Monatsrückblick November 2025

Im November geriet der NEST Prozess der Bundesnetzagentur unter Druck. Der Länderausschuss verweigerte die Zustimmung zu zentralen Festlegungsentwürfen, und neue, kontrovers diskutierte Kurzgutachten zum Effizienzvergleich rückten in den Mittelpunkt der Debatte. 

NEST-Reform: Widerstand im Länderausschuss und wichtige Termine

Die geplante grundlegende Reform der Anreizregulierung im Rahmen des NEST-Prozesses  traf im November auf politischen Widerstand: 
Am 13. November 2025 verweigerte der Länderausschuss der Bundesnetzagentur sein Benehmen zu den Entwürfen der Rahmenfestlegungen RAMEN Strom und RAMEN Gas sowie der Methodenfestlegungen StromNEF und GasNEF. 
Der Ausschuss, der zur Abstimmung zwischen der Bundesnetzagentur und den Landesregulierungsbehörden dient, ist mit dem eingeschlagenen Kurs der BNetzA nicht einverstanden. Die Länder lehnen insbesondere die Verkürzung der Regulierungsperioden auf drei Jahre und die Anschärfung Verschärfung des Effizienzvergleichs ab. 
Der Kommunalverband VKU sah in der Ablehnung einen „deutlichen politischen Warnschuss an die BNetzA“ und betonte, die Entwürfe drohten Netzbetreibern wichtige Finanzierungsspielräume zu entziehen und sorgten für zusätzliche Bürokratie und Unsicherheit. 
Die BNetzA muss sich nun mit den Einwänden auseinandersetzen. Die finalen Festlegungen zu RAMEN und NEF sollen spätestens im Dezember 2025 veröffentlicht werden. 
Am 27. November 2025 steht die Befassung des Länderausschusses mit den finalen Festlegungen zum Effizienzvergleich, zur Kapitalverzinsung und zum Produktivitätsfaktor (Xgen) an. 

Wirbel um Kurzgutachten zur Bestabrechnung und zur Erweiterung des Datensatzes

Mitte/Ende November gerieten zwei von der Bundesnetzagentur in Auftrag gegebene Kurzgutachten in den Fokus der Diskussion. Die Ergebnisse dieser Gutachten, datiert auf Oktober, sind in den finalen Festlegungsentwürfen der BNetzA berücksichtigt worden. 
Evaluation der Bestabrechnung (Frontier Economics, 30. Oktober 2025) 
Die BNetzA plant, von der bisherigen Bestabrechnung „Best-of-Four“ (Bo4) abzuweichen und stattdessen das Best-of-Mean-of (BoMo) einzuführen, das auf einer Mittelwertbildung innerhalb der beiden statischen Methoden (DEA und SFA) über die Kostenarten (TOTEX und sTOTEX) basiert. 
Das Gutachten stellt fest, dass der von der BNetzA bevorzugte Ansatz (BoMo) tendenziell stärkere Effizienzanreize als Bo4 setzt. Der Wechsel von Bo4 auf BoMo stellt grundsätzlich eine Verschärfung des Regulierungssystems dar. 
Die BoMo-Methode verschiebt Risikoanteile zu den Netzbetreibern und erhöht den Effizienzdruck. Dies kann zu Nebeneffekten auf die Investitionsanreize führen. 
Für Gasnetzbetreiber, die KANU 2.0 nutzen, um ihre Netzinvestitionen schneller abzuschreiben, steigt bei Verwendung von BoMo das Risiko von Verzerrungen und Stranded Assets. Hohe Abschreibungen können in Verbindung mit der Durchschnittsbildung über Kostenarten zu Benachteiligungen einzelner Unternehmen führen. Die Studienverfasser empfehlen, in der Transformationsphase die Beibehaltung von Bo4 als verzerrungsärmeren Referenzrahmen in Betracht zu ziehen. 
Der Energieverband BDEW fühlt sich durch die Frontier-Studie in seiner Kritik bestätigt, dass die geplanten Änderungen zu strukturellen Nachteilen für Netzbetreiber führen, die hohe Investitionen im Zuge der Energiewende tätigen müssen. 
Einfluss neuer Netzbetreiber (Swiss Economics, 17. Oktober 2025) 
Das Gutachten befasste sich mit der geplanten Erweiterung des Effizienzvergleichs durch Netzbetreiber, die bisher am vereinfachten Verfahren teilnahmen. 
Die Autoren schätzen das Risiko gering ein, dass eine neu hinzukommende Gruppe mit vermeintlich geringerer Effizienz einen negativen „Sogeffekt“ erzeugen würde. 
Aus wissenschaftlich-theoretischer Sicht ist die Erweiterung des Datensatzes grundsätzlich positiv zu bewerten, da sie zu einer umfassenderen und statistisch fundierteren Bestimmung des Effizienzmaßstabs beiträgt. 
Aus praktischer Sicht besteht gestützt auf den Entwurf der Methodenfestlegung der BNetzA die Möglichkeit, einer etwaigen negativen „Sogwirkung“ vorzubeugen, da die BNetzA notwendige Instrumente – wie die Modifikation der Ausreißeranalysen – vorsieht, um eine gestiegene Heterogenität angemessen zu berücksichtigen. 

AgNes: Vorschläge zur Netzentgeltreform

Am 20. November veröffentlichte die BNetzA ein Sachstandspapier zur geplanten Reform der Netzentgeltsystematik Strom. Die künftigen Netzentgelte sollen sich in Komponenten mit Finanzierungsfunktion und Anreizfunktion gliedern. 
Finanzierung (Großkunden > 100.000 kWh): Die BNetzA schlägt eine Kombination aus einem Kapazitätspreis (für eine frei wählbare Kapazität) und einem zweistufigen Arbeitspreis (AP1/AP2) vor. Der höhere Arbeitspreis (AP2) soll fällig werden, wenn die gewählte Kapazität überschritten wird, um eine rationale Kapazitätsbestimmung anzuregen. 
Finanzierung (Kleinkunden < 100.000 kWh): Um die faire Beteiligung der Prosumer an der Netzfinanzierung (Entsolidarisierung) zu gewährleisten, tendiert die BNetzA zur Option eines erhöhten Grundpreises für Prosumer. 
Kurzfristige Anreize für netzorientiertes Verhalten sollen über dynamische Arbeitspreise gesetzt werden, die zeitlich und örtlich granular ausgestaltet sein sollen. Langfristige Anreize sollen durch Baukostenzuschüsse erfolgen. 
Termine AgNes-Expertenaustausch: 
Die Bundesnetzagentur führt im Dezember 2025 zwei weitere Expertenaustausche zum Festlegungsverfahren AgNes (GBK-25-01-1#3) durch: 
Termin 1 (02. Dezember 2025): Es soll das beabsichtigte Grundmodell der Entgeltkomponenten für die Spannungsebenen oberhalb der Niederspannung vorgestellt und diskutiert werden. Anmeldeschluss für die Online-Teilnahme an diesem Termin ist der 28. November 2025. 
Termin 2 (19. Dezember 2025): Hier soll das beabsichtigte Grundmodell der Entgeltkomponenten für die Niederspannung vorgestellt und mit der Branche diskutiert werden. Der Anmeldeschluss für diesen Termin ist der 12. Dezember 2025. 