Allgemein
Monatsrückblick Juni 2026
Die letzten Wochen waren geprägt von Saldenlisten, Schlüsselungsdokumentationen, Dienstleistungs- und Verpächterbeziehungen, Tätigkeitsabschlüssen, Anlagenstammdaten und regulatorischem Anlagevermögen. Die Kostenprüfung für die Teilnehmer im Regelverfahren hat nahezu jede freie Kapazität gebunden. In einigen Bundesländern, wie beispielsweise in Hessen, läuft die Phase der Kostenprüfung sogar noch. Auch wenn die Kostenprüfung zwar nicht selbst die neue Juni-Meldung ist, bildete sie den großen operativen Aufwand ab.
Neben der Kostenprüfung hat die Beschlusskammer 8 am 12. Juni 2026 den Erhebungsbogen für den Kapitalkostenaufschlag 2027 veröffentlicht. Anlagenstammdaten, Zugänge, Abgänge, Anlagen im Bau und Inbetriebnahmedaten wurden für die Befüllung mit Anlagenbuchhaltung und Investitionscontrolling abgestimmt.
Trotz der abgaberelevanten Anträge brachte der Juni mit der neuen Kostenerstattungslogik für den „unbilanzierten“ Redispatch, der seit dem 1. Juni geltenden Umsetzungspflicht für Energy Sharing nach § 42c EnWG und den Orientierungspunkten zu SyGNE weitere regulatorische Themen mit sich, die unmittelbare Auswirkungen auf die Kostenanerkennung, Entgeltbildung und Nachweisführung haben.
Themen im Juni
Energy Sharing nach § 42c EnWG: Umsetzungspflicht seit 1. Juni 2026
Seit dem 1. Juni 2026 sind Elektrizitätsverteilernetzbetreiber nach § 42c Abs. 4 EnWG verpflichtet, die gemeinsame Nutzung von Strom innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets zu ermöglichen. Die Bundesregierung hat im Juni bestätigt, dass Netzbetreiber hierfür einfach umsetzbare Netzzugangsbedingungen sowie massengeschäftstaugliche Abrechnungs- und Kommunikationssysteme bereitzustellen haben. Zusätzliche regulatorische Vorgaben hält sie derzeit nicht für erforderlich.
Energy Sharing wird nicht als Sonderform des Netzbetriebs außerhalb der etablierten Marktprozesse behandelt. Die Netzbetreiberpflicht ist vielmehr in die regulären Zugangs-, Mess-, Bilanzierungs-, Abrechnungs- und Kommunikationsprozesse zu integrieren. Aus dem Verzicht auf weitere Detailvorgaben entsteht kein Umsetzungsaufschub; die Verantwortung für ein funktionsfähiges Massengeschäft liegt seit dem Stichtag beim jeweiligen VNB.
§ 42c EnWG schafft keinen eigenständigen Erlös- oder Kostenwälzungsmechanismus für zusätzliche IT-, Abrechnungs- und Prozessaufwände. Diese Kosten fallen damit zunächst in die allgemeinen Mechanismen der Kostenprüfung und der regulatorischen OPEX-Anerkennung. Für Netzbetreiber ist eine projektbezogene Erfassung von Personalaufwand, Systemanpassungen, Dienstleisterkosten und manuellen Nachbearbeitungen erforderlich, um die Zusatzbelastung im Basisjahr und in künftigen Kostenprüfungen belastbar abgrenzen zu können.
Zu prüfen sind insbesondere Produktanlage, Vertrags- und Teilnehmerverwaltung, Zuordnung gemeinschaftlich genutzter Strommengen, Verarbeitung von Ein- und Austritten, Abrechnungskorrekturen, Lieferantenkommunikation sowie die Behandlung fehlerhafter oder verspäteter Messwerte. Prozesse, die lediglich über manuelle Einzelfallbearbeitung funktionieren, erfüllen bei steigenden Fallzahlen nicht den gesetzlichen Maßstab der Massengeschäftstauglichkeit.
