Monatsrückblick September 2026

Während die Kostenprüfung Gas bei vielen Gasnetzbetreibern im vereinfachten Verfahren noch das Tagesgeschäft bestimmte und andere bereits die Netzentgelte im Blick haben, beschäftigten sich Gesetzgeber und Regulierungsbehörden mit den regulatorischen Herausforderungen der Energiewende.

Mit der BRÜCKEN-Festlegung schafft die BNetzA erstmals einen regulatorischen Rahmen für die Finanzierung von Stilllegungs- und Rückbaukosten der Gasnetze. Gleichzeitig verändern die Aufhebung der FAUNA-Festlegung die Anforderungen an die strategische Planung von Gasverteilnetzbetreibern.

Auch im Strombereich treiben Gesetzgeber und Regulierungsbehörden den Umbau der Netzinfrastruktur weiter voran. Das Netzanschlusspaket der Bundesregierung soll neue Instrumente zur Steuerung knapper Netzkapazitäten schaffen, während die Ergebnisse des Smart-Meter-Monitorings die Fortschritte und Rückstände bei der Digitalisierung der Verteilnetze verdeutlichen. Ergänzt werden diese Entwicklungen durch die Verlängerung ausgewählter VOLKER-Regelungen und die neue MiSpeL-Festlegung, welche rechtliche Klarheit für die ertragreiche Mehrfachnutzung von Stromspeichern und bidirektionalen Ladepunkten schafft.

Themen im September

Regulatorischer Rahmen für den Gasnetzrückbau: BNetzA erlässt BRÜCKEN-Festlegung

Die Beschlusskammer 9 hat am 30. September 2026 das Festlegungsverfahren BK9-25/618 BRÜCKEN zu Bestimmungen für Rückstellungen für Stilllegungen und unvermeidbaren Rückbau von Erdgasnetzen abgeschlossen.

Ab dem Beginn der fünften Regulierungsperiode am 1. Januar 2028 werden Zuführungen und Auflösungen entsprechender Rückstellungen als nicht dem Effizienzvergleich unterliegende Kostenanteile (KAnEu) anerkannt. Die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt grundsätzlich auf Basis der Ist-Kosten des vorletzten Kalenderjahres (t-2-Ansatz). Über eine Sonderregelung werden die Ist-Kosten des Basisjahres 2025 berücksichtigt, wobei Netzbetreiber wählen können, ob der Betrag im Jahr 2028 oder annuitätisch verteilt auf die Jahre 2028 bis 2030 angesetzt wird. Voraussetzung für die kalkulatorische Anerkennung ist die bilanzielle Einordnung im testierten Tätigkeitsabschluss nach § 6b EnWG sowie die Ausrichtung an den künftigen gesetzlichen Vorgaben zur Vermeidung unwirtschaftlichen Rückbaus gemäß § 48b EnWG-E. Gegenüber dem Festlegungsentwurf ergänzte die Behörde im finalen Beschluss, dass Pacht-Rückstellungen anerkennungsfähig sind und Verpflichtungen bei Netzübergängen mitübergehen. Weiterhin behält sich die Behörde Kürzungen unregelmäßiger Einmalzuführungen vor und bestätigte den Verzicht auf den ursprünglichen 10-%-Malus bei Auflösungen.

In ihren Stellungnahmen zum Verfahren bewerteten Branchenverbände, wie der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sowie zahlreiche Gasverteilernetznutzer, die Einstufung als KAnEu und das Verwerfen der Malus-Regelung als wichtigen Schritt zur Verhinderung von Liquiditätsrisiken. Praxisseitig wird jedoch kritisch angemerkt, dass der gewählte t-2-Ansatz zu einer verzögerten Refinanzierung führt und Netzbetreiber in erheblichem Umfang in Vorleistung treten müssen. Zudem fordern die Verbände eine eigenständige Definition der Unvermeidbarkeit, solange der Paragraf § 48b EnWG-E noch nicht final im Parlamentsverfahren verabschiedet ist.

Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL): BNetzA ermöglicht flexible Mehrfachnutzung ohne Förderverlust

Mit der offiziellen Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) hat die BNetzA am 1. Oktober 2026 den bisherigen starren Rechtsrahmen beim Betrieb von Stromspeichern und bidirektionalen Wallboxen reformiert. Bisher führte die Einspeicherung von Netzstrom bei EE-Speichern zum Verlust der EEG-Förderung, während bidirektionale Ladepunkte kaum genutzt werden konnten. Die neue Regelung überwindet diese Hürden und erlaubt marktaktiven Prosumern sowie Gewerbebetrieben die parallele Optimierung von Eigenverbrauch, Netzbezug und Netzeinspeisung.

