Übertragungsnetzbetreiber 2027 bis 2031: sechs Fristen vom Systemstabilitätsbericht bis zum Planwertmodell

Sechs Fristen von 2027 bis 2031

Fünf der sechs Termine liegen im Jahr 2027 und kommen danach wieder: der Systemstabilitätsbericht alle zwei Jahre, die Netzentwicklungspläne in jedem ungeraden Jahr, Redispatch-Prognose, EEG-Vorausschau und Aufschlag jedes Jahr. Der sechste Termin ist einmalig und richtet sich an die Verteilnetzbetreiber, die bis 2031 Anlagen ins Planwertmodell des Redispatch 2.0 überführen sollen. Alle sechs stehen in geltendem Recht oder in beschlossenen Festlegungen; keine stammt aus einem Entwurf.

Die Berichte bauen aufeinander auf: Die Redispatch-Prognose übernimmt den Ausbau von Wind an Land und Photovoltaik aus der EEG-Vorausschau des Vorjahres, und der Systemstabilitätsbericht 2025 stützte sich auf den Szenariorahmen, aus dem auch der Netzentwicklungsplan entsteht. Wer bei einem Verteilnetzbetreiber Daten an den Übertragungsnetzbetreiber liefert, liefert sie deshalb selten nur für einen Bericht.

Systemstabilitätsbericht zum 1. Januar 2027

Die vier Übertragungsnetzbetreiber mit Regelzonenverantwortung berichten der Bundesnetzagentur zum Freitag, 1. Januar 2027, über Sicherheit, Zuverlässigkeit, Stabilität und Leistungsfähigkeit ihres Netzes und des Elektrizitätsversorgungssystems. Es ist der zweite Bericht nach § 12i EnWG; der erste war zum 1. Januar 2025 fällig, danach gilt ein Zweijahresrhythmus. Gemeint ist Systemstabilität im technischen Sinn: ob Frequenz und Spannung nach einem Kurzschluss oder einem Kraftwerksausfall in ihren Grenzen bleiben.

Was hineingehört, schreibt Absatz 2 ungewöhnlich genau vor. Der Bericht stellt für alle Handlungsbereiche der Systemstabilität den Stand dar, ermittelt den Handlungsbedarf auch für eine Stromerzeugung vollständig aus erneuerbaren Energien und beziffert die Bedarfe der nächsten zehn Jahre. Daraus leiten die Übertragungsnetzbetreiber Handlungsoptionen ab, bewerten sie nach Wirkung, Umsetzungszeit, Kosten und Eignung und legen mindestens einen Transformationspfad mit konkreten Maßnahmen vor. Dazu kommt die Rechenschaft: Der Bericht muss sagen, wie weit die im vorhergehenden Bericht benannten Optionen umgesetzt sind, und bei Verzögerungen die Gründe nennen.

Der Bericht 2025 betrachtete nach Angaben der Bundesnetzagentur die Jahre 2027 bis 2037. Nach der Zusammenfassung der ZfK vom 1. August 2025 ging es um fehlende Trägheit und Blindleistung, wenn konventionelle Kraftwerke vom Netz gehen, um Momentanreserve aus Batteriespeichern, um rotierende Phasenschieber und STATCOMs (statische Blindleistungskompensatoren) und um einen Netzwiederaufbau ohne klassische Schwarzstartkraftwerke. Die Bundesnetzagentur hat ihre Bewertung im Juli 2025 veröffentlicht und die Vorschläge um regulatorische Punkte ergänzt, etwa die gezielte Beschaffung von Systemdienstleistungen. Für die Bewertung des Berichts 2027 hat sie sechs Monate nach Eingang Zeit; dann legt sie Bewertung und Monitoringbericht dem Bundeswirtschaftsministerium vor und veröffentlicht beide zusammen mit dem Bericht (§ 12i Abs. 5 und 7).

Für Verteilnetzbetreiber zählen zwei Absätze. Nach Absatz 4 müssen sie auf Aufforderung eines Übertragungsnetzbetreibers an der Erstellung mitwirken, nach Absatz 6 stellen sie der Regulierungsbehörde die Informationen für das laufende Monitoring der Systemstabilität zur Verfügung. Wir rechnen damit, dass diese Anfragen mit jedem Bericht konkreter werden, weil Blindleistung und Momentanreserve zunehmend aus Anlagen kommen sollen, die im Verteilnetz angeschlossen sind.

