Newsletter für Netzbetreiber

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.