§ 23c EnWG: welche Netzdaten Strom- und Gasnetzbetreiber zum 1. April veröffentlichen

Was zum 1. April online stehen muss

Zehn Nummern für Strom, seit 2023 ergänzt um die Nummern 4a bis 4d, und sieben für Gas: So viel verlangt § 23c EnWG jedes Jahr zum 1. April, und zwar von jedem Netzbetreiber, gleich wie groß sein Netz ist. Die meisten Werte beziehen sich auf den 31. Dezember des Vorjahres, die entnommene Jahresarbeit auf das ganze Vorjahr. Für die Veröffentlichung 2027 zählt also der Netzstand zum Jahreswechsel 2026/27. Wer die Werte erst im März abfragt, muss diesen Stand nachträglich rekonstruieren, denn GIS und Abrechnung halten keinen Jahresendstand vor, wenn ihn niemand zieht.

Wie veröffentlicht wird, regelt Absatz 7 in einem Satz: „in einem gängigen Format“. Ob ein eingescanntes PDF dazu zählt, lässt das Gesetz offen; eine Tabelle auf der Seite oder eine CSV-Datei wirft die Frage gar nicht erst auf. Die Gas-Angaben nach Absatz 4 Nr. 7 und 8 sind außerdem bei jeder Änderung unverzüglich nachzuziehen, mindestens monatlich oder, wenn kurzfristige Dienstleistungen es erfordern, täglich. Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen die Angaben zusätzlich auf Englisch (Abs. 7 Satz 3).

Die Pflicht gilt auch für geschlossene Verteilernetze, die ein geografisch begrenztes Industrie- oder Gewerbegebiet oder ein Gebiet mit gemeinsam genutzten Leistungen versorgen (§ 110 Abs. 2 EnWG): § 110 Abs. 1 EnWG nimmt § 23c für sie nicht aus, und wer ein Netz so einstufen lassen will, muss im Antrag die Angaben nach § 23c Abs. 1 oder Abs. 4 Nr. 1 bis 5 machen (§ 110 Abs. 3 Nr. 2 EnWG). § 14a nimmt § 110 Abs. 1 dagegen aus, Nr. 4d hat dort also nichts zu zählen. Keine Pflicht haben Betreiber von Kundenanlagen nach § 3 Nr. 65 und 66 EnWG, denn Kundenanlagen sind keine Energieversorgungsnetze (§ 3 Nr. 37).

Am 1. April veröffentlichen Stromnetzbetreiber außerdem die Durchschnittsverluste und Beschaffungskosten der Verlustenergie des Vorjahres nach § 10 Abs. 2 StromNEV; § 23c Abs. 2 Nr. 7 (Übertragungsnetze) und Abs. 3 Nr. 7 (Verteilernetze) verlangen dieselben Angaben zusätzlich laufend, dazu die Verlustenergiemengen. Schon am 31. März ist die Zahl der angeschlossenen Kunden nach § 28 Satz 2 ARegV an die Bundesnetzagentur und die zuständige Landesregulierungsbehörde zu melden. Alle drei Termine greifen auf denselben Jahresabschluss der Netzdaten zu.

Die vier Zahlen, die 2023 dazukamen

Seit dem Gesetz vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405) verlangt § 23c Abs. 1 für Stromnetze vier weitere Kennzahlen. Der 1. April 2024 war damit der erste Termin, an dem sie gefragt waren; 2027 ist es der vierte. Die Begründung im Regierungsentwurf erklärt die vier Nummern in einem Satz:

Wir halten 4c für die anspruchsvollste der vier Zahlen. Sie setzt voraus, dass für jedes Begehren feststeht, wann es eingegangen ist, und das Gesetz sagt nicht, ob dafür die erste Anfrage, der vollständige Antrag oder ein anderes Ereignis zählt. Ebenso offen ist, ob Verzögerungen mitzählen, die der Anschlussnehmer selbst verursacht hat; eine Entlastung dafür sieht der Wortlaut nicht vor. Wer Anschlussbegehren per Mail, Papierformular und Netzanschlussportal parallel annimmt, hat drei Uhren, die nicht gleich gehen. Dazu kommt, dass die Zahl öffentlich steht: Wer einen Anschluss plant, kann die Werte benachbarter Netzbetreiber nebeneinanderlegen; die Begründung spricht allgemein von Transparenz für die Marktbeteiligten.

Bei 4a und 4b schränkt das Gesetz selbst ein („soweit ihnen bekannt“), sagt aber nicht, was als bekannt gilt. Unsere Lesart: Ist der Netzbetreiber zugleich grundzuständiger Messstellenbetreiber, zählen die eigenen Geräte aus dem Messstellenbetrieb. Messlokationen, die ein wettbewerblicher Messstellenbetreiber ausstattet, sieht er nur über die Stammdaten der Marktkommunikation; was dort als intelligentes Messsystem geführt wird, sollte er als bekannt behandeln. Einen Vergleichswert liefert die Bundesnetzagentur: Zum 30. Juni 2026 hatten 3.172.579 von 54.135.202 gemeldeten Messlokationen ein intelligentes Messsystem, 5,9 Prozent. Die Quote bezieht sich auf alle von Messstellenbetreibern gemeldeten Messlokationen, nicht nur auf Niederspannungsanschlüsse, und ist deshalb nur ein grober Vergleichswert. Eine große Abweichung kann am tatsächlichen Rolloutstand liegen oder an fehlenden Stammdaten fremder Messstellenbetreiber; welches von beiden, sollte vor der Veröffentlichung geklärt sein. Wie die Bundesnetzagentur die Rollout-Quoten durchsetzt, steht im Beitrag zu den Aufsichtsverfahren beim Smart-Meter-Rollout.

Für 4d ist die Zählbasis der Bestand an Vereinbarungen nach § 14a Abs. 1 Satz 1 zum 31. Dezember. Die Abrechnung der reduzierten Netzentgelte taugt nur zur Plausibilisierung: Sie rechnet je Marktlokation und Modul ab, enthält auch Vereinbarungen nach altem Recht (§ 14a Abs. 2) und kennt Vereinbarungen aus dem Dezember unter Umständen noch nicht. Offen lässt der Wortlaut, ob Vereinbarungen aus der Zeit vor der Festlegung mitzählen (§ 14a Abs. 4 Satz 4 erlaubt dafür eigene Bestands- und Übergangsregeln), ob „abgeschlossen“ den Bestand zum Stichtag oder alle je geschlossenen meint und ob je Verbrauchseinrichtung oder je Marktlokation gezählt wird. Wir empfehlen, die zum 31. Dezember bestehenden Vereinbarungen nach der Festlegung zu zählen und die Lesart neben die Zahl zu schreiben. Wie weit der Einbau der Steuerbox nach § 14a ist, spielt für diese Zahl keine Rolle.

Woher die Daten kommen

Die Strukturmerkmale liegen in mindestens vier Systemen, und keines davon kennt den 31. Dezember als Stichtag von selbst. Leitungslängen, Umspannleistung und Flächen führt das GIS, Jahresarbeit, Entnahmestellen und § 14a-Vereinbarungen die Netznutzungsabrechnung, die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen der Messstellenbetrieb und die Marktkommunikation, die Bearbeitungszeit der Anschlüsse das Portal oder die Auftragssteuerung.

Daraus ergibt sich eine Arbeitsteilung, die nicht im Gesetz steht: Das Regulierungsmanagement braucht von jeder Quelle einen Wert zum Stichtag und eine Person, die ihn freigibt. Viele dieser Größen fragt die Bundesnetzagentur außerdem im jährlichen Monitoring ab, etwa Stromkreislängen je Spannungsebene und die Zahl der Marktlokationen. Auch die Datenerhebung für den Effizienzvergleich fragt Strukturdaten ab. Stehen auf der Internetseite andere Werte als in den Meldungen an die Bundesnetzagentur, gibt es für dieselbe Größe zwei Zahlen, und jemand im Haus muss die Abweichung erklären können. Teils liegt sie an den Begriffen: Das Monitoring zählt Marktlokationen, § 23c Entnahmestellen.

Für kleine Netzbetreiber ist der Aufwand überschaubar, der Termin aber derselbe. Nach den Größenklassen des Monitoringberichts haben 643 der 851 Stromverteilernetzbetreiber weniger als 30.000 Kunden, bei Gas haben 670 von 699 weniger als 100.000. Wo GIS und Abrechnung bei einem Dienstleister laufen, muss die Abfrage zum Stichtag vor Weihnachten bestellt sein, nicht im März.

Was § 23c neben dem 1. April verlangt

Der 1. April ist nur der feste Teil der Vorschrift. Daneben verlangt § 23c laufende Veröffentlichungen. Für die meisten schreibt Absatz 7 vor, sie bei Änderungen unverzüglich anzupassen, mindestens monatlich oder, wenn kurzfristige Dienstleistungen es erfordern, täglich; für die Daten nach Absatz 2a gilt mindestens stündlich. Welche das sind, hängt an der Rolle:

Die beiden Absätze 2a und 2b kamen mit dem Gesetz vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347). Für Stromverteilernetzbetreiber ist Absatz 2b die Neuerung mit dem meisten Spielraum, weil sie nur gilt, „soweit ihm diese Daten technisch verfügbar sind“. Der Spielraum wird kleiner, je mehr Steuerungs- und Einspeisedaten ein Netzbetreiber für den Betrieb ohnehin erfasst. Was technisch verfügbar ist, muss seit dem 23. Dezember 2025 anonymisiert und aggregiert auf die Internetseite; das Aufbereiten gehört zur Pflicht.

Von § 27 StromNEV zu § 23c EnWG

Eine Veröffentlichungsseite, die sich noch auf § 27 StromNEV beruft, nennt eine Grundlage, die für diese Daten seit Juli 2021 nicht mehr gilt. Das Gesetz vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) hat die Pflichten als § 23c ins EnWG übernommen, § 27 Abs. 1 und 2 StromNEV gestrichen und § 27 GasNEV aufgehoben; der Rest von § 27 StromNEV fiel am 29. Dezember 2023 weg. gesetze-im-internet.de führt beide heute als „weggefallen“.

Die Verordnungen selbst haben ein Ablaufdatum: Die GasNEV tritt mit Ablauf des 31. Dezember 2027 außer Kraft, die StromNEV und die ARegV mit Ablauf des 31. Dezember 2028 (Art. 15 Abs. 2, 3 und 5 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023); an ihre Stelle treten die NEST-Festlegungen der Bundesnetzagentur. Mit der StromNEV entfällt § 10 Abs. 2 als Grundlage der Verlustenergie-Veröffentlichung zum 1. April, mit der ARegV die Kundenzahl-Meldung nach § 28; ob die Festlegungen Nachfolgeregeln bringen, ist offen. § 23c bleibt, weil er im Gesetz steht, und mit ihm die laufende Verlustenergie-Pflicht aus Abs. 2 Nr. 7 und Abs. 3 Nr. 7. Die Preisblätter selbst laufen über einen anderen Weg und einen anderen Termin: die Veröffentlichung der Netzentgelte zum 15. Oktober nach § 20 Abs. 1 und § 21 Abs. 4 EnWG.

Was gilt, wenn die Veröffentlichung fehlt

§ 95 EnWG nennt § 23c nicht ausdrücklich, ein Bußgeld ist trotzdem möglich. § 23c steht in Teil 3 Abschnitt 3 des EnWG, und wer als Netzbetreiber Bestimmungen dieses Abschnitts nicht einhält, missbraucht nach § 30 Abs. 1 Satz 2 Nr. 1 seine Marktstellung. Diesen Missbrauch bedroht § 95 Abs. 1 Nr. 4 mit einer Geldbuße bis zu 1 Million Euro (§ 95 Abs. 2 Nr. 3). Die Regulierungsbehörde kann verlangen, den Verstoß abzustellen (§ 30 Abs. 2), und sie kann ihn bei berechtigtem Interesse auch dann noch feststellen, wenn die Veröffentlichung nachgeholt ist (§ 30 Abs. 3). Daneben kann die Bundesnetzagentur die Veröffentlichung nach § 65 Abs. 2 EnWG anordnen und mit Zwangsgeld nach § 94 EnWG durchsetzen; wer einer vollziehbaren Anordnung nach § 65 Abs. 1 oder 2 oder § 30 Abs. 2 nicht folgt, handelt nach § 95 Abs. 1 Nr. 3 EnWG ordnungswidrig.

Zuständig ist nicht immer dieselbe Behörde. Die Anordnung nach § 65 trifft die Bundesnetzagentur, weil § 54 Abs. 2 EnWG § 23c nicht den Ländern zuweist (§ 54 Abs. 3). Die Missbrauchsaufsicht nach §§ 30 und 31 liegt bei Verteilernetzbetreibern mit weniger als 100.000 Kunden, deren Netz nicht über ein Land hinausreicht, bei der Landesregulierungsbehörde (§ 54 Abs. 2 Nr. 8). Auch Dritte können handeln: Wer durch die fehlende Veröffentlichung in seinen Interessen erheblich berührt ist, etwa bei Nr. 4c als Anschlussnehmer, kann ein Missbrauchsverfahren beantragen (§ 31), und Betroffene können Beseitigung, Unterlassung und bei Verschulden Schadensersatz verlangen (§ 32 EnWG).

Was bis zum 1. April 2027 zu tun ist

Vier Schritte bis zum 1. April

1. Führendes System je Kennzahl festlegen

   Bis Mitte Dezember für jede Nummer aus Absatz 1, einschließlich 4a bis 4d, ein System und eine verantwortliche Person benennen. Gasnetzbetreiber gehen die sieben Nummern aus Absatz 4 durch.

2. Stichtagswerte zum 31. Dezember sichern

   Abfragen für den Jahreswechsel einplanen, vor allem für die Zahl der intelligenten Messsysteme und der § 14a-Vereinbarungen, die sich laufend ändern. Ein Stand vom Februar ist kein Stand zum 31. Dezember.

3. Eingang der Netzanschlussbegehren festlegen

   Bis Jahresende mit der Rechtsabteilung festlegen, welches Ereignis als „Erhalt des Netzanschlussbegehrens“ zählt, die Lesart dokumentieren und das Datum ab dann für jeden Anschluss erfassen, gleich über welchen Kanal das Begehren kam. Einen Anhaltspunkt gibt § 8 Abs. 5 EEG, der an den „Eingang eines Netzanschlussbegehrens“ anknüpft. Für die Veröffentlichung 2027 zählen alle Anschlüsse, die 2026 länger als drei oder sechs Monate offen waren, auch solche mit Begehren aus 2025 oder früher. Ohne Eingangsdaten lässt sich Nr. 4c nur schätzen, und die Schätzung steht danach öffentlich im Netz.

4. Abgleichen und veröffentlichen

   Im März die Werte neben die letzte Meldung an die Bundesnetzagentur legen, bei Stromnetzen auch neben die Verlustenergie-Veröffentlichung, Abweichungen erklären und dokumentieren, ohne die Definitionen anzugleichen, dann als Tabelle oder CSV veröffentlichen und § 23c EnWG als Grundlage nennen.

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Häufig gestellte Fragen