Hindernisse für den Einsatz von Elektrofahrzeugen beseitigen können. Die Vorteile intelligenter Ladesysteme wurden auch im Rahmen des "Regulatory Assistance Project" (RAP) untersucht, das im März 2025 einen Bericht ⁴⁸ mit einer Fallstudie der französischen Region Essonne veröffentlichte. Die erforderlichen Netzkapazitäten wurden unter Berücksichtigung einer geringen und hohen Flexibilität (auf der Grundlage von Nutzungszeit-Netzentgelten) und eines Szenarios mit 10 % bidirektionalem Laden modelliert. Die Studie ergab, dass die bis 2040 zu erwartenden jährlichen Kosten für den Netzausbau im Szenario mit hoher Flexibilität auf etwa 2,1 Mio. EUR pro Jahr gesenkt werden können, verglichen mit 2,8 Mio. EUR im Szenario mit geringer Flexibilität, was einer potenziellen Einsparung von 25 % pro Jahr entspricht.

Im Jahr 2023 berichtete die ACER, dass Nutzungszeitsignale auf Ebene der Verteilung häufiger verwendet werden als auf Ebene der Übertragung. Der Grad der Komplexität ist unterschiedlich, aber 21 von 28 Ländern erheben statische Nutzungszeitentgelte bei den Verteilungstarifen und etwa ein Drittel bei den Fernleitungsentgelten. Während eine weitergehende zeitliche und räumliche Differenzierung durch vollständig dynamische Tarife die Kostenorientierung der Tarife weiter erhöhen und Anreize für ein effizientes Netzverhalten schaffen könnte, müssen die nationalen Regulierungsbehörden dies mit der Komplexität der Gestaltung, dem Niveau der Einführung intelligenter Zähler in einem bestimmten Land und dem Zusammenspiel mit dynamischen Endkundenpreisen in Einklang bringen. In dem Bericht aus dem Jahr 2025 ⁴⁹ gibt die ACER einen Überblick über die verschiedenen derzeitigen Gestaltungsformen von Nutzungszeittarifen in den Mitgliedstaaten, einschließlich einer detaillierten Analyse der verschiedenen Modelle sowie der Erwägungen, die die nationalen Regulierungsbehörden bei ihrer nationalen Gestaltung berücksichtigen sollten.

Die nationalen Regulierungsbehörden sollten Nutzungszeitelemente in die Tarifstrukturen aufnehmen, um die Kostenaufteilung an die Spitzenauslastung des Netzes zu koppeln und damit Anreize für eine effiziente Netznutzung zu schaffen. Für die zeitliche Differenzierung können unterschiedliche Ansätze verwendet werden, von einfacheren (z.B. Spitzenlast-/Schwachlastzeiten, Jahreszeiten, Wochentage/Wochenenden) bis hin zu komplexeren (d. h., wenn intelligente Zähler ein sehr dynamisches Nutzungszeitelement ermöglichen).

d. Standortelemente

Standortabhängig diversifizierte Netztarife können Anreize für ein effizientes Netzverhalten der Netznutzer in Situationen schaffen, in denen die Gesamtkosten des Netzbetriebs und der erforderliche Netzausbau auch durch einen Druck bedingt sind, der durch Einspeisungen/Entnahmen an bestimmten Netzstandorten verursacht wird. Dies gilt insbesondere für Mitgliedstaaten, die unter erheblichen internen Netzengpässen leiden.

Netztarife können unter solchen Umständen dazu beitragen, den Netznutzern bessere Anreize zur Anpassung ihres Verhaltens zu bieten, um dazu beizutragen, dass insgesamt weniger Engpässe entstehen. Standortsignale, die in Form von Einspeise- oder Entnahmeentgelten in die Netztarifmethoden integriert sind, können, wenn sie korrekt gestaltet sind, auch effizientere Dispatch-Entscheidungen unterstützen, insbesondere in großen Gebotszonen. Standortbezogene Anreize können auch in die Verbrauchertarife aufgenommen werden, mit Preisnachlässen für Verbraucher, die sich in Gebieten mit überschüssiger Erzeugung oder einer bestehenden robusten Netzinfrastruktur befinden. Dies kann mit anderen Arten von standortbezogenen Anreizen kombiniert werden.

