{"id":89003,"date":"2026-02-24T13:40:55","date_gmt":"2026-02-24T12:40:55","guid":{"rendered":"https:\/\/www.gallehr.de\/?p=89003"},"modified":"2026-02-24T13:40:55","modified_gmt":"2026-02-24T12:40:55","slug":"energiegutachten-der-monopolkommission-strommarkt-und-netzentgeltreform-unausweichlich","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.gallehr.de\/de\/energiegutachten-der-monopolkommission-strommarkt-und-netzentgeltreform-unausweichlich\/","title":{"rendered":"Energiegutachten der Monopolkommission: Strommarkt- und Netzentgeltreform unausweichlich?"},"content":{"rendered":"

Sektorgutachten Energie 2025 der Monopolkommission: Fokus Industrieunternehmen<\/h1>\n
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In K\u00fcrze:<\/strong><\/h3>\n

Die Monopolkommission befasst sich in ihrem Sektorgutachten Energie 2025, warum Deutschlands Strompreisproblem aus Sicht vieler Industrieunternehmen nicht allein ein \u201eEnergiepreisproblem\u201c ist, sondern zunehmend ein System- und Netzkostenproblem: Deutschland ist 2024 bei den Strompreisen f\u00fcr \u201enon-household\u201c-Kunden das drittteuerste Land innerhalb der EU. Gleichzeitig steigen die Kosten f\u00fcr Netzengpassmanagement (Redispatch), die letztlich \u00fcber Netzentgelte im System landen. Vor diesem Hintergrund argumentiert die Monopolkommission: Entlastungen (z. B. Umverteilung \u00fcber Zusch\u00fcsse) k\u00f6nnen kurzfristig helfen, \u00e4ndern aber nicht die Gesamtsystemkosten. Strategisch wichtiger ist daher eine Reform, die netzdienliche Signale in Markt und Netzentgelten st\u00e4rkt, um Engp\u00e4sse und Redispatchbedarf zu senken. Die Monopolkommission skizziert zur Senkung von Systemkosten eine dreistufige Logik: First-Best – nodale Strombepreisung (lokale Strombepreisung an Netzknotenpunkten), Second-Best – Strompreiszonen-Split und als Third-Best (wenn beides politisch undurchsetzbar bleibt) eine Reform der Netzentgeltsystematik.<\/span><\/p>\n

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Vorstellung Monopolkommission:<\/h2>\n

Die Monopolkommission ist ein unabh\u00e4ngiges Beratergremium und ber\u00e4t die Bundesregierung und gesetzgebende K\u00f6rperschaften zu wettbewerbsrechtlichen Fragestellungen. Laut Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) soll die Monopolkommission alle zwei Jahre ein Gutachten erstellen. Mit dem \u201e10. Sektorgutachten Energie\u201c bewertete die Monopolkommission den Stand und die absehbare Entwicklung des Wettbewerbs im Energiesektor. Die aus dem Gutachten entstandenen Empfehlungen deuten auf mehr Wettbewerb und Effizienz f\u00fcr ein zukunftsf\u00e4higes Energiesystem.<\/span><\/p>\n

Ausgangslage: Warum Netzkosten f\u00fcr die Industrie zum Standortfaktor werden<\/h2>\n

Das Gutachten verdeutlicht, dass der Endkundenstrompreis l\u00e4ngst nicht nur aus Beschaffungskosten besteht. Die bereits erfolgten Investitionen in Stromnetze sowie der sich immer steigende Bedarf Redispatchma\u00dfnahmen zu ergreifen, erh\u00f6ht kontinuierlich die Systemkosten. Darauf aufbauend zeigt die Monopolkommission auf, dass politische Entlastungen (z. B. pauschale Zusch\u00fcsse zu den Netzkosten oder der Industriestrompreis) als eher symptomorientiert einzuordnen sind. Sie k\u00f6nnen kurzfristig helfen Kosten umzuverteilen, \u00e4ndern aber nicht die zugrunde liegenden System- und Netzkosten. F\u00fcr Industriekunden hei\u00dft das: Auch wenn kurzfristige Entlastungen die Energiekosten d\u00e4mpfen, bleibt die Risikodimension (Volatilit\u00e4t, Engpasskosten, Standortwirkungen) bestehen und wird perspektivisch sogar wichtiger. Zieht man zu den Erkenntnissen des Gutachtens weitere Ergebnisse aus der BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026 hinzu, zeigt sich f\u00fcr die Jahre 2023\/2024: Zwar dominiert die Beschaffung der Energiemengen i.H.v. ca. 75 % im Jahr 2023 und ca. 66 % im Jahr 2024, zugleich gewinnen die Netzentgelte von ca. 15 % in 2023 auf ca. 24 % in 2024 sp\u00fcrbar an Gewicht. <\/span>(Siehe BDEW-Strompreisanalyse)<\/span><\/a>\u00a0<\/span><\/p>\n

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Quelle: \u00a9 BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026 – Haushalte und Industrie<\/figcaption><\/figure>\n

Engpassmanagement: Redispatch als Kostentreiber \u2013 und als Signal f\u00fcr Reformdruck<\/h3>\n

Ein Kernpunkt des Gutachtens ist die Diskrepanz zwischen Preisbildung auf dem Strommarkt und der physikalischen Netzwirklichkeit. Innerhalb des nationalen Strommarktes werden interne (Liefer-)Engp\u00e4sse bei der Preisbildung ignoriert und erst nach der Marktr\u00e4umung bzw. bei der Lieferung der Strommenge relevant. Um darauffolgende Netzengp\u00e4sse, sowie ggf. Blackouts\/Brownouts zu vermeiden, sind Netzbetreiber gezwungen per Redispatch einzugreifen (runter- und hochregeln steuerbare Einheiten). Die Konsequenz: Redispatchmengen und -kosten sind in den vergangenen Jahren stark gestiegen.<\/span><\/p>\n

Hinzukommt: Ohne dass ein schnellerer Netzausbau oder eine Reform im Marktdesign realisiert werden wird, kann bereits heute im Zuge des steigenden Strombedarfs ein deutlich h\u00f6herer Redispatchbedarf erwartet werden. Unter Verweis von mehreren Studien prognostiziert die Monopolkommission bis 2035 potenzielle Redispatchkosten von 7,9 Mrd. \u20ac pro Jahr<\/strong>. Verglichen mit dem Jahr 2024<\/strong>, in welchem die Kosten f\u00fcr Redispatchma\u00dfnahmen 2,8 Mrd. EUR<\/strong> betrugen, l\u00e4sst sich die Relevanz dieser Thematik begreifen. Dabei entspricht, bei 464 TWh Stromverbrauch<\/strong> in Deutschland, der angefallene Redispatchbedarf bereits heute<\/strong> einer rechnerischen Erh\u00f6hung der Netzentgelte um ca. 6 Euro pro MWh<\/strong>.<\/span><\/p>\n

Wichtig f\u00fcr Industrieunternehmen: Das Gutachten betont auch die Versorgungssicherheitsdimension, denn Redispatch setzt h\u00e4ufig auf fossile Kraftwerke. In einem System mit h\u00f6herem EE-Anteil kann es schwieriger werden, \u201epassende\u201c konventionelle Kapazit\u00e4ten zeit- und ortsgenau f\u00fcr Engpassmanagement verf\u00fcgbar zu haben.<\/span><\/p>\n

\u00c4nderung der Systemlogik: \u201eNetzdienlichkeit\u201c als Leitprinzip<\/h3>\n

Die Monopolkommission argumentiert \u00f6konomisch: Das aktuelle Anreizsystem f\u00fchrt h\u00e4ufig zu Verhalten, das dem Ziel der Netzdienlichkeit widerspricht. Durch \u00c4nderungen im Strommarktdesign und in der Ausgestaltung der Netzentgelte k\u00f6nnten Anreize so gesetzt werden, dass netzdienliches Verhalten Systemkosten senkt. F\u00fcr die Industrie ist das eine strategische Verschiebung: Es geht nicht mehr prim\u00e4r darum, Strom m\u00f6glichst billig zu beziehen, sondern darum, Bezug und Erzeugung r\u00e4umlich und zeitlich so auszurichten, dass Netzengp\u00e4sse und die daraus entstehenden System- bzw. Netzkosten minimiert werden.<\/span><\/p>\n

First-Best: Nodale Strombepreisung (Locational Marginal Pricing)<\/h2>\n

Als konsequenteste L\u00f6sung zur Hebung von Systemineffizienzen sieht die Kommission die nodale Preisbildung. Hierbei variieren Strompreise nach Netzknoten (Ein-\/Ausspeisepunkt) und bilden Angebot, Nachfrage und Netzengp\u00e4sse lokal und zeitbezogen ab.<\/span><\/p>\n

