Der neue RegulierungsRAMEN der Bundesnetzagentur

Im Zuge der Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben stellt die Bundesnetzagentur (BNetzA) seit 2024 den Regulierungsrahmen für Strom- und Gasnetze grundlegend neu auf. Die BNetzA beschreibt diese Neuausrichtung in ihrem NEST-Prozess („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) als notwendigen Schritt, um Investitionssicherheit, Effizienz und Versorgungssicherheit zugleich zu erreichen. Statt Verordnungen (ARegV, StromNEV, GasNEV) werden künftig Festlegungen der Großen Beschlusskammer Energie die zentralen Regeln enthalten – allen voran RAMEN Strom und Gas (Regulierungsrahmen und Methode der Anreizregulierung, Ebene 1) und die Methodenfestlegungen (Ebene 2), insbesondere Strom- und GasNEF, WACC, Effizienzvergleich und Xgen.

Nach Auswertung der Stellungnahmen hat die BNetzA dem Länderausschuss Ende Oktober angepasste Festlegungsentwürfe zugeleitet. Branchendienste und Verbände berichten über mehrere Nachsteuerungen, jedoch auch einige unverändert kritische Punkte. BDEW und VKU würdigen die Korrekturen verhalten positiv, sehen jedoch weiterhin Investitions- und Umsetzungsrisiken.

Parallel läuft AgNes (Allgemeine Netz-entgeltsystematik Strom): Nach der Verfahrenseinleitung im Mai legte die BNetzA im September ein vertiefendes Diskussionspapier vor, u. a. zu Kapazitäts-/Zeitkomponenten, Industrie-/Sonderentgelten und zur Koordination mit den RAMEN-/NEF-Logiken. Das gasseitige Verfahren KANU 2.0 (flexible Nutzungsdauern/Abschreibungen zur Absicherung des Transformationspfades) gilt bereits und wird in der Praxis zunehmend genutzt. Für das Gasfernleitungsnetz bleibt zudem VOLKER (volatile Kostenanteile) ein wichtiges Brückenelement.

Aktueller Stand (Oktober 2025) und wesentliche Inhalte der Festlegungsverfahren

Ebene 1: RAMEN Strom/Gas

Nach dem Sachstandspapier aus Januar 2025 beschreibt die BNetzA mit den RAMEN‑Entwürfen die künftige Architektur der Anreizregulierung: Regulierungsperiodik, Grundlogik der Erlösobergrenzen und die Verzahnung mit den Methodenfestlegungen. Es ist trotz teilweiser kontroverser Rückmeldungen seitens der Netzbetreiber nach den neuesten Anpassungen vorgesehen, die Dauer der Regulierungsperiode ab der sechsten Regulierungsperiode von bisher fünf auf drei Jahre zu verkürzen. Die fünfte Regulierungsperiode wird dabei aber wie gewohnt fünf Jahre dauern, für Elektrizitätsverteilnetzbetreiber jedoch durch eine Systematik zur OPEX-Anpassung ergänzt.

Ebene 2: NEF – Methodik Ausgangsniveau (StromNEF/GasNEF)

NEF definiert Vorgaben zur Ermittlung des Ausgangsniveaus, das für die Festsetzung der Erlösobergrenzen maßgeblich ist, und beschreibt, wie Übergänge in die neue Systematik erfolgen. Als Anker des Systems verhindert die Definition der betriebsnotwendigen Kosten Doppelerfassungen oder Lücken. Die Differenzierung nach aufwandsgleichen Kosten und Kapitalkosten wird fortgeführt. Die Berechnung der Verzinsungsbasis wird für den Ansatz des Umlaufvermögens pauschaliert, das Vermögen abzüglich der Baukostenzuschüsse bildet aber weiterhin die Verzinsungsbasis, die nun mit einem einheitlichen Kapitalkostensatz multipliziert wird. Damit erfolgt eine enge Synchronisierung von RAMEN und WACC.