Standortbezogene Aspekte können auch für die Netzentgelte relevant sein, die von Stromerzeugern für die Einspeisung erhoben werden. In mehr als 60 % der Mitgliedstaaten zahlen die Stromerzeuger derzeit entweder keine oder nur sehr niedrige Einspeiseentgelte. Laut der ACER ist der Anteil der von den Erzeugern zu zahlenden Netzentgelte in den meisten Mitgliedstaaten gering, nämlich 13,7 % für Übertragungsentgelte und 4,1 % für Verteilungsentgelte im Jahr 2023 in den Mitgliedstaaten, die von den Erzeugern Entgelte erheben ⁵². Der Spielraum für Einspeiseentgelte ist derzeit auch durch die in den EU-Rechtsvorschriften festgelegten Spannen begrenzt ⁵³. Dort, wo sie eingeführt werden, könnten diese Einspeiseentgelte beispielsweise in Form höherer Entgelte für Erzeuger in Gebieten mit einem Erzeugungsüberschuss und geringer Nachfrage sowie in Form von Rabatten für Erzeuger in Gebieten mit hoher Nachfrage und unzureichender Erzeugung angewandt werden. Solche Entgelte sollten jedoch so gestaltet sein, dass keine Diskriminierung gegenüber bestimmten Erzeugungsarten erfolgt ⁵⁴, und Synergien (z.B. die Elektrifizierung von Häfen und der Einsatz von Offshore-Anlagen mit erneuerbaren Energien) sollten berücksichtigt werden. Standortbezogene Anreize sind besonders in Gebieten relevant, in denen ein Netzausbau keine tragfähige oder kosteneffiziente Lösung darstellt, auch wenn die nationalen Regulierungsbehörden berücksichtigen sollten, dass dadurch die Notwendigkeit nicht entfällt, das Netz in Gebieten mit höherem Potenzial für erneuerbare Energien auszubauen.

Netztarife haben daher derzeit nur eine begrenzte Wirkung im Hinblick auf die Steuerung des Verhaltens und die Investitionsentscheidungen der Erzeuger. Bei Systemen mit internen Engpässen könnten die zuständigen nationalen Regulierungsbehörden in Erwägung ziehen, sich stärker auf Einspeiseentgelte zu stützen, um die Spitzenversorgung an bestimmten Orten, an denen das Netz besonders überlastet ist, zu verringern oder zeitlich zu verlagern und so die entsprechenden Investitionsanreize zu stärken und zu einem sichereren Netzbetrieb beizutragen. Sie könnten auch in Erwägung ziehen, sich - wie es in einigen Mitgliedstaaten der Fall ist - auf räumlich abgestufte Anschlussentgelte zu stützen, um Anreize für eine Standortwahl durch neue Netznutzer zu schaffen, die den Nutzen für das Energiesystem insgesamt besser widerspiegelt ⁵⁵.

Die nationalen Regulierungsbehörden sollten die Nutzung standortbezogener Preissignale in Netztarifen fördern, da diese Signale für eine sinnvollere Standortbestimmung für die erforderliche Erzeugung und den Verbrauch im Netz geben. Attraktive oder ermäßigte Tarife können den Verbrauch an Orten und zu Zeiten fördern, an bzw. in denen das Netz verfügbar und die Nachfrage geringer ist als die an diesem Netzstandort verfügbare Erzeugung. Darüber hinaus können Einspeiseentgelte ein nützlicher Weg sein, um Verhaltensanreize und Anreize für Investitionsentscheidungen der Erzeuger zu schaffen. Wenn Erzeuger mit Übertragungs- und Verteilernetzanschluss Einspeiseentgelte zahlen, sollten diese so gestaltet sein, dass sie Nutzungszeit- und Standortelemente beinhalten, um Engpässe zu verringern und Anreize für die effizienteste Nutzung der Netze zu schaffen. Dies könnte insbesondere dann relevant sein, wenn Netzmodernisierungen keine tragfähige oder kosteneffiziente Lösung sind.