Der Knotenpreis setzt sich aus Erzeugungskosten und Transport-\/Netzkosten zusammen. Bei Engp\u00e4ssen steigen lokale Preise, womit kurzfristig Anreize zur Verbrauchssenkung und ebenso zur Erzeugung am Verbrauchsort entstehen. Langfristig kann so eine bessere r\u00e4umliche Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch geschehen. Bei einem nodalen Preissystem erfolgt der Kraftwerkseinsatz somit unter Ber\u00fccksichtigung der Netzkapazit\u00e4ten und ihrer Grenzen. Eine nachtr\u00e4gliche Korrektur mittels Redispatch ist im ideal nicht notwendig.<\/span><\/p>\n

Bereits durchgef\u00fchrte Simulationen zeigen eine potenzielle Senkung der Systemkosten in einem europ\u00e4ischen Nodalpreissystem zwischen 1 % und 4 %. Die Erfahrungen aus L\u00e4ndern und Regionen, in denen bereits ein nodales Preissystem existiert, zeigen Einsparungen in \u00e4hnlicher H\u00f6he. Andere Studien nennen jedoch deutlich h\u00f6here Wohlfahrtsgewinne von 9 bis 10 %.<\/span><\/p>\n

Die Einf\u00fchrung einer nodalen Strombepreisung gilt als komplexe Systemreform und w\u00e4re eine \u201eradikale Abkehr\u201c vom bisherigen Modell.\u00a0 Hierzu notwendig w\u00e4ren neu definierte Rollen der Marktakteure und ein h\u00f6herer Koordinationsaufwand zwischen den vier \u00dcbertragungsnetzbetreibern. Nach US-Vorbild l\u00e4sst sich der Implementierungszeitraum auf vier bis acht Jahre sch\u00e4tzen. Die Kommission benennt den politischen Entscheidungswillen als gro\u00dfes Hindernis zur Einf\u00fchrung eines neuen Marktsystems.<\/span><\/p>\n

F\u00fcr Industrieunternehmen w\u00e4re eine nodale Bepreisung ein Paradigmenwechsel: Standort- und Flexibilit\u00e4tsentscheidungen w\u00fcrden deutlich verst\u00e4rkt auf lokalen Preissignale basieren.<\/span><\/p>\n

Second-Best: Aufteilung der deutschen Strompreiszone (Bidding Zone Review)<\/h2>\n

Weniger disruptiv als eine nodale Strombepreisung, aber weiterhin als tiefgreifende Reform zu verstehen, ist laut Gutachten die Einf\u00fchrung mehrerer Strompreiszonen. In einem Mehrzonenmodell bliebe das Grundger\u00fcst Termin-, Day-Ahead-, Intradaymarkt bestehen, jedoch mit zonenspezifischen Preisen. Regionale Knappheiten lassen sich durch eine Gebotszonenteilung besser abbilden und haben somit Effizienzvorteile gegen\u00fcber einem einheitlichen Strompreis. Ein h\u00f6herer Strompreis w\u00fcrde innerhalb einer Zone zu einer Erh\u00f6hung der Stromerzeugung und einer Verringerung des Stromverbrauchs f\u00fchren, bspw. durch Ansiedlung neuer Erzeugungsanlagen. Dies senkt zwar kurzfristig den Stromfluss zwischen den Zonen und tr\u00e4gt aber mittel- bis langfristig zu einer Angleichung der zonenspezifischen Strompreise bei.\u00a0<\/span><\/p>\n

Die Gutachtenpassagen heben als gr\u00f6\u00dften praktischen Effekt eine Verringerung des Redispatchbedarfs hervor. F\u00fcr ein Szenario mit 5 Zonen nennt die ENTSO-E-Studie<\/a> Einsparungen beim Redispatch von 613 Mio. \u20ac\/a und einen Wohlfahrtsgewinn von 339 Mio. \u20ac\/a (Zieljahr 2025). Andere Institute (hier ACER)<\/a> halten die Wohlfahrtsgewinne f\u00fcr h\u00f6her und beziffern sie auf ca. 450\u2013540 Mio. \u20ac\/a.\u00a0<\/span><\/p>\n

