Unsere AgNes-Eingabe im Wortlaut

Kurzfassung: Dies ist der vollständige Wortlaut dessen, was wir der Bundesnetzagentur zum Entwurf der neuen Netzentgeltsystematik geschrieben haben — 30 Einträge, nach Tenorziffern geordnet, mit allen Fundstellen und Rechtsbezügen. Wer es lieber in Alltagssprache hätte, findet hier die erklärte Fassung.

Vorbemerkung

Das Verfahren heißt Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom, kurz AgNes, und läuft bei der Großen Beschlusskammer Energie der Bundesnetzagentur unter dem Aktenzeichen GBK-25-01-1#3. Es bestimmt, nach welchen Regeln ab dem 1. Januar 2029 die Netzentgelte gebildet werden. Der Entwurf hat 198 Seiten.

Wir haben dazu in drei Stellungnahmen insgesamt 30 Einträge abgegeben. Zwei davon sind am 6. September 2026 im amtlichen Formblatt eingereicht worden; die dritte, zu Speichern und Netzknoten, ist danach entstanden. Bei jedem Eintrag steht, aus welcher Stellungnahme er stammt und ob er bereits eingereicht ist.

Maßgeblich ist jeweils die Fassung im amtlichen Formblatt der Beschlusskammer. Die folgende Wiedergabe ist nach Tenorziffern sortiert statt nach Einreichung, damit zusammengehörige Punkte beieinanderstehen. Am Wortlaut ist nichts geändert.

Ein Hinweis zur Lesart: Der weit überwiegende Teil dieser Einträge sind Bitten um Darlegung und Anregungen zur Begründung. Das ist die Form, in der eine Konsultation arbeitet — eine Behörde, die einen Punkt in der Begründung behandeln muss, hat ihn geprüft.

I.Tenorziffer 2 Nr. 12 Begriffsbestimmungen — Einordnung ortsgebundener Speicher

Stand: neu, aus der Stellungnahme „Speicher und Netzknoten“.

Ziffer 2 Nr. 12 unterscheidet rein netzgekoppelte und anlagengekoppelte Stromspeicheranlagen. An diese Unterscheidung knüpfen die Ziffern 10.1 und 10.2 unterschiedliche Rechtsfolgen: Anlagengekoppelte Speicher werden mit der gekoppelten Anlage gemeinsam betrachtet, und die aus dem Netz bezogenen und wieder zurückgespeisten Mengen sind nach Ziffer 10.2 Satz 3 von den Arbeitspreisen befreit. Netzgekoppelte Speicher zahlen nach Ziffer 10.1 ein Kapazitätsentgelt auf die vereinbarte Netzanschlusskapazität.

Eine Konstellation, die derzeit entsteht, ist in dieser Einteilung nicht abgebildet: ein Speicher, der an einem Punkt des Niederspannungsnetzes angeschlossen ist und der Erzeugung und Entnahme derselben Niederspannungs-Netzgruppe dient, ohne einer einzelnen Erzeugungs- oder Letztverbrauchsanlage zugeordnet zu sein. Technisch ist er netzgekoppelt; wirtschaftlich und in seiner Wirkung auf das Netz steht er der anlagengekoppelten Konstellation näher, weil Bezug und Rückspeisung an denselben Netzabschnitt gebunden sind.

Die Folge der Einordnung ist erheblich. Ein solcher Speicher unterfällt Ziffer 10.1 und damit weder der gemeinsamen Betrachtung nach Ziffer 10.2 Satz 2 noch der Befreiung nach Ziffer 10.2 Satz 3 — obwohl dieselbe Kilowattstunde auch bei ihm zweimal durch denselben Netzanschluss läuft und die Begründung der Befreiung, die Vermeidung einer doppelten Belastung derselben Menge, gleichermaßen zutrifft.

Die Befreiung nach Ziffer 10.2 Satz 3 steht unter der Bedingung, dass „eine Abgrenzung dieser Mengen messtechnisch möglich ist". Von der Auslegung dieser Bedingung hängt ab, ob die Befreiung praktisch erreichbar ist. § 20 Abs. 1d EnWG verpflichtet den Netzbetreiber, die Zählpunkte für bilanzierungsrelevante Unterzähler bereitzustellen, und stellt rechnerisch ermittelte Summenmesswerte einem Summenzähler gleich, wenn alle in die Saldierung eingehenden Messeinrichtungen intelligente Messsysteme sind. Wird die Abgrenzung auf diesem Weg geführt, entsteht am Netzanschluss keine zusätzliche Messeinrichtung.

Wir regen an,

1. in der Begründung zu behandeln, wie ein Speicher einzuordnen ist, der keiner einzelnen Anlage zugeordnet ist, dessen Bezug und Rückspeisung aber auf dieselbe Netzgruppe begrenzt sind;

2. zu prüfen, ob die Befreiung nach Ziffer 10.2 Satz 3 auf diese Konstellation zu erstrecken ist, soweit die Abgrenzung der Mengen messtechnisch möglich ist — diese Voraussetzung stellt der Tenor bereits selbst auf;

3. klarzustellen, ob diese Voraussetzung auch durch eine rechnerisch geführte Abgrenzung nach § 20 Abs. 1d EnWG erfüllt wird.

Zur Abgrenzung: Eine Änderung der Höhe des Kapazitätspreises regen wir nicht an, ebenso wenig eine Befreiung, die an die Bauform oder an die Bezeichnung einer Anlage anknüpft. Ob für einen rechnerisch geführten Zählpunkt ein Entgelt für den Messstellenbetrieb anfällt, richtet sich nach dem Messstellenbetriebsgesetz und ist nicht Gegenstand dieser Festlegung.

II.Tenorziffer 5.2 Kostenwälzung — Wälzungsschlüssel bei Entnahmestellen ohne arbeitsbezogenes Entgelt

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Wir bitten um Darlegung der Verteilungswirkung von Ziffer 5.2 Satz 4 in Verbindung mit Ziffer 11.1.

Nach Ziffer 5.2 Satz 4 bleiben die Entnahmen von Letztverbrauchern, die „kein auf die Jahresarbeit bezogenes Netzentgelt zahlen", bei der Bestimmung des Wälzungsschlüssels unberücksichtigt. Elektrolyseure zahlen nach Ziffer 11.1 ein Sondernetzentgelt aus einem reinen Kapazitätspreis; Arbeitspreise „werden nicht erhoben". Ihre Entnahmen fallen damit aus dem netzbezogenen Letztverbrauch heraus.

Nach Ziffer 5.3 Satz 2 ergibt sich der Kostenanteil jeder Kostenträgergruppe „aus dem Verhältnis des netzbezogenen Letztverbrauchs der jeweiligen Kostenträgergruppe und des netzbezogenen Letztverbrauchs aller Kostenträgergruppen". Entfallen die Entnahmemengen der direkt angeschlossenen Letztverbraucher einer oberen Netz- oder Umspannebene teilweise, steigen rechnerisch die Anteile der übrigen Gruppen — der nachgelagerten Netz- und Umspannebenen und der Weiterverteiler. Ein größerer Teil der Kosten der oberen Ebenen würde nach unten gewälzt.

Ob und in welchem Umfang diese Wirkung eintritt, hängt von Mengen ab, die uns nicht vorliegen. Wir bitten deshalb um Darlegung der Verteilungswirkung auf die Kostenträgergruppen nach Ziffer 5.3 Satz 1, insbesondere auf die Weiterverteiler, und regen hilfsweise an, die Entnahmemengen dieser Letztverbraucher im Wälzungsschlüssel unabhängig von der Struktur ihres Entgelts zu berücksichtigen.

Zur Abgrenzung: Eine Änderung der Ziffer 11.1 regen wir nicht an; die Anregung betrifft allein die Abbildung im Wälzungsschlüssel. Ziffer 5.2 Satz 3 — der durch Eigenerzeugung gedeckte Letztverbrauch bleibt unberücksichtigt — unterstützen wir; er wirkt zugunsten von Netzgebieten mit dezentraler Erzeugung.

III.Tenorziffer 5.7 Kostenwälzung — Unterrichtung der betroffenen nachgelagerten Netzbetreiber

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 5.7 Satz 2 schreibt vor, dass in besonderen Härtefällen aktualisierte Werte des netzbezogenen Letztverbrauchs heranzuziehen sind. Nach Satz 3 hat der abweichende Netzbetreiber die zuständige Regulierungsbehörde „hierüber unverzüglich zu unterrichten" und „die Gründe für das Heranziehen eines abweichenden Wertes" darzulegen.

Eine Unterrichtung der nachgelagerten Netzbetreiber und Weiterverteiler, deren Wälzungsbetrag sich durch die Abweichung ändert, sieht der Entwurf nicht vor. Ziffer 14.4 Satz 4 verpflichtet zwar zur Mitteilung der Kostenwälzungsbeträge, betrifft aber nur das Ergebnis, nicht die Abweichung und ihre Gründe.

Wir regen an, die Unterrichtung nach Ziffer 5.7 Satz 3 auf die betroffenen nachgelagerten Netzbetreiber und Weiterverteiler zu erstrecken und die Abweichung in den Bericht nach Ziffer 16 aufzunehmen.

IV.Tenorziffer 6.6 Bildung bundeseinheitlicher Übertragungsnetzentgelte — Datengrundlage für den Vergleich der Regelzonen

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 6.6 Satz 1 verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber, die zur Ermittlung der bundeseinheitlichen Entgelte notwendigen Daten „in anonymisierter Form untereinander elektronisch auszutauschen". Satz 2 verlangt: „Die Daten müssen einheitlich ermittelt werden." Eine Veröffentlichung je Übertragungsnetzbetreiber sieht der Entwurf nicht vor.

Seit der Vereinheitlichung zahlen alle Netznutzer denselben Entgeltsatz; die Unterschiede zwischen den Regelzonen werden nach Ziffer 6.5 intern ausgeglichen. Damit ist für Netznutzer und Dritte nicht mehr erkennbar, welcher Kostenbeitrag aus welcher Regelzone stammt. Der Maßstab des „effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers" nach Art. 18 Abs. 1 UAbs. 1 S. 1 VO (EU) 2019/943 setzt eine Vergleichsgrundlage voraus. Die Daten liegen regelzonenscharf bereits vor: Ziffer 9.3 definiert die Positionen Regelenergie und Verlustenergie je Übertragungsnetzbetreiber und summiert sie erst anschließend.

Die Beschlusskammer formuliert den Transparenzmaßstab an anderer Stelle selbst. Ziffer 15.6 Satz 2 verlangt für den Aufschlag für besondere Netznutzung, die Angaben müssten „einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die jeweiligen Ermittlungen, Zahlungen und die kaufmännisch abgenommenen Energiemengen vollständig nachvollziehen zu können".

Wir regen an, diesen Maßstab auf Ziffer 6 zu erstrecken und je Übertragungsnetzbetreiber und Kalenderjahr zu veröffentlichen, soweit keine Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse entgegenstehen:

• den auf den gemeinsamen Kostenträger nach Ziffer 6.3 eingebrachten Kostenbeitrag,

• die Ausgleichszahlungen nach Ziffer 6.5,

• die Positionen nach Ziffer 9.3 getrennt je Regelzone.

Die Veröffentlichung sollte in maschinenlesbarer Form erfolgen; Ziffer 5.9 sieht eine elektronische Übermittlung bereits vor.

V.Tenorziffer 8.2 Ermittlung der Finanzierungentgelte für den Verbrauch — Grundpreis bei getrennt abgerechneter Marktlokation nach § 14a EnWG

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir regen an klarzustellen, ob für eine Marktlokation, über die ausschließlich der Verbrauch einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG abgerechnet wird, ein gesonderter Grundpreis nach Ziffer 8.2 Satz 1 zu bilden ist.

Der Anlass. Ziffer 8.2 Satz 1 knüpft den Grundpreis an die Entnahmestelle. Die Festlegung von Netzentgelten für steuerbare Anschlüsse und Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG (BK8-22/010-A) setzt für ihr Modul 2 eine separate Marktlokation voraus und schließt einen zusätzlichen Grundpreis dafür aus; Rn. 113 hält fest: „Die Abrechnung eines zusätzlichen Grundpreises ist jedenfalls bei Anwendung des Modul 2 unzulässig." Begründet ist das dort mit § 17 Abs. 6 S. 2 StromNEV — der Vorschrift, die durch die vorliegende Festlegung ab dem 01.01.2029 abgelöst wird.

Die Begründung des Entwurfs setzt die Fortgeltung bereits voraus. Rn. 298 führt zum Grundpreisaufschlag für Prosumer aus, der Aufschlag sei immer dann zu erheben, „wenn für eine Marktlokation auch ein Grundpreis abgerechnet wird", und weiter: „In Fällen des Modul 2 der Festlegung von Netzentgelten für steuerbare Anschlüsse und Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG der Beschlusskammer 8, Az.: BK8-22/010-A entfällt analog zu Ziffer 113 des Beschlusses auch der Aufschlag für diese verbrauchende Marktlokation." Die Beschlusskammer geht damit selbst davon aus, dass an einer solchen Marktlokation kein Grundpreis abgerechnet wird. Im Tenor ist das nicht ausgesprochen.

Was davon abhängt. Ziffer 1.2 Satz 2 erklärt andere als die in dieser oder in weiteren Festlegungen geregelten Entgelte für unzulässig; die Frage wird ab 2029 also beantwortet werden müssen. Von der Antwort hängen die Kosten der getrennten Messung ab: Ein Ladepark in einem Mehrparteienhaus mit zwölf Stellplätzen führt in dieser Konfiguration zwölf Marktlokationen mit einer Jahresentnahme in der Größenordnung von je 2.000 Kilowattstunden. Fiele für jede ein eigener Grundpreis an, überstiege das die Ersparnis, die das Modul 2 beim Arbeitspreis eröffnet — zumal der Erlösanteil des Grundpreises nach Ziffer 8.2 Satz 4 zwischen 20 und 40 Prozent liegen soll.

Dieselbe Frage stellt sich, wenn die Marktlokation nicht über einen zusätzlichen Zählerplatz, sondern nach § 20 Abs. 1d EnWG rechnerisch als bilanzierungsrelevanter Unterzähler geführt wird. Auch dann wird an dem Netzanschlusspunkt keine zusätzliche Infrastruktur verursacht; der Grund, aus dem ein zweiter Grundpreis unzulässig ist, greift in gleicher Weise.

Wir regen deshalb an, in Ziffer 8.2 oder in der Begründung aufzunehmen: Für eine Marktlokation, über die ausschließlich der Verbrauch einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG abgerechnet wird, ist kein gesonderter Grundpreis zu bilden, sofern an einer anderen Marktlokation desselben Netzanschlusses ein Grundpreis erhoben wird.

Zur Abgrenzung: Eine Änderung der Höhe des Grundpreises oder seines Erlösanteils regen wir nicht an. Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass Netzentgelte „keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung" setzen dürfen. Die Anregung zielt allein darauf, dass die getrennte Messung, die die Steuerbarkeit abrechenbar macht, nicht an einem zweiten Grundpreis endet.

VI.Tenorziffer 8.2 Ermittlung der Finanzierungentgelte für den Verbrauch — Grundpreis bei mehreren Zähl- und Abrechnungspunkten je Netzanschlusspunkt

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir regen an klarzustellen, dass die Zahl der Zähl- und Abrechnungspunkte hinter einem Netzanschlusspunkt nicht zu einer entsprechenden Vervielfachung des Grundpreises nach Ziffer 8.2 Satz 1 führt.

Der Anlass. Artikel 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 in der Fassung der Richtlinie (EU) 2024/1711 bestimmt, dass die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass alle Kunden die Freiheit haben, mehr als einen Elektrizitätsversorgungsvertrag zur selben Zeit zu haben, und dass die Kunden zu diesem Zweck „Anspruch auf mehr als einen Zähl- und Abrechnungspunkt für den zentralen Anschlusspunkt ihres Standorts" haben. Die Vorschrift benennt zugleich das intelligente Messsystem als das Mittel, mit dem dieser Anspruch erfüllt werden soll.

Die Berührung mit dem Entwurf. Ziffer 8.2 Satz 1 knüpft den Grundpreis an die Entnahmestelle. Wer von dem Anspruch Gebrauch macht, lässt an seinem Netzanschlusspunkt zusätzliche Zähl- und Abrechnungspunkte einrichten. Fiele für jeden ein eigener Grundpreis an, stiege das Entgelt mit der Zahl der Punkte, ohne dass am Netzanschluss zusätzliche Kosten entstünden.

Was davon abhängt. Der Anspruch bestünde der Form nach fort, wäre aber mit einem Entgelt belegt, das mit seiner Ausübung wächst. Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass Netzentgelte „keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung" setzen dürfen.

Wir regen deshalb an, die zu Ziffer 8.2 angeregte Klarstellung ausdrücklich auch auf diesen Fall zu beziehen: Mehrere Zähl- und Abrechnungspunkte hinter einem Netzanschlusspunkt lösen einen Grundpreis aus, solange über die weiteren Punkte kein zusätzlicher Netzanschluss in Anspruch genommen wird.

Zur Abgrenzung: Eine Änderung der Höhe des Grundpreises oder seines Erlösanteils regen wir nicht an.

VII.Tenorziffer 8.5 Ermittlung der Finanzierungentgelte für den Verbrauch — Behandlung von Mehrverbrauch auf Veranlassung eines Netzbetreibers

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir bitten um Darlegung, wie die Ziffern 8.4 und 8.5 Mehrverbrauch behandeln, den ein Anschlussnutzer nicht selbst disponiert, sondern auf Veranlassung eines Netzbetreibers zur Entlastung eines Engpasses abnimmt.

Der Fall. § 13k EnWG sieht vor, dass Betreiber von Entlastungsanlagen in ausgewiesenen Regionen zusätzlichen Strom abnehmen, um die Abregelung von Anlagen aus erneuerbaren Energien zu vermindern; aktiviert wird nach Zuteilung durch den Übertragungsnetzbetreiber. Ein solcher Bezug ist der Sache nach nicht in der Jahresplanung des Anschlussnutzers enthalten. Betroffen sind insbesondere Busdepots und Betriebshöfe mit umgestelltem Fuhrpark, deren Jahresentnahme über 100.000 Kilowattstunden liegt und deren Entgelte damit nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden.

Die Wirkung nach dem Entwurf. Nach Ziffer 8.4 Satz 2 wird der Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität entrichtet; nach Ziffer 8.5 Satz 4 gilt für die über die Bestellkapazität hinaus entnommene Arbeit der AP2, der nach Satz 6 mindestens 200 und höchstens 350 Prozent des AP1 beträgt. Überschreitet der veranlasste Bezug die Bestellkapazität, wird er mit dem höheren Arbeitspreis belegt. Wird die Bestellkapazität stattdessen von vornherein an ihm ausgerichtet, ist der Kapazitätspreis ganzjährig auf eine Kapazität zu entrichten, die nur in wenigen Stunden des Jahres in Anspruch genommen wird. In beiden Fällen verteuert das Netzentgelt eine Netznutzung, die der Netzbetreiber selbst veranlasst hat.

Der Maßstab. Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass Netzentgelte „keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung" setzen dürfen; Art. 18 Abs. 2 lit. c) nennt als Ziel der Tarifmethoden die Unterstützung der Nutzung von Flexibilitätsleistungen. Rn. 312 hält fest, dass mit dem gewählten System „die Flexibilitätspotentiale von Verbrauchern zur Reaktion auf Marktpreise gehoben" werden.

Wir regen an, Mehrverbrauch, den ein Anschlussnutzer auf Veranlassung eines Netz- oder Übertragungsnetzbetreibers zur Entlastung eines Engpasses abnimmt und der als solcher gemessen und zugeordnet werden kann, bei der Ermittlung der Überschreitung nach Ziffer 8.5 Satz 4 und bei der Bemessung der Bestellkapazität nach Ziffer 8.4 unberücksichtigt zu lassen.

Zur Abgrenzung: Eine Änderung der Höhe des Kapazitätspreises, des AP1 oder des AP2 regen wir nicht an, ebenso wenig eine Aussage zur Ausgestaltung des § 13k EnWG; diese liegt in einem anderen Verfahren. Die Anregung betrifft allein die Frage, welche Mengen in die Bemessung nach den Ziffern 8.4 und 8.5 eingehen.

VIII.Tenorziffer 8.5 Ermittlung der Finanzierungentgelte für den Verbrauch — Verhältnis der Arbeitspreise und Erlösdeckung des ersten Arbeitspreises

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir bitten um Darlegung, wie die Parameterkombination der Ziffer 8.5 mit den Annahmen des von der Beschlusskammer beauftragten Gutachtens zusammengeht.

Der Bereich liegt oberhalb der gutachterlichen Empfehlung. Ziffer 8.5 Satz 6 lässt für den zweiten Arbeitspreis „mindestens 200 Prozent und maximal 350 Prozent" des ersten zu. Das Gutachten hält moderate Verhältnisse von AP2 zu AP1 „im Bereich von etwa 1,5 bis 2,5" für geeignet und differenziert nach Netzebenen: für die Hochspannung bis zu 2 bis 2,5, für die Mittelspannung bis zu 1,5 bis 2. Ladeparks, Betriebs- und Speditionshöfe sind typischerweise in der Mittelspannung angeschlossen. Für sie liegt bereits die Untergrenze des tenorierten Bereichs am oberen Rand des gutachterlich Vertretbaren.

Die Rechtfertigung setzt eine Erlösquelle voraus, die für diese Gruppe entfällt. Die Spanne für die Hochspannung hält das Gutachten für vertretbar, „da davon ausgegangen werden kann, dass bei einem AP-Aufschlag in der Größenordnung von etwa 2 ct/kWh weiterhin ein erheblicher Teil der Preisspreads an den Spotmärkten sowie aus möglichen dynamischen Entgelten wirtschaftlich nutzbar bleibt". Für Letztverbraucher entfällt die zweite Quelle nach Ziffer 12.5 Satz 1. Wir regen an, diesen Zusammenhang in der Begründung zu behandeln.

Der Hebel liegt beim ersten Arbeitspreis. Das Gutachten leitet einen Zusammenhang zwischen beiden Parametern her: Damit die angestrebte Erlösdeckung erreichbar bleibt, muss das Verhältnis der beiden Arbeitspreise mindestens so groß sein wie eins zuzüglich des Quotienten aus dem kapazitätsbezogenen Erlösanteil und der Differenz von eins und diesem Erlösanteil; für einen Erlösanteil von 50 Prozent nennt es mindestens 2,0. Ziffer 8.5 Satz 5 verlangt eine Deckung zwischen 30 und 60 Prozent durch den ersten Arbeitspreis; die Restgröße liegt damit bei 40 bis 70 Prozent, während das Gutachten 20 bis 40 Prozent für geeignet hält. Für diesen Bereich ergeben sich nach der Beziehung Mindestwerte von rund 167 bis 333 Prozent — die tenorierte Spanne von 200 bis 350 Prozent bildet das nahezu ab. Die Obergrenze des zweiten Arbeitspreises erscheint danach als rechnerische Folge der Untergrenze beim ersten. Wir richten unsere Bitte deshalb nicht auf die Obergrenze des zweiten Arbeitspreises, sondern auf die Frage, warum der erste nur 30 Prozent decken muss. Die Beziehung gilt nach dem Gutachten, „sofern keine Mindestkapazität vorgegeben wird"; Ziffer 8.4 Satz 3 sieht eine solche vor, weshalb sie als Grenzbetrachtung zu lesen ist.

Dass die Grenzkosten aus dem zweiten Arbeitspreis nach Rn. 312 „vergleichsweise gering" sind, betrifft die Höhe, nicht das Verhältnis der Parameter zueinander. Das Gutachten bezeichnet die an Preisspreads orientierten Überlegungen zudem selbst als „nur eine Orientierung"; die Berechnungen, auf die sich Rn. 311 stützt, sind im Entwurf nicht nachvollziehbar ausgewiesen. Beides spricht für eine Darlegung, nicht gegen sie.

IX.Tenorziffer 9.2 Finanzierungsentgelte für Erzeugungsanlagen — Zeitlicher Abstand zwischen Entgelterhebung und Einführung des Preissignals

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Wir bitten um Darlegung, wie der zeitliche Abstand zwischen der Erhebung des Einspeiseentgelts und der Einführung des zugehörigen Preissignals mit den Zielen der Tarifmethode zusammengeht.

Das Einspeiseentgelt nach den Ziffern 9.2 und 9.3 ist bundeseinheitlich und kapazitätsbasiert, ohne zeitliches oder örtliches Element; erhoben wird es nach Ziffer 1.2 ab dem 01.01.2029. Das zeitlich und regional variable Netzentgelt für Erzeugungsanlagen führt Ziffer 12.2 dagegen spätestens zum 01.01.2035 und nicht vor dem 01.01.2032 ein. Dazwischen liegen drei bis sechs Jahre, in denen Erzeugungsanlagen ein Entgelt entrichten, das ihnen keine Möglichkeit eröffnet, durch Einspeiseverhalten oder Standortwahl darauf zu reagieren.

Art. 18 Abs. 2 lit. b) VO (EU) 2019/943 — von der Begründung selbst mehrfach herangezogen (Rn. 183, 288, 311, 319) — nennt als Ziel der Tarifmethoden die Integration erneuerbarer Energie; lit. c) nennt die Unterstützung der Nutzung von Flexibilitätsleistungen. Die Empfehlung der Kommission vom 02.07.2025 konkretisiert das unter Nr. 37 dahin, Einspeiseentgelte sollten Zeit- und Ortselemente enthalten („should be designed so as to include time-of-use and locational elements"); als Empfehlung ist sie nicht bindend, benennt aber die Richtung.

Wir regen an, in der Begründung darzulegen, wie dieser Zeitraum mit den genannten Zielen zusammengeht, und bei der Bestimmung des Einführungszeitpunkts innerhalb des Korridors der Ziffer 12.2 den frühen Rand vorzusehen.

Eine Verschiebung oder Absenkung des Einspeiseentgelts regen wir nicht an; die Anregung betrifft allein den Zeitpunkt, ab dem das Entgelt ein Verhaltenselement erhält.

X.Tenorziffer 9.3 Finanzierungsentgelte für Erzeugungsanlagen — Verhältnis der Ist-Werte zu den zulässigen Kosten nach der Rahmenfestlegung ÜNB

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Wir regen eine Klarstellung an, welche Kostengrößen in die Kostenbasis nach Ziffer 9.3 eingehen.

Ziffer 9.3 bezeichnet die beiden Positionen als „Regelenergiekosten, die bei den Übertragungsnetzbetreibern jährlich anfallen" und „Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie im Übertragungsnetz, die bei den Übertragungsnetzbetreibern jährlich anfallen". Nach Satz 3 fließen sie „als Ist-Werte des Jahres t-2 ein"; nach Rn. 381 sind Basis „die realen, nachgewiesenen und geprüften Kosten der Übertragungsnetzbetreiber". Rn. 384 ordnet die Kosten für Verlustenergie und Regelenergie der Finanzierungsfunktion zu; eine Anreizwirkung gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern ist mit ihnen nicht verbunden.

Für dieselben Positionen sieht der Entwurf der Rahmenfestlegung ÜNB (GBK-25-01-1#2), auf den Ziffer 3 dieser Festlegung verweist, Effizienzmechanismen vor. Dessen Tenorziffer 13 bestimmt, die Bundesnetzagentur solle, solange ein Effizienzvergleich der Gesamtkosten nicht durchführbar ist, „andere Methoden zur Gewährleistung einer effizienten Leistungserbringung anwenden", „etwa in Form von Partialbenchmarks, Anreizmodellen für einzelne Kostenarten mit Bonus/Malus-Funktion". Nach Tenorziffer 13.1 Satz 4 sind identifizierte Ineffizienzen „über einen Zeitraum von drei Jahren abzuschmelzen"; Tenorziffer 13.2 lässt einen „Aufschlag bzw. Abschlag auf die zulässigen Kosten" zu. Die Begründung benennt als betroffene Sektoren ausdrücklich Verlustenergie und Regelenergie.

Die Begriffe „anfallen" und „Ist-Werte" beschreiben die entstandenen Beträge; die Mechanismen der Rahmenfestlegung wirken auf die zulässigen Kosten. Diese Unterscheidung kennt der Entwurf selbst: Ziffer 6.5 spricht von den „tatsächlich entstanden zulässigen Kosten nach Tenorziffer 2.3 S. 1 der Rahmenfestlegung ÜNB" (Zitat im Wortlaut des Entwurfs). Ohne Klarstellung könnten in die Kostenbasis des Einspeiseentgelts Beträge eingehen, die nach der Rahmenfestlegung ÜNB nicht in voller Höhe anzuerkennen sind; der Effizienzanreiz erreichte die Einspeiser nicht.

Wir regen deshalb an klarzustellen, dass in die Kostenbasis nach Ziffer 9.3 die zulässigen Kosten eingehen — nach Anwendung der Anreizmodelle und Abschmelzung identifizierter Ineffizienzen nach Tenorziffer 13 der Rahmenfestlegung ÜNB —, und für die Position Regelenergie auf die Abgrenzung der Nebenkostenstelle „Regelenergie" in Anlage 1 zu verweisen.

Art. 18 Abs. 1 UAbs. 1 S. 1 VO (EU) 2019/943 verlangt, dass die Entgelte die Kosten „eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers" abbilden; Art. 18 Abs. 8 verlangt Anreize für den kosteneffizientesten Betrieb. Beide Verfahren sind offen und werden von der Großen Beschlusskammer Energie geführt; eine Abstimmung der Kostenbegriffe ist ohne Weiteres möglich. Gemeint ist der geprüfte Ist-Wert nach Anwendung der Anreizmodelle, nicht eine Rückkehr zur Plankostenkalkulation: Der Rückgriff auf Ist-Werte, den Rn. 373 mit der Vermeidung „von größeren Nachholeffekten" begründet, bleibt unberührt. Eine Änderung der Kostenanerkennung selbst regen wir nicht an; sie ist Gegenstand des Verfahrens GBK-25-01-1#2.

XI.Tenorziffer 9.3 Finanzierungsentgelte für Erzeugungsanlagen — Verhältnis der anlagenbezogenen Rn. 382 zur kollektiven Bemessung nach Rn. 376

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Wir bitten um Darlegung, wie die Einhaltung der Obergrenze von 0,50 €/MWh für einzelne Erzeugungsanlagen sichergestellt ist.

Rn. 382 führt aus, Einspeiseentgelte seien nach Nr. 3 Anhang Teil B VO (EU) 838/2010 auf maximal 0,50 Euro je MWh begrenzt; die Grundkomponente integriere diesen Höchstsatz multipliziert mit der eingespeisten Jahresenergiemenge. Weiter heißt es: „Damit wird mathematisch sichergestellt, dass das Entgelt das europarechtliche Maximum pro erzeugter Stromeinheit zu keinem Zeitpunkt überschreitet."

Die Grundkomponente wird als Summe gebildet und über „die Summe der vertraglich vereinbarten Einspeisekapazität" verteilt (Ziffer 9.3); die Abrechnung erfolgt nach Ziffer 9.4 Satz 1 auf derselben Basis. Für die Gesamtheit der Anlagen entspricht das Aufkommen damit 0,50 € je eingespeister MWh. Für die einzelne Anlage folgt der Beitrag je MWh dem Verhältnis der Volllaststunden: Er entspricht 0,50 €/MWh multipliziert mit dem Quotienten aus den durchschnittlichen Volllaststunden aller einbezogenen Anlagen und den Volllaststunden der jeweiligen Anlage — für Anlagen mit unterdurchschnittlicher Auslastung liegt er darüber.

Das von der Beschlusskammer beauftragte Gutachten behandelt genau diese Frage (S. 102) und unterscheidet zwei Lesarten: Werde die Obergrenze „als eine für jeden einzelnen Einspeiser zu beachtende Grenze interpretiert", dürfe der auf diesen Kostenblock bezogene Anteil des Kapazitätspreises „beispielsweise für PV-Anlagen, die Volllaststundenzahlen in der Größenordnung von 1.000 h/a erreichen, nicht höher sein als etwa 0,5 EUR/kW/a"; werde sie auf das Kollektiv bezogen, ergäben sich „ca. 1-2 EUR/kW/a". Für die Obergrenze selbst trifft Rn. 376 eine ausdrückliche Entscheidung: Erfasst sind „die von den Erzeugern in den einzelnen Mitgliedstaaten zu zahlenden jährlichen durchschnittlichen Übertragungsentgelte"; diese entsprechen nach Teil B Nr. 2 Abs. 1 VO (EU) 838/2010 dem Gesamtbetrag, „dividiert durch die von ihnen jährlich ins Übertragungsnetz eingespeiste gemessene Gesamtenergiemenge". Die Obergrenze ist danach kollektiv bemessen. Rn. 382 formuliert die Einhaltung dagegen anlagenbezogen.

Wir bitten deshalb um Darlegung, wie sich die anlagenbezogene Aussage der Rn. 382 zu der kollektiven Bemessung nach Rn. 376 verhält und wie sie für Anlagen mit unterdurchschnittlicher Auslastung zutrifft. Der Einwand ist im Verfahren bereits erhoben: Rn. 123 referiert, ein einheitlicher Kapazitätspreis belaste „Anlagen in windschwächeren Regionen durch niedrigere Volllaststunden stärker"; die Begründung zu Ziffer 9 kommt darauf nicht zurück.

Zur Abgrenzung: Ein arbeits- oder mengenbezogenes Einspeiseentgelt regen wir nicht an. Das Gutachten hält fest, es sei „klar davon abzuraten, etwaige Einspeiseentgelte arbeitsbezogen auszugestalten"; Rn. 50 hält fest, leistungs- oder kapazitätsbasierte Einspeiseentgelte ließen „die Grenzkosten der Erzeugung unberührt" und wirkten „somit weitgehend neutral auf das Marktgeschehen". Beides teilen wir.

XII.Tenorziffer 9.4 Finanzierungsentgelte für Erzeugungsanlagen — Bemessungsgrundlage bei flexiblen oder begrenzten Anschlüssen

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Nach Ziffer 9.4 Satz 1 erfolgt die Abrechnung „auf Basis der vertraglich vereinbarten Einspeisekapazität". Ziffer 9.3 Satz 4 trifft eine Auffangregel allein für einen Sonderfall: „Sofern für Erzeugungsanlagen ohne eigenen Netzanschluss keine vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität bzw. Einspeisekapazität vorliegt", entspricht die abrechnungsrelevante Kapazität „standardmäßig der maximalen Netzkapazität für die Einspeiserichtung", die im Rahmen der Netzanschlusszusage vereinbart wurde. Für Anlagen mit eigenem Netzanschluss, deren Nutzung vertraglich begrenzt ist, bleibt es bei Ziffer 9.4 Satz 1.

Der unionsrechtliche Rahmen kennt Anschlüsse, die nicht auf eine dauerhaft garantierte Höchstkapazität gerichtet sind: Art. 6a RL (EU) 2019/944 in der Fassung der Richtlinie (EU) 2024/1711 gibt den Regulierungsbehörden auf, einen Rahmen für „flexible Netzanschlussverträge" in Gebieten mit begrenzten Netzkapazitäten zu erarbeiten, ausdrücklich „auch für die Energiespeicherung"; nach Art. 6a Abs. 2 lit. b) halten solche Verträge „die Netzentgelte, die sowohl für die festen als auch für die flexiblen Einspeise- und Entnahmekapazitäten gelten", fest. Art. 42 Abs. 2 UAbs. 2 S. 1 RL (EU) 2019/944 lässt die Möglichkeit unberührt, die garantierte Anschlusskapazität zu begrenzen. Das Unionsrecht setzt damit voraus, dass die Entgeltmethode für flexible Kapazitäten eine Antwort hat.

Der Entwurf enthält eine solche Regel nicht. Der Begriff der begrenzten garantierten Anschlusskapazität kommt darin nicht vor; der flexible Netzanschlussvertrag erscheint nur im Referat der Stellungnahmen — Rn. 20 gibt dabei einen Vorschlag der Beschlusskammer wieder, „die netzdienliche Einbindung über einen flexiblen Netzanschlussvertrag sicherzustellen". In den Tenor und die eigenen Erwägungen der Entgeltmethode ist dieser Gedanke nicht übergegangen: Nach dem Wortlaut der Ziffer 9.4 Satz 1 bemisst sich das Entgelt auch dann nach der vereinbarten Kapazität, wenn deren Nutzung vertraglich beschränkt ist.

Art. 18 Abs. 2 lit. c) VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass die Tarifmethoden „die Nutzung von Flexibilitätsleistungen [unterstützen] und die Nutzung flexibler Anschlüsse [ermöglichen]". Ein Entgelt, das die volle Kapazität ansetzt, wo ihre Nutzung vertraglich begrenzt ist, verteuert den flexiblen Anschluss im Verhältnis zu seinem Wert.

Wir regen deshalb an,

1. in der Begründung zu behandeln, wie sich die Bemessungsgrundlage zu Anschlüssen mit vertraglich begrenzter Einspeisemöglichkeit verhält;

2. vorzusehen, dass sich das Entgelt in diesen Fällen nach der vertraglich nutzbaren und nicht nach der technisch möglichen Kapazität bemisst;

3. eine jährliche Anpassung der abrechnungsrelevanten Einspeisekapazität vorzusehen, entsprechend der Systematik der Ziffer 8.4 auf der Verbrauchsseite.

Regelungen über Voraussetzungen, Reihenfolge oder Bedingungen von Netzanschlussbegehren regen wir nicht an; sie sind nicht Gegenstand dieser Festlegung.

XIII.Tenorziffer 10.1 Finanzierungsentgelte für Stromspeicheranlagen — Betriebsweise und flexible Anschlüsse in der Tarifmethode

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 10.1 Satz 1 verpflichtet die Betreiber netzgekoppelter Speicher zu einem jährlichen Kapazitätsentgelt „auf ihre vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität". Die Bemessung knüpft allein an die Anschlusskapazität an. Ein netzdienlich gefahrener und ein ausschließlich preisgetrieben gefahrener Speicher gleicher Anschlusskapazität zahlen denselben Betrag.

Art. 18 Abs. 2 lit. c) VO (EU) 2019/943 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747 bestimmt, dass die Tarifmethoden „die Nutzung von Flexibilitätsleistungen [unterstützen] und die Nutzung flexibler Anschlüsse [ermöglichen]"; lit. e) nennt die Unterstützung der Energiespeicherung. Als Normen des Art. 18 Abs. 2 sind beide Buchstaben im Entwurf nicht behandelt.

Der Gedanke ist dem Verfahren nicht fremd: Rn. 20 referiert einen Vorschlag der Beschlusskammer, „die netzdienliche Einbindung über einen flexiblen Netzanschlussvertrag sicherzustellen". In die Entgeltmethode ist er nicht übergegangen. Art. 6a RL (EU) 2019/944 nennt flexible Netzanschlussverträge in Gebieten mit begrenzten Netzkapazitäten ausdrücklich „auch für die Energiespeicherung".

Wir regen an,

1. in der Begründung zu behandeln, wie die Tarifmethode die Vorgaben des Art. 18 Abs. 2 lit. c) und lit. e) erfüllt;

2. vorzusehen, dass sich das Entgelt bei vertraglich begrenzter Nutzbarkeit nach der vertraglich nutzbaren und nicht nach der technisch möglichen Kapazität bemisst;

3. in Ziffer 10.1 oder in der Begründung zu Ziffer 12.1 vorzusehen, dass eine Differenzierung nach der Betriebsweise Gegenstand der gesonderten Festlegung nach Ziffer 12.1 sein kann.

Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass Netzentgelte die Energiespeicherung weder bevorteilen noch benachteiligen dürfen. Eine Bemessung, die die Betriebsweise vollständig ausblendet, bildet den Kostenbeitrag eines Speichers nicht ab. Eine Absenkung des Entgeltniveaus für Speicher insgesamt regen wir nicht an; die Befreiung nach Ziffer 10.2 bleibt von dieser Anregung unberührt.

XIV.Tenorziffer 10.1 Finanzierungsentgelte für Stromspeicheranlagen — Kostenwirkung ortsgebundener Speicher

Stand: neu, aus der Stellungnahme „Speicher und Netzknoten“.

In unserer zweiten Stellungnahme haben wir zu dieser Ziffer angeregt, eine Differenzierung nach der Betriebsweise zu ermöglichen, und auf Art. 18 Abs. 2 lit. c) und lit. e) VO (EU) 2019/943 sowie auf Art. 6a RL (EU) 2019/944 verwiesen. Wir ergänzen den Fall, an dem sich diese Frage am deutlichsten stellt.

Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 bestimmt, dass Netzentgelte die Energiespeicherung weder bevorteilen noch benachteiligen dürfen. Die Empfehlung der Kommission vom 02.07.2025 nennt unter Nr. 39 als Maßstab, die Entgelte sollten „the overall cost-impact of the storage on network costs" abbilden. Beide Sätze verlangen dasselbe: eine Bemessung am tatsächlichen Kostenbeitrag.

Die Bemessung nach Ziffer 10.1 knüpft allein an die vereinbarte Netzanschlusskapazität an. Sie unterscheidet damit nicht zwischen einem Speicher, dessen Bezug und Rückspeisung über mehrere Spannungsebenen laufen, und einem Speicher, dessen Betrieb auf die eigene Niederspannungs-Netzgruppe begrenzt ist. Im zweiten Fall wird die Kapazität der vorgelagerten Netz- und Umspannebenen nicht in Anspruch genommen; die Anlage vermindert vielmehr die Leistung, die an der Umspannung zur Mittelspannung auftritt.

Nach der Systematik dieses Entwurfs ist das erheblich. Die Kosten werden nach Ziffer 5.1 von der Höchstspannung an jeweils anteilig auf die nachgelagerte Ebene verteilt. Ein Entgelt, das die Ortsgebundenheit des Betriebs unberücksichtigt lässt, belastet eine Anlage mit Kostenanteilen von Ebenen, deren Betriebsmittel sie nicht beansprucht.

Wir regen an,

1. in der Begründung zu behandeln, wie sich die Bemessung nach Ziffer 10.1 zu Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 und zu dem in der Kommissionsempfehlung genannten Maßstab der Gesamtkostenwirkung verhält;

2. vorzusehen, dass die Bemessung des Kapazitätsentgelts eine vertragliche oder technische Begrenzung des Betriebs auf die eigene Netzgruppe abbilden kann — entsprechend der Anregung unserer zweiten Stellungnahme, das Entgelt bei vertraglich begrenzter Nutzbarkeit nach der vertraglich nutzbaren Kapazität zu bemessen;

3. die Ausgestaltung dieser Differenzierung, soweit sie in dieser Festlegung nicht getroffen werden soll, ausdrücklich der gesonderten Festlegung nach Ziffer 12.1 zuzuordnen.

Zur Klarstellung des Kriteriums: Unterscheidungsmerkmal ist der Netzabschnitt, über den Bezug und Rückspeisung laufen, nicht der wirtschaftliche Beweggrund des Betriebs. Auch § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG stellt allein darauf ab, dass die Energie „aus einem Transport- oder Verteilernetz entnommen und zeitlich verzögert wieder in dasselbe Netz eingespeist wird", und unterscheidet nicht nach Betriebsweise. Ein Speicher, dessen Bezug und Rückspeisung auf die eigene Netzgruppe begrenzt sind, beansprucht die vorgelagerten Ebenen auch dann nicht, wenn er preisgetrieben fährt.

Zur Abgrenzung: Wir regen weiterhin keine Absenkung des Entgeltniveaus für Speicher insgesamt an. Ergibt die Bemessung am Kostenbeitrag für eine ortsgebundene Betriebsweise ein geringeres oder kein Entgelt, ist das Ergebnis der Kostenorientierung und keine Vergünstigung.

XV.Tenorziffer 10.2 Finanzierungsentgelte für Stromspeicheranlagen — Reichweite der Arbeitspreisbefreiung und Maßstab des messtechnischen Vorbehalts

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir unterstützen Tenorziffer 10.2 Satz 3. Die Befreiung der aus dem Netz bezogenen und zurückgespeisten Mengen von den Arbeitspreisen vermeidet eine doppelte Belastung derselben Kilowattstunde und ist zusammen mit der Gleichstellung bidirektional nutzbarer Ladepunkte nach Ziffer 2 Nr. 12 lit. c) der für Anschlussnutzer wirtschaftlich bedeutsamste Baustein des Entwurfs. Nach Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 2 VO (EU) 2019/943 dürfen Netzentgelte die Energiespeicherung weder bevorteilen noch benachteiligen. Die Empfehlung der Kommission vom 02.07.2025 nennt unter Nr. 39 das Ziel, eine doppelte Entgeltbelastung von Speichern zu vermeiden, und ergänzt, die Entgelte sollten „the overall cost-impact of the storage on network costs" abbilden. Beide Seiten dieses Satzes teilen wir.

Zu zwei Punkten regen wir eine Klarstellung an.

Reichweite. Der Tenor befreit „von den Arbeitspreisen nach Ziffer 8.2. Sätze 1 und 2 und Ziffer 8.4."; die Arbeitspreise für Entnahmestellen über 100.000 Kilowattstunden sind jedoch in Ziffer 8.5 geregelt, während Ziffer 8.4 den Kapazitätspreis betrifft. Zugleich verwendet Ziffer 8.2 Satz 5 die Bezeichnung „Ziffer 8.4" als Sammelbegriff für Arbeit und Kapazität. Gerade wegen dieser Uneinheitlichkeit regen wir eine Klarstellung an, welche Arbeitspreise erfasst sind. Eine Befreiung vom Kapazitätspreis nach Ziffer 8.4 regen wir nicht an.

Ziffernübergreifend, hier gebündelt eingetragen: Möglicherweise gehen die genannten Verweise auf eine Verschiebung der Nummerierung im Abschnitt 8 zurück. Neben Ziffer 10.2 Satz 3 und Rn. 415 beträfe dies Ziffer 13 Sätze 1 und 2 sowie Rn. 452 (jeweils „Ziffer 8.3" für das Kapazitätsentgelt), Rn. 406 („Tenorziffern 8.3. und 8.4." für Kapazitäts- und Arbeitspreise), Ziffer 6.4 sowie Ziffer 14.1 Satz 4 Nr. 2 (Ziffer 8.5 für den Messstellenbetrieb; einschlägig wäre Ziffer 8.6). Ergänzend: Rn. 183, 288 und 311 bezeichnen die Energieeffizienz-Richtlinie als „2023/955"; in Rn. 183 ist Anhang XIII Nr. 2 lit. a) einschlägig.

Maßstab des Vorbehalts. Die Befreiung gilt, „soweit eine Abgrenzung dieser Mengen messtechnisch möglich ist". Eine Batterie speichert Netzbezug und Eigenerzeugung physikalisch ununterscheidbar; das Gutachten hält eine zusätzliche viertelstündlich auflösende Zähleinrichtung für mindestens erforderlich und fügt an, auch damit lasse sich die Abgrenzung „nicht vollkommen eindeutig erreichen", weshalb zusätzliche Zuordnungsregeln nötig wären. Rn. 415 knüpft an die Verfehlung dieser Obliegenheit den Verlust der Befreiung. Wir regen an klarzustellen, dass eine vom Anschlussnutzer beigebrachte, viertelstündlich auflösende Zusatzmessung den Vorbehalt erfüllt, und den Maßstab der Zuordnung zu benennen. Das Ziel, das das Gutachten seinen vorgeschlagenen Zuordnungsregeln setzt — die entlasteten Mengen „auf das eindeutig hierdurch verursachte Maß zu begrenzen, um eine ungerechtfertigte Bevorteilung … oder sogar Missbrauchsmöglichkeiten auszuschließen" —, teilen wir ausdrücklich.

XVI.Tenorziffer 10.2 Finanzierungsentgelte für Stromspeicheranlagen — Qualifizierte indirekte Ermittlung als Erfüllung des messtechnischen Vorbehalts

Stand: neu, aus der Stellungnahme „Speicher und Netzknoten“.

Diese Anregung setzt unseren Eintrag zu Ziffer 10.2 in der Stellungnahme zum Zeitpreissignal fort. Dort haben wir angeregt klarzustellen, dass eine vom Anschlussnutzer beigebrachte, viertelstündlich auflösende Zusatzmessung den Vorbehalt „soweit eine Abgrenzung dieser Mengen messtechnisch möglich ist" erfüllt, und den Maßstab der Zuordnung zu benennen. Daran halten wir fest; ebenso an dem Ziel, die entlasteten Mengen auf das eindeutig verursachte Maß zu begrenzen.

Offen bleibt die anschließende Frage: ob der Vorbehalt ausschließlich durch eine eigens errichtete Zähleinrichtung erfüllt werden kann oder auch durch eine qualifizierte Ermittlung aus bereits vorhandenen Messwerten.

Die Beschlusskammer hat diese Frage in einem anderen Verfahren bereits entschieden. Die Festlegung BK6-22-300 führt für die netzorientierte Steuerung den Begriff der Netzzustandsermittlung ein. Danach wird hinreichende Aussagekraft vermutet, wenn Netzzustandsdaten von mindestens 15 Prozent aller Netzanschlüsse eines Netzbereichs vorliegen oder von mindestens 7 Prozent in Kombination mit der Erhebung an den Trafoabgängen, jeweils in einer Granularität von höchstens einer Minute, verknüpft mit Netzmodell und historischen Erfahrungswerten. Zur Vollerfassung hält dieselbe Festlegung fest, sie erscheine „weder für eine hinreichende Qualität der Netzzustandsermittlung erforderlich noch wirtschaftlich zu rechtfertigen".

Die Beschlusskammer hält eine auf eine Teilmenge gestützte Ermittlung damit für ausreichend, um einen Eingriff in die Nutzung fremder Anlagen auszulösen. Für die Abgrenzung von Mengen in der Entgeltbildung wiegt der Maßstab nicht schwerer.

Die Datengrundlage ist im Niederspannungsnetz bereits vorhanden. Wechselrichter und Speicheranlagen erfassen an ihrem Anschlusspunkt Spannung, Strom sowie Wirk- und Blindleistung fein aufgelöst, weil sie diese Werte für die eigene Regelung benötigen. Der Bestand wächst ohnehin: Neue Photovoltaikanlagen ab zwei Kilowatt benötigen nach § 9 Absatz 2 EEG ein intelligentes Messsystem, und jede steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG ist Pflichteinbaufall nach § 29 Absatz 1 Nummer 1 MsbG.

Wir regen an,

1. in der Begründung klarzustellen, ob der Vorbehalt nach Ziffer 10.2 Satz 3 auch durch eine qualifizierte Ermittlung aus vorhandenen Messwerten erfüllt werden kann, oder ob er eine eigens errichtete Zähleinrichtung voraussetzt;

2. für den Fall, dass eine solche Ermittlung in Betracht kommt, den Maßstab zu benennen, dem sie genügen muss — insbesondere Auflösung, Nachweisbarkeit und die Begrenzung auf das eindeutig verursachte Maß;

3. dabei die in der Festlegung BK6-22-300 bereits entwickelten Anforderungen an die Netzzustandsermittlung als Vergleichsmaßstab heranzuziehen.

Zur Abgrenzung: Wer Messwerte aus Endgeräten bereitzustellen hat und wann sie als Messung im Rechtssinne gelten, richtet sich nach dem Messstellenbetriebsgesetz und ist nicht Gegenstand dieser Festlegung. Die hier angeregte Klarstellung betrifft allein, welche Art der Abgrenzung die Beschlusskammer für ihre eigene Entgeltregel genügen lässt. Eine Absenkung des Entgeltniveaus regen wir auch an dieser Stelle nicht an.

XVII.Tenorziffer 12.1 Entgelte mit Anreizfunktion — Anreize der Tarifmethode gegenüber Netzbetreibern, Art. 18 Abs. 2 und Abs. 8

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 12.1 verweist die Einführung und Ausgestaltung von Entgelten mit Anreizfunktion in gesonderte Festlegungen. Wir regen an, in der Begründung zu behandeln, welche Anreize die vorliegende Tarifmethode selbst gegenüber Netzbetreibern setzt.

Art. 18 Abs. 8 VO (EU) 2019/943 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747 richtet sich unmittelbar an die Tarifmethode: Sie muss den Übertragungs- und Verteilernetzbetreibern „Anreize für den kosteneffizientesten Betrieb und Ausbau ihrer Netze bieten"; die Regulierungsbehörden „führen … gegebenenfalls Leistungsziele ein", auch für Energieeffizienz, die Nutzung von Flexibilitätsleistungen, den Ausbau intelligenter Netze und die breitere Einführung intelligenter Messsysteme. Die Begründung zieht Art. 18 Abs. 1 und Abs. 7 heran (Rn. 441); Abs. 8 erwähnt der Entwurf an keiner Stelle.

Den Maßstab hat die Beschlusskammer an anderer Stelle selbst benannt: Nach Rn. 420 bietet das europäische Recht „in Art. 18 Abs. 2 VO (EU) 2019/943 einen Kanon an Zielbestimmungen, welche mit den Netzentgelten erreicht werden können". Von diesem Kanon behandelt die Begründung die Buchstaben a), b) und f); die Buchstaben c) — Flexibilitätsleistungen und flexible Anschlüsse —, d) — effiziente und zeitnahe Investitionen einschließlich der Optimierung des bestehenden Netzes —, e) — Energiespeicherung — und g) — Innovationen in Bereichen wie Digitalisierung — werden nicht behandelt.

Wir regen an, die Vereinbarkeit der Tarifmethode mit Art. 18 Abs. 2 lit. a) bis g) und Abs. 8 in der Begründung zusammenhängend darzustellen und dabei einzubeziehen, welche Anreize die Methode den Netzbetreibern für den kosteneffizientesten Betrieb setzt.

Wir verkennen nicht, dass die Höhe der anerkannten Kosten in der Festlegung RAMEN Strom und in der Rahmenfestlegung ÜNB bestimmt wird, auf die Ziffer 3 verweist. Unsere Anregung richtet sich nicht auf die Kostenhöhe, sondern darauf, dass Art. 18 Abs. 8 die Anreizwirkung der Tarifmethode adressiert — und diese Festlegung die Tarifmethode ist.

XVIII.Tenorziffer 12.3 Entgelte mit Anreizfunktion — Endgültigkeit, Bekanntgabezeitpunkt und Ausweis der zeitvariablen Komponente

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Zur Konkretisierung nach Ziffer 12.3 regen wir an, drei Fragen ausdrücklich zu behandeln. Sie entscheiden darüber, ob ein dynamisches Netzentgelt als Preissignal wirkt oder als Preisrisiko.

Endgültigkeit des Preises. Weder der Entwurf noch das Gutachten äußern sich dazu, ob das für eine Viertelstunde bekanntgegebene Entgelt abrechnungsverbindlich ist oder nachträglich korrigiert werden kann. Ein nachträglich korrigierbares Entgelt ist für den Anschlussnutzer kein Signal, sondern ein Preisrisiko zwischen Beschaffung und Abrechnung, das er mit einem Abschlag belegt. Wir regen an, die Verbindlichkeit in der Folgefestlegung ausdrücklich zu regeln.

Bekanntgabezeitpunkt. Rn. 443 hält fest: „Um eine netzengpassentlastende Änderung in der Netznutzung anzureizen, bedarf es einer Bekanntgabe vor Schließung des Day-Ahead-Markts. Andernfalls könnten Netznutzer die Preissignale durch dynamische Netzentgelte nicht bei ihren Geboten berücksichtigen." Wir regen an, diesen Maßstab in der Folgefestlegung zu tenorieren: tägliche Bekanntgabe für den Folgetag vor Schließung des Day-Ahead-Markts.

Gesonderter Ausweis. Geht die zeitvariable Komponente in einer pauschalen Position auf, entstehen die Kosten, ohne dass der Anreiz entsteht. Wir regen einen gesonderten, viertelstundenscharfen Ausweis der zeitvariablen Komponente in den Preisblättern und in der Netznutzungsabrechnung an. Das Gutachten weist in dieselbe Richtung, wenn es verlangt, die Beiträge „nicht in die vertikale Kostenwälzung einbezogen, sondern unverändert von Netzebene zu Netzebene weitergereicht" zu behandeln. Die Ausgestaltung der Lieferantenrechnung ist damit nicht angesprochen.

Zur Planbarkeit: Die Beschlusskammer hält in Rn. 445 fest, die ersten Schritte würden „insbesondere aus Gründen der Planbarkeit für die betroffenen Akteure bereits in dieser Festlegung getroffen", und ordnet in Rn. 443 die Konkretisierung dem weiteren Verfahren zu. Für Investitionen in Lastmanagement, Pufferspeicher und Messtechnik fallen die Entscheidungen vor 2029. Wer heute investiert, kann den Wert der Steuerbarkeit nicht bewerten, solange offen ist, ob das Netzentgelt seiner Entnahmestelle jemals eine zeitvariable Komponente enthält.

XIX.Tenorziffer 12.4 Entgelte mit Anreizfunktion — Reichweite des Transparenzmediums bei Verzicht nach Ziffer 12.5 Satz 1

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Nach Ziffer 12.4 ist ein Medium zur Netzengpasstransparenz aufzusetzen, „welches den Netznutzern auch ermöglicht, dynamische Netzentgelte in ihre Standort- und Investitionsentscheidungen einzubeziehen". Der Tenor spricht von den Netznutzern insgesamt, ohne Einschränkung auf Speicher und Erzeugungsanlagen.

Für Letztverbraucher läuft dieser Zweck nach Ziffer 12.5 Satz 1 leer: Ein Netznutzer, dessen Entgelt keine zeitvariable Komponente enthalten wird, kann dynamische Netzentgelte nicht in Standort- und Investitionsentscheidungen einbeziehen. Wir regen an, dies bei der Ausgestaltung des Mediums zu berücksichtigen und die Netzengpassinformation unabhängig davon allen Netznutzergruppen zugänglich zu machen — auch Standorte ohne eigenes Zeitsignal treffen Investitionsentscheidungen über Lastmanagement und Speicher anhand der Engpasslage.

XX.Tenorziffer 12.5 Entgelte mit Anreizfunktion — Verzicht für Letztverbraucher — Reichweite der Begründung

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir wenden gegen Tenorziffer 12.5 Satz 1 ein, dass die Begründung (Rn. 450) den vollständigen Verzicht nicht deckt, soweit Entnahmestellen betroffen sind, deren Entgelte nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden, die über eine Lastgangzeitreihe im Sinne der Ziffer 2 Nr. 7 oder ein intelligentes Messsystem verfügen und deren Bezugsleistung der Anschlussnutzer über ein Lastmanagement disponiert.

Vier Belege, alle aus dem Verfahren selbst:

1. Nach den Orientierungspunkten vom 17.12.2025 (Rn. 39 f.) hat die Beschlusskammer selbst vorgeschlagen, die Netznutzer „aller Anschlussnetzebenen bis herab zur Niederspannungsebene grundsätzlich von Beginn an einzubeziehen und langfristig auch alle Netznutzergruppen (Verbraucher, Einspeiser und Speicher)". Ziffer 12.5 Satz 1 weicht von diesem eigenen Vorschlag ab, ohne dass die Begründung darauf eingeht.

2. Das von der Beschlusskammer beauftragte Gutachten empfiehlt dynamische Netzentgelte „grundsätzlich auch für Verbraucher aller Größenklassen" (Abschnitt 7.3.7) und hält für eine zeitliche Staffelung fest, diese wäre „nur mit der zeitlichen Umsetzbarkeit begründet, nicht mit einem prinzipiellen Vorbehalt" (Abschnitt 7.3.6). Ein Umsetzbarkeitsargument führt zu einem Prüfzeitpunkt, nicht zu einem unbefristeten Absehen.

3. Rn. 450 nennt drei Erwägungen: Letztverbraucher seien eine „äußerst heterogene Nutzergruppe, mit teils sehr geringer" Preissensitivität, die gezielte Anreizung wäre „derzeit sehr komplex". Die erste greift für die bezeichnete Gruppe nicht: Sie ist im Entwurf selbst trennscharf definiert und setzt viertelstundenscharfe Messung voraus. Die Trennlinie zieht das Gutachten an der Messtechnik, nicht an der Nutzergruppe: Nur für Verbraucher ohne intelligentes Messsystem entfalle „die Anwendung einer dynamischen Entgeltkomponente" (Abschnitt 7.3.3).

4. Dieselbe Gruppe wird als rechnender Marktteilnehmer modelliert: Nach Rn. 311 wird das Niveau des zweiten Arbeitspreises mit „möglichen Erlösen, beispielsweise durch Arbitrage auf den Strommärkten" abgewogen; nach Rn. 312 werden „die Flexibilitätspotentiale von Verbrauchern zur Reaktion auf Marktpreise gehoben".

Zwei Einwände nehmen wir vorweg. Rn. 314 stellt fest, die Preissensitivität von Verbrauchern sei begrenzt. Das trifft die Breite der Gruppe; für Standorte mit Lastmanagement ist es nicht dargelegt. Zugleich entkräftet Rn. 314 den Einwand starker Gleichzeitigkeiten. Und das Gutachten hält die Flexibilitätsbereitstellung für Verbraucher, „auch für gewerbliche", nicht für ein zentrales Geschäftsmodell — daher die Beschränkung auf Standorte mit Lastmanagement.

Rn. 441 zieht den unionsrechtlichen Maßstab für dynamische Netzentgelte heran; wir regen an, ihn auch der Entscheidung zu Ziffer 12.5 Satz 1 zugrunde zu legen. Rn. 183 eröffnet den Prüfpunkt, die Systematik dürfe „Systeme für Lastverlagerung von Spitzenzeiten in Nebenzeiten durch Endkunden … nicht hemmen", und hält fest, die Integration erneuerbarer Energien sei nach Art. 18 Abs. 2 lit. b) VO (EU) 2019/943 „ausdrücklich auch über die Netzentgeltsystematik zu verfolgen". Nach Art. 27 Abs. 7 S. 1 RL (EU) 2023/1791 stellen die Regulierungsbehörden sicher, dass Anreize in Tarifen, die sich nachteilig auf die Energieeffizienz auswirken, beseitigt werden.

XXI.Tenorziffer 12.5 Entgelte mit Anreizfunktion — Verhältnis zu Satz 2 — Reichweite des Verweises auf § 14a EnWG

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Tenorziffer 12.5 Satz 2 stellt klar, dass die Erhebung und Weiterentwicklung zeitvariabler Netzentgelte nach § 14a EnWG unberührt bleibt. Wir regen an, in der Begründung klarzustellen, dass dieser Verweis für Entnahmestellen, deren Entgelte nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden, die über eine Lastgangzeitreihe im Sinne der Ziffer 2 Nr. 7 oder ein intelligentes Messsystem verfügen und deren Bezugsleistung der Anschlussnutzer über ein Lastmanagement disponiert, kein zeitvariables Element eröffnet.

Zwei Gründe:

Anwendungsbereich. Die Aufzählung der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen in § 14a Abs. 3 Satz 1 EnWG nennt Ladepunkte ausschließlich als „nicht öffentlich-zugängliche Ladepunkte für Elektromobile"; § 14a Abs. 2 Satz 1 EnWG betrifft Lieferanten und Letztverbraucher „im Bereich der Niederspannung". Für öffentlich zugängliche Ladeeinrichtungen und für Entnahmestellen oberhalb der Niederspannung eröffnet die Norm damit kein zeitvariables Element.

Wirkungsrichtung. Das von der Beschlusskammer beauftragte Gutachten beschreibt das dortige Modul 3 als kalenderjährlich im Voraus festgelegte, netzgebietseinheitliche Zeitfenster, die auf die Belastung und damit potenzielle Engpässe im Niederspannungsnetz ausgerichtet sind. Engpässe in vorgelagerten Netzebenen könnten damit „nicht adressiert werden"; die Anreize könnten sogar „engpassverschärfend wirken", wenn sie Verlagerungen in die Nachtstunden setzen, während in den vorgelagerten Netzen mittags Rückspeiseengpässe durch Photovoltaik auftreten.

Reichweite der Klarstellung. Tenorziffer 12.5 Satz 2 benennt allein die zeitvariablen Netzentgelte nach § 14a EnWG („Modul 3"). Die Module 1 und 2 derselben Festlegung — die pauschale Reduzierung je Marktlokation und die getrennt abgerechnete Marktlokation für die steuerbare Verbrauchseinrichtung — kommen im Tenor nicht vor; die Begründung nimmt das Modul 2 in Rn. 298 in Bezug. Wir regen an, die Klarstellung auf § 14a EnWG insgesamt zu beziehen, damit die Fortgeltung der Festlegung BK8-22/010-A mit allen drei Modulen über den 01.01.2029 hinaus erkennbar bleibt.

Für die oben bezeichnete Gruppe verbleibt nach Ziffer 12.5 Satz 1 in Verbindung mit Satz 2 damit kein zeitvariables Element im Netzentgelt. Einen Antrag zur Ausgestaltung des § 14a EnWG stellen wir nicht; die Zuständigkeit dafür liegt in einem anderen Verfahren. Unsere Anregung beschränkt sich auf die Klarstellung in der Begründung zu Ziffer 12.5.

XXII.Tenorziffer 12.5 Entgelte mit Anreizfunktion — Vorbehalt einer gesonderten Festlegung und benannter Prüfzeitpunkt

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Wir regen an, Tenorziffer 12.5 Satz 3 wie folgt zu fassen:

„Die Bundesnetzagentur behält sich die Einführung dynamischer Netzentgelte für Elektrolyseure sowie für Entnahmestellen der Netz- und Umspannebenen 1 bis 5, deren Entgelte nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden, die über eine Lastgangzeitreihe im Sinne der Ziffer 2 Nr. 7 oder ein intelligentes Messsystem verfügen und deren Bezugsleistung der Anschlussnutzer über ein Lastmanagement disponiert, durch gesonderte Festlegung im Sinne von Ziffer 12.1. vor."

Ergänzend regen wir an, das Wort „zunächst" in Satz 1 durch einen benannten Prüfzeitpunkt zu ersetzen. Ziffer 12.2 arbeitet mit Datumskorridoren, Ziffer 12.3 mit einer aufschiebenden Bedingung; allein Ziffer 12.5 Satz 1 bleibt unbestimmt.

