Der Leistungspreis ist eine spezielle Tarifkomponente in deutschen Stromtarifen, die sich von den üblichen Bestandteilen wie Arbeitspreis (pro verbrauchte Kilowattstunde) und Grundpreis (fixe monatliche oder jährliche Kosten) unterscheidet. Im deutschen Strommarkt – anders als in Finnland – werden Leistungspreise bislang nur bei Großverbrauchern eingesetzt. Der nachstehende Text vermittelt eine kurze Zusammenfassung des Diskussionsstandes dazu in Deutschland und vergleicht diesen mit dem Strommarkt in Finnland. Abschließend folgt noch ein Blick auf die parallel geführte – und inhaltlich verwandte – Diskussion über Kapazitätsmärkte und Kapazitätspreise.
Seit langem schon diskutieren Fachleute verschiedene Optionen, wie (auch) Privatkunden und speziell Prosumer zu netzdienlichem Verhalten animiert werden können. Die Vermeidung von Lastspitzen in Folge des Zuwachses an Ladestationen, Wärmepumpen und PV-Anlagen sowie die seit langem und schon vielfach beklagte „grassierende Entsolidarisierung bei der Finanzierung der Netze“[1] bilden den Rahmen dieser Überlegungen.
Belohnt werden sollen u.a. eine hohe Gleichzeitigkeit zwischen lokalen Lasten und der Stromerzeugung, die Auslastung der Netzanbindung, die Berücksichtigung von Netzsignalen und die Bereitstellung momentaner Flexibilitäten.
Als Mittel zum Zweck soll eine neue Entgeltsystematik entwickelt werden. Deren fachliche Grundlage bietet seit kurzem „AgNes“, das BNetzA-Projekt zur „Allgemeinen Netzentgeltsystematik“. Damit soll eine Nachfolgeregelung gefunden werden für die am 31. Dezember 2028 außer Kraft tretenden Stromnetzentgelt- sowie die Anreizregulierungsverordnung.[2]
Für Privatkunden gibt es also noch keine gesetzliche Grundlage, auf der ihnen Leistungspreistarife (also Tarife mit separatem Leistungspreis statt reinem Arbeitspreis/Grundpreis) angeboten werden können. Leistungspreise sind heute nur für größere Verbraucher (ab 100.000 kWh Jahresverbrauch) relevant.
Allerdings gibt es seit 2024 den § 14a EnWG und steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Gemeint ist die netzdienliche Führung von beispielsweise Wärmepumpen und Wallboxen mit dem Ziel der Spitzenglättung mittels Steuerung – statt direkter Monetarisierung kurzer Peaks.
Allerdings: In den deutschen Stromnetzen fehlt es (noch) an Steuerboxen.
Und es fehlt (noch) an der messtechnischen Möglichkeit zur Anwendung der Leistungspreistarife bei Privatkunden. Noch sind nämlich erst 3,8 Prozent aller Messlokationen mit intelligente Messsystemen (Smart Meter) ausgestattet.[3]
Das ist beispielsweise in Finnland ganz anders. Einerseits gibt es dort seit langem schon den nahezu flächendeckenden Einsatz von Smart Meter. Und andererseits diskutiert man aktuell auch ganz öffentlich schon die Frage, wie fair und klug Spitzenlasten bepreist werden (können), während Wärmepumpen, E Autos und smarte Netze zur neuen Normalität werden.
So will die finnische Energieregulierungsbehörde landesweit einheitliche Leistungspreise einführen. Für die soll die höchste 15 Minuten Spitzenleistung pro Monat maßgeblich sein. Eine Grundlast von 5 kW wäre frei, alles darüber kostenpflichtig. Netzbetreiber könnten das Modell früh ab nächstem Jahr einführen; spätestens zum 1.1.2029, nach einer Übergangsfrist, wäre es verbindlich.[4]
Kritik kommt beispielsweise vom Verband der finnischen Haus- und Wohnungsbesitzer. Der hält die 5 kW Schwelle für zu niedrig, verlangt mindestens 10–14 kW und längere Messfenster (z. B. Durchschnitt der 12 höchsten Viertelstunden), um zufällige Peaks und Ausnahmen zu glätten.
Auch die Alltagstauglichkeit solcher Tarife wird in Frage gestellt: Der (für finnische Haushalte typische) Saunagang plus Laden des E-Autos plus Betrieb des Backofens oder einer Wärmepumpe – genau solche Situationen würden – bei gleichzeitigem Betrieb – hohe Zusatzkosten auslösen.
Dennoch bieten Leistungspreise offensichtlich und auch für deutsche Stromnetzbetreiber eine Chance, netzdienliches Verhalten anzureizen — wenn sie mit höheren Schwellen, geglätteten Messfenstern, zeitlicher Differenzierung und § 14a Steuerung kombiniert werden.
So entstünde ein fairer Mix aus Kostenwahrheit und Lebensrealität, der auch die Wärmewende und E-Mobilität trägt, statt sie aus Angst der Stromkunden vor unerwarteten Kosten zu bremsen.
Last not least ein Blick auf die parallel geführte Diskussion über Kapazitätsmärkte und Kapazitätspreise.
Wie aus den Überlegungen oben schon abzuleiten, werden die Netzkosten maßgeblich durch die erforderliche Netzdimensionierung bestimmt, nicht durch die elektrische Arbeit. In aktuellen Diskussionen der (Übertragungs-) Netzbetreiber geht es genau darum: Kapazitätspreise sollen helfen, den Ausbau der Netzkapazitäten effizient zu finanzieren und gleichzeitig besser zu steuern, wie und wann Verbraucher hohe Leistungen abrufen.
Kapazitätspreise beziehen sich also primäre auf die bereitgestellte oder beanspruchte Anschlussleistung, nicht auf die tatsächlich durchgeleitete Arbeit (kWh).
Als Bemessungsgrundlage dient die vereinbarte Anschlussleistung (z.B. 100 kW) oder die gemessene maximale Leistung / Jahreshöchstlast.
Damit bezahlt wird die „Stand-by-Kapazität“ des Netzes, die für den jeweiligen (Groß-) Verbraucher vorgehalten werden muss. Das gilt unabhängig davon, ob konstant viel Energie genutzt wird oder nur gelegentlich, solange die Spitzenleistung möglich ist.[5]
Aus beiden Komponenten, den Leistungs- und den Kapazitätsentgelten, lässt sich auch ein Zusammenhang bilden: Regulatorisch entwickelt sich damit ein System, in dem Kapazitätsentgelte (v.a. auf höherer Spannungsebene und bei großen Lasten) und Leistungsentgelte gemeinsam eingesetzt werden, um das gleiche Problem aus zwei Richtungen zu adressieren.
[1] Agora-Energiewende, 101/03-A-2016/DE, Veröffentlichung: Oktober 2016
[2] Siehe https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Netzentgelte/Anreizregulierung/Agnes/start.html und https://bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/GBK_Termine/Downloads/2025/12_2025/02_12_2025/251202_Sachstandspapier_AgNes.pdf?__blob=publicationFile&v=3
[3] Allerdings haben die Messstellenbetreiber die gesetzlich geforderte Quote von 20 Prozent der Pflichteinbaufälle erreicht. Siehe https://www.pv-magazine.de/2025/12/29/smart-meter-rollout-erreicht-20-prozent-marke-bei-pflichteinbaufaellen/?utm_source=copilot.com
[4] Siehe hier und folgende Abschnitte https://yle.fi/a/74-20196601
[5] Siehe „Netzentgelte mit Kapazitätspreisen“, Dr. Lukas Schuchardt | Amprion, Dezember 2025