Netzausbauplan nach §14d EnWG: was bis zum 31. Oktober vorliegen muss
Die Frist steht seit der EnWG-Novelle im Gesetz. Sie fällt jetzt auf einen Montag in vier Wochen. Wer 100.000 Kunden oder mehr am Netz hat, legt seinen Netzausbauplan am 31. Oktober 2026 vor, und zwar auf Basis eines Szenarios, das nicht im eigenen Haus entstanden ist.
Der Netzausbauplan nach §14d EnWG ist die Darstellung, wie ein Stromverteilnetzbetreiber sein Netz bis 2045 entwickeln will; er ist erstmals zum 31. Oktober 2026 bei der Bundesnetzagentur vorzulegen und danach alle zwei Jahre zum selben Datum. Pflicht der Rolle ist er für Betreiber mit 100.000 oder mehr angeschlossenen Kunden, kleinere nur bei mehr als 3 Prozent Abregelung von Wind oder Solar in beiden Vorjahren. Grundlage ist nicht die Hausprognose, sondern das gemeinsame Regionalszenario der Planungsregion, das am 28. Januar 2026 für alle sechs Regionen auf VNBdigital erschienen ist und bis 2045 mit rund 425 Gigawatt Photovoltaik, 175 Gigawatt Wind an Land und über 364 Gigawatt Anschlussleistung für Ladeinfrastruktur rechnet. In den Plan gehören Netzkarten mit Engpassregionen, die Entwicklung der Verteilungsaufgabe, Maßnahmen für fünf und zehn Jahre, die Engpassanalyse, der Flexibilitätsbedarf und die erwarteten Kosten. Danach geht er in die Konsultation der Netznutzer aus Mittel- und Hochspannung und spätestens vier Wochen nach Fertigstellung auf VNBdigital. Die Runde 2024 umfasste 82 Betreiber und rund 227 Milliarden Euro Investitionsvolumen, war aber nach Analyse der FfE kaum vergleichbar.
Wer den Plan vorlegen muss
Zwei Zahlen entscheiden, ob ein Haus am 31. Oktober liefert: 100.000 und 3 Prozent.
§14d Absatz 8 EnWG nimmt Betreiber aus, an deren Netz weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Die Ausnahme fällt weg, wenn die technisch mögliche Stromerzeugung aus Wind oder Solar in den beiden Vorjahren jeweils um mehr als 3 Prozent gekürzt wurde. Ein kleiner Betreiber mit viel Wind im Gebiet kann also mitten in der Pflicht der Rolle landen, ohne je die Kundenschwelle zu erreichen.
Wer unter der Schwelle bleibt, ist trotzdem beteiligt. Kleine Betreiber liefern ihre Netzdaten dem vorgelagerten Netzbetreiber zu, damit dessen Planung nicht an der Gebietsgrenze aufhört. Das ist kein Nebenschauplatz: In den Regionalszenarien 2025 waren nach Angaben des BDEW erstmals auch alle Verteilnetzbetreiber mit weniger als 100.000 Kunden eingebunden.
2024 gab es schon eine Runde. Die Bundesnetzagentur führt für den NAP 2024 die 82 größten Betreiber, die ihre Pläne für die kommenden fünf und zehn Jahre eingereicht haben. Neu ist der feste Zwei-Jahres-Takt und, wichtiger, die gemeinsame Datengrundlage.
Das Regionalszenario ist die Grundlage
Der Plan wird nicht aus der eigenen Absatzprognose gerechnet. §14d Absatz 3 EnWG verlangt, dass die Betreiber einer Planungsregion gemeinsam ein Regionalszenario mit Entwicklungspfaden bis 2045 erstellen, und zwar zehn Monate bevor der Netzausbauplan vorzulegen ist. Für die aktuelle Runde ist dieser Vorlauf abgelaufen.
Die sechs Regionalszenarien 2025 sind am 28. Januar 2026 auf VNBdigital erschienen, der gemeinsamen Internetplattform nach §14e EnWG. Die Planungsregionen heißen Nord, Mitte, West, Ost, Südwest und Bayern; jeder Verteilnetzbetreiber gehört einer davon an, in wenigen Fällen zweien.
Die Größenordnungen darin sind der eigentliche Auftrag. Bis 2045 rechnen die Szenarien mit rund 425 Gigawatt Photovoltaik, einer Vervierfachung gegenüber heute, mit rund 175 Gigawatt Wind an Land, mit 68 Gigawatt Großbatteriespeichern allein im Verteilnetz gegenüber heute rund 2, mit 78 Gigawatt Wärmepumpen, über 364 Gigawatt für Ladeinfrastruktur und knapp 37 Gigawatt Rechenzentren.
Wer diese Zahlen auf sein eigenes Gebiet herunterbricht, bekommt selten ein bequemes Ergebnis.
Woher die Annahmen stammen und wie der Szenariorahmen der Übertragungsnetzebene hineinwirkt, haben wir im Beitrag zum Szenariorahmen 2027 und den Regionalszenarien aufgeschrieben.
Was im Plan stehen muss
§14d Absatz 4 EnWG zählt die Pflichtinhalte auf. Die Liste taugt als Gliederung für das Dokument und als Checkliste für den Entwurf, der schon auf dem Tisch liegt.
| Inhalt | Was dahintersteht |
|---|---|
| Netzkarten | Engpassregionen in Hoch- und Mittelspannung, kartografisch dargestellt |
| Datengrundlagen | die Werte des Regionalszenarios der eigenen Planungsregion |
| Verteilungsaufgabe bis 2045 | erwartete Entwicklung von Einspeisung, Entnahme und Anschlussleistung |
| Maßnahmen für 5 und 10 Jahre | Optimierung, Verstärkung, Erneuerung, Ausbau, mit Zeitbezug |
| Engpassanalyse | wo es eng wird und womit der Betreiber das lösen will |
| Systemdienstleistungen und Flexibilität | Bedarf und geplante Deckung, dazu der Umfang der Spitzenkappung |
| Kosten | die erwarteten Kosten der ausgewiesenen Maßnahmen |
| Energieeffizienz und Nachfragesteuerung | nach Absatz 7 zu berücksichtigen, also nicht nur Kupfer |
Der letzte Punkt wird gern überlesen. Ein Plan, der ausschließlich Betriebsmittel auflistet, lässt die Frage offen, warum eine Maßnahme nötig ist, die sich mit Laststeuerung oder netzdienlicher Flexibilität vermeiden ließe. Wie Markt und Netz im Ortsnetz um dieselbe Flexibilität konkurrieren, beschreibt unser Beitrag zur netzdienlichen Flexibilität nach §14c .
Und die Engpassanalyse? Sie ist der Teil, an dem die meisten Häuser am längsten rechnen. Welche Verfahren dafür taugen, haben wir in den Beiträgen zur KI-Netzsimulation für die Engpassanalyse und zum Erdkabel-Monitoring mit DTS und RTTR auseinandergenommen.
Die Datenstrecke hinter dem Dokument
Am Ende ist der Netzausbauplan ein PDF. Davor liegen fünf Datenbestände, die in vielen Häusern von verschiedenen Abteilungen gepflegt werden und selten dieselbe Wahrheit erzählen.
Das Geoinformationssystem liefert Topologie, Betriebsmittel und Stationsdaten. Stimmt der Schaltzustand dort nicht mit dem Feld überein, rechnet die Netzberechnung sauber am falschen Netz.
Die Netzberechnung selbst muss Stützjahre können, nicht nur den Ist-Zustand. Ein Lastflussmodell, das 2026 abbildet, beantwortet die Frage nach 2035 nicht.
Dann die Anschlussbegehren. Geplante Ladeparks, Wärmepumpen, Großspeicher und Rechenzentren gehören in die Prognose, auch wenn der Vertrag noch nicht unterschrieben ist. Wer die Warteschlange nur als Vorgangsliste führt und nicht als Leistungsprognose, verschenkt genau die Information, die das Regionalszenario auf das eigene Gebiet herunterbricht.
Viertens die Maßnahmen- und Investitionsplanung. Der Plan weist Kosten aus. Weichen sie von der Mittelfristplanung ab, entstehen zwei Zahlenwerke, die sich in der nächsten Aufsichtsratssitzung widersprechen.
Und schließlich die Dokumentation der Annahmen. In zwei Jahren wird fortgeschrieben, nicht neu gerechnet. Wer heute nicht festhält, warum er vom Regionalszenario abgewichen ist, fängt 2028 von vorn an. Das ist der Punkt, an dem aus einer Frist ein Prozess wird.
Konsultation und Veröffentlichung
Der Netzausbauplan verlässt das Haus, und zwar zweimal.
Vor der Vorlage steht die Konsultation. §14d Absatz 6 EnWG verlangt, dass mindestens die Netznutzer der Mittel- und Hochspannungsebene sowie die Übertragungsnetzbetreiber Gelegenheit zur Stellungnahme zu den sie betreffenden Plänen bekommen. Auf VNBdigital ist dafür der Weg vorgesehen.
Nach der Fertigstellung folgt die Veröffentlichung. §14e Absatz 4 EnWG verlangt den Netzausbauplan spätestens vier Wochen nach Fertigstellung auf der gemeinsamen Internetplattform, und die Betreiber haben die Regulierungsbehörde in Textform auf die Veröffentlichung hinzuweisen. Dasselbe gilt für das Regionalszenario.
Das ändert die Anforderungen an das Dokument. Eine Engpassregion in der Karte ist ab Veröffentlichung eine Standortaussage, die ein Gewerbegebiet, eine Kommune oder ein Projektierer lesen und zitieren wird. Kartenqualität und Wortwahl sind hier keine Kosmetik.
Die Bundesnetzagentur kann nach §14d Absatz 5 EnWG durch Festlegung nähere Bestimmungen zu Form, Inhalt und Übermittlungsweg treffen und Anpassungen verlangen. Diese Befugnis ist der Grund, warum die Diskussion um die Vergleichbarkeit der Pläne noch nicht erledigt ist.
Streit um die Vergleichbarkeit
An einer Stelle gehen die Bewertungen auseinander, und wir lösen das hier nicht auf.
Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft hat die Runde 2024 ausgewertet und am 6. Februar 2025 veröffentlicht. Ihr Befund: Die Dokumente wiesen
Unterschiede und Inkonsistenzen in der Methodik
auf und seien wegen Format und Qualitätsunterschieden
kaum nutzbar für Wissenschaft und Industrie
Konkret nennt die Analyse unterschiedliche Einheiten bei der Elektromobilität ohne angegebene Umrechnung, wechselnde regionale Auflösung zwischen Planungsregion, Netzgebiet und Bundesland und einen teils unvollständig berücksichtigten Nutzfahrzeugverkehr. Von über 800 Netzbetreibern in Deutschland waren 81 zur Veröffentlichung verpflichtet, das ausgewiesene Investitionsvolumen lag bei rund 227 Milliarden Euro, unter Berücksichtigung unvollständiger Daten möglicherweise bei bis zu 240 Milliarden.
Die Branche beschreibt denselben Vorgang anders. Der BDEW schreibt zu den Regionalszenarien 2025 am 28. Januar 2026:
Der BDEW entwickelte mit Vertretern von Verteilnetzbetreibern aller Ebenen und aus allen Planungsregionen, dem VKU und in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur ein praxisnahes Verfahren
und hält fest, dass sich die sechs Planungsregionen über den Verband untereinander sowie mit der Bundesnetzagentur abstimmen. Aus dieser Sicht entsteht Vergleichbarkeit über das gemeinsame Szenario und das abgestimmte Verfahren, nicht über ein vorgeschriebenes Format.
Beide Seiten reden über verschiedene Dinge. Die FfE misst, was am Ende als Dokument herauskam; der BDEW beschreibt, wie die Eingangsdaten zustande kommen. Ob das Verfahren reicht, zeigt sich am 31. Oktober, und die Befugnis nach Absatz 5 liegt bei der Bundesnetzagentur.
Wo es haken kann
Die größten Probleme der letzten Runde lagen nicht im Rechnen.
Der Netzausbauplan scheitert selten an der Netzberechnung. Er scheitert an Daten, die nicht zusammenpassen, an Kosten, die schneller altern als das Dokument, und an Maßnahmen, für die es keine Bauleistung am Markt gibt.
BET Consulting weist in seiner Auswertung auf die Ortsnetztransformatoren hin: Einzelne Betreiber planen bis 2028 mehr Transformatoren ein, als sie heute überhaupt betreiben. Die Preise für Transformatoren und Kabel sind stark gestiegen, mit unsicherem weiteren Verlauf. Eine Kostenschätzung im Plan ist damit ab dem Tag der Veröffentlichung eine Momentaufnahme.
Spitzenkappung und Flexibilität werden laut derselben Auswertung bislang kaum angesetzt, unter anderem wegen unklarer regulatorischer Rahmenbedingungen. Das ist heikel, weil §14d Absatz 7 EnWG die Berücksichtigung von Energieeffizienz und Nachfragesteuerung ausdrücklich verlangt.
Der stille Engpass ist Personal. Ein Plan, der Maßnahmen ausweist, für die weder eigene Monteure noch Dienstleisterkapazität am Markt verfügbar sind, liest sich im Oktober gut und wird 2028 zur Begründungslast.
Was Netzbetreiber jetzt tun sollten
Vier Wochen vor der Frist geht es nicht mehr um Methodik. Es geht um Vollständigkeit und Abstimmung. Und darum, dass der nächste Turnus leichter wird als dieser.
Die nächsten vier Wochen
-
Betroffenheit schriftlich festhalten
Kundenzahl und Abregelungsquote der beiden Vorjahre dokumentieren. Gerade dann, wenn das Haus unter der Schwelle bleibt. Die Anwendbarkeit im Einzelfall bewertet der Betreiber selbst, meist mit der eigenen Rechtsabteilung oder einer Kanzlei.
-
Die Pflichtinhalte gegen den Entwurf legen
Acht Punkte aus Absatz 4 und Absatz 7, einer nach dem anderen. Lücken benennen statt glätten.
-
Abweichungen vom Regionalszenario begründen
Wo die eigene Prognose vom gemeinsamen Szenario abweicht, gehört die Begründung in einen eigenen Abschnitt, mit Quelle und Stand. Das ist der Absatz, nach dem in der Konsultation zuerst gefragt wird, und der, der 2028 die meiste Arbeit spart.
-
Konsultation terminieren
Netznutzer aus Mittel- und Hochspannung und den vorgelagerten Netzbetreiber so früh einbinden, dass Rückläufer vor der Vorlage ankommen und nicht danach.
-
Veröffentlichung vorbereiten
Kartenmaterial, Lesbarkeit, Umgang mit sensiblen Details und der Hinweis an die Regulierungsbehörde in Textform. Die Vier-Wochen-Frist aus §14e Absatz 4 EnWG läuft ab Fertigstellung, nicht ab Vorlage.
-
Die Datenstrecke für 2028 verdrahten
GIS, Netzberechnung und Anschlussbegehren einmal sauber zusammenführen, statt den Plan erneut als Projekt zu fahren.
Im Netz-Portfolio eines Querverbundversorgers in Norddeutschland, das wir seit 2024 leiten, taucht diese Reihenfolge in fast jedem regulatorischen Vorhaben auf: Erst klären, welche Daten die Pflicht der Rolle tatsächlich verlangt, dann das System, dann das Dokument. Umgekehrt entsteht ein schönes PDF und ein Datenhaushalt, der beim nächsten Termin genauso ausschaut wie beim letzten.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen mit 100.000 oder mehr unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Kunden. Betreiber unterhalb dieser Schwelle sind nach §14d Absatz 8 EnWG nur erfasst, wenn die technisch mögliche Stromerzeugung aus Wind oder Solar in den beiden Vorjahren jeweils um mehr als 3 Prozent gekürzt wurde. Ob ein Haus darunter fällt, entscheidet sich an den eigenen Kunden- und Abregelungszahlen.
Zum 31. Oktober 2026 und danach alle zwei Jahre zum 31. Oktober. Das steht in §14d Absatz 1 EnWG. Nach §14e Absatz 4 EnWG kommt der Plan zusätzlich spätestens vier Wochen nach Fertigstellung auf die gemeinsame Internetplattform VNBdigital, und die Regulierungsbehörde ist in Textform darauf hinzuweisen.
§14d Absatz 4 EnWG nennt Netzkarten mit den Engpassregionen in Hoch- und Mittelspannung, die Datengrundlagen des Regionalszenarios, die erwartete Entwicklung der Verteilungsaufgabe bis 2045, die geplanten Maßnahmen für die kommenden fünf und zehn Jahre, die Engpassanalyse mit den vorgesehenen Lösungen, den Bedarf an Systemdienstleistungen und Flexibilität sowie die erwarteten Kosten. Energieeffizienz und Nachfragesteuerung sind nach Absatz 7 zu berücksichtigen.
Das Regionalszenario ist die gemeinsame Prognose einer Planungsregion für Erzeugung, Verbrauch und Anschlussleistung bis 2045. Es ist zehn Monate vor Vorlage des Netzausbauplans fertigzustellen und bildet nach §14d Absatz 3 EnWG dessen Grundlage. Die sechs Regionalszenarien 2025 wurden am 28. Januar 2026 auf VNBdigital veröffentlicht.
Nach §14d Absatz 6 EnWG erhalten mindestens die Netznutzer der Mittel- und Hochspannungsebene sowie die Übertragungsnetzbetreiber Gelegenheit zur Stellungnahme zu den sie betreffenden Plänen. Praktisch heißt das: Industriekunden, große Einspeiser und der vorgelagerte Netzbetreiber lesen mit.
Ja. §14d Absatz 5 EnWG gibt der Regulierungsbehörde die Befugnis, durch Festlegung nähere Bestimmungen zu Form, Inhalt und Übermittlungsweg zu treffen, und sie kann Anpassungen des Regionalszenarios und des Netzausbauplans verlangen. Genau das ist der Hebel, an dem die Kritik an der Vergleichbarkeit der Runde 2024 ansetzt.