WACC zur Ermittlung des Kapitalverzinsungssatzes

Der Entwurf stellt auf eine pauschale Kapitalstruktur und eine transparente Ermittlung von Eigen‑ und Fremdkapitalkosten ab und enthält zentrale methodische Vorgaben zur Ermittlung des pauschalierten, gewichteten Kapitalkostensatzes. Zur Bestimmung des Eigenkapitalzinssatzes wird weiterhin das CAPM verwendet. Berücksichtigt werden unter anderem Marktrisikoprämie, Betafaktor, Laufzeiten und Kreditspreads sowie Mechanismen zur Aktualisierung der Fremdkapitalkomponente. Dabei sollen die Fremdkapitalkosten für Neuinvestitionen jährlich aktualisiert werden und sich an markt- und indexbasierten Referenzreihen orientieren. Mit Blick auf die jüngsten Anpassungen sollen Jahre mit hoher Investitionstätigkeit stärker gewichtet werden, um Finanzierungslasten realistischer abzubilden. Die Branche wertet das als guten Schritt, fordert jedoch eine marktdynamischere Ableitung, um Unterdeckungen zu vermeiden.

Effizienzvergleich

Die Entwürfe für Strom und Gas konkretisieren die Methoden zur Durchführung des Effizienzvergleichs, die Vorgaben zur Bestimmung der Parameter, die Festlegung des Abbaupfades sowie die Abrechnungsmethode zwischen den ermittelten Effizienzwerten. Der Umgang mit strukturell nicht vergleichbaren Netzbetreibern im Datensatz signalisiert dabei eine gewisse Flexibilität.

Die geplanten Veränderungen im Effizienzvergleichsverfahren stellen angesichts der weitreichenden Auswirkungen auch im Hinblick auf die Umsetzung der energiewendegetriebenen Transformationsprozesse einen der größten Veränderungsfaktoren im NEST-Prozess dar und sind besonders zu beobachten. Im überarbeiteten Entwurf erhöht die BNetzA die Mindesteffizienz von 60 % auf 70 %, um die maximal abzubauende Ineffizienz zu begrenzen und Härtefallverfahren zu vermeiden. Das verringert Sprungrisiken, macht aber solide Übergangsmechaniken in Transformationsjahren weiterhin erforderlich. Mit Blick auf die bevorstehende Transformation des Gasnetzes wird sich jedoch zumindest zukünftig die Frage nach der Sinnhaftigkeit eines Effizienzvergleichs in diesem Bereich stellen.

Xgen – der generelle sektorale Produktivitätsfaktor

Der Xgen ist eine allgemeine Kostensenkungsvorgabe und spiegelt die langfristigen Produktivitätstrends wider. Die Festlegung sieht künftig nur noch eine Inflationierung der Betriebskosten vor, denn die Ermittlung soll ausschließlich nach der Malmquist-Methode unter Nutzung der Effizienzvergleichsdaten erfolgen und nur auf die OPEX wirken. Damit entfällt zukünftig die Törnqvist-Methode, was aus Sicht der BNetzA einen signifikanten Bürokratieabbau für alle Beteiligten mit sich bringt. Konzeptionell wird das vielfach kritisiert, da verschiedene Methoden über jeweilige Stärken und Schwächen verfügen, die helfen, die Prognosegüte zu überprüfen und die jeweiligen Stärken und Schwächen der Methoden wiederum auszugleichen. Die begleitenden Gutachten und der offene Expertenaustausch sind hilfreich, ersetzen aber nicht die Herausforderung einer finalen, vorsichtig ausbalancierten Parametrisierung.

OPEX‑Anpassung

Vorgesehen ist ein Instrument, das die Entwicklung der Betriebskosten im Zeitraum zwischen Basisjahr und Betrachtungsjahr berücksichtigt. Dabei geht es darum, die Auswirkungen von Veränderungen in den Rahmenbedingungen auf die Betriebskosten der Netzbetreiber zu erfassen und nicht antizipierte Betriebskostenschübe abzufedern.

Für die Praxis kommt es auf eine trennscharfe Kostenabgrenzung, eine praxis-taugliche Indexlogik und eine angemessene Anwendungsbreite an, damit auch kleinere VNB, für die bisher kein OPEX-Anpassungsfaktor vorgesehen war, im vereinfachten Verfahren nicht strukturell benachteiligt werden. Diesem Umstand trägt die neueste Überarbeitung der Festlegung von Ende Oktober durch die Öffnung für Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren Rechnung.