Gegenüber dem Konsultationsentwurf stellte die Behörde die universelle Abgrenzungsoption auf eine monatliche Saldierungsperiode um und korrigierte die Formeln, um Fehlanreize bei der Strommengen-Zuordnung wirksam zu beheben. Bei der Pauschaloption für Solaranlagen bis 30 Kilowatt-Peak reicht ein einziger Hausanschlusszähler aus, um Einspeisemengen bis zu einer Pauschalgrenze von 500 kWh pro Kilowatt-Peak als förderfähig einzustufen. Zudem wurden die Berechnungsfaktoren für bidirektionale Ladepunkte im Verfahren auf 0,2 abgesenkt, ein Indifferenzbereich geschaffen und der Anwendungsbereich auf ungeförderte Anlagen sowie rein netzgekoppelte Speicher ausgeweitet. Um Fehlanreize zu vermeiden, entfallen Umlage- und Netzentgeltprivilegien bei Einspeisungen bei negativen Marktpreisen.

Für Verteilnetz- und Messstellenbetreiber gilt eine Übergangsfrist bis zum 30. September 2027, innerhalb derer die erforderlichen IT- und Abrechnungsprozesse für das Massengeschäft aufgebaut werden müssen.

Netzanschlusspaket der Bundesregierung: Kriterien zur Priorisierung und regionale EE-Steuerung

Die Bundesregierung hat den Gesetzentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau vorgelegt, um den Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen, Großbatteriespeichern, Industrieanlagen und Rechenzentren besser mit dem tatsächlichen Netzausbau abzustimmen. Damit reagiert der Gesetzgeber auf den starken Anstieg der Anträge und die steigende Anschlusskonkurrenz um knappe Netzkapazitäten, welche die bisherige chronologische Vergabe an ihre Grenzen bringen.

Netzbetreiber erhalten künftig einen flexiblen Kriterienkatalog, um Netzanschlussbegehren bei Kapazitätsengpässen transparent und diskriminierungsfrei zu priorisieren. Zudem können Verteilnetzbetreiber stark belastete Netzabschnitte mit hohen Abregelungsquoten von mehr als 5 % für bis zu sechs Jahre als kapazitätslimitierte Netzgebiete ausweisen. Für Neuanlagen in diesen Engpasszonen greift bei Netzengpässen ein vertraglicher Verzicht auf Entschädigungszahlungen bei Redispatch-Maßnahmen für bis zu 20 % des Jahresertrags (18 % in Windvorranggebieten), was die Herausforderungen stark ausgelasteter beziehungsweise engpassbehafteter Netzstrukturen besser beherrschbar machen soll. Ein weiteres zentrales Element bildet ein bundesweit einheitliches Regime zur Reservierung und Freigabe von Netzanschlusskapazitäten ab 135 Kilowatt Nennleistung, das strikt an Nachweise des Projektfortschritts gebunden ist. Dies stellt sicher, dass spekulative oder nicht weiterverfolgte Anträge kapazitätsstarke Netzpunkte nicht länger ungenutzt blockieren. Ergänzend werden Betreiber von Höchst- und Hochspannungsnetzen verpflichtet, auf ihrer Internetseite verfügbare Kapazitäten auf geografischen Karten auszuweisen, während alle Verteilnetzbetreiber ab 2028 ein Online-Tool für unverbindliche Netzanschlussauskünfte ab 135 Kilowatt bereitstellen müssen. Darüber hinaus müssen Verteilnetzbetreiber sicherstellen, dass der gesamte Kommunikationsprozess von der Antragstellung bis zur Inbetriebnahme spätestens ab dem 1. Januar 2028 vollständig über digitale Netzanschlussportale abgewickelt werden kann. Für Verteilnetzbetreiber bringt das Gesetzpaket somit zwar erhebliche Digitalisierungs- und Anpassungspflichten mit sich, schafft aber gleichzeitig essenzielle Steuerungsinstrumente für eine vorausschauende Netzentwicklungsplanung.

Regulierungskonto 2025, Transformationselement, Aufhebung FAUNA, Verlängerung VOLKER und Monitoring Smart-Meter-Rollout

Aktualisierung Erhebungsbogen Regulierungskonto 2025

Die Beschlusskammer 8 der BNetzA hat die Erhebungsbögen für das Regulierungskonto 2025 für Strom-VNB und Übertragungsnetzbetreiber mit Stand 22. September 2026 aktualisiert. Neben punktuellen Formelkorrekturen umfasst die Überarbeitung wesentliche Anpassungen an das geänderte Messstellenbetriebsgesetz, insbesondere bezüglich der Vereinnahmung von Preisobergrenzen beim optionalen Roll-out für zusätzliche Zählpunkte. Darüber hinaus wurden die maßgeblichen Zinssätze sowie das Zugangsjahr 2025 integriert und neue Felder für Erläuterungen zu Hinzurechnungen sowie Kürzungen geschaffen. Um eine praxistaugliche und rechtssichere Übermittlung der Regulierungsdaten zu gewährleisten, wurden die Abfragestrukturen bereinigt und flexibilisierte Eingabefelder erstellt. Der Antrag muss wie gewohnt zum 31. Dezember bei der zuständigen Regulierungsbehörde eingereicht werden.

Aktualisierung Anlage A Transformationselement

Die BNetzA hat aktualisierte Versionen der Anlage A zur Anzeige des Transformationselementes sowie eine Berechnungshilfe zum Kapitalkostenabgleich veröffentlicht. Gasnetzbetreiber können damit auf Basis der Erlösobergrenzen der vierten Regulierungsperiode und der nach KANU 2.0 neu ermittelten Abschreibungsbeträge von Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2020 aktiviert wurden, den konkreten Kapitalkostenabgleich bestimmen. Die Frist zur Anzeige für das Jahr 2027 ist der 15. Oktober 2026.

Aufhebung der Festlegung FAUNA

Die BNetzA hat am 9. September 2026 unter dem Aktenzeichen 4.28/1#2 von Amts wegen das Verfahren zur Aufhebung der Festlegung FAUNA („Fahrpläne für die Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff“) eröffnet. Hintergrund ist das Inkrafttreten des Gebäudemodernisierungsgesetzes am 29. Juli 2026. Dadurch sind die §§ 71 ff. Gebäudeenergiegesetzes (GEG) einschließlich des Planungsinstruments der Fahrpläne nach § 71k GEG ersatzlos entfallen. Diese Fahrpläne und damit FAUNA, sind für Verteilnetzbetreiber und die für die Wärmeplanung zuständigen Stellen nicht mehr erforderlich.

Verlängerung der VOLKER-Regelung zur regulatorischen Anerkennung volatiler Kosten

Die Beschlusskammer 9 hat am 11. September 2026 bestimmte Regelungen der Festlegung BK9-22/606-1 bis BK9-22/606-5 zu volatilen Kosten für verschiedene Aspekte des Erdgastransports (VOLKER) verlängert. Die Regelung betrifft Kosten aus Schadensersatzansprüchen und Rechtsverfolgung, die Fernleitungsnetzbetreibern durch die Übernahme von ausländischem Gas entstehen, welches nicht dem DVGW-G 260 entspricht, bleiben bis zum 30. September 2027 als volatile Kosten anerkennungsfähig. Die Frist entspricht dem Ende des Gaswirtschaftsjahres 2026/2027 und ist an den fortschreitenden Ausbau der nationalen LNG-Terminals gekoppelt. Fernleitungsnetzbetreiber müssen zur Anerkennung der Schadensersatzkosten nachweisen, dass alle angemessenen Maßnahmen zur Schadensminimierung getroffen wurden.

Smart-Meter-Rollout: Monitoring der BNetzA für das erste Halbjahr 2026

Die BNetzA hat die Ergebnisse der Datenauswertung zum Smart-Meter-Rollout für das erste Halbjahr 2026 veröffentlicht. Im gesetzlichen Pflichtbereich erreichten die 803 erfassten grundzuständigen Messstellenbetreiber im Bundesdurchschnitt eine Ausstattungsquote von 26,1 % und liegen damit zwar über der zum 31. Dezember 2025 fälligen Mindestquote von 20 %, was jedoch vor allem den nachlaufenden Ausbaufortschritt widerspiegelt. Da die nächsten gesetzlichen Etappenziele bereits näher rücken, müssen verbliebene Rückstände nun zügig aufgeholt werden, um künftige Vorgaben fristgerecht zu erreichen. Grundzuständige Messstellenbetreiber, die ihre gesetzlichen Pflichten verfehlen, müssen mit aufsichtsrechtlichen Maßnahmen sowie Zwangsgeldern von bis zu zehn Millionen Euro rechnen. Grundzuständige Messstellenbetreiber ohne nachgewiesene Zielerreichung müssen unverzüglich Nachbesserungsmaßnahmen zur Erfüllung der Mindestquote von 20 % bei Pflichteinbaufällen vorlegen.