VNB sollten ein dokumentiertes §-42c-Compliance-Modell mit klaren Prozessverantwortlichkeiten, Fehlerklassen und regulatorischen KPIs etablieren. Die Verbandsarbeit sollte sich auf einheitliche Datenformate, standardisierte Fristen und eine belastbare Zuordnung der Verantwortlichkeiten zwischen VNB, Messstellenbetreiber, Lieferant und Energy-Sharing-Organisator konzentrieren. Für die Kostenanerkennung ist entscheidend, den inkrementellen Aufwand nicht in allgemeinen Digitalisierungsbudgets aufgehen zu lassen.
Vermiedene Netzentgelte: Getrennte Mengenlogik zum Halbjahreswechsel
Die Beschlusskammer 8 hat mit Rundschreiben 04/2026 vom 10. Juni 2026 Hinweise zur praktischen Umsetzung der erstmaligen Abschmelzung der Entgelte für dezentrale Erzeugung nach der Festlegung GBK‑25‑02‑1#1 gegeben. Die Abschmelzung beginnt im zweiten Halbjahr 2026. Für die Vermeidungsleistung bleibt es bei einer Jahresbetrachtung; maßgeblich ist die Jahreshöchstlast unabhängig davon, ob diese im ersten oder zweiten Halbjahr auftritt. Die Vermeidungsarbeit ist dagegen nach den beiden Halbjahren zu differenzieren.
Bei gemessenen Einspeisern ist für die Arbeitskomponente die Einspeisemenge des zweiten Halbjahres separat zu bestimmen. Für Einspeiser mit Standardlastprofil lässt die Beschlusskammer eine sachgerechte pauschale Mengenzuordnung zu. Die Klarstellung verhindert, dass Leistungs- und Arbeitskomponente mit derselben zeitlichen Abgrenzungslogik behandelt werden.
Die reduzierten Auszahlungen an dezentrale Erzeugungsanlagen vermindern korrespondierend die in der Erlösobergrenze beziehungsweise Netzentgeltkalkulation zu berücksichtigende Kostenposition. Ein Ergebnisvorteil für den VNB entsteht daraus grundsätzlich nicht. Abgrenzungsfehler können jedoch zu Differenzen zwischen Auszahlung, Kostenansatz und Erlösvereinnahmung führen und damit das Regulierungskonto sowie die Liquidität belasten.
Abrechnungssysteme müssen für 2026 eine Jahresbetrachtung der Leistung und eine Halbjahresbetrachtung der Arbeit parallel verarbeiten. Stammdaten, Messkonzepte und Erzeugerabrechnungen sind daraufhin zu prüfen, ob die Mengen ab 1. Juli 2026 eindeutig separiert werden können. Bei pauschalen Aufteilungen ist die gewählte Methode zu dokumentieren und über alle vergleichbaren Fälle konsistent anzuwenden.
Der Halbjahreswechsel sollte mit einer eigenen regulatorischen Abstimmung zwischen Netzwirtschaft, Abrechnung, Controlling und Erzeugungsvertrieb begleitet werden. Wesentlich ist eine vollständige Überleitung von der Einzelabrechnung zur Netzentgeltkalkulation, damit Differenzen nicht erst im Regulierungskontoantrag sichtbar werden.
SyGNE: Gasnetzentgelte werden auf sinkende Mengen und Transformation ausgerichtet
Die Große Beschlusskammer Energie hat am 30. Juni 2026 Orientierungspunkte für die zukünftige Systematik der Gasnetzentgelte – SyGNE, GBK-25-01-2#2 veröffentlicht. Die spätere Festlegung soll die netzentgeltbezogenen Regelungsgegenstände der GasNEV ersetzen.
