EE-Netzkostenwälzung 2027: Was bis zum 14. Oktober beim Übertragungsnetzbetreiber liegen muss

Was am 14. Oktober fällig ist

Bis Mittwoch, 14. Oktober 2026, muss jeder wälzungsberechtigte Verteilnetzbetreiber seinen Wälzungsbetrag für 2027 verbindlich an den regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber melden. Die Festlegung sagt "bis spätestens zum letzten Werktag vor dem 15.10.", und der 15. Oktober fällt dieses Jahr auf einen Donnerstag.

Ein Teil der Arbeit liegt schon hinter Ihnen. Zum 1. Oktober ging die Anzeige an die zuständige Regulierungsbehörde raus, mit den Tabellenblättern B und B1 des Erhebungsbogens nach Paragraf 28 Nr. 3 und 4 ARegV. Diese Meldung dient nur der Plausibilisierung. Maßgeblich ist, was am 14. Oktober beim Übertragungsnetzbetreiber ankommt.

Zwei Tage später, am 16. Oktober, gleichen die Übertragungsnetzbetreiber und die Bundesnetzagentur die eingegangenen Meldungen ab. Am 25. Oktober weisen die Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de aus, was beide Mechanismen im Aufschlag für 2027 ausmachen.

Wer in mehreren Regelzonen Netze betreibt, schlüsselt den Betrag nach dem gemeldeten Stromabsatz je Regelzone und meldet jedem Übertragungsnetzbetreiber nur seinen Anteil. Und die Frist kollidiert mit einer zweiten: Am 15. Oktober sind auch die vorläufigen Netzentgelte 2027 nach Paragraf 20 EnWG zu veröffentlichen. Das Preisblatt muss also schon mit genau dem Betrag rechnen, der einen Tag vorher gemeldet wurde.

Wie der Wälzungsbetrag entsteht

Der Wälzungsbetrag entsteht je Netz- und Umspannebene in drei Schritten: Kennzahl prüfen, Anteil berechnen, auf die Kosten der Ebene anwenden. Die Summe über alle Ebenen ist der Betrag, den Sie melden.

Liegt die EKZ über 2, ist der Netzbetreiber in dieser Ebene "in einem besonders hohen Maß" betroffen. Für die Wälzung 2027 zählen die Werte aus 2025. Die Jahreshöchstlast ist die Netto-Höchstlast ohne Netzverluste, zeitgleich je Ebene, nicht über das ganze Netz.

Aus der EKZ folgt der Anteil der Mehrkosten, kurz AMK, nach der Formel (0,7 × EKZ − 1,4) / (0,7 × EKZ − 0,4). Den multipliziert der Netzbetreiber mit den Kosten der Ebene und mit einem Korrekturfaktor von 0,9. Kosten heißt hier: die angepasste Erlösobergrenze für 2027, über die Kostenträgerrechnung auf die Ebenen verteilt, ohne dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten nach Paragraf 11 Abs. 2 S. 1 Nr. 4 und 8 ARegV, ohne vorgelagerte und vermiedene Kosten. Der konventionelle Messstellenbetrieb bleibt draußen.

Was heißt das in Zahlen? Die Tabelle rechnet die Formel für vier Kennzahlen durch. Das ist ein Rechenbeispiel, kein Wert eines bestimmten Netzbetreibers.

Die Kurve steigt steil hinter dem Schwellenwert und flacht dann ab. Wer knapp über 2 liegt, für den entscheidet jede Nachkommastelle der Kennzahl über sechsstellige Beträge. Genau dort schaut die Beschlusskammer bei der Plausibilisierung hin.

Was sich für die Wälzung 2027 ändert

Für 2027 gilt erstmals die Ergänzungsfestlegung BK8-25-005-A vom 4. März 2026. Sie ändert genau einen Baustein: wie die EE-Leistung fremder nachgelagerter Netze in die Kennzahl eingeht.

Bisher war das ein Einfallstor. Rückspeisungen aus einem fremden Netz erhöhten die Kennzahl des vorgelagerten Betreibers, egal ob dahinter Windräder oder ein Gaskraftwerk standen. Jetzt rechnet ein Schätzer: 0,4 mal maximale Entnahmelast plus maximale Rückspeiselast, geteilt durch 0,7, je fremder nachgelagerter Ebene. Ohne Rückspeisung ist der Wert null.

Gedeckelt wird der Schätzer durch die EE-Leistung, die beim fremden Netzbetreiber im Marktstammdatenregister tatsächlich registriert ist. Gezählt wird ab der Spannungsebene des Übergabepunkts nach unten. Liegt der Übergabepunkt in der Umspannung HS/MS, zählen die Anlagen des fremden Netzes in HS/MS, MS, MS/NS und NS. Relevant für 2027 sind Anlagen, die vor dem 1. Januar 2026 in Betrieb gingen oder vorübergehend stillgelegt sind.

Die Prüfung dieser Obergrenze liegt beim vorgelagerten, wälzungsberechtigten Netzbetreiber. Nicht beim fremden Netz, nicht bei der Behörde. Die FAQ der Beschlusskammer vom 11. September 2026 sagt offen, der neue Schätzer liefere "deutlich validere Daten", schließe eine Überschätzung aber nicht aus.

Offene Klärfälle vor dem Stichtag

Kurz vor der Frist hängen die offenen Fälle fast immer an einer Schnittstelle: Daten eines zweiten Netzbetreibers, ein Netzübergang, eine Rückfrage der Behörde. Die FAQ der Beschlusskammer 8 beantwortet mehrere davon, und die Antworten sind pragmatischer als die Festlegung.

Mehrere Übergabepunkte zum selben fremden Netz sind der häufigste Fall. Rechnet man die Obergrenze an jedem Punkt voll, zählt dieselbe Anlage doppelt. Die FAQ verlangt deshalb eine "sachgerechte" Aufteilung, etwa hälftig bei zwei Punkten in der Hochspannung, oder nach Strombezug und gemessener Rückspeiselast, wenn ein Punkt deutlich mehr trägt. Wörtlich: "Es ist ein pragmatisches Vorgehen zu wählen."

Netzübergänge folgen der Erlösobergrenze. Geht die EOG eines Teilnetzes 2026 über, zählen ab 2026 auch dessen Strukturparameter, auf t-2-Basis. Kostenbasis und Kennzahl müssen zueinander passen.

Und wenn sich zwischen dem 1. und dem 14. Oktober etwas ändert? Nur auf Rückmeldung der Behörde oder in Abstimmung mit ihr. Eigenmächtige Korrekturen in dieser Phase sieht die FAQ nicht vor.

Ein letzter Punkt betrifft Fälle, in denen die Berechtigung selbst unklar ist. Wer trotz möglicher Berechtigung nicht meldet, verzichtet damit nicht auf Erlöse aus der Erlösobergrenze. Die Teilnahme ist ein Recht, keine Pflicht. Das nimmt etwas Druck aus Grenzfällen, mehr nicht.

Wenn die Meldung fehlt oder falsch ist

Einen Rückfallprozess gibt es nicht. Wer zu spät oder gar nicht an den Übertragungsnetzbetreiber meldet, verliert die Erstattung für 2027, und die Mehrkosten bleiben in den eigenen Netzentgelten.

Fehler im Betrag sind weniger dramatisch, aber langwierig. Nach dem Stichtag lässt sich nichts mehr ändern, auch nicht, wenn vor dem Preisblatt zum 1. Januar neue Erkenntnisse auftauchen. Der gemeldete Betrag ist nominal einzupreisen. Abweichungen zwischen Netzbetreibern direkt im Folgejahr zu verrechnen, untersagt die FAQ ausdrücklich.

Korrigiert wird über das Regulierungskonto. Dort rechnet die Behörde den Wälzungsbetrag mit der geprüften Erlösobergrenze nach. Die Differenz fließt nicht in den Saldo, sondern ändert die Wälzung eines späteren Jahres. Welches Jahr, hängt am Genehmigungstermin: Liegt der genehmigte Saldo vor dem 1. Oktober vor, trifft die Korrektur die nächste Wälzung, sonst die übernächste. Für 2025 heißt das: Genehmigung im August 2027 bedeutet Korrektur in der Wälzung 2028, Genehmigung im November 2027 erst in der Wälzung 2029.

Unangenehm wird es bei negativen Differenzen ohne neue Berechtigung. Dann ist zu viel geflossen, und der Netzbetreiber zahlt in Zwölfteln an den Übertragungsnetzbetreiber zurück. Auch das ist zum 15. Oktober zu melden. Die Bundesnetzagentur hat die erstmalige Abwicklung im Regulierungskonto am 27. August 2026 in einem eigenen Workshop erklärt. Das zeigt, wie neu dieser Teil noch ist.

Was die Übertragungsnetzbetreiber damit machen

Die vier Übertragungsnetzbetreiber erstatten die gemeldeten Beträge binnen zwölf Monaten, in der Regel monatlich zu einem Zwölftel. Untereinander gleichen sie die Zahlungen aus.

Refinanziert wird über einen Aufschlag auf die Netzentgelte aller Letztverbraucher. Abgerechnet wird er gemeinsam mit der Umlage nach Paragraf 19 Abs. 2 StromNEV als "Aufschlag für besondere Netznutzung". 2026 liegt er nach Angaben der Bundesnetzagentur bei 1,56 Cent je Kilowattstunde. Knapp 70 Prozent davon gehen auf die EE-Wälzung zurück.

Für den wälzenden Netzbetreiber wirkt das doppelt. Die gemeldeten Beträge senken in der Entgeltbildung die Kosten der jeweiligen Ebene, also sinken seine Entgelte. Gleichzeitig reicht er den bundesweiten Aufschlag an seine eigenen Netzkunden weiter, wie jeder andere Netzbetreiber auch.

Wie stark die Entlastung ausfällt, zeigt die Liste der Bundesnetzagentur mit Stand 20. Juli 2026. Bei den 15 größten Beträgen reicht die Relation zur Erlösobergrenze von 3,1 bis 50,5 Prozent. Die absolute Summe sagt wenig, die Relation sagt viel.

Entlastung gegen Preissignal: der Streit um die Wälzung

Die Bundesnetzagentur begründet den Mechanismus mit Gerechtigkeit zwischen Regionen. Auf ihrer Themenseite heißt es, Regionen, "die besondere Kostenbelastungen durch den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien tragen", würden ab 2025 entlastet. Der Strom aus diesen Netzen versorgt schließlich ganz Deutschland.

Der Verbraucherzentrale Bundesverband sieht das anders. Beim Expertenaustausch der Bundesnetzagentur zur Kostenwälzung am 10. März 2026 schrieb er: "Zudem bleibt das Problem bestehen, dass ein großer Anteil der Netzkosten über Umlagen gewälzt wird und somit die Netzentgeltsignale abschwächt." Und er stellte eine Gegenfrage: Wäre es nicht einfacher, die Verteilnetzentgelte bundesweit zu vereinheitlichen?

Die vier Übertragungsnetzbetreiber kritisieren von der anderen Seite. In ihrer Präsentation vom selben Tag steht: "Die Wälzung EE-bedingter Mehrkosten führt teilweise zu Netzentgeltanomalien an der Schnittstelle ÜNB/VNB." Eine vollständige Auflösung dieser Anomalien lasse sich "aktuell durch die Wälzung EE-bedingter Mehrkosten und der fehlenden Beteiligung der Einspeiser nicht vermeiden".

Die Bundesnetzagentur hält dagegen, so zitiert sie der vzbv, Mehrbelastungen ländlicher Verteilnetzbetreiber aus der künftigen Wälzung nach netzbezogenem Letztverbrauch seien vertretbar, weil dieselben Betreiber stark vom EE-Mehrkostenausgleich profitierten. Ein Instrument soll also die Nebenwirkung des anderen auffangen.

Die Zahlen wachsen derweil. 2025 waren es 178 Netzbetreiber mit rund 2,4 Milliarden Euro, 2026 sind es 238 mit 2,725 Milliarden. Ob das System bleibt, wie es ist, klärt die Evaluierung bis zum 30. Juni 2028. Und ab 2029 verschiebt die Netzentgeltreform AgNeS die Wälzung zwischen den Netzebenen ohnehin.

Was Netzbetreiber jetzt tun sollten

Bis Mittwoch zählt nur eines: der richtige Betrag beim richtigen Empfänger, nachweisbar eingegangen. Alles Weitere ist Vorbereitung auf die Wälzung 2028.

Fünf Schritte, bis Mittwoch und danach

1. Werte vom 1. und 14. Oktober abgleichen

   Legen Sie den Betrag aus der Behördenanzeige neben den Betrag für den Übertragungsnetzbetreiber. Weichen sie ab, muss eine Rückmeldung der Behörde dahinterstehen, und die gehört in die Akte.

2. Empfänger und Eingang sichern

   Prüfen Sie den regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber, bei mehreren Regelzonen die Schlüsselung nach Stromabsatz. Lassen Sie sich den Eingang bestätigen. Der 14. ist ein Mittwoch, kein Freitag mit Puffer.

3. Preisblatt mit dem gemeldeten Betrag rechnen

   Das vorläufige Preisblatt zum 15. Oktober muss exakt den Betrag enthalten, der am Vortag gemeldet wurde.

4. Anlagendaten im Register dauerhaft pflegen

   Die Beschlusskammer erwartet, dass Netzbetreiber die Angaben der Anlagenbetreiber in angemessener Zeit prüfen, vor allem die angeschlossene Netzebene. Für die eigene Kennzahl und für die Obergrenzen fremder Netze ist das Register jetzt Rechengrundlage. Wer erst im September 2027 aufräumt, rechnet die Wälzung 2028 mit den Fehlern von 2026.

5. Genehmigungstermine im Regulierungskonto verfolgen

   Ob eine Plan-Ist-Differenz die Wälzung 2028 oder 2029 trifft, entscheidet der 1. Oktober. Melden Sie den Termin intern an alle, die die Wälzung rechnen.

Die Liste ist kurz, weil der Prozess es ist. Schwierig wird er an den Übergaben: zwischen Regulierungsmanagement und Netzplanung, zwischen eigenem und fremdem Netz, zwischen Behörde und Übertragungsnetzbetreiber. Ein Blick in den Netzausbauplan nach Paragraf 14d zeigt, dass dieselben EE-Daten im Herbst gleich mehrfach gebraucht werden.

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Häufig gestellte Fragen