Konkretisierung beim Zugang zum vereinfachten Verfahren

Als Kriterium für den Zugang zum vereinfachten Verfahren wird zukünftig die angepasste Erlösobergrenze und nicht das Ausgangsniveau als Kriterium herangezogen. Durch diese Konkretisierung werden voraussichtlich deutlich weniger kleine Netzbetreiber in das Regelverfahren wechseln müssen als bisher angenommen.

Die Trennung der Prinzipien (Rahmenfestlegungen, Ebene 1) und der variablen Parameter (Methodenfestlegungen, Ebene 2) verlangt eine Abstimmung mit NEF, WACC, Effizienzvergleich und Xgen, damit es nicht zu methodisch bedingten Erlössprüngen kommt. Während RAMEN und NEF die Kostenseite bilden, adressiert AgNes die Entgelt-systematik. Das vertiefende diesbezügliche Diskussionspapier beschäftigt sich mit Kapazitäts‑ und Zeitkomponenten, der Transparenz der Preissignale sowie dem Umgang mit Industrie‑ und Sonderentgelten und stellt die Verbindung zu RAMEN und NEF her.

Für Fairness und Akzeptanz ist entscheidend, die Verteilungswirkungen für Haushalte, Prosumer und Industrie frühzeitig zu simulieren, damit Preissignale wirksam, aber zumutbar bleiben.

Branchenbewertung (BDEW, VKU)

Die Reaktionen der Verbände fallen auch nach den jüngsten Anpassungen gemischt aus: Der BDEW sieht Bewegung, aber „noch nicht genug“ – positiv werden die OPEX-Ermittlung im vereinfachten Verfahren und die 70-%-Mindesteffizienz bewertet, kritisch bleibt die Fremdkapitalmethodik. Der VKU sieht mehr Gerechtigkeit für kleinere VNB, verweist jedoch auf verbleibende Investitionshemmnisse und fordert Nachschärfungen bei Übergängen und Redispatch-Folgen. Im Ergebnis drängen beide Verbände auf eine Parametrik mit Augenmaß, die Investitionsfähigkeit, Effizienz und Kundenschutz in ein wirtschaftlich belastbares Gleichgewicht bringt.

Ausblick

Ein konsistenter Datenhaushalt nach den NEF‑Definitionen bildet die Grundlage für nachvollziehbare Erlösanträge. Parallel sollten Finanzierungs‑ und Liquiditätsplanung mit Blick auf die künftige WACC‑Logik sowie mögliche Übergangssprünge im Effizienzvergleich aufgestellt werden. Sinnvoll ist zudem, die erwarteten Wirkungen der Entgeltsystematik (AgNes) vorab in Szenarien zu prüfen und die Kommunikation gegenüber Gremien, Trägerkommunen und Kunden auf potenzielle Verteilungswirkungen vorzubereiten.

Bis Jahresende 2025/Anfang 2026 ist mit einer weiteren Verdichtung der Konsultationsauswertungen und sukzessive mit endgültigen Festlegungen zu rechnen. Kritische Stellhebel bleiben: WACC-Parametrisierung zur Beurteilung der Refinanzierungsfähigkeit, Xgen-Methodik in Bezug auf die Transformationsverträglichkeit, Effizienzvergleich sowie die Operationalisierung des OPEX-Instruments.

Auf Entgeltseite wird AgNes die Diskussion um Kapazitäts‑ und Zeitkomponenten, Volatilität und Komplexität prägen. Insbesondere die finanziellen Auswirkungen sind im weiteren Verlauf zu beurteilen, entscheiden sich jedoch an mehreren Parametern und teils heterogenen oder sprunghaften Übergängen. Während der BDEW vor allem Methoden- und Bürokratierisiken adressiert, warnt der VKU deutlich vor Investitionsbremsen und fordert eine dauerhafte OPEX-Stütze sowie maßvolle Entgeltdynamik.

Für die kommunale Praxis heißt das: Datenqualität sichern und die Schnittstellen zwischen RAMEN, NEF, WACC und Xgen im Blick behalten sowie die verbleibenden Konsultations‑ sowie Umsetzungsphasen strategisch nutzen.