Bei einer Aufteilung der einheitlichen Preiszone w\u00e4ren in der Folge Preisunterschiede zwischen den Zonen zu erwarten. Bei einer Zweiteilung der Preiszone erwarten die meisten Studien<\/a> einen Gro\u00dfhandelspreis, der im Jahresdurchschnitt in der n\u00f6rdlichen Preis<\/span>zone um ca. EUR 5\u201315 pro MWh niedriger w\u00e4re als in der s\u00fcdlichen Zone. Zum Ausgleich hierauf aufbauender Standortnachteile schl\u00e4gt die Kommission einen Kompensationsmechanismus f\u00fcr benachteiligte Industrie vor. Mittelfristig werden in der wissenschaftlichen Literatur aufgrund des fortschreitenden Netzausbaus eine Ann\u00e4herung der Preise und damit eine Reduktion des potenziellen Standortnachteils erwartet.<\/span><\/p>\n

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Quelle: ENTSO-E (2025), Bidding Zone Review of the 2025 Target Year, 04.2025<\/figcaption><\/figure>\n

Third-Best: Reform der Netzentgeltsystematik<\/h2>\n

Wenn Netzrestriktionen aufgrund fehlender politischer Durchsetzungskraft nicht \u00fcber eine nodale Strombepreisung oder Preiszonenteilung abgebildet werden, bleibt laut Gutachten die Fallback-Option, Anreize \u00fcber Netzentgelte zu setzen. Eine neue Netzentgeltsystematik sollte dann so ausgestaltet sein, dass sie netzdienliches Verhalten anreizt, Flexibilit\u00e4t mobilisiert und Systemkosten begrenzt. Ohne solche Signale drohen langfristig steigende Ineffizienzen und im Extrem sinkende Versorgungssicherheit. <\/span>Ein zeitlich variabler Strompreis w\u00fcrde dann um eine zeitlich und r\u00e4umlich differenzierte Netzentgeltkomponente erg\u00e4nzt werden m\u00fcssen. Nach dem Verursacherprinzip w\u00fcrden lokale Netzentgelte dann f\u00fcr Strom-Abnehmer aber auch f\u00fcr Einspeiser anfallen. <\/span><\/p>\n

Als kurzfristige Reformoption sieht die Kommission zeitlich fest definierte Peak\/Off-Peak-Fenster als realistischen Einstieg in ein neues Netzentgeltsystem. In solchen Modellen werden Hoch- und Niedrigpreisphasen f\u00fcr die Arbeitspreiskomponente der Netzentgelte \u00fcber zuvor festgelegte Zeitr\u00e4ume definiert. Ziel ist, die vorhersehbaren Lastspitzen, typischerweise morgens und abends, st\u00e4rker zu bepreisen und Zeiten mit hoher Einspeisung, etwa mittags bei Solar\u00fcbersch\u00fcssen, zu entlasten.<\/span><\/p>\n

Langfristig pl\u00e4diert die Monopolkommission jedoch f\u00fcr lokale dynamische Netzentgelte, die in kurzen Intervallen, etwa viertelst\u00fcndlich, an die erwartete Netzauslastung gekoppelt werden. Die Idee ist, eine Netzkomponente \u00e4hnlich wie im Day-Ahead-Konzept vorzugsweise vort\u00e4glich festzulegen, um Marktteilnehmern Planung zu erm\u00f6glichen, zugleich aber so, dass strategisches Verhalten begrenzt wird. Netzabh\u00e4ngiger Arbeitspreis k\u00f6nnen dabei je nach Situation null, positiv oder sogar negativ sein.<\/span><\/p>\n

Im Zuge ihres Reformvorschlags verweist die Monopolkommission auf aktuelle Bestrebungen der Bundesnetzagentur, welche sich zum aktuellen Zeitpunkt im Rahmen des AgNes- und des NEST-Prozesses mit den Fragestellungen: Gesamth\u00f6he der zul\u00e4ssigen Netzerl\u00f6se, dynamischen Netzentgelten und Verteilungsfragen besch\u00e4ftigt.\u00a0<\/span><\/p>\n

Was bedeutet das konkret f\u00fcr Industrieunternehmen?<\/h2>\n

Aus der Reformlogik der Monopolkommission, netzdienliche Signale, verursachergerechte Netzentgelte, regionale und zeitliche Differenzierung, lassen sich f\u00fcr Industriekunden robuste Handlungsfelder ableiten:<\/span><\/p>\n