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Während Messstellenbetreiber heute intelligente Messsysteme fast ausschließlich bei größeren Verbrauchern einbauen, fordert der Gesetzgeber nun, dass bereits ab 2025 der Herstellung der Steuerbarkeit von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen die höchste Priorität bei den MSB eingeräumt wird. Wie kommt es zu dieser Kehrtwende und was bedeutet das für die Rolloutstrategie insbesondere der grundzuständigen Messstellenbetreiber?

Die Digitalisierung der Stromnetze und die Einführung intelligenter Messsysteme stellen den grundzuständigen Messstellenbetreiber vor große Herausforderungen. Der jüngste Referentenentwurf sieht nicht nur höhere Preisobergrenzen vor, sondern senkt auch die Steuerbarkeitsgrenze für EEG-Anlagen deutlich ab. Um langfristig erfolgreich zu sein, müssen Messstellenbetreiber ihre Businessplanung anpassen und sowohl Kosteneffizienz als auch neue Umsatzpotenziale durch Zusatzleistungen in den Fokus rücken. Wie eine strategische Planung in diesem neuen Umfeld gelingen kann, erfahren Sie hier.

Geringere Netzentgelte, höhere Umlagen. Die Netzentgelte für Strom sind in einigen Regionen drastisch gesunken! Wie wirkt sich das auf Privatkunden aus? Und warum profitiert die stromintensive Industrie stärker als Privatkunden? Die Umlagen und Netzentgelte haben sich in 2025 deutlich verändert – wir erklären, was dahinter steckt und was das für Sie bedeutet!

Die Genehmigung der Netzkosten als Ausgangsniveau der Erlösobergrenze stellt im Bereich der Betriebskosten (Opex) genau genommen ein um Ineffizienzen bereinigtes und inflationiertes Budget pro Kostenart für  jedes Jahr der laufenden Regulierungsperiode dar. Diese Budgets sind nicht nachverhandelbar und begrenzen die erlaubten Erlöse aus Netzentgelten. Ein regelmäßiger Abgleich der genehmigten Budgets mit den tatsächlich angefallenen Kosten ist daher unabdingbar.

Trotz politischer Unsicherheiten: Warum Verteilnetzbetreiber jetzt auf digitale Prozesse setzen sollten, um den steigenden Anforderungen der Energiewende gerecht zu werden. 
Der Druck auf Verteilnetzbetreiber steigt: Angesichts der massiven Antragsflut für Energiewendeanlagen bleibt keine Zeit zu verlieren. Auch ohne eine Verschärfung der gesetzlichen Vorgaben, ist der digitale Netzanschlussprozess der Schlüssel, um Antragsbearbeitung und Anschlussplanung effizienter zu gestalten. Lesen Sie hier, wie die Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens auch nach dem politischen Umbruch weitergeht.

Bei einem Großteil der fast 30 Teilnehmenden verschlechterte sich in den jetzt untersuchten Jahren 2020-2023 die Bilanzierungsqualität je nach Cluster um durchschnittlich 20%. BET hat entsprechende Analysen zu Ursachen durchgeführt und Maßnahmen zur Verbesserung identifiziert.

Die Netzbetreiber sind bereits ab dem 01.01.2024 verpflichtet, Anreize für Entnahmen von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannungsebene zu setzen. Neben den etablierten Modulen 1 und 2 wird ab dem 01.01.2025 ein weiteres MODUL 3 für den Netzbetreiber verpflichtend.
Aufbauend auf dem bestehenden MODUL 1, das eine pauschale Entlastung von 80,- € /a brutto zuzüglich einer Stabilitätsprämie von 20 % des Arbeitspreises für 3.750 kWh vorsieht, wird ein zeitvariables Entgelt angeboten. Das Entgelt ist frei wählbar und kann ausschließlich zu Modul 1 hinzugebucht werden. Die Abrechnung des zeitvariablen Tarifs ist ab dem 01.04.2025 für nicht leistungsgemessene Entnahmen anzuwenden bzw. umzusetzen.

Ab 2024 müssen Netzbetreiber einen Teil der Preisobergrenzen für intelligente Messsysteme (iMSys) zahlen und können diese erstmals im Rahmen der EOG-Anpassung zum 01.01.2025 als dnbK berücksichtigen. Die BNetzA hat in der Festlegung BK8-23/007-A bestimmt, dass die Kosten, die dem Netzbetreiber aus dem MsbG entstehen, als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anzusehen sind.

Die Bundesnetzagentur hat im vergangenen Jahr bei der Festlegung der Netzentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen drei Module definiert. Modul 1 (pauschale Reduzierung) und Modul 2 (prozentuale Reduzierung) wurden bereits im Jahr 2024 implementiert und auf den Preisblättern ausgewiesen. Nach Einführung der Module 1 und 2 müssen die Netzbetreiber ab dem 01.04.2025 zusätzlich das Modul 3 anbieten.

Betreiber von Erdgasnetzen müssen sich ab diesem Herbst mit der Anpassung der kalkulatorischen Nutzungsdauern (KANU 2.0) beschäftigen. Im Rahmen der Kalkulation ihrer Netzentgelte können sie erstmals bis zum 15.10.2024 eine Anzeige bei der zuständigen Regulierungsbehörde einreichen, mit der die Erlösobergrenze um ein Transformationselement (TFE) erweitert wird.