e. Spezifische Berechnungsmethoden für bestimmte Nutzerkategorien

Einige nationale Regulierungsbehörden wenden auf bestimmte Arten von Nutzern, wie energieintensive Nutzer, Prosumenten, Energiegemeinschaften und andere Gruppen, spezifische Tarifregelungen und Berechnungsmethoden an. Solche spezifischen Tarifregelungen beruhen häufig auf Erwägungen der Erschwinglichkeit und Wettbewerbsfähigkeit der betreffenden Nutzerkategorien. Allerdings tragen solche Sonderregelungen nicht zu einer Senkung der Gesamtnetzkosten bei, sondern verlagern diese Kosten lediglich auf andere Nutzerkategorien.

Diese speziellen Tarifregelungen sind nach den einschlägigen Vorschriften nicht ausgeschlossen, müssen aber von der zuständigen nationalen Regulierungsbehörde vor dem Hintergrund des umfassenderen Grundsatzes der Kostenorientierung begründet werden. Beispielsweise stehen reine Mengenrabatte oder Ausnahmeregelungen für bestimmte Nutzer ohne jegliche Begründung möglicherweise nicht im Einklang mit dem Grundsatz der Kostenorientierung. Insbesondere wäre es wichtig, nachzuweisen, dass angesichts der Besonderheiten des betreffenden Netzes das Verbrauchsprofil der betreffenden Nutzerkategorie die Schlussfolgerung rechtfertigt, dass sie pro MWh verbrauchtem Strom weniger Kosten für das Netz verursachen. Darüber hinaus werden im Zuge der Weiterentwicklung der Tarifgestaltung alle Netznutzer Anreize erhalten, das System effizienter zu nutzen, was zu einer Senkung der Systemkosten führen wird, von der alle Nutzer profitieren werden.

Um einen Anreiz für Verhaltensänderungen bei den betreffenden Verbrauchergruppen aufrechtzuerhalten, wird der nationalen Regulierungsbehörde außerdem empfohlen, spezielle Tarifregelungen mit den notwendigen Bedingungen zur Rechtfertigung ihrer Kostenorientierung zu kombinieren, z.B. indem sie verlangt, dass die betreffenden Netznutzer ihr Verbrauchsprofil so weit wie möglich anpassen, um die Auswirkungen auf das Netz zu verringern. Tatsächlich können unter bestimmten Bedingungen bestimmte Arten von Nutzern aufgrund ihres Flexibilitätspotenzials (z.B. bidirektionales Laden, Energiegemeinschaften) zur Senkung der Gesamtsystemkosten beitragen. Netztarife können genutzt werden, um Anreize für ein netzfreundliches Verhalten dieser spezifischen Nutzer zu schaffen.

Bestimmten Gruppen von Netznutzern können besondere Tarifregelungen angeboten werden; die nationale Regulierungsbehörde sollte jedoch objektive Gründe dafür angeben, dass diese Netznutzer auf der Grundlage ihres Verbrauchsprofils geringere Auswirkungen auf die Gesamtkosten des Stromnetzes haben.

f. Speicherung

Die Energiespeicherung kann in zahlreichen Formen erfolgen und wird für den Betrieb eines dezentralen Stromsystems, das zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht, immer wichtiger. Sie kann Flexibilität, Stabilität und Sicherheit für das Stromsystem bieten und in einigen Fällen die Notwendigkeit eines teureren Netzausbaus verringern. Die Flexibilität spielt eine wesentlich wichtigere Rolle, wenn der Anteil erneuerbarer Energien erhöht wird ⁵⁸.

