Allgemein
Monatsrückblick Oktober 2025
Nach intensiven Gesprächen mit Unternehmen und Verbänden hat die Bundesnetzagentur am 29.10.2025 die finalen Entwürfe der NEST-Reform an die Landesbehörden übermittelt. Die neuen Regeln sollen zum Jahresende in Kraft treten.
Wesentliche Anpassungen gegenüber dem Juni-Entwurf – Zugeständnisse für Netzbetreiber:
• OPEX-Aufschlag künftig auch für Verteilnetzbetreiber im vereinfachten Verfahren Strom; im Gas bleibt es ohne OPEX-Aufschlag
• Höhere Mindesteffizienz: Anhebung von 60 % auf 70 %
• Präzisere Berücksichtigung des Fremdkapitals bei der Kapitalkostenvergütung
• Wirtschaftlicher Schwellenwert für das vereinfachte Verfahren: statt des bisherigen Ausgangsniveaus gilt nun die angepasste Erlösobergrenze
Bei den übrigen Themen hält die Bundesnetzagentur an ihren bisherigen Vorschlägen fest.
Mehr Informationen dazu und wie man jetzt am besten die Auswirkungen ab der 5. Regulierungsperiode bewertet, erfahren sie in unserer Veranstaltung zum NEST-Navigator: Fachveranstaltung
Die EWK-Debatte ergänzt Regulierung vom Kostengerüst zur Transformationsleistung. Für VNB soll künftig zählen, was messbar die Energiewende beschleunigt. Am 17. September 2025 hat die BNetzA ihr Gutachten zur EWK und Netzservicequalität vorgelegt. Der BDEW unterstützt das Zielbild Leistung sichtbar und vergütbar zu machen, fordert aber ein belastbares Datenfundament, bevor finanzielle Anreize greifen. Aktuell läuft keine offizielle Konsultation, allerdings sind für den Dezember weitere Expertenaustausche von Seiten der BNetzA terminiert. Die Behörde hält sich eine Transparenzoffensive mit Kennzahlen oder ein Anreizmodell ab 2029 offen und stellt eine erste Festlegung Ende 2025 oder Anfang 2026 in Aussicht.
BDEW-Kritik – Kern statt Katalog
Der Verband hält das Instrument in der vorliegenden Form für nicht entscheidungsreif. Die Zielarchitektur ist unklar, die avisierte Datengrundlage enthält hohe Schätzanteile und nachträgliche Eingriffe, und zentrale Indikatoren messen Vorgänge außerhalb des VNB-Einflussbereiches. Eine starre Kopplung an erreichbare CO₂-Reduktionen kollidiert mit Anschluss- und Gleichbehandlungsgeboten. Der vorgeschlagene Zeitfaktor hängt an Extremwerten und ist störanfällig.
Aus Verbandssicht lautet die Konsequenz, zunächst die Definitionen und die Daten zu stabilisieren und erst danach mit einem reinen Bonussystem zu starten, um nicht beeinflussbare Risiken zu vermeiden. Der BDEW weist die Dimension Betroffenheit als eigenen Prüfpunkt aus. Zudem lehnt er eine zusätzliche Datenerhebung zur Netzservicequalität ab und verlangt bei einem etwaigen Monitoring strikt beeinflussbare und eindeutig definierte Indikatoren anzusetzen.
Leistungs- und Skalierungselement (LSE)
Das von E.ON beauftragte PwC- und Consentec-Modell setzt den Anreiz an der Quelle. Vorleistungen im Bereich EWK werden belohnt, inkl. Standardisierung und branchenweiter Freigabe. Skalierung ersetzt Parallelentwicklung. Die Nutzenlogik sieht eine Beteiligung an den finanziellen Vorteilen gegenüber dem Status quo i.H.v. 75 % für Netzkunden und 25 % für Leistungserbringer vor. Ein Start sei bei zügiger Weichenstellung ab 2027 realistisch. Themenfelder auf die das Anreizsystem angewendet werden könne, reichen von Standard-Baukastenlösungen und Schutz- oder Betriebskonzepten bis zu daten- und IT-basierten Modulen.
Am 30. September 2025 stellte die BNetzA drei Optionen für zukünftige Vergünstigungsansprüche bei Industrienetzentgelten vor. Variante 1 setzt auf einen spotmarktorientierten Flexibilitätsanreiz. Variante 2 belohnt netzdienliche Flexibilisierung auf Netzbetreibersignale. Variante 3 koppelt Rabatte an netzdienliche Flexibilitätsanforderungen über vertragliche Anforderungsrechte. Zusätzlich wurde eine Mindestmenge von 10 GWh für einen Vergünstigungsanspruch diskutiert und die Umlagewirkung des § 19 Absatz 2 StromNEV auf Haushalte über den Aufschlag für besondere Netznutzung thematisiert.
Terminhinweise: AgNeS Expertenaustausch
Die Bundesnetzagentur setzt die Dialogreihe zum Festlegungsverfahren AgNeS (GBK-25-01-1#3) fort, welches die Neugestaltung der Stromnetzentgelte (Netzentgeltreform) behandelt.
Datum Veranstaltung Details zum Verfahren
02.12.2025 Save the Date: Expertenaustausch AgNeS Festlegungsverfahren AgNeS (GBK-25-01-1#3)
19.12.2025 Save the Date: Expertenaustausch AgNeS Festlegungsverfahren AgNeS (GBK-25-01-1#3)
Die Transformation der Wärme- und Verkehrssektoren treibt die lokalen Stromnetze an ihre physikalischen Grenzen. Hohe gleichzeitige Lasten – insbesondere an kalten Wintertagen – entstehen durch die zunehmende Verbreitung von Wärmepumpen und Elektromobilität. Die kontinuierliche Ertüchtigung der Netze erfordert langfristige Investitionsplanung.
Kleinere Netzgesellschaften oder Kommunen stehen oft ohne flächendeckende Zielnetzplanung vor der Herausforderung, Investitionskosten abzuschätzen.
Hierbei können wir mit SNIP (Stromnetzinvestitionsplanung) unterstützen.
SNIP bietet:
• Planungssicherheit: Belastbare Investitionskostenabschätzung für Netzbetreiber, Stadtwerke und Kommunen. Der Fokus liegt auf den primären Kostentreibern (MS-Netz und ONS).
• Schnelle Ergebnisse: Kurze Durchlaufzeit, da das Tool keine vollständigen Bestands- oder Zielnetzdaten der Netzbetreiber benötigt.
• Szenarien-Vergleich: Durch die automatisierte Netzmodellierung können verschiedene Szenarien, beispielsweise zur Verbreitung von Wärmepumpen, gerechnet und miteinander verglichen werden.
An einem Praxisbeispiel in einer Stadt mit 50.000 Einwohnern prognostizierte SNIP eine nahezu Verdreifachung der gleichzeitigen Last bis 2045 und einen Investitionsbedarf von 47,3 Millionen Euro, primär im MS-Netz und bei den ONS.
Wie wir dabei vorgehen
SNIP leitet Investitionsbedarfe in Mittelspannungsnetzen und bei Ortsnetzstationen (ONS) mittels eines heuristischen Modellnetzes ab. Es verknüpft die Ergebnisse der Kommunalen Wärmeplanung (KWP), E-Mobilitätsprognosen und heutige Haushaltslasten, um ein Bottom-up-Lastmodell für das Zieljahr 2045 zu bilden. Das Tool fokussiert auf die wesentlichen Kostentreiber: Neubau und Erweiterung von ONS sowie Aus- und Umbau von Mittelspannungsleitungen. Es liefert eine weitgehend empirisch fundierte Indikation für die Investitionsplanung der kommenden 20 Jahre.
Unsere Dienstleistung für Sie
Wir übernehmen die Datenaufbereitung, modellieren automatisiert Bestands- und Zielnetz, ermitteln Aus- und Neubaubedarfe und kalkulieren daraus die erforderlichen Investitionen in das Stromnetz bis 2045. Die Ergebnisse dokumentieren wir verständlich und präsentationsfähig für Management und Gremien.
Und das alles ohne viel Datenerhebungsaufwand
Für die Kalkulation genügen fünf einfache Quellen, von Ihnen benötigen wir lediglich Geo-Daten der Umspannanlagen, KWP Lasten, und die genutzte Mittelspannungsebene.
Sichern Sie sich einen Termin für eine kurze Datensichtung und eine belastbare Erstindikation für Ihr Netzgebiet und sprechen Sie uns an.
Die BNetzA hat eine FAQ zur regulatorischen Behandlung von Stromspeichern veröffentlicht. Sie behandelt die Themen Netzanschluss, Netzentgelte und Betrieb und richtet sich ausdrücklich auch an Vorhabenträger von Großbatteriespeichern. Für die Erzeugungsseite gilt die KraftNAV. Speicher benötigen Anschlusskapazität für Bezug und Einspeisung. Realisierungskautionen sind möglich. Als Richtwert nennt die Behörde 1.500 Euro je MW. Baukostenzuschüsse fallen grundsätzlich auch bei netzgekoppelten Speichern oberhalb der Niederspannung an. Flexible Netzanschlussvereinbarungen in statischer, dynamischer oder volldynamischer Ausgestaltung können die Höhe beeinflussen. Transparente Kapazitätsvergaben über das Windhundprinzip hinaus sind möglich. Repartierungen werden ausdrücklich adressiert.
Projektierer sollten flexible Netzanschlussvereinbarungen prüfen und vertraglich Leistungsgrenzen sowie die Auswirkungen auf Baukostenzuschüsse festhalten. Außerdem ist das Festlegungsverfahren MiSpeL zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten zu beachten. Dort geht es um klare Abgrenzungen und um pauschalierende Lösungen für typische Anwendungsfälle.
Netzanschluss von Stromspeichern, 28.11.2025, 9.55 Uhr – 12.00 Uhr:
• Erhebung von Netzentgelten
• Stromspeicher im Netzbetrieb (§§ 11a, 11b EnWG)
Die Große Beschlusskammer Energie hat einen Festlegungsentwurf in die Konsultation gegeben, der festlegt, wie Kosten bestimmter Transportleistungen im Wasserstoff-Kernnetz in den Netzentgelten abgebildet und die Entgelte entsprechend angepasst werden. Die Grundlage ist § 29 Abs. 1 in Verbindung mit § 28o Abs. 3 und § 28r Abs. 6 Satz 1 EnWG.