Doch ein Schritt nach dem anderen – Warum eigentlich KANU 2.0? Was passiert mit KANU 1.0? Was geschieht nun mit dem Restwert meines Erdgasnetzes und meiner Erlösobergrenze?

Die Große Beschlusskammer eröffnet mit einem neuen Eckpunktepapier zwei Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung einer Methodik für das Ausgangsniveau Strom und Gas (StromNEF, GasNEF). Adressaten der Festlegungsverfahren sind die Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen sowie die Betreiber von Fernleitungsnetzen. Auch hier wird es, wie im Eckpunktepapier zum N.E.S.T.-Prozess, ein gesondertes Festlegungsverfahren für die Übertragungsnetzbetreiber geben.

Gemeinsam mit VIVAVIS beleuchten wir die Herausforderungen und Entwicklungen im Niederspannungsnetz in Deutschland, Österreich und der Schweiz. Das exponentielle Wachstum von Flexibilitäten wie Wärmepumpen und E-Fahrzeugen erfordert eine netzdienliche Steuerung nach §14a. Wir betrachten u. a. das fortgeschrittene Flexibilitätsmanagement in der Schweiz, wo Smart Meter flächendeckend verbaut sind und neben dem Ad-hoc-Steuern von Lasten bereits ein vorausschauendes Steuern durch Einbindung des Letztverbrauchs Einzug hält. 

Bereits im September ist es so weit - zum ersten Mal können die Betreiber von Stromverteilnetzen ihre höheren Kosten, die durch die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien entstehen, bundesweit weitergeben und damit ihre Kunden entlasten. Hintergrund sind die durch die Transformation der Stromnetze nötigen Investitionen in das Verteilnetz und die Kosten für das Engpassmanagement, die in Regionen mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien zu höheren Netzentgelten führen, obwohl der Strom in anderen Regionen verbraucht wird.

Am 27.11.2023 hat die Bundesnetzagentur die finalen Festlegungen zum § 14a EnWG veröffentlicht. Mit der § 14a-Regelung wird die Integration der steigenden Anzahl steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie bspw. private Ladeinfrastruktur sowie Wärmepumpen in die Niederspannungsnetze ermöglicht. In den Festlegungen BK6-22-300 und BK8-22/010-A werden die Regelungen beschrieben, die dem Netzbetreiber eine zeitweise Reduzierung des netzwirksamen Leistungsbezugs von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ermöglichen.

„Warum müssen die Norddeutschen eigentlich höhere Netzentgelte für Strom aus Wind zahlen, der deutschlandweit genutzt wird?“
Die Bundesnetzagentur hat festgestellt, dass Netzbetreiber mit viel erneuerbarer Stromerzeugung höhere Netzentgelte haben. Laut BNetzA sollen Netzbetreiber mit besonders hohen Kosten durch den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung entlastet werden. Die Mehrkosten sollen bundesweit verteilt werden. Dazu hat die Behörde am 01.12.2023 ein Eckpunktepapier veröffentlicht.

Mit einem ganzen Paket an eingeleiteten Konsultationsprozessen hat sich die Bundesnetzagentur am 22.11.2023 erneut mit den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätzen befasst. Neben dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag adressiert sie auch die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Offshore-Anbindungsleitungen und grenzüberschreitenden Elektrizitätsverbindungsleitungen selbstständiger Betreiber.

Die Kosten für konventionelle Zähler eines Netzbetreibers sind im Basisjahr Strom 2021 entstanden, und somit im Ausgangsniveau für die 4. Regulierungsperiode enthalten, müssen aber mit zunehmendem Rollout moderner Zähler weiter abgeschmolzen werden. Durch die verabschiedete MsbG Novelle 2023 ist die POG nun anteilig vom VNB zu tragen. Die Berücksichtigung dieser Kosten in der EOG gestaltet sich im aktuellen Rechtsrahmen als „schwierig“. Die BNetzA hat hierzu umfangreiche Erläuterungen auf ihrer Internetseite veröffentlicht. 

Auch für das Jahr 2024 haben wir wieder alle wichtigen Fristen für die Datenmeldung und -veröffentlichung übersichtlich für Sie zusammengestellt. Es sind sowohl bekannte als auch wiederkehrende Fristen enthalten. Den aktuellen Kalender können Sie als PDF zum Ausdrucken herunterladen.

Auch im Bereich der Gasregulierung gibt es Neuigkeiten zur 4. Regulierungsperiode. Die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur hat mit der Veröffentlichung der Festlegung zum Produktivitätsfaktor (§ 9 Abs. 3 ARegV) am 06.09.2023 angekündigt, den Produktivitätsfaktor Gas (auch XGen genannt) auf 0,75 % zu erhöhen. Der Faktor der 3. Regulierungsperiode betrug noch 0,49 %. 

Die Netzbetreiber sind wie im Vorjahr verpflichtet, den Regulierungsbehörden zum 31.12.2023 die Feststellung zum Regulierungskonto zu melden. Dies betrifft Strom- und Gasnetzbetreiber gleichermaßen.