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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.

Am 27.11.2023 hat die Bundesnetzagentur die finalen Festlegungen zum § 14a EnWG veröffentlicht. Mit der § 14a-Regelung wird die Integration der steigenden Anzahl steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie bspw. private Ladeinfrastruktur sowie Wärmepumpen in die Niederspannungsnetze ermöglicht. In den Festlegungen BK6-22-300 und BK8-22/010-A werden die Regelungen beschrieben, die dem Netzbetreiber eine zeitweise Reduzierung des netzwirksamen Leistungsbezugs von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ermöglichen.

„Warum müssen die Norddeutschen eigentlich höhere Netzentgelte für Strom aus Wind zahlen, der deutschlandweit genutzt wird?“
Die Bundesnetzagentur hat festgestellt, dass Netzbetreiber mit viel erneuerbarer Stromerzeugung höhere Netzentgelte haben. Laut BNetzA sollen Netzbetreiber mit besonders hohen Kosten durch den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung entlastet werden. Die Mehrkosten sollen bundesweit verteilt werden. Dazu hat die Behörde am 01.12.2023 ein Eckpunktepapier veröffentlicht.

Mit einem ganzen Paket an eingeleiteten Konsultationsprozessen hat sich die Bundesnetzagentur am 22.11.2023 erneut mit den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätzen befasst. Neben dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag adressiert sie auch die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Offshore-Anbindungsleitungen und grenzüberschreitenden Elektrizitätsverbindungsleitungen selbstständiger Betreiber.

Die Kosten für konventionelle Zähler eines Netzbetreibers sind im Basisjahr Strom 2021 entstanden, und somit im Ausgangsniveau für die 4. Regulierungsperiode enthalten, müssen aber mit zunehmendem Rollout moderner Zähler weiter abgeschmolzen werden. Durch die verabschiedete MsbG Novelle 2023 ist die POG nun anteilig vom VNB zu tragen. Die Berücksichtigung dieser Kosten in der EOG gestaltet sich im aktuellen Rechtsrahmen als „schwierig“. Die BNetzA hat hierzu umfangreiche Erläuterungen auf ihrer Internetseite veröffentlicht. 

Auch für das Jahr 2024 haben wir wieder alle wichtigen Fristen für die Datenmeldung und -veröffentlichung übersichtlich für Sie zusammengestellt. Es sind sowohl bekannte als auch wiederkehrende Fristen enthalten. Den aktuellen Kalender können Sie als PDF zum Ausdrucken herunterladen.

Auch im Bereich der Gasregulierung gibt es Neuigkeiten zur 4. Regulierungsperiode. Die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur hat mit der Veröffentlichung der Festlegung zum Produktivitätsfaktor (§ 9 Abs. 3 ARegV) am 06.09.2023 angekündigt, den Produktivitätsfaktor Gas (auch XGen genannt) auf 0,75 % zu erhöhen. Der Faktor der 3. Regulierungsperiode betrug noch 0,49 %. 

Die Netzbetreiber sind wie im Vorjahr verpflichtet, den Regulierungsbehörden zum 31.12.2023 die Feststellung zum Regulierungskonto zu melden. Dies betrifft Strom- und Gasnetzbetreiber gleichermaßen. 

Auch in diesem Jahr kalkulieren und veröffentlichen die Strom- und Gasnetzbetreiber zum 15.10. des laufenden Jahres die Preisblätter für das Folgejahr. In diesem Jahr ist im Strom zu beachten, dass im kommenden Jahr die 4. Regulierungsperiode beginnt und hierfür die Erlösobergrenze erneut von dem relevanten Basisjahr hin zu den Folgejahren entwickelt und in Teilen selbstständig angepasst werden muss.
Dabei gehen wir u.a. von folgenden Anpassungen aus:

Aufgrund des Beschlusses zur Festlegung volatiler Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten in der 4. Regulierungsperiode durch die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur vom 02.05.2023, haben wir kurz nach Abschluss der vorgegebenen Periode 01.07.t-2 bis 30.06.t-1 den Referenzpreis berechnet. Aus unserer Berechnung ergibt sich der Referenzpreis für die Verlustenergie 2024 in Höhe von 234,01 €/MWh.

Alle Anlagen des Gasnetzbetriebes, die ab 2023 aktiviert werden, können durch die Festlegung der Bundesnetzagentur (BK9-22/614) kalkulatorisch bis zum Beginn des Jahres 2045 abgeschrieben werden. Somit besteht die Möglichkeit (keine Verpflichtung!), für jedes Jahr ab 2023 eine kürzere Nutzungsdauer anzusetzen als in der Netzentgeltverordnung verankert ist. 

Der Netzbetreiber ist mit Novellierung der ARegV zum 01.04.2022 aufgefordert, die Feststellung zum Regulierungskonto 2021 erstmalig zum 31.12.2022 den Regulierungsbehörden zu melden. Das betrifft Strom und Gas gleicherweise. Die Meldefrist ist somit vom 30.06. zukünftig auf den 31.12. verschoben worden.

In der zweiten Jahreshälfte wurde viel über Netzentgelte und deren Anpassungen diskutiert. 
Es begann mit der verspäteten Veröffentlichung der Strom-ÜNB-Entgelte. Vielerorts wurde mit Erleichterung festgestellt, dass ein Mechanismus gefunden wurde, der die ÜNB-Entgelte ungefähr auf dem Vorniveau hält. Die angedrohte Steigerung um 300 % musste nicht umgesetzt werden. 

Stromnetzbetreibern im Sinne des § 24 ARegV stellt sich in diesem Jahr erneut die unternehmerische Frage, ob die Teilnahme am vereinfachten Verfahren mit einem pauschalen Effizienzwert von 97,01 % für die 4. Regulierungsperiode vorteilhafter gegenüber der Teilnahme am vollständigen Verfahren mit individueller Effizienz ist. Hierzu müssen die Stromnetzbetreiber zudem bis zum 31.03.2022 einen entsprechenden Antrag bei der zuständigen Regulierungsbehörde einreichen. Die Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV ist genehmigungspflichtig und die Antragsfrist ist zwingend einzuhalten.

Erwartungsgemäß hat die Bundesnetzagentur am 17.11.2021 offiziell die Festlegung von Vorgaben für die Kostenprüfung Strom zur Konsultation gestellt. Um es vorwegzunehmen: Es hat keine großen Überraschungen gegeben.