Netzentwicklungspläne: Entwürfe bis 31. Mai 2027

Bis zum Ablauf des Montags, 31. Mai 2027, sollen die Übertragungsnetzbetreiber den Entwurf des nächsten Netzentwicklungsplans Strom veröffentlichen, und die Koordinierungsstelle der Fernleitungsnetzbetreiber muss am selben Tag den Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff veröffentlichen. Der Unterschied steht im Wortlaut: § 12b Abs. 3 Satz 3 EnWG sagt für Strom „sollen“, § 15c Abs. 4 Satz 4 für Gas und Wasserstoff „ist ... zu veröffentlichen“. Beide Entwürfe werden konsultiert, beim Strom mit der Öffentlichkeit, den Netznutzern, den nachgelagerten Netzbetreibern, den Trägern öffentlicher Belange und den Energieaufsichtsbehörden der Länder.

Der laufende Zyklus zeigt, wie viel ein Soll-Termin aushält. Die Bundesnetzagentur genehmigte den Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2037/2045 (2025) am 30. April 2025, den ersten Entwurf veröffentlichten die Übertragungsnetzbetreiber am 10. Dezember 2025, den zweiten am 16. März 2026. Die Konsultation der Bundesnetzagentur zum zweiten Entwurf lief bis 24. August 2026; eine Bestätigung haben wir bis 27. Oktober 2026 nicht gefunden, obwohl § 12c Abs. 4 EnWG sie bis 30. Juni gerader Jahre vorsieht. Für den Zyklus 2027 liegt der Entwurf des Szenariorahmens seit dem 30. Juni 2026 bei der Bundesnetzagentur, die Konsultation endete am 28. September 2026, und eine Genehmigung hatte die Bundesnetzagentur am 27. Oktober 2026 nicht veröffentlicht. Ob der Strom-Entwurf am 31. Mai 2027 erscheint, hängt daran, wie früh diese Genehmigung kommt, denn 2025 vergingen zwischen Genehmigung und erstem Entwurf gut sieben Monate. Was im Szenariorahmen 2027 steht, beschreibt unser Beitrag zum Szenariorahmen 2027 nach der Konsultation.

Verteilnetzbetreiber trifft der Plan auf zwei Wegen. Sie müssen den Übertragungsnetzbetreibern die für den Netzentwicklungsplan notwendigen Informationen auf Anforderung unverzüglich zur Verfügung stellen (§ 12b Abs. 3 Satz 4), und sie können sich als nachgelagerte Netzbetreiber zum Entwurf äußern. Beim Plan für Gas und Wasserstoff nennt § 15c Abs. 4 die Gasverteilernetzbetreiber ausdrücklich als betroffene Netzbetreiber, ebenso Betreiber von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz sind. Den Inhalt des Gas-Plans 2025 beschreibt der Beitrag zum integrierten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff.

Redispatch-Prognose bis 1. Juli

Bis Donnerstag, 1. Juli 2027, übermitteln die Übertragungsnetzbetreiber der Bundesnetzagentur gemeinsam ihre Prognose, wie viele Engpassmaßnahmen nach § 13 Abs. 1 und 2 EnWG in den nächsten fünf Jahren nötig werden und was sie kosten. Die Annahmen kommen aus der Systemanalyse des laufenden Jahres und den ergänzenden Analysen nach § 3 Abs. 2 der Netzreserveverordnung; die Bundesnetzagentur veröffentlicht das Ergebnis (§ 13 Abs. 10 Satz 1 bis 4).

Die Fassung vom 30. Juni 2026 rechnet für 2027 mit Gesamtkosten von 4.580 Mio. Euro, davon 1.098 Mio. Euro Vorhaltekosten der Netzreserve, und mit 21,95 TWh Redispatch in jede Richtung. Bis 2029 steigen die Werte auf 4.866 Mio. Euro und 25,13 TWh und bleiben bis 2031 auf diesem Stand. Die Systemanalyse, auf der sie beruhen, rechnet nur zwei Zeiträume: April 2026 bis März 2027 und April 2028 bis März 2029. Zum Vergleich: Das Netzengpassmanagement kostete 2025 nach vorläufigen Zahlen der Bundesnetzagentur auf SMARD rund 3.071 Mio. Euro bei 30.319 GWh Maßnahmenvolumen.

Die Lücke erklärt die Prognose selbst. Die Systemanalysen sollen den Leistungsbedarf für einen sicheren Netzbetrieb in einer Worst-Case-Betrachtung ermitteln, und die daraus abgeleiteten Mengen und Kosten seien „dementsprechend zu bewerten“. Als Haushaltszahl für die eigene Planung taugt die Prognose deshalb wenig. Lesenswert ist sie trotzdem, weil sie offenlegt, welche Annahmen die Übertragungsnetzbetreiber zu Netzausbau, Kohleausstieg und Marktkopplung treffen, und weil die Kosten des Engpassmanagements am Ende über die Netzentgelte bei allen Netznutzern ankommen. Wie Verteilnetzbetreiber für Redispatch künftig entschädigt werden sollen, behandelt der Beitrag zum Redispatch ohne bilanziellen Ausgleich.

Vorausschau zu EE-Ausbau und EEG-Zahlungen bis 25. Oktober

Bis Montag, 25. Oktober 2027, erstellen und veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber zwei Vorausschauen für die Jahre 2028 bis 2032: zum Ausbau der erneuerbaren Energien nach § 74 EEG und zu den Zahlungen, die dafür zu leisten sind, nach § 60 EnFG. Die erste enthält mindestens installierte Leistung, Volllaststunden und erzeugte Jahresarbeit, die Leistung getrennt nach neun Energieträgern von Wasserkraft bis Grubengas, Photovoltaik zusätzlich nach erstem und zweitem Segment. Die zweite prognostiziert die Zahlungen an Anlagenbetreiber und die vermiedenen Netzentgelte nach § 18 StromNEV. Beide müssen dem Stand von Wissenschaft und Technik entsprechen und ihre Datengrundlagen und Annahmen offenlegen.

Die Ausgabe 2026 hat die Forschungsstelle für Energiewirtschaft im Auftrag von TenneT erstellt; sie trägt das Datum 26. Oktober 2026, der 25. Oktober war ein Sonntag. Im Trend-Szenario wächst die installierte EEG-Leistung von 231,1 GW Ende 2026 auf 364,6 GW Ende 2031, getragen von je rund 41 GW mehr Photovoltaik auf Freiflächen und auf sonstigen Anlagen, vor allem Dächern, und rund 37 GW mehr Wind an Land. Die Zahlungen steigen von rund 18,3 Mrd. Euro 2027 auf rund 22,3 Mrd. Euro 2029 und fallen bis 2031 auf rund 20,6 Mrd. Euro. Den Rückgang 2031 erklärt das Gutachten mit den Photovoltaik-Anlagen der Jahre um 2010, die nach 20 Jahren aus der Vergütung fallen. Treiber des Anstiegs ist der Börsenpreis, den das Gutachten von rund 106 Euro je MWh 2026 auf etwa 70 Euro je MWh 2030 sinken lässt: Je niedriger der Marktwert, desto höher die Marktprämie. Das EEG 2027 konnte das Gutachten noch nicht berücksichtigen.

Gebraucht wird die Vorausschau vor allem als Rechengrundlage für den EEG-Finanzierungsbedarf des Folgejahres, den die Übertragungsnetzbetreiber für 2027 auf 17,524 Mrd. Euro beziffert haben. Für Verteilnetzbetreiber ist der zweite Teil interessanter als der erste, weil er auch die Höhe der vermiedenen Netzentgelte nach § 18 StromNEV prognostiziert.

Aufschlag für besondere Netznutzung: zwei Bestandteile getrennt ausweisen

Zum 25. Oktober jedes Jahres weisen die Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de getrennt aus, was zwei Umlagemechanismen zum Aufschlag für besondere Netznutzung des Folgejahres beitragen: der Aufschlag für besondere einspeiseseitige Netznutzung aus der EE-Netzkostenwälzung und der Mechanismus nach § 19 Abs. 2 Satz 15 StromNEV (BK8-24-001-A vom 28. August 2024, Tenorziffer 7 Satz 2). Abrechnen dürfen sie beide gegenüber den Netznutzern als eine Position (Satz 1). Nach der Begründung gehören auch die periodenfremden Aufwendungen je Mechanismus getrennt ausgewiesen (Rn. 130).

Die Ermittlung des Aufschlags 2027 auf netztransparenz.de trägt den Stand 26. Oktober 2026. Von 5,063 Mrd. Euro wälzbaren Kosten entfallen 3,454 Mrd. Euro auf die EE-Netzkostenwälzung, gut zwei Drittel, und 1,609 Mrd. Euro auf die Positionen nach § 19 Abs. 2 StromNEV und auf die Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure nach § 118 Abs. 6 EnWG. Der Aufschlag beträgt 2,027 Cent je kWh für Letztverbraucher bis 1 GWh je Abnahmestelle (Gruppe A'), nach 1,559 Cent 2026, und bleibt in den Gruppen B' (über 1 GWh) und C' (über 1 GWh, stromintensive Unternehmen) bei 0,050 und 0,025 Cent. Die Werte stehen unter dem Vorbehalt eines Bundeszuschusses von 5,525 Mrd. Euro zu den Übertragungsnetzkosten: Fehlt bis 7. Dezember 2026 die Rechtssicherheit, erwarten die Übertragungsnetzbetreiber einen höheren endgültigen Aufschlag. Welche Umlagen 2027 sonst noch erschienen, steht im Beitrag zu den Umlagen 2027.

Der 25. Oktober ist das Ende einer Kette, die bei den Verteilnetzbetreibern anfängt. Wer den Ausgleich will, zeigt den ermittelten Wälzungsbetrag zum 1. Oktober der Regulierungsbehörde an und meldet ihn bis zum letzten Werktag vor dem 15. Oktober dem Übertragungsnetzbetreiber (Tenorziffer 5). Eine spätere Meldung lässt den Erstattungsanspruch für das Jahr entfallen. Die Meldung 2026 beschreibt der Beitrag zur EE-Netzkostenwälzung.

Planwertmodell: Überführung bis 1. Januar 2031

Bis Mittwoch, 1. Januar 2031, sollen Verteilnetzbetreiber in Abstimmung mit den Übertragungsnetzbetreibern mindestens alle steuerbaren Ressourcen ins Planwertmodell überführen, die die Effizienz der Engpassbehebung im Übertragungsnetz verbessern können. So steht es in Abschnitt 2.3.1 der Anlage BilAReM zur Festlegung BK6-23-241 vom 7. Mai 2026, mit der die Bundesnetzagentur den bilanziellen Ausgleich im Redispatch 2.0 neu geregelt hat. Es ist die einzige der sechs Fristen, bei der die Verteilnetzbetreiber selbst pflichtig sind.

Für Anlagen, die ein Verteilnetzbetreiber nicht überführt hat, gilt das Prognosemodell, und dort gleicht der Netzbetreiber Redispatch-Maßnahmen bis 31. Dezember 2031 gar nicht bilanziell aus (Abschnitt 2.2); den Ausgleich trägt ungezielt der Bilanzkreis des Lieferanten. Welche Leistung überführt wird, geben die Übertragungsnetzbetreiber je Netzverknüpfungspunkt nach installierter Leistung und Anlagenart vor. Die Verteilnetzbetreiber bilden daraus Cluster, deren Anlagen vollständig ins Planwertmodell wechseln, ein Cluster darf beide Modelle nicht mischen. Liegen Anlagen in nachgelagerten Netzen, stimmen sich vor- und nachgelagerter Verteilnetzbetreiber ab, und Wünsche von Anlagenbetreibern sind zu berücksichtigen, soweit sie die Überführung nicht stören.

Knapp wird es durch den Kalender des Zuordnungsverfahrens (Abschnitt 2.3.2). Eine Überführung wird nur zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli oder 1. Oktober wirksam, frühestens wenn die bundesweiten Datenformate anwendbar sind, und der anweisende Netzbetreiber muss sie spätestens sechs Monate vorher elektronisch an Lieferant, Einsatzverantwortlichen und Betreiber der technischen Ressource mitteilen. Wer zum 1. Januar 2031 überführen will, muss die Mitteilung also bis 1. Juli 2030 verschicken und vorher die Kommunikation mit allen betroffenen Marktrollen getestet haben. Zurück ins Prognosemodell kann eine Anlage nicht. Wir halten die Frist deshalb für knapper, als das Datum 2031 aussieht: Für Verteilnetzbetreiber mit vielen Anlagen am Netzverknüpfungspunkt zum Übertragungsnetz beginnt die Arbeit mit der Abstimmung der Cluster, lange bevor die erste Mitteilung hinausgeht.

Wo Verteilnetzbetreiber mitwirken müssen

Pflichtig sind bei fünf Fristen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), aber die Daten dafür liegen oft im Verteilnetz. Drei Stellen verpflichten Verteilnetzbetreiber ausdrücklich zur Zuarbeit, jede mit einem anderen Anlass.

Was gilt, wenn eine Frist verpasst wird

Keine der sechs Fristen hat einen eigenen Bußgeldtatbestand. Für die Pflichten aus §§ 12b, 12i, 13 Abs. 10 und 15c EnWG kann die Regulierungsbehörde die Einhaltung nach § 65 Abs. 2 EnWG durchsetzen und mit Zwangsgeld nach § 94 EnWG erzwingen; wer einer vollziehbaren Anordnung nicht folgt, handelt nach § 95 Abs. 1 Nr. 3 Buchst. a EnWG ordnungswidrig. Bei der EEG-Vorausschau nennt das Gesetz keine eigene Sanktion, die Bundesnetzagentur kann nach § 85 Abs. 3 EEG mit § 65 EnWG Abhilfe anordnen. Die Festlegungen BK8-24-001-A und BK6-23-241 nennen ebenfalls keine eigene Rechtsfolge, ihre Umsetzung kann die Bundesnetzagentur nach § 65 EnWG anordnen.

Beim Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom und bei der Überführung ins Planwertmodell ist der Termin als Soll formuliert; wie weit ein Soll-Termin trägt, zeigt der Zyklus 2025 des Netzentwicklungsplans. Spürbarer als die Aufsicht sind die Folgen, die in den Regeln selbst stecken, etwa der verlorene Erstattungsanspruch bei einer verspäteten Meldung zur EE-Netzkostenwälzung und die ausgeschlossene Rückkehr ins Prognosemodell. Was hier steht, ist eine allgemeine Einordnung für Rollen, keine Prüfung Ihres Einzelfalls.

Kritik und offene Punkte

Am deutlichsten wurde über den Aufschlag gestritten. In der Konsultation zu BK8-24-001-A forderten einige Stellungnahmen eine eigene Umlage für die EE-Mehrkosten, weil die Wälzung über den bestehenden Mechanismus nach § 19 StromNEV die Transparenz für Verbraucher verringere. Die Beschlusskammer wies das zurück:

Die Übersichtsseite auf netztransparenz.de nennt für 2027 allerdings nur den Gesamtaufschlag je Gruppe; die Aufteilung in Euro steht in der verlinkten Ermittlung als PDF, eine Aufteilung in Cent je kWh nach Mechanismus findet sich dort nicht. Wer seinen Kunden erklären will, warum der Aufschlag in Gruppe A' um knapp einen halben Cent steigt, muss selbst rechnen.

Bei der EEG-Vorausschau bemängelte der Bundesverband Erneuerbare Energie laut pv magazine vom 26. Oktober 2026, es sei unklar, welcher Zubau an Batteriespeichern unterstellt wurde; mehr Speicher könnten die Marktwerte stabilisieren und die EEG-Kosten senken. Beim Netzentwicklungsplan liegen Übertragungsnetzbetreiber und Bundesnetzagentur auseinander: Von 159 vorgeschlagenen Maßnahmen hält die Behörde 118 für bestätigungsfähig und sieht für die übrigen bisher keinen ausreichenden Beitrag zur nötigen Netzverstärkung (Pressemitteilung vom 12. Juni 2026). Offen ist zum Stand 27. Oktober 2026, wann der Szenariorahmen 2027 genehmigt wird und ob der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten rechtzeitig kommt.

Was bis Herbst 2027 zu tun ist

Die meiste Arbeit liegt bei den Übertragungsnetzbetreibern, die Folgen tragen Verteilnetzbetreiber und Lieferanten mit. Alle Termine mit Rollen und Systemen stehen auch im Fristenkalender Energiewende.

Die nächsten Schritte je Rolle

1. Ansprechpartner benennen

   Verteilnetzbetreiber: eine Stelle festlegen, die Anfragen zum Stabilitätsbericht nach § 12i und zum Netzentwicklungsplan annimmt und die Antwort aus Netzplanung, Netzführung und Anlagenstammdaten zusammenführt.

2. 25. Oktober einplanen

   Verteilnetzbetreiber und Lieferanten: Preisblatt- und Tarifkalender so takten, dass der Aufschlag für 2028 am Montag, 25. Oktober 2027, übernommen werden kann, mit Puffer für einen Vorbehalt wie 2026.

3. Planwert-Cluster abstimmen

   Verteilnetzbetreiber mit Anlagen an Verknüpfungspunkten zum Übertragungsnetz: die Vorgabe des ÜNB einholen, Cluster bilden, die Marktkommunikation mit allen betroffenen Marktrollen testen und die letzte Mitteilung für den 1. Januar 2031 spätestens am 1. Juli 2030 verschicken. Wer früher überführt, verteilt die Last auf mehrere Quartalstermine.

4. Datenanforderungen früh stellen

   ÜNB: Anfragen an Verteilnetzbetreiber für den Bericht 2027 und den Netzentwicklungsplan so früh stellen, dass „unverzüglich“ auch bei Netzbetreibern mit kleinen Teams einhaltbar bleibt.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen