Positionen der Verbände: BDEW und VKU

Positionen der Verbände: BDEW und VKU

Das Jahr 2025 stellt einen entscheidenden Wendepunkt für die deutsche Energiewirtschaft dar, geprägt von einer Vielzahl regulatorischer Neuausrichtungen, die im Rahmen des vorliegenden Fachbuches detailliert analysiert werden (vgl. „Energiewirtschaft – Transformation 2025“). In diesem dynamischen Umfeld spielen die Branchenverbände, insbesondere der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und der Verband kommunaler Unternehmen (VKU), eine zentrale Rolle. Sie artikulieren die Interessen ihrer Mitglieder – von großen Energiekonzernen über Stadtwerke bis hin zu spezialisierten Netzbetreibern – und nehmen aktiv an den Konsultationsverfahren der Bundesnetzagentur (BNetzA) teil. Ihre Stellungnahmen sind entscheidend für die Gestaltung eines investitionsfreundlichen Rahmens, der die ambitionierten Ziele der Energiewende überhaupt erst realisierbar macht. Die vorliegende Seite beleuchtet die Kernforderungen und Positionen des BDEW und des VKU zu den wesentlichen regulatorischen Weichenstellungen des Jahres 2025, mit besonderem Fokus auf die Sicherstellung eines attraktiven Investitionsumfeldes für die dringend benötigte Transformation der Energieinfrastruktur.

Der NEST-Prozess: Kernforderung nach Investitionssicherheit und angemessenen Renditen

Der NEST-Prozess (Neue Entgeltstruktur für Strom & Gas) ist ein zentrales Element der regulatorischen Neuausrichtung im Jahr 2025, der die zukünftige Anreizregulierung (RAMEN Strom und RAMEN Gas) sowie die Netzentgeltfestlegung (StromNEF und GasNEF) definiert (NEST-Prozess, Transformation 2025). Angesichts des enormen Investitionsbedarfs für den Ausbau und die Modernisierung der Energienetze, insbesondere zur Integration erneuerbarer Energien und zur Digitalisierung, ist ein stabiler und attraktiver Investitionsrahmen für Netzbetreiber von fundamentaler Bedeutung.

Sowohl der BDEW als auch der VKU betonen in ihren Stellungnahmen unisono die Notwendigkeit eines investitionsfreundlichen Rahmens und fordern angemessene Renditen für Netzbetreiber (NEST-Prozess, Transformation 2025). Diese Forderung ist vor dem Hintergrund des von der Bundesnetzagentur prognostizierten Netzausbaubedarfs zu sehen, der allein für die Verteilernetze bis 2033 Investitionen von rund 110 Mrd. Euro und bis 2045 über 200 Mrd. Euro umfasst [^1]. Ohne attraktive Investitionsbedingungen könnten diese notwendigen Mittel nicht mobilisiert werden, was den Fortschritt der Energiewende erheblich gefährden würde.

Die Verbände argumentieren, dass angemessene Renditen nicht nur die Kapitalkosten decken, sondern auch einen Risikozuschlag beinhalten müssen, um die finanzielle Attraktivität von Netzinvestitionen im Vergleich zu anderen Anlagemöglichkeiten zu gewährleisten. Dies ist insbesondere wichtig, da Netzprojekte oft lange Planungs- und Realisierungsphasen aufweisen und mit erheblichen regulatorischen und technischen Risiken verbunden sind. Ein zu niedrig angesetzter Eigenkapitalzinssatz würde Investoren abschrecken und somit den Netzausbau verzögern.

Im Detail des NEST-Prozesses adressieren die Verbände verschiedene Kernelemente:

• Neues Qualitätselement „Energiewendekompetenz“: Neben dem bewährten Qualitätselement wird die „Energiewendekompetenz“ eingeführt (NEST-Prozess, Transformation 2025). Die Verbände werden hier genau darauf achten, dass die Kriterien für dieses Qualitätselement klar definiert, messbar und erreichbar sind, ohne zu übermäßigen bürokratischen Lasten zu führen. Sie dürften sich für eine Ausgestaltung einsetzen, die tatsächliche Beiträge zur Energiewende honoriert, anstatt bloße Formalien zu überregulieren. Eine faire Bewertung der „Energiewendekompetenz“ kann Anreize für Innovationen und effiziente Lösungen schaffen, muss aber gleichzeitig praktikabel bleiben.
• Einbeziehung von Redispatch-Kosten in den Effizienzvergleich: Die Berücksichtigung von Redispatch-Kosten im Effizienzvergleich der Netzbetreiber ist ein komplexes Thema (NEST-Prozess, Transformation 2025). Redispatch-Maßnahmen sind notwendig, um Netzengpässe zu beheben, deren Ursachen oft außerhalb des direkten Einflussbereichs einzelner Netzbetreiber liegen, etwa durch den ungeplanten Zubau erneuerbarer Energien. Die Verbände fordern hier eine differenzierte Betrachtung, die sicherstellt, dass Netzbetreiber nicht für Kosten bestraft werden, die sie nicht beeinflussen können, sondern vielmehr Anreize erhalten, durch Netzausbau und innovative Betriebskonzepte Redispatch-Bedarfe langfristig zu reduzieren. Die Kostenschätzung für die finanzielle Kompensation an die Bilanzkreisverantwortlichen im Rahmen der BDEW-Übergangslösung ist ab 2022 enthalten [^2].
• (Teil-)Anerkennung von KAnEu: Die Anerkennung von Kosten für vorgelagerte Netzentgelte, Versorgungsleistungen und Smart Meter Rollout-Pflichtkostenübernahmen als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (KAnEu) wird von den Verbänden begrüßt (NEST-Prozess, Transformation 2025). Diese Anerkennung ist entscheidend, da solche Kosten nicht durch Effizienzmaßnahmen des Netzbetreibers gesenkt werden können und daher vollumfänglich in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden müssen, um die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs nicht zu gefährden. Dies ist ein wichtiger Baustein für die Planungs- und Investitionssicherheit. Ein Beispiel für die Anerkennung dieser Kosten ist die Anhebung der Preisobergrenzen für moderne Messeinrichtungen [^3].
• Qualitätsregulierung: Die BNetzA hat ein Verfahren zur Festlegung der künftigen methodischen Ausgestaltung der Qualitätsregulierung eröffnet (Qualitätsregulierung, Transformation 2025). Die Verbände werden sich hier für eine Balance zwischen den Anforderungen an die Versorgungsqualität und den damit verbundenen Investitionskosten einsetzen. Hohe Qualitätsstandards sind im Interesse der Verbraucher, dürfen aber nicht zu unrealistischen Erwartungen oder unfinanzierbaren Auflagen führen, die letztlich die Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber untergraben.

BDEW-Position zur AgNeS-Reform: Kosteneffizienz und Dämpfung der Stromkosten

Die AgNeS-Reform (Reform der allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom) zielt auf eine umfassende Neugestaltung des bestehenden Systems ab, mit Fokus auf Transparenz, Vereinfachung und mehr Kostenverursachungsgerechtigkeit (AgNeS, Transformation 2025). Der BDEW vertritt hierbei die klare Position, dass bei allen Investitionen Kosteneffizienz im Gesamtsystem und eine Dämpfung der Stromkosten gefordert werden (AgNeS, Transformation 2025).

Diese Position spiegelt die doppelte Herausforderung wider, vor der die Energiewirtschaft steht: Einerseits müssen massive Investitionen in die Netzinfrastruktur getätigt werden, um die Energiewende zu ermöglichen. Andererseits besteht ein hoher politischer und gesellschaftlicher Druck, die Stromkosten für Verbraucher und Industrie nicht übermäßig ansteigen zu lassen. Der BDEW wird sich daher für eine Netzentgeltsystematik einsetzen, die Anreize für effiziente Investitionen setzt und gleichzeitig eine Überwälzung unnötiger Kosten auf die Netznutzer vermeidet. Dies umfasst beispielsweise die Forderung nach einer verursachungsgerechten Verteilung der Netzkosten, die auch die Rolle von Einspeisern in das Netz berücksichtigt. Die Frage, ob sich Einspeiser an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen sollen, ist eine zentrale Fragestellung der AgNeS-Reform (AgNeS, Transformation 2025), bei der der BDEW eine faire Lastenverteilung fordern wird.

VKU-Position zum Smart Meter Rollout: Begrüßung und Kritik

Der Smart Meter Rollout hat ab Januar 2025 deutlich an Tempo gewonnen, mit Pflichteinbauten für bestimmte Verbraucher- und Erzeugergruppen und einer Anhebung der Preisobergrenzen für moderne Messeinrichtungen und Smart Meter (Smart Meter Rollout & Messstellenbetrieb, Transformation 2025).

Der VKU begrüßt die Anhebung der Preisobergrenzen als längst überfällig, kritisiert aber gleichzeitig kostentreibende Zusatzanforderungen wie die viertelstündliche Datenübermittlung (Smart Meter Rollout & Messstellenbetrieb, Transformation 2025). Diese differenzierte Haltung verdeutlicht die Pragmatik der kommunalen Unternehmen: Während die Anerkennung höherer Kosten für den Messstellenbetrieb eine notwendige Anpassung an die Realität gestiegener Hardware- und Installationskosten darstellt, müssen die mit dem Rollout verbundenen Mehrwerte auch in einem vernünftigen Verhältnis zu den entstehenden Kosten stehen. Die viertelstundenscharfe Datenübermittlung, obwohl technisch machbar, kann erhebliche IT-Infrastruktur- und Prozessanpassungen erfordern, deren Nutzen für alle Kundengruppen und Anwendungsfälle kritisch zu hinterfragen ist. Der VKU argumentiert hier für eine Kosten-Nutzen-Optimierung, um die Akzeptanz des Smart Meter Rollouts nicht durch überzogene Anforderungen und damit verbundene Kosten zu gefährden. Der Monitoringbericht 2024 zeigt, dass die Ausgaben für Investitionen und Aufwendungen im Messwesen im Jahr 2023 auf ca. 847 Mio. Euro gestiegen sind, und für 2024 eine weitere Steigerung auf 1,05 Mrd. Euro erwartet wird [^4], was die Relevanz der VKU-Position unterstreicht.

BDEW und VKU zur Reform der individuellen Netzentgelte (§19 StromNEV): Schutz der energieintensiven Industrie

Die BNetzA plant bis Ende 2025 eine Festlegung zur Reform individueller Netzentgelte, die das bisherige System der Bandlastprivilegierung durch ein neues, systemdienlicheres Modell ersetzen soll (Reform der individuellen Netzentgelte (§19 StromNEV), Transformation 2025). Diese Reform ist von großer Bedeutung für die energieintensive Industrie in Deutschland, die auf wettbewerbsfähige Strompreise angewiesen ist.

BDEW und VKU fordern gemeinsam eine verlängerte Übergangsregelung über 2030 hinaus und betonen die wirtschaftliche Bedeutung für die energieintensive Industrie (Reform der individuellen Netzentgelte (§19 StromNEV), Transformation 2025). Ihre Position ist hier klar auf den Erhalt der internationalen Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen ausgerichtet. Ein plötzlicher Wegfall von Entlastungen könnte zu einer drastischen Erhöhung der Stromkosten für diese Industrien führen, was Produktionsverlagerungen und Arbeitsplatzverluste zur Folge haben könnte. Die Verbände setzen sich daher für einen Mechanismus ein, der die Systemdienlichkeit der Industrielasten anerkennt und gleichzeitig eine schrittweise Anpassung ermöglicht, um die Transformation der Industrie hin zu klimaneutralen Produktionsprozessen zu unterstützen. Der Monitoringbericht 2024 weist aus, dass die Strompreise für Industriekunden im Jahr 2024 zwar um rund 13 % gesunken sind, das Nettonetzentgelt jedoch von 3,30 ct/kWh auf 3,92 ct/kWh gestiegen ist [^5], was die Sensibilität dieses Preisbestandteils für die Industrie verdeutlicht.

Weitere relevante regulatorische Prozesse im Kontext des Investitionsrahmens

Auch wenn nicht immer explizite Positionen des BDEW und VKU im Buchkontext genannt werden, lassen sich ihre generellen Forderungen nach einem investitionsfreundlichen Rahmen auf weitere regulatorische Entwicklungen übertragen:

• MiSpeL: Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL, Transformation 2025): Die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten schafft neue Regeln zur Förderung dieser Technologien. Hier werden die Verbände eine Ausgestaltung befürworten, die Investitionen in Speicher und Ladeinfrastruktur fördert, indem sie klare Rahmenbedingungen schafft und die Wirtschaftlichkeit durch eine faire Anrechnung von Systemdienstleistungen und Netzentgeltreduktionen sicherstellt (vgl. [MiSpeL: Marktintegration von Speichern und Ladepunkten](MiSpeL: Marktintegration von Speichern und Ladepunkten)). Neue Optionen wie die viertelstundenscharfe Abgrenzungsoption für größere Anlagen und eine vereinfachte Pauschaloption für kleinere Solaranlagen bis 30 kWp (MiSpeL, Transformation 2025) werden im Sinne einer praktikablen Umsetzung von den Verbänden unterstützt.
• §14a EnWG: Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (§14a EnWG, Transformation 2025): Die Einführung zeitvariabler Netzentgelte und die Meldepflichten für Netzbetreiber an VNBdigital sind entscheidend für die netzdienliche Steuerung von Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur. Die Verbände werden hier eine Umsetzung fordern, die den Netzbetreibern die notwendigen Steuerungsmöglichkeiten effektiv an die Hand gibt, gleichzeitig aber die Akzeptanz bei den Endkunden durch klare Anreize (schneller, garantierter Netzanschluss, reduzierte Netzentgelte) gewährleistet (vgl. [§14a EnWG: Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen](§14a EnWG: Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen)). Investitionen in die dafür notwendige digitale Infrastruktur müssen refinanzierbar sein. Der Monitoringbericht 2024 zeigt, dass im Jahr 2023 bereits über 2 Millionen steuerbare Verbrauchseinrichtungen genutzt wurden, deren Zahl weiter steigt [^6].
• Bundesweite Verteilung von EE-Integrationskosten (EKZ) (Bundesweite Verteilung von EE-Integrationskosten, Transformation 2025): Die BNetzA plant einen Wälzungsmechanismus zur bundesweiten Umlegung von Mehrbelastungen einzelner Netzbetreiber aus der Integration erneuerbarer Energien. Diese Initiative wird von den Verbänden grundