Effizienzvergleich Strom: was die Datenerhebung abfragt und welche Einwände bis 26. Oktober zählen

Was die Bundesnetzagentur bis 26. Oktober konsultiert

Gegenstand der Konsultation sind die Rohdaten des Effizienzvergleichs: welche Daten ein Netzbetreiber liefern muss, nach welchen Definitionen, in welcher Form und bis wann. Die Beschlusskammer 8 hat das Verfahren BK8-26-04#13 am 5. Oktober 2026 eröffnet und drei Unterlagen veröffentlicht, den Festlegungsentwurf, den Definitionskatalog als Anlage V1 und den Erhebungsbogen als Anlage V2 in einer Konsultationsfassung.

Ganz neu ist für die Verbände nichts davon. Am 11. September stellte die Behörde ihnen den Datenprozess in einer Videokonferenz vor, bis zum 25. September konnten sie einen ersten Bogenentwurf kommentieren. Die öffentliche Konsultation ist die zweite Runde, und die erste, in der jeder Netzbetreiber förmlich Stellung nehmen kann. Stellungnahmen gehen per E-Mail an Poststelle.BK8@BNetzA.de und evs@bnetza.de, Betreff „Festlegung Datenerhebung Effizienzvergleich“. Die Bundesnetzagentur will sie veröffentlichen; wer Geschäftsgeheimnisse nennt, legt eine geschwärzte Fassung bei, sonst darf die Kammer nach § 71 Satz 3 EnWG von der Zustimmung zur Einsicht ausgehen.

Die Regeln dafür stehen seit dem 8. Dezember 2025 in der Methodenfestlegung Effizienzvergleich Strom, einem Teil des NEST-Pakets, das die Anreizregulierungsverordnung ablöst. Für Gasnetze ist dieselbe Umstellung ein Jahr weiter; was sich dort ändert, beschreibt unser Beitrag zu RAMEN Gas und der fünften Regulierungsperiode.

Wer liefern muss und bis wann

Liefern müssen laut Entwurf alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 3 Nr. 9 EnWG, die nicht im vereinfachten Verfahren sind. Frei ist, wer bis zum 31. März 2027 beantragt hat, am vereinfachten Verfahren teilzunehmen oder als Kleinstnetzbetreiber zu gelten, und unter dem Schwellenwert nach Tenorziffer 16.3 der RAMEN-Festlegung liegt; für Netzbetreiber in Landeszuständigkeit (nicht bei Organleihe) kann für diesen Antrag eine abweichende Frist gelten, die Fußnote im Entwurf verweist auf Tenorziffer 19 der RAMEN-Festlegung. Geschlossene Verteilernetze sind ohnehin ausgenommen. Wer auf oder über dem Schwellenwert liegt und trotzdem einen Antrag stellt, gewinnt damit keine Zeit: Solche Netzbetreiber dürfen nach dem Entwurf nicht von einer „missbräuchlichen Antragstellung“ profitieren.

Abgegeben werden die Daten des Geschäftsjahres 2026 bis zum 30. April 2027. Der Leitungsverlauf als GIS-Datei gehört zum Definitionskatalog und ist damit ebenfalls zum 30. April fällig. Die Kammer begründet den frühen Termin mit dem festen Start der Periode am 1. Januar 2029 und der Plausibilisierung, die erheblichen Vorlauf braucht. Sie wisse „um die hohe Belastung“ im ersten Halbjahr 2027, schreibt die Kammer, und nennt die Kostenprüfung zum 30. Juni. Dazu kommt am 30. April die Meldung zum Qualitätselement Netzzuverlässigkeit.

Für EEG- und KWKG-Daten liegen am 30. April meist noch keine Testate vor. Die Kammer nimmt das in Kauf und erlaubt eine spätere Korrektur auf Basis der testierten Werte; eine Frist dafür nennt der Entwurf nicht, er verweist auf die Korrekturregeln in Tenorziffer 4 der Methodenfestlegung. Das ist vernünftig, denn ein Abwarten bis zu den Testaten würde viele Plausibilisierungen deutlich nach hinten schieben, und die meisten Daten liegen laut Kammer zum 30. April schon in einer Form vor, die auch für das Testat reicht.

Was wegfällt und was neu hinzukommt

Der Bogen wird an einigen Stellen kürzer und an anderen deutlich länger. Für Fläche und Bevölkerung begründet die Kammer den Wegfall mit hohem Aufwand und geringer Erklärungskraft im letzten Vergleich, für die übrigen Streichungen nennt sie keinen eigenen Grund. Dazu kommt, was seit dem letzten Durchgang zur Aufgabe eines Verteilnetzbetreibers geworden ist.

Hinter den neuen Abfragen steht eine Entscheidung, die schon gefallen ist. Nach Tenorziffer 6.2 der Methodenfestlegung zählen die Kosten für Redispatch künftig zu den Aufwandsparametern, gehen also erstmals in den Effizienzvergleich ein; wie sie geglättet werden, überlässt die Methodenfestlegung einer weiteren Einzelfestlegung, die noch aussteht. Die Kammer will deshalb Mengen sehen, mit denen sie die Kosten plausibilisieren kann. Auch zum vorausschauenden Netzausbau fragt sie mehr ab; die Methodenfestlegung will prüfen, wie sich seine Wirkung im Vergleich abbilden lässt; welche Felder dafür gedacht sind, schlüsselt der Entwurf nicht auf. Für die Planung dahinter steht der Netzausbauplan nach § 14d EnWG.

Die neuen Felder sind der aufwendigste Teil der Lieferung, weil es für sie keine Altdaten gibt. Die Kammer kündigt auf der Verfahrensseite an, der „überwiegenden Anzahl“ der Netzbetreiber nach der Festlegung einen Bogen zu schicken, der mit den eigenen Werten aus dem Effizienzvergleich der vierten Periode vorbefüllt ist; wer damals nicht im Regelverfahren war, hat keine solchen Altdaten. Bei Redispatchmaßnahmen, flexiblen Anschlussvereinbarungen und der Frage nach Realisierungskautionen bleibt das Feld leer. Für die Zahlen zu Anschlussbegehren müssen Netzbetreiber ihr Netzanschlussportal auswerten. Gezählt werden Anlagen, für die 2026 ein Anschlussbegehren „bekundet“ wurde; was als bekundet gilt, eine unverbindliche Anfrage oder erst ein vollständiger Antrag, definiert der Katalog nicht.

GIS-Daten: der Leitungsverlauf als eigene Lieferung

Neben dem Bogen verlangt der Entwurf den Leitungsverlauf des eigenen Netzes zum 31. Dezember 2026, von der Höchst- bis zur Niederspannung, als Polylinien in Shapefile, File-Geodatabase oder GeoPackage mit Angabe des EPSG-Codes. Die Lagegenauigkeit muss plus minus drei Meter betragen. Attribute wie Leitungstyp und Netzebene sollen vorrangig im GIS stehen; was dort fehlt, darf ausnahmsweise aus anderen Systemen in Zusatztabellen kommen, verknüpft über eine gemeinsame ID und mit demselben Datenstand. Nachträgliche Handkorrekturen ohne „nachvollziehbare fachliche Grundlage“ sind ausgeschlossen.

Übertragen werden die Dateien nicht über das Energiedaten-Portal, sondern über den BSCW-Server des ITZBund, eine Plattform für den gesicherten Dateiaustausch. Jeder Netzbetreiber bekommt einen eigenen Ordner, auf den nur sein Kommunikationsbevollmächtigter und das zuständige Referat zugreifen; nach der Übertragung löscht die Behörde die Daten vom Server und veröffentlicht keine Karten. Die Verbände hatten im Pretest hervorgehoben, dass es sich um Daten kritischer Infrastruktur handelt.

Offiziell dienen die GIS-Daten in dieser Periode „erstmal der Plausibilisierung“ und ersetzen keine Angabe im Bogen. Wir würden die Lieferung trotzdem so ernst nehmen wie den Bogen selbst. Im Gasverfahren, das ein Jahr früher lief, hat die Beschlusskammer 9 auf die Abfrage der versorgten Fläche verzichtet und angekündigt, eine ähnlich definierte Fläche selbst aus den GIS-Daten zu ermitteln und als Kostentreiber zu testen. Übernimmt die Beschlusskammer 8 diesen Ansatz, kann ein Leitungsverlauf mit Lücken bei alten Kabeln oder fehlenden Hausanschlüssen zu einer zu kleinen Fläche führen, und die zeigt sich im Effizienzwert.

Fläche und Bevölkerung: Branche gegen Beschlusskammer

Der eine echte Streitpunkt der Datenerhebung ist im Gas schon ausgetragen worden, und er kommt im Strom wieder. Die Beschlusskammer 8 begründet den Verzicht auf versorgte Fläche, geographische Fläche der Versorgung und Bevölkerung mit Aufwand und Wirkung: Die Abfrage habe „zu erheblichem Kosten- und Personalaufwand seitens der Netzbetreiber“ geführt, und „im Effizienzvergleich zur vierten Regulierungsperiode waren die Flächenparameter insignifikant“ (Festlegungsentwurf BK8-26-04#13, Randnummer 19, 5. Oktober 2026).

Die Branche sah das im Gas anders. Laut der Zusammenfassung der Stellungnahmen in der Gas-Festlegung BK9-25/603 vom 6. März 2026 forderte „die überwiegende Mehrheit die Beibehaltung“: Die beiden Parameter seien „zentrale Strukturparameter“, ein Verzicht berge „die Gefahr einer Vorfestlegung der Modellparameter“, und ohne sie lasse sich kein Dichteparameter mehr berechnen. Die Kammer blieb beim Verzicht und lehnte auch den Vorschlag ab, auf Vorjahreswerte auszuweichen, weil das „das Basisjahrprinzip verletzen würde“.

Im Gasverfahren kam ein Zusatz hinzu, der im Strom-Entwurf fehlt: Dort hatte die Behörde die versorgte Fläche in der vierten Periode als „Kostentreiber der Priorität 1“ eingeordnet, also als einen der vorrangigen Parameter für die Ausdehnung des Versorgungsgebiets, und die Beschlusskammer 9 will sie aus den GIS-Daten weiter testen. Im Strom bleiben zwei Flächenangaben im Katalog, die Konzessionsfläche und die geographische Fläche der Netzausdehnung (Parameter 96 und 97); einen GIS-basierten Ersatz für die versorgte Fläche kündigt der Entwurf nicht an. Netzbetreiber mit großer Fläche und dünner Besiedlung, deren Kosten vor allem an der Leitungslänge hängen, haben hier den stärksten Anlass für eine Stellungnahme: Sie können fragen, ob die verbleibenden Flächenangaben ihre Gebietsstruktur ausreichend abbilden.

Welche Einwände jetzt noch Sinn ergeben

Einwände gegen das Modell gehören nicht in diese Konsultation. Welche Parameter am Ende als Vergleichsparameter einfließen, ist laut Randnummer 18 „nicht Gegenstand dieser Festlegung“, und Mindesteffizienz, Abbaupfad und Methoden stehen seit Dezember 2025 fest. BDEW, VKU und GEODE haben ihre Kritik am verschärften Abbaupfad (drei Jahre statt der ganzen Periode) im August 2025 vorgebracht; sie in eine Stellungnahme zum Datenkatalog zu schreiben, verbraucht nur Platz.

Was jetzt zählt, sind Definitionen, die im eigenen Netz nicht passen oder sich nicht ohne Schätzung füllen lassen. Vier Stellen fallen beim Lesen des Katalogs auf:

• Bei den Messlokationen steuerbarer Verbrauchseinrichtungen zählen nur solche, die „ausschließlich“ dem steuerbaren Gerät zugeordnet sind. Wärmepumpen und Wallboxen, die mit dem Haushalt über einen gemeinsamen Zähler laufen, fallen heraus, obwohl sie dieselbe Steuerungsaufgabe im Netz erzeugen.
• Eine Redispatchmaßnahme sind alle Aktionen „ohne zeitliche Unterbrechung“ zum selben Engpass. Ob ein Abruf, der über den Jahreswechsel läuft, für 2026 zählt, lässt die Definition offen.
• Der Bestand an Anschlüssen von Batteriespeichern und Verbrauchern bezieht sich auf den 31. Dezember 2025, die Bewegungsdaten auf das Jahr 2026, fast alle übrigen Bestandswerte und der Leitungsverlauf auf den 31. Dezember 2026. Offen ist, wie ein Anschluss zu zählen ist, der 2026 beantragt und im selben Jahr in Betrieb genommen wurde: als Begehren, als Neuanschluss oder in beiden Feldern.
• Die GIS-Vorgabe von plus minus drei Metern sagt nicht, wie mit Altbestand umzugehen ist, der nie eingemessen wurde.

Dazu kommt der Aufwand. Drei Meldungen zwischen dem 30. April und dem 30. Juni 2027 sind für einen Netzbetreiber mit kleinem Regulierungsteam ein echtes Kapazitätsproblem, und die Kammer schreibt selbst, sie wisse „um die hohe Belastung“. Ein konkreter Vorschlag, etwa die GIS-Lieferung später abzugeben als den Bogen, hat mehr Chancen als eine allgemeine Klage über den Termin. Wer keine eigene Stellungnahme schreiben will, kann seine Punkte über den Verband einbringen.

Was passiert, wenn die Frist verstreicht

Für die Konsultation selbst passiert nichts. Die Stellungnahme ist freiwillig; wer bis zum 26. Oktober nichts schickt, bringt seine Einwände in dieses Verfahren nur nicht ein. Verbindlich wird der Datenumfang erst mit der Festlegung; einen Termin dafür nennt die Kammer nicht.

Anders bei der Datenabgabe danach. Der Entwurf verweist auf § 95 Abs. 1 Nr. 3 Buchst. a EnWG, nach dem fehlende oder fehlerhafte Auskünfte eine Ordnungswidrigkeit sind, und auf Zwangsgelder nach § 94 EnWG. Wirtschaftlich schwerer wiegt die Methodenfestlegung: Kann für einen Netzbetreiber kein Effizienzwert ermittelt werden, weil er seine Daten nicht geliefert hat, gilt nach Tenorziffer 14 der Mindesteffizienzwert von 70 Prozent. Für einzelne fehlende Daten kann die Behörde nach Tenorziffer 4.2 auch Vorjahreswerte nutzen oder schätzen.

Was Netzbetreiber bis zum Frühjahr erledigen

Zwischen dem 26. Oktober und dem 30. April liegen gut sechs Monate. Wer den ersten Termin für die Stellungnahme nutzt, kann den zweiten mit derselben Bestandsaufnahme vorbereiten.

Fünf Schritte bis zur Abgabe

1. Bis 26. Oktober: Anlage V1 mit vier Fachbereichen lesen

   Netzbetrieb, Regulierung, GIS und Abrechnung gehen Anlage V1 gemeinsam durch und notieren jede Definition, die sich im eigenen Netz nicht eindeutig füllen lässt. Daraus wird die Stellungnahme, direkt an die Kammer oder über den Verband.

2. Bis Ende November: je Parametergruppe eine verantwortliche Person und ein Quellsystem festlegen

   Anschlusspunkte und Messlokationen kommen aus der Abrechnung, Stromkreislängen und Leitungsverlauf aus dem GIS, Lastwerte aus der Netzleittechnik, Redispatch aus der Redispatch-Abwicklung, Anschlussbegehren aus dem Netzanschlussportal.

3. Vor dem 31. Dezember 2026: den GIS-Stichtag vorbereiten

   Exportformat und EPSG-Code klären, ein ID-Konzept für Zusatzattribute festlegen und die bekannten Lücken im Altbestand benennen, bevor der Stichtag kommt.

4. Im ersten Quartal 2027 einen Probelauf mit den Daten 2025 fahren

   Der Probelauf zeigt, wo Zahlen fehlen; die neuen Felder lassen sich dabei nur testweise füllen. Sobald der vorbefüllte Bogen kommt, folgt der Abgleich mit ihm. Die Werte sollten zu denen passen, die zeitgleich für das Qualitätselement und die Kostenprüfung entstehen.

5. Bis Ende März: Zugänge prüfen

   Energiedaten-Portal mit Verschlüsselungsprogramm, Kommunikationsbevollmächtigte für den BSCW-Server und eine Vertretung, die im April abgeben kann.

Netzbetreiber nahe am Schwellenwert entscheiden außerdem bis zum 31. März 2027, ob sie das vereinfachte Verfahren beantragen. Wie sich regulatorische Termine wie diese in einen laufenden Arbeitsplan beim Netzbetreiber übersetzen lassen, beschreiben wir auf der Seite zur Umsetzung von Regulatorik bei Netzbetreibern. Weitere Beiträge sammelt das Themenfeld Netz und Niederspannung.

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Häufig gestellte Fragen