Es gibt viele Arten der Energiespeicherung, die unterschiedliche Dienstleistungen für das Stromnetz erbringen können. Die Anwendungsmöglichkeiten sind vielfältig und umfassen die Unterstützung der Erzeugung (z.B. Verringerung von Abregelungen, Systemunterstützung), Dienstleistungen für Übertragungs- und Verteilernetze (z.B. Verschiebung von Investitionen, Spannungsregelung), Hilfsdienste und Dienstleistungen zur Unterstützung des Verbrauchs hinter dem Zähler (z.B. Spitzenreduktion, Integration von Elektrofahrzeugen einschließlich Systemunterstützung durch bidirektionales Laden ⁵⁹, Kostenmanagement durch Reaktion auf Nutzungszeitsignale). Speicherbetreiber benötigen jedoch die richtigen Anreize, damit Investitionen an den richtigen Standorten getätigt werden und das Laden und Entladen dann erfolgt, wenn dadurch die Gesamtsystemkosten gesenkt werden. Wenn das Laden und Entladen stattdessen ohne Berücksichtigung der Engpässe im Netz erfolgen, würde der steigende Anteil der Speicherkapazitäten stattdessen weitere erhebliche Herausforderungen für das kosteneffiziente Netzmanagement mit sich bringen.

Die Netztarifmethoden sollten vor allem so gestaltet werden, dass die Entwicklung und der Ausbau von Speicherkapazitäten nicht behindert werden. Dadurch werden insbesondere Entgeltregelungen verhindert, bei denen Speicherstätten doppelt Entgelte ⁶⁰, d. h. sowohl Erzeugungsals auch Verbrauchsentgelte, entrichten müssen.

Netztarife können auch einen Beitrag zur Schaffung der richtigen Investitions- und Verhaltensanreize für Speicherbetreiber leisten. Um dies zu erreichen, sollten die nationalen Regulierungsbehörden sorgfältig prüfen, ob vollständige Ausnahmeregelungen, nach denen die Speicherbetreiber keinen Beitrag zur Netzkostendeckung leisten, im Einklang mit dem Grundsatz der Kostenorientierung gerechtfertigt sind. Je nach den Besonderheiten des betreffenden nationalen Systems kann es in diesem Zusammenhang erforderlich sein, zwischen Speicherstätten nach dem Standort und dem Zeitpunkt ihres Ladens und Entladens zu unterscheiden. Die ACER ⁶¹ empfiehlt, dass bei der Festlegung der Tarife bei einem Netznutzer, der sowohl Strom aus dem Netz bezieht als auch Strom in das Netz einspeist, beide Netznutzungen berücksichtigt werden sollten, indem der potenzielle Kostenausgleichseffekt und die Gesamtkostenauswirkungen auf das Netz angemessen berücksichtigt werden.

Netztarife für die Stromspeicherung können genutzt werden, um Anreize für ein netzfreundliches Verhalten der Speicherbetreiber zu schaffen, um Investitionen in Speicheranlagen in die am besten geeigneten Gebiete zu lenken und Anreize für das Laden/Entladen zu Zeiten zu schaffen, in denen es dem Stromnetz am meisten nützt. Tarifregelungen sollten den Besonderheiten der Speicherung Rechnung tragen, eine "Doppelbelastung" von Speicheranlagen vermeiden und berücksichtigen, dass dies der Nutzung von Speicheranlagen entgegenwirken könnte, und gleichzeitig die Gesamtauswirkungen der Speicherung auf die Netzkosten widerspiegeln.

g. Die Rolle öffentlicher Mittel

Angesichts des Drucks auf die Stromkosten, des Bedarfs an erheblichen Investitionen in das Netz und der Notwendigkeit, die Erschwinglichkeit von Strom und die Wettbewerbsfähigkeit unserer Industrie sicherzustellen, können die Mitgliedstaaten beschließen, dem Stromnetz Mittel aus dem gesamtstaatlichen Haushalt zuzuweisen, unter anderem durch die Bereitstellung eines bestimmten Teils der Kohäsionsmittel oder anderer verfügbarer EU-Mittel für Netzinvestitionen ⁶². Solche Zuführungen öffentlicher Mittel zur Deckung der Gesamtnetzkosten können als mit den geltenden rechtlichen Anforderungen und dem Grundsatz der Kostenorientierung vereinbar betrachtet werden, sofern sie eine Reihe von Anforderungen erfüllen:

• Die Zuführung öffentlicher Mittel muss diskriminierungsfrei erfolgen und darf bestimmte Nutzerkategorien nicht selektiv begünstigen.
• Der zugeführte Betrag muss ausreichend begrenzt sein, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen den Mitgliedstaaten zu wahren und sicherzustellen, dass der Anreizeffekt der Netzentgelte auf das Verbraucherverhalten erhalten bleibt.
• Die Zuführung sollte nur die zusätzlichen Kosten decken, die sich aus Maßnahmen zur Beschleunigung der Dekarbonisierung und Marktintegration ergeben, etwa in Bezug auf Verbindungsleitungen, umfassende Netzmodernisierungen oder Offshore-Netzanschlussinfrastruktur und bestimmte spezifische Erfordernisse im Netz wie Investitionen zur Verkürzung der Wartezeiten für Netzanschlüsse. So kann beispielsweise die Zuführung öffentlicher Mittel in diesem Zusammenhang eine schnellere Abschreibung für Netzinvestoren ermöglichen und Preisspitzen für die Verbraucher vermeiden.

Auch wenn die Vorteile zusätzlicher Mittel für Investitionen auf der Hand liegen, werden diese Investitionen nicht in einem luftleeren Raum getätigt, da die nationale Regulierungsbehörde und die Netzbetreiber in der Regel einen mehrjährigen Investitionsplan vereinbart haben, der sich auf effiziente Investitionen konzentriert. Die Mitgliedstaaten sollten sich daher in Bezug auf die Einbeziehung jeglicher Zuweisung öffentlicher Mittel zu diesem Zweck eng mit der nationalen Regulierungsbehörde abstimmen und insbesondere dafür sorgen, dass bei der Zuweisung öffentlicher Unterstützung alle gesellschaftlichen Kosten und Vorteile berücksichtigt werden. Die Mitgliedstaaten und die nationalen Regulierungsbehörden sollten den Anteil der Netzkosten, der durch öffentliche Mittel gedeckt wird, im Vergleich zu dem Anteil, der von den Netznutzern getragen wird, überwachen. Dies kann dazu beitragen, dass alle Mittel effizient verwendet werden ⁶³.

Wenn eine öffentliche Unterstützung gewährt wird, muss sichergestellt werden, dass diese zielgerichtet ist und zu insgesamt positiven Effekten für die Wirtschaft führt. Sie sollte daher weder Investitionen in bestimmte Infrastrukturen verzögern noch die optimale Standortwahl für Kraftwerke verzerren. In diesem Zusammenhang sollten die nationalen Regulierungsbehörden regelmäßig die makroökonomischen Kosten und Vorteile der öffentlichen Unterstützung von Netzen für die Wirtschaft bewerten.

Die Rolle, die die Mitgliedstaaten bei der Risikominderung bestimmter Infrastrukturinvestitionen spielen können, wird auch in dem im Juni 2025 veröffentlichten Leitfaden der Kommission für vorgezogene Investitionen zur Entwicklung zukunftsorientierter Stromnetze untersucht ⁶⁴.

Die Mitgliedstaaten dürfen innerhalb des geltenden Rechtsrahmens staatliche Mittel in das Gesamtbudget für Netzentgelte einbringen, sofern dies in nichtdiskriminierender Weise geschieht, bestimmte Kategorien von Netznutzern nicht bevorzugt werden, die Anreize für eine Anpassung des Verhaltens zur Senkung der Gesamtnetzkosten nicht untergraben werden und nur die zusätzlichen Kosten gedeckt werden, die sich durch Maßnahmen zur Beschleunigung der Dekarbonisierung und der Marktintegration ergeben.

h. Anreizorientierte Regulierung der Netzbetreiber

Die vorstehenden Erwägungen betreffen die Aufteilung der Gesamtnetzkosten auf bestimmte Nutzerkategorien und Verbrauchsprofile. Die allgemeine Erschwinglichkeit des Energiesystems und des Netzes hängt jedoch auch davon ab, wie die Ausgleichszahlungen für die Netzbetreiber berechnet werden. Dies muss so geschehen, dass den Netzbetreibern die bestmöglichen Anreize geboten werden, das Potenzial für Kosteneffizienz auszuschöpfen.

Wie oben erläutert, schreibt Artikel 18 der Elektrizitätsverordnung bereits eine Umstellung auf einen Gesamtausgaben-Ansatz (TotEx) vor, bei dem sowohl die Kapital(CapEx) als auch die Betriebsausgaben (OpEx) berücksichtigt werden. Darüber hinaus sehen die Artikel 32 und 51 der Elektrizitätsrichtlinie ⁶⁵ vor, dass die Netzentwicklungspläne die Nutzung von Laststeuerung, Energieeffizienz, Energiespeicheranlagen oder anderen Ressourcen als Alternativen zum Netzausbau vorsehen. Diese Bestimmung bietet den Übertragungs- und Verteilernetzbetreibern einen Anreiz, umfassend zu prüfen, ob OpEx-intensive Lösungen, die eine wirksamere Nutzung des bestehenden Netzes ermöglichen, praktikable Alternativen zu kostspieligeren Investitionen in eine neue Netzinfrastruktur sind. Beispielsweise geht die nationale Regulierungsbehörde in Frankreich davon aus ⁶⁶, dass die angemessene Berücksichtigung von Flexibilitätslösungen als Input für die Netzkapazitätsdimensionierung erhebliche Einsparungen für das Stromnetz mit sich bringen dürfte; die Einsparungen allein für den ÜNB werden über einen Zeitraum von 15 Jahren auf fast 7 Mrd. EUR geschätzt. Darüber hinaus erprobt der französische VNB ENEDIS die Nutzung von Flexibilitätsmöglichkeiten (Überschneidung zwischen Verbrauch und Produktion und zwischen Sektoren, Systemausgleich, lokale Flexibilität), um die Dimensionierung seines Netzes zu optimieren. Das Projekt soll bis 2035 Einsparungen in Höhe von 250 Mio. EUR bringen ⁶⁷.

Die nationalen Regulierungsbehörden können noch weiter gehen und eine stärker anreizorientierte Regulierung für Netzbetreiber einführen. Traditionell standen bei der anreizbasierten Regulierung und der Leistung der Netzbetreiber hauptsächlich die Zuverlässigkeit der Versorgung sowie die Anzahl und Länge der Ausfälle im Mittelpunkt. In einem stärker vernetzten und sich wandelnden Umfeld und angesichts des zunehmenden Bedarfs an regionaler und internationaler Koordinierung könnten die nationalen Regulierungsbehörden jedoch auch neue Leistungsanreize in Erwägung ziehen, etwa in Bezug auf Innovation (wie die Nutzung netzverbessernder und digitalisierter Technologien), die Zusammenarbeit und die Einhaltung von Fristen für gemeinsame ÜNB- und VNB-Projekte auf EU-Ebene. In der jüngsten Vergangenheit wurde eine große Zahl von Projekten mit erheblichen Verzögerungen, manchmal bis zu mehreren Jahren, durchgeführt. Diese Verzögerungen stellen implizit erhebliche Risiken in Form von möglichen Wohlfahrtsverlusten für die Endverbraucher in der EU dar. Daher könnten die nationalen Regulierungsbehörden zusammenarbeiten, um wichtige Vorhaben mit gemeinsamer Verantwortung für die ÜNB (auf EU- oder regionaler Ebene) zu ermitteln und bei der Gestaltung der Netztarife gemeinsam Anreize für eine rechtzeitige Bereitstellung zu setzen.

Auf nationaler Ebene könnten die nationalen Regulierungsbehörden auch Anreize für ÜNB schaffen, einen besseren Beitrag zu einem stärker integrierten Strommarkt zu leisten, indem sie die Netztarifgestaltung teilweise mit den EU-Zielen wie der in Artikel 16 Absatz 8 der Elektrizitätsverordnung (EU) 2019/943 festgelegten Mindestschwelle von 70 % für den Handel verknüpfen.

Und schließlich könnten die nationalen Regulierungsbehörden auf dem derzeitigen Austausch bewährter Verfahren aufzubauen, der im Rahmen des zweijährlichen ACER-Verfahrens zur Berichterstattung über Tarife stattfindet, und Systeme zum Leistungsvergleich prüfen, wie z.B. Peer Reviews oder Benchmarking für ein kosteneffizientes Netzmanagement sowohl auf ÜNB- als auch auf VNB-Ebene. Insbesondere für Verteilernetzbetreiber könnte dies mit zentralen Herausforderungen und ihren neuen Zuständigkeiten im Rahmen der EU-Rechtsvorschriften verknüpft werden und Themen wie Wartezeiten für den Netzanschluss ⁶⁸, Klimaresilienz, Methoden zur Aufnahme stärker dezentralisierter Ressourcen und Förderung von Flexibilität und Digitalisierung wie Indikatoren für intelligente Netze umfassen.

Um einen kosteneffizienten Netzbetrieb und die Durchführung wichtiger Projekte, die zum integrierten Markt beitragen, zu gewährleisten, sollten die nationalen Regulierungsbehörden das Potenzial für eine auf Anreizen basierende Regulierung bewerten und die entsprechenden Leistungsindikatoren und Referenzwerte für Netzbetreiber anpassen.

i. Bewältigung des Übergangs zu einem zukunftssicheren System

Wie oben erläutert, kann ein zukunftssichereres Netztarifsystem potenziell die Kosten für die Verwaltung und Modernisierung des Stromnetzes senken, und daher zu einem erschwinglicheren Stromversorgungssystem für die Netznutzer beitragen.

Abrupte Änderungen der Netzentgeltgestaltung können jedoch auch erhebliche kurzfristige Auswirkungen auf einzelne Verbraucher und Erzeuger haben. Die nationalen Regulierungsbehörden müssen daher die kurzfristigen Verteilungseffekte einer Änderung berücksichtigen und den Übergang zu einem zukunftssichereren Netztarifsystem auf inklusive und transparente Weise gestalten. Die Stromrechnungen - und die darin enthaltenen Netztarife - müssen für die Bevölkerung verständlich und transparent sein, um die Verhaltensänderungen voranzutreiben, die für ein kosteneffizienteres Stromnetz erforderlich sind, und den Energieverbrauchern zu vermitteln, wie sie von niedrigeren Preisen profitieren könnten, indem sie die Integration des Energiesystems besser unterstützen. Energieverbraucher, die durch klare öffentliche Informationen gestärkt werden, haben die Möglichkeit, von niedrigeren Netzentgelten zu profitieren, indem sie eine flexible Nutzung des Energiesystems besser unterstützen.

Um die öffentliche Akzeptanz des Übergangs zu einem zukunftssichereren Netztarifsystem zu fördern, sollten die entsprechenden Änderungen so weit wie möglich mit umfassenden Konsultationen der Interessenträger einhergehen, die es interessierten Nutzergruppen ermöglichen, einen Beitrag zu leisten.

Änderungen der Netztarifmethoden sollten rechtzeitig angekündigt werden, damit die Nutzer ausreichend Zeit zur Anpassung ihres Verhaltens und ihrer Verbrauchsmuster haben, bevor ein neues System in Kraft tritt. Die Netzentgeltmethoden sollten die erforderliche Sicherheit und Berechenbarkeit bieten.

Schließlich kann es auch gerechtfertigt sein, die Einführung neuer Netztarifmethoden mit vorübergehenden Lösungen für bestimmte Nutzerkategorien (z.B. bestimmte industrielle Verfahren, die derzeit möglicherweise weniger flexibel sind) zu kombinieren, die freiwillige Opt-in-Elemente oder die schrittweise Einführung bestimmter Änderungen ihrer Netztarifbelastung über längere Zeiträume vorsehen.

Um Nutzern die Anpassung an kostenorientierter gestaltete Tarife zu ermöglichen, ist ein gut geplanter und sorgfältiger Ansatz für Haushalts- und Industriekunden erforderlich. Es sollte eine gründliche Einbeziehung der Interessenträger und eine schrittweise Einführung der einschlägigen Änderungen ins Auge gefasst werden, um kurzfristigen Auswirkungen auf bestimmte Nutzerkategorien Rechnung zu tragen.

VII. Schlussfolgerung

Durch ein vollständig dekarbonisiertes Elektrizitätsversorgungssystem werden die europäischen Verbraucher in der Lage sein, von erschwinglicher heimischer Energie zu profitieren, wodurch die Wettbewerbsfähigkeit und die Energieversorgungssicherheit der EU verbessert werden. Um dieses Endziel zu erreichen, ist eine zweckmäßige Tarifmethode erforderlich, um sicherzustellen, dass die Vorteile der Dekarbonisierung allen Verbrauchern zugutekommen, und zwar durch günstigeren Strom aus erneuerbaren Quellen und erschwinglichere Netzentgelte auf ihren Rechnungen.

Die Art und Weise, wie die Netzkosten auf verschiedene Nutzerkategorien aufgeteilt werden, birgt ein erhebliches ungenutztes Potenzial für eine kosteneffizientere Nutzung des bestehenden Stromnetzes. Wenn dieses Potenzial voll ausgeschöpft wird, kann es dazu beitragen, die Bezahlbarkeit aufrechtzuerhalten und Investitionen dorthin zu lenken, wo sie am dringendsten benötigt werden. Gleichzeitig kann der Investitionsbedarf im Netz begrenzt und die Fähigkeit zur Aufnahme größerer Anteile erneuerbarer Energien verbessert werden. Schließlich kann die Integration des Energiesystems unterstützt werden.

Um diese Vorteile zu erzielen, ist in vielen Mitgliedstaaten eine erhebliche Anpassung der derzeitigen Aufteilung der Netzkosten erforderlich. Während der Grundsatz der Kostenorientierung nach wie vor von entscheidender Bedeutung für die Gestaltung der Netztarifmethoden durch die nationalen Regulierungsbehörden ist, muss bei der Anwendung dieses Grundsatzes den sich ändernden Erfordernissen des Stromsystems in Bezug auf die Integration von Strom aus erneuerbaren Quellen, zunehmenden Netzengpässen und dem steigenden Flexibilitätsbedarf Rechnung getragen werden.

Das System sollte nicht ausschließlich vom Gesamtstromverbrauch oder der Kapazität des Netzanschlusses abhängen, vielmehr sollten für die Netznutzer bessere Anreize dafür geschaffen werden, ihr Verhalten anzupassen, um die Nutzung des Stromnetzes zu optimieren.

Um sicherzustellen, dass der Übergang zu einem solchen anreizbasierten System so reibungslos wie möglich verläuft und die einzelnen Nutzerkategorien nicht übermäßig belastet werden, sollten die nationalen Regulierungsbehörden die erforderlichen Anpassungen rechtzeitig im Voraus ankündigen, damit sich die Nutzer darauf einstellen können, und nach Möglichkeit eine schrittweise Einführung vorsehen, um so Sicherheit und Vorhersehbarkeit für die Netznutzer zu gewährleisten. Die nationalen Regulierungsbehörden sollten weiterhin bewährte Verfahren austauschen und einen kontinuierlichen Dialog mit der ACER über die Tarifgestaltung aufrechterhalten. Und schließlich sollten die nationalen Regulierungsbehörden die Wirksamkeit ihrer Tarifgestaltung kontinuierlich überwachen, um sicherzustellen, dass sie kostenorientiert ist und Preissignale umfasst, die effiziente Investitionsentscheidungen und eine optimierte Netznutzung unterstützen können, was letztlich den europäischen Verbrauchern zugutekommt. Die Kommission wird Folgemaßnahmen in Form eines Workshops mit den nationalen Regulierungsbehörden und der ACER durchführen, um weiter bewährte Verfahren auszutauschen und die Umsetzung dieser Leitlinien zu bewerten.

ENDE