Die Anregung wendet eine Regelungstechnik der Beschlusskammer auf eine nach ihren eigenen Kriterien abgegrenzte Gruppe an. Rn. 451 nennt das Kriterium: Elektrolyseure seien „einerseits grundsätzlich naheliegende Adressaten", weil sie „gezielt mit Blick auf ein dynamisches Netzentgelt ihren Strombezug anpassen" können; „andererseits" seien sie durch die europäischen Wasserstoff-Vorgaben in ihrer Fahrweise eingeschränkt. Das positive Kriterium gilt für die hier bezeichnete Gruppe ebenso; die einschränkende Erwägung fehlt bei ihr.

Der Ebenen-Zusatz im vorgeschlagenen Text entspricht Ziffer 12.2 Satz 1 („Netz- und Umspannebene 1 bis 5"); eine Ausweitung auf die Niederspannung regen wir nicht an. Art. 18 Abs. 7 S. 2 VO (EU) 2019/943 lässt zu, dass Verteilungstarife sich „anhand der Verbrauchs- oder Erzeugungsprofile der Netznutzer unterscheiden"; Satz 3 gibt den Regulierungsbehörden auf, bei „Übertragungs- oder Verteilungstarifen" zeitlich abgestufte Netztarife „in Erwägung" zu ziehen und „erforderlichenfalls" einzuführen. Er erfasst damit auch die hier bezeichneten Ebenen. Die vorgeschlagene Abgrenzung bewegt sich innerhalb dessen, was das Unionsrecht der Regulierungsbehörde an Differenzierung eröffnet.

Nach der Logik der Rn. 451 läge ein Erst-recht-Schluss auf Ziffer 12.2 nahe. Wir regen bewusst das Zurückhaltendere an, weil die Ausgestaltung quantitative Analysen voraussetzt, die Rn. 443 der Folgefestlegung zuordnet.

Für die Begründung zu Ziffer 12.5 bieten wir an: „Für Entnahmestellen, deren Bezugsleistung über ein Lastmanagement disponiert wird und deren Entgelte nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden, greifen die vorstehenden Erwägungen nur eingeschränkt; die Bundesnetzagentur behält sich eine Entscheidung im Rahmen einer Festlegung im Sinne von Ziffer 12.1. vor."

Zur Verteilungswirkung: Den Maßstab der Rn. 452 zu Tenorziffer 13 — eine zu weitläufige Ausgestaltung darf nicht zu einer Besserstellung führen — legen wir auch an unsere Anregung an. Eine zeitlich und regional variable, vorzeichengerechte und innerhalb der teilnehmenden Gruppe erlösneutral parametrierte Komponente verteilt in dieser Gruppe um, nicht zu ihren Gunsten. Sie macht Standorte in engpassbelasteten Regionen in Knappheitsstunden teurer als heute; das nehmen wir für das Signal in Kauf.

Zur Abgrenzung: Diese Anregung betrifft ausschließlich die Netzentgeltebene. Die davon zu unterscheidende Frage zuschaltbarer Lasten nach § 13k EnWG liegt auf der Energieebene und ist nicht Gegenstand dieser Anregung.

XXIII.Tenorziffer 12.5 Entgelte mit Anreizfunktion — Hilfsweise Wahlrecht mit Jahresbindung und Erlösneutralität

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Zeitpreissignal“.

Vorrangig regen wir zu Ziffer 12.5 Satz 3 den Vorbehalt einer gesonderten Festlegung für die nachfolgend bezeichnete Gruppe an. Soweit die Beschlusskammer dem nicht folgt, regen wir hilfsweise an:

„Abweichend von Satz 1 bilden und rechnen Netzbetreiber dynamische Netzentgelte für Entnahmestellen der Netz- und Umspannebenen 1 bis 5, deren Entgelte nach den Ziffern 8.4 und 8.5 ermittelt werden, die über eine Lastgangzeitreihe im Sinne der Ziffer 2 Nr. 7 oder ein intelligentes Messsystem verfügen und deren Bezugsleistung der Anschlussnutzer über ein Lastmanagement disponiert, ab, sofern der Anschlussnutzer dies verlangt. Die Teilnahme umfasst das zeitlich variable, vorzeichengerechte Entgelt in beide Richtungen und bindet für mindestens ein Kalenderjahr. Die Parametrierung ist so zu wählen, dass die teilnehmende Gruppe im Erwartungswert denselben Beitrag zu den Kosten der Netz- und Umspannebene leistet wie ohne Teilnahme. Die Ausgestaltung erfolgt in einer Festlegung im Sinne von Ziffer 12.1."

Das Gutachten hält eine Wahlmöglichkeit im Grundsatz für nachteilig (Abschnitt 7.3.3): Andernfalls sei zu befürchten, dass Netznutzer „aufgrund zumindest vermuteter nachteiliger Wirkungen oder schlicht aus Unkenntnis" verzichteten — adverse Selektion. Dieser Einwand betrifft die Wirksamkeit, nicht die Verteilung: Er beschreibt das Risiko, dass zu wenige teilnehmen. Für eine bereits leistungsgemessene Gruppe, deren Bezug disponiert wird und deren Teilnahme zweiseitig und für ein Kalenderjahr gebunden ist, greift er nicht in gleicher Weise. Die einzige Ausnahme von der Verpflichtung zieht das Gutachten im Übrigen selbst an der Messtechnik, nicht an der Nutzergruppe.

Die Jahresbindung schließt eine unterjährige Auswahl günstiger Zeiträume aus. Die Erlösneutralität steht deshalb im Antragstext und nicht in der Begründung: Da die Erlösobergrenze den Gesamterlös des Netzbetreibers fixiert, wäre ohne diese Maßgabe eine Entlastung der Teilnehmer zulasten der übrigen Netznutzer möglich. Genau das regen wir nicht an.

Das Wahlrecht ist das mildere Mittel gegenüber dem vollständigen Verzicht und zugleich ein Erkenntnisverfahren: Es erzeugt die Empirie zur Preisreaktion dieser Gruppe, die derzeit weder uns noch der Beschlusskammer vorliegt, ohne jemanden zu belasten, der nicht teilnimmt.

Die Entwurfsfassung der Leitlinien der Kommission zu zukunftsfesten Netzentgelten nennt als Ziel, den Verbrauch in Stunden hoher erneuerbarer Erzeugung dort anzureizen, wo die Nachfrage flexibel ist, „such as filling battery storage or charging electric vehicles".

XXIV.Tenorziffer 13 Sonderformen der Netznutzung — Voraussetzung „derselbe Anschlussnutzer" und gemeinschaftliche Nutzung

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 13 Satz 1 lässt die Zusammenfassung mehrerer Entnahmestellen zu, wenn diese unter anderem „durch denselben Anschlussnutzer genutzt werden" (Nr. 1), mit dem Netz desselben Netzbetreibers verbunden sind (Nr. 2), sich auf derselben Netz- oder Umspannebene befinden (Nr. 3) und Bestandteil desselben Netzknotens sind oder galvanisch verbunden angeschlossen sind (Nr. 4).

Die Voraussetzung nach Nr. 1 schließt jede Konstellation mit mehreren Anschlussnutzern aus, auch wenn die Voraussetzungen nach Nr. 2 bis 4 vollständig erfüllt sind. Betroffen sind insbesondere gemeinschaftlich finanzierte Anlagen an einem Netzknoten.

Rn. 452 nennt den Hintergrund: Das Pooling sei „etabliert und in der Praxis weit verbreitet, insbesondere an Industriestandorten"; die Beschlusskammer habe „die Zulässigkeitsvoraussetzungen des § 17 Abs. 2a StromNEV vollständig auf die neue Regelung übertragen". Eine Auseinandersetzung mit Betreibermodellen mit mehreren Beteiligten ist nicht erkennbar.

Art. 16 Abs. 1 lit. e) RL (EU) 2019/944 verlangt für Bürgerenergiegemeinschaften diskriminierungsfreie, faire, verhältnismäßige und transparente Verfahren, Abgaben und Umlagen sowie „transparente, diskriminierungsfreie und kostenorientierte Netzentgelte gemäß Artikel 18 der Verordnung (EU) 2019/943".

Wir regen an, in der Begründung zu behandeln, wie sich die Voraussetzung nach Satz 1 Nr. 1 zu diesem Maßstab verhält, und eine Alternative zu prüfen, die eine Zusammenfassung auch bei mehreren Anschlussnutzern zulässt, sofern die Voraussetzungen nach Nr. 2 bis 4 unverändert erfüllt sind.

Zur Klarstellung: Wir regen keine Begünstigung einer bestimmten Betreiberform an. Art. 18 Abs. 1 UAbs. 1 S. 1 VO (EU) 2019/943 verlangt, dass die Entgelte „unterschiedslos angewandt werden"; ein Sondertatbestand nach Rechtsform wäre damit nicht vereinbar. Unsere Anregung richtet sich darauf, dass eine wirtschaftlich und technisch gleich gelagerte Konstellation nicht allein deshalb anders behandelt wird, weil an demselben Netzknoten mehrere Personen beteiligt sind. Die in Rn. 452 genannte Grenze — keine Besserstellung gegenüber Letztverbrauchern mit nur einer Entnahmestelle — teilen wir.

XXV.Tenorziffer 13 Sonderformen der Netznutzung — Speicher für mehrere Anschlussnutzer an einem Netzknoten

Stand: neu, aus der Stellungnahme „Speicher und Netzknoten“.

Diese Anregung setzt unseren Eintrag zu Ziffer 13 in der zweiten Stellungnahme fort. Dort haben wir angeregt, die Zusammenfassung von Entnahmestellen auch bei mehreren Anschlussnutzern zuzulassen, sofern die Voraussetzungen nach Satz 1 Nr. 2 bis 4 erfüllt sind, und auf Art. 16 Abs. 1 lit. e) RL (EU) 2019/944 verwiesen.

Der hier ergänzte Fall ist der Speicher, der zu einer solchen Konstellation gehört: eine gemeinschaftlich finanzierte Anlage an einem Netzknoten, die der Erzeugung und Entnahme mehrerer Anschlussnutzer desselben Netzabschnitts dient. Nach Ziffer 10.2 Satz 2 werden die Entnahmestellen einer Stromspeicheranlage und der mit ihr gekoppelten Anlage zur Netzentgeltermittlung gemeinsam betrachtet, wenn weitere Anlagen an denselben Netzanschluss angeschlossen sind. Diese gemeinsame Betrachtung setzt jedoch die Anlagenkopplung voraus und damit denselben Netzanschluss; sie erfasst nicht den Fall mehrerer Anschlussnutzer an demselben Netzknoten.

Damit hängt die entgeltliche Behandlung eines technisch und wirtschaftlich gleich gelagerten Speichers davon ab, ob die beteiligten Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen einer Person gehören oder mehreren. Eine Auseinandersetzung mit dieser Unterscheidung ist in der Begründung nicht erkennbar.

Wir regen an, in der Begründung zu behandeln, wie eine Stromspeicheranlage zu behandeln ist, die zu einer nach Ziffer 13 zusammengefassten oder zusammenfassbaren Gruppe von Entnahmestellen gehört, und zu prüfen, ob die gemeinsame Betrachtung nach Ziffer 10.2 Satz 2 auf diesen Fall zu erstrecken ist.

Zur Klarstellung: Wie in der zweiten Stellungnahme regen wir keine Begünstigung einer bestimmten Betreiberform an und teilen die in Rn. 452 genannte Grenze, dass keine Besserstellung gegenüber Letztverbrauchern mit nur einer Entnahmestelle entstehen soll. Die Anregung richtet sich allein darauf, dass die Zahl der beteiligten Personen für sich genommen kein Unterscheidungsmerkmal der Entgeltbildung ist.

XXVI.Tenorziffer 14.1 Verprobung — Prognostizierte Absatzstruktur und nachträglicher Abgleich

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Nach Ziffer 14.1 Satz 4 Nr. 1 ist sicherzustellen, dass die Anwendung des Entgeltsystems „auf die prognostizierte Absatzstruktur in ihrem Netzgebiet einen prognostizierten Erlös ergibt, welcher der Höhe nach den ermittelten Netzkosten bzw. der festgelegten Erlösobergrenze entspricht".

Die Prognose der Absatzstruktur bestimmt damit unmittelbar die Höhe der Entgelte. Ein Abgleich der Prognose mit der tatsächlichen Absatzstruktur des abgelaufenen Jahres ist im Entwurf nicht vorgesehen.

Rn. 472 hält fest, nachträgliche Abweichungen könnten „üblicherweise" und „sachgerecht über die Regulierungskontosystematik abgewickelt werden". Das Regulierungskonto gleicht den Erlös der Höhe nach aus. Ob die Prognose der Absatzstruktur systematisch in eine Richtung abweicht und welche Nutzergruppe das trifft, beantwortet der Ausgleich des Erlöses nicht.

Wir regen an, einen Abgleich der prognostizierten mit der tatsächlichen Absatzstruktur des Vorjahres in den Bericht nach Ziffer 16 Satz 3 aufzunehmen. Damit wird nachvollziehbar, ob Prognoseabweichungen sich in eine Richtung häufen.

XXVII.Tenorziffer 14.3 Verprobung — Frist für die Pflicht zur Absenkung der Netzentgelte

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Wir unterstützen Ziffer 14.3 Sätze 1 und 2. Die Pflicht zur Anpassung besteht dort, „soweit sich daraus eine Absenkung der Netzentgelte ergibt"; im Übrigen sind die Netzbetreiber nach Satz 3 lediglich „zur Anpassung der Netzentgelte berechtigt". Die Asymmetrie zugunsten der Netznutzer halten wir für richtig.

Der Pflicht fehlt eine Frist. Ziffer 14.4 Satz 1 nennt jährliche Anpassungstermine; Satz 2 lässt eine erneute Anpassung zum 1. Januar nur bei wesentlichen nachträglichen Abweichungen zu.

Wir regen an klarzustellen, dass die Pflicht nach Ziffer 14.3 Sätze 1 und 2 spätestens zum nächsten Termin nach Ziffer 14.4 Satz 1 zu erfüllen ist, und dass eine unterbliebene Absenkung gegenüber der Regulierungsbehörde zu erläutern ist — mit derselben Regelungstechnik, die Ziffer 14.4 Satz 3 für nachträgliche Anpassungen bereits vorsieht.

XXVIII.Tenorziffer 16 Dokumentation — Einheitliches, maschinenlesbares Berichtsformat

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 16 verpflichtet die Netzbetreiber, der Regulierungsbehörde jährlich Daten und einen Bericht zu übermitteln, dessen Angaben „einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen [müssen], ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen". Ziffer 3 Satz 4 und Ziffer 14.2 Satz 1 verlangen ebenfalls Dokumentation, jeweils „schriftlich". Ein Format legt der Entwurf nicht fest.

Für die Übertragungsnetzbetreiber verlangt der Entwurf bereits mehr: Nach Ziffer 6.6 Satz 2 „müssen die Daten einheitlich ermittelt werden". Ziffer 5.9 sieht eine elektronische Übermittlung an die Bundesnetzagentur vor.

Die einheitliche Struktur der Datenmeldung ist nach Rn. 490 „mittels eines Erhebungsbogens sichergestellt". Unsere Anregung betrifft den Bericht nach Ziffer 16 Satz 3, nicht die Datenmeldung: Ein Erhebungsbogen für die Daten macht ein Format für den Bericht nicht entbehrlich.

Ohne einheitliches Format sind die Berichte untereinander nicht vergleichbar. Der Maßstab des „effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers" nach Art. 18 Abs. 1 UAbs. 1 S. 1 VO (EU) 2019/943 setzt Vergleichbarkeit voraus. Art. 18 Abs. 2 lit. g) VO (EU) 2019/943 nennt zudem als Ziel der Tarifmethoden, Innovationen „in Bereichen wie Digitalisierung" zu erleichtern.

Wir regen an, für die Angaben nach den Ziffern 3, 14.2 und 16 ein einheitliches, maschinenlesbares Format vorzugeben und die Berichte zu veröffentlichen, soweit keine Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse entgegenstehen. Wir regen ferner an, in der Begründung auf die Abstimmung mit den Landesregulierungsbehörden einzugehen: Ziffer 18 beschränkt die Geltung der Ziffer 16 auf Netzbetreiber in der Zuständigkeit der Bundesnetzagentur; eine bundesweit einheitliche Vergleichsgrundlage entsteht erst, wenn beide Aufsichtsstränge dasselbe Format verwenden.

Zwei weitere Angaben regen wir für denselben Bericht an; die Begründung steht jeweils bei ihrer Tenorziffer: die Abweichung nach Ziffer 5.7 Satz 2 samt ihren Gründen, und den Abgleich der prognostizierten mit der tatsächlichen Absatzstruktur des Vorjahres nach Ziffer 14.1.

Zur Belastung kleinerer Netzbetreiber: Ein einheitliches Format ist gemeinsam wirtschaftlicher zu erfüllen als einzeln. Wir regen an, eine Übergangsfrist bis zur zweiten Anwendung vorzusehen und die Erfüllung über einen gemeinsam beauftragten Dritten ausdrücklich zuzulassen.

XXIX.Tenorziffer 17.2 Übergangsvorschriften — Ausgestaltung des Übergangszeitraums bis 2031

Stand: eingereicht 06.09.2026, aus der Stellungnahme „Tarifmethode“.

Ziffer 17.2 hält die Regelung des § 19 Abs. 2 Sätze 2 bis 4 StromNEV bis zum 31.12.2031 für die dort bezeichneten Letztverbraucher anwendbar.

Die Beschlusskammer begründet das in Rn. 496 selbst: Sie sieht „eine Beendigung der Privilegierung aus energiewirtschaftlichen Gründen als notwendig an"; die befristete Verlängerung diene dem Zweck, den bisher begünstigten Unternehmen einen hinreichenden Übergangszeitraum zu bieten, um sich auf die AgNes-Systematik einzustellen.

Wir teilen beides — die Notwendigkeit der Beendigung und die Notwendigkeit eines Übergangs. Unsere Anregung betrifft allein die Ausgestaltung: Nach dem Entwurfstext gilt die Regelung bis zum letzten Tag des Jahres 2031 unverändert fort und entfällt dann vollständig. Eine Begünstigung, die drei Jahre in unveränderter Höhe fortbesteht und danach abrupt endet, verschiebt die Umstellung an das Ende des Zeitraums, statt sie über ihn zu verteilen. Das gilt umso mehr, als die Beschlusskammer den Zweck ausdrücklich darin sieht, den Unternehmen die Einstellung auf die neue Systematik zu ermöglichen.

Wir bitten deshalb um Darlegung, wie der Übergangszeitraum diesen Zweck erfüllt, wenn die Anpassung vollständig an seinem Ende erfolgt, und regen nachgeordnet an, die Begünstigung über die Jahre 2029 bis 2031 jahresweise abzusenken, sodass die Umstellung schrittweise erfolgt.

Zur Reichweite: Wir treffen keine Aussage zur Höhe der Ermäßigung im Ausgangsjahr und keine zur Zusammensetzung der begünstigten Gruppe. Ziffer 17.1 (atypische Netznutzung) ist von dieser Anregung ausdrücklich nicht erfasst; die dortige Ermäßigung setzt nach Rn. 494 voraus, dass der Tatbestand „weiter erfüllt wird", und knüpft damit an ein fortdauerndes netzentlastendes Verhalten an.

XXX.Tenorziffer 17.5 Übergangsvorschriften — Stichtag und Gleichlauf mit Ziffer 17.7

Stand: neu, aus der Stellungnahme „Speicher und Netzknoten“.

Ziffer 17.5 Satz 1 lässt die Freistellung von Stromspeicheranlagen nach § 118 Abs. 6 S. 1 EnWG in der Fassung vom 29.03.2026 nur für Anlagen zu, für die vor der Bekanntgabe dieser Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde; der Nachweis ist nach Satz 3 bis zum 31.03.2027 zu führen.

§ 118 Abs. 6 S. 1 EnWG knüpft die Freistellung an eine Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029. Die Übergangsvorschrift stellt damit auf einen früheren und zugleich auf einen anderen Anknüpfungspunkt ab: nicht auf die gesetzlich bestimmte Inbetriebnahme, sondern auf eine Investitionsentscheidung vor einem Zeitpunkt, der bei Abgabe dieser Stellungnahme noch nicht feststeht.

Ziffer 17.7 behandelt denselben Sachverhalt für Elektrolyseure anders. Dort bleiben die Regelungen des § 118 Abs. 6 S. 1 und S. 7 EnWG unberührt für Anlagen, die nach dem 4. August 2011 in Betrieb genommen wurden oder für die vor Bekanntgabe eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens zum 4. August 2029 erfolgt. Der gesetzliche Stichtag ist dort ausdrücklich erhalten.

Für die unterschiedliche Behandlung beider Anlagenarten ist eine Begründung nicht erkennbar. Beide unterfallen derselben gesetzlichen Freistellung, beide haben Vorlaufzeiten von mehreren Jahren zwischen Planung und Inbetriebnahme, und in beiden Fällen ist die Investitionsentscheidung im Vertrauen auf dieselbe Vorschrift getroffen worden.

Praktisch erheblich ist der Unterschied vor allem für Vorhaben, die noch nicht entschieden sind. Für sie endet die Freistellung mit einem Zeitpunkt, den die Beteiligten zum Zeitpunkt ihrer Planung nicht kennen konnten. Das betrifft insbesondere gemeinschaftlich finanzierte Vorhaben, deren Entscheidungswege länger sind als die eines einzelnen Unternehmens.

Wir regen an,

1. in der Begründung zu behandeln, aus welchem Grund Ziffer 17.5 auf die Bekanntgabe der Festlegung abstellt, während Ziffer 17.7 für Elektrolyseure den gesetzlichen Stichtag des 4. August 2029 erhält;

2. zu prüfen, ob für Stromspeicheranlagen ein Gleichlauf mit Ziffer 17.7 herzustellen ist;

3. hilfsweise, für den Fall, dass es bei der Anknüpfung an die Investitionsentscheidung bleibt, einen Zeitpunkt zu bestimmen, der bei Bekanntgabe bereits verstrichen und damit für die Beteiligten erkennbar ist, und die Nachweisanforderungen nach Satz 3 in der Begründung zu konkretisieren.

Zur Abgrenzung: Eine Aussage zur Verlängerung des § 118 Abs. 6 EnWG über den 4. August 2029 hinaus regen wir in diesem Verfahren nicht an; sie liegt beim Gesetzgeber. Die Anregung betrifft allein das Verhältnis der Übergangsvorschrift zu der geltenden gesetzlichen Frist.

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