Die Bundesnetzagentur will am Netzpartizipationsmodell, an Arbeitspreisen und an Leistungspreisen für RLM-Kunden grundsätzlich festhalten. Das historisch etablierte Verhältnis, wonach rund 70 Prozent der Erlöse über Leistung und rund 30 Prozent über Arbeit vereinnahmt werden, wird jedoch zur Diskussion gestellt. Bei strukturell sinkenden Absatzmengen würde ein hoher Arbeitspreisanteil zu stärkeren Mengen- und Prognoserisiken führen. Eine Verlagerung auf die Leistungskomponente stabilisiert demgegenüber die Erlösvereinnahmung, kann aber die Belastungsverteilung zwischen Kunden mit unterschiedlichen Benutzungsstunden erheblich verändern. Auch für SLP-Kunden soll die Systematik mit Arbeitspreis und optionalem Grundpreis unverändert bestehen. Die Diskussion um einen verpflichtenden Grundpreis bleibt offen.
Die finanzielle Wirkung hängt insbesondere von der finalen Parametrisierung des Leistungs- und Arbeitsanteils sowie von der Behandlung sinkender Anschluss- und Absatzmengen ab. Verändert werden die unterjährige Erlösrealisation, das Prognoserisiko und die Verteilung der Netzentgeltbelastung. Für industrielle RLM-Kunden können bereits geringe Verschiebungen zwischen Arbeits- und Leistungspreis zu materiellen Entgeltänderungen führen.
Zusätzlich ist zu prüfen, ob die bestehende Kostenstellenrechnung, das Netzpartizipationsmodell und die Preisblattberechnung auch unter veränderten Mengenstrukturen nachvollziehbare und stetige Ergebnisse liefern. Änderungen von Schlüsselungen bleiben dokumentationspflichtig und müssen einem sachkundigen Dritten nachvollziehbar sein.
Strategisch sollten Gasnetzbetreiber die Konsultation nicht auf die Frage „Leistung oder Arbeit“ reduzieren. Entscheidend ist, ob die Entgeltsystematik bei sinkender Nutzerzahl ausreichend robust gegen Erlösausfälle, sprunghafte Entgeltsteigerungen und Austritte großer Netznutzer aus der Kostentragungsgemeinschaft ausgestaltet wird. Darüber hinaus ist zu bewerten, welche wirtschaftlichen Folgen das vorgesehene Auslaufen neuer Sondernetzentgelte nach § 20 Abs. 2 GasNEV für industrielle Ankerkunden und potenzielle Direktleitungsprojekte hat. Bestehende Vereinbarungen sollen nach den Orientierungspunkten geschützt bleiben.
Weiterhin sieht die Große Beschlusskammer die Zahlung von Entgelten für vermiedenen Netzkosten an die Einspeiser von Biogas nicht mehr gerechtfertigt, da durch die lokale Einspeisung von Biogas keine Netzkosten gespart werden. Aus Vertrauensschutz dürfen Kunden den zugesicherten Zeitraum von zehn Jahren noch voll ausschöpfen.
BK8-26-001-A: Prozessfehler im Redispatch werden zum Ergebnisrisiko
Die Beschlusskammer 8 hat am 8. Juni 2026 das Eckpunktepapier BK8-26-001-A zur Kostenerstattung im „unbilanzierten“ Redispatch veröffentlicht. Rechtsgrundlage ist § 14 Abs. 1b Satz 4 EnWG. Stellungnahmen waren bis zum 1. Juli 2026 möglich. Die BNetzA hat angekündigt, nach Auswertung der Stellungnahmen einen Festlegungsentwurf zur Konsultation zu stellen; ein verbindlicher Zeitplan für die endgültige Festlegung wurde bislang nicht veröffentlicht. Das Verfahren ergänzt die Redispatch-2.0-Festlegung BK6-23-241.
Bei einer rechtzeitigen und korrekten Ankündigung soll der finanzielle Aufwendungsersatz grundsätzlich anhand der Formel Ausfallarbeit × ID-AEP bestimmt werden. Der ID-AEP bildet einen mengengewichteten Preisindex aus den zuletzt getätigten kontinuierlichen Intraday-Geschäften des jeweiligen Viertelstundenprodukts. Für Abrufe im Prognosemodell verlangt die vorgelagerte Prozessfestlegung grundsätzlich einen Zugang der Information bei Lieferant und Einsatzverantwortlichem spätestens 30 Minuten vor Beginn der Gültigkeit.
Über die Netzentgelte soll nur der Aufwendungsersatz refinanzierbar sein, der bei rechtzeitiger und korrekter Ankündigung angefallen wäre. Kosten aus dem Verspätungs- oder Fehlerterm verbleiben beim Netzbetreiber. Entsteht durch den Fehler rechnerisch ein negativer Term und damit ein Erlös, darf dieser nicht beim Netzbetreiber verbleiben, sondern ist vollständig an die Netznutzer zurückzuführen. Das Modell ist somit asymmetrisch: Prozessfehler erzeugen ein Verlustpotenzial, aber keine korrespondierende Erlöschance.
Erforderlich sind revisionssichere Zeitstempel über die vollständige Prozesskette, eine eindeutige Zuordnung von Erst- und Korrekturmeldungen, automatisierte Überwachung der 30-Minuten-Grenze sowie eine Abgrenzung von Fehlern des Netzbetreibers gegenüber Fehlern von Anlagenbetreiber, Lieferant, Einsatzverantwortlichem oder Bilanzkreisverantwortlichem. Leitstelle, Energiedatenmanagement, Redispatch-System und Regulierungsmanagement müssen auf eine einheitliche Beweis- und Dokumentationslogik zugreifen.
Netzbetreiber sollten historische Abrufe rückwirkend anhand der vorgesehenen Berechnungsmethodik simulieren. Dadurch lassen sich potenzielle nicht anerkannte Kosten, technische Fehlerursachen und besonders risikobehaftete Prozessschnittstellen quantifizieren. In der weiteren Konsultation sind insbesondere Regelungen für Kommunikationsausfälle, nicht eindeutig zurechenbare Fehlerketten, nachgelagerte Korrekturen und Störungen vorgelagerter Netzbetreiber von wirtschaftlicher Bedeutung.
KONNI 2.1 und NSAVER Festlegung
KONNI 2.1
Die Beschlusskammer 7 hat am 15. Juni 2026 das Festlegungsverfahren BK7-26-01-006 – KONNI 2.1 zur Weiterentwicklung des Konvertierungssystems in qualitätsübergreifenden Gasmarktgebieten eröffnet. Adressat ist die Trading Hub Europe nach § 3 Nr. 72 EnWG. Für Marktteilnehmer sind insbesondere die spätere Ausgestaltung der Konvertierungsentgelte, der Umlagemechanismus und die Anreizwirkung auf H- und L-Gas-Bilanzierung zu prüfen.
NSAVER-Festlegung
Für Verteilnetzbetreiber deutlich unmittelbarer relevant ist die aktuelle Entwicklung rund um die NSAVER-Festlegung BK8-22/010-A. Die Bundesnetzagentur hat die ersten Verwaltungsvollstreckungsverfahren wegen unzureichender Umsetzung der Vorgaben aus Modul 3 der § 14a-EnWG-Regelungen eingeleitet und den betroffenen Unternehmen für die Nachbesserung eine Frist bis zum 30. September 2026 gesetzt. Verbunden wurde dies mit der Androhung von Zwangsgeldern. Die Verfahren sind als Signal an die Branche zu verstehen: Die BNetzA hat deutlich gemacht, dass die Einhaltung der Vorgaben künftig konsequent überwacht und durchgesetzt wird. Netzbetreiber, die die Anforderungen noch nicht vollständig umgesetzt haben, sollten bestehende Prozesse und Systeme zeitnah überprüfen und etwaige Defizite kurzfristig beheben.
Wichtige Termine auf einem Blick:
31. Juli 2026 – Jahresabrechnung entgangenen NE-Erlöse
01. August 2026 – Xgen Abgabefrist Datenerhebung
15. August 2026 – quartalsweise Datenerhebung Lieferantenwechsel
17. August 2026 – Abgabe Kostenprüfung reguläres Verfahren Regulierungskammer Hessen
31. August 2026 – Prognose KWK-Strom, Antrag Kosten für Biogas und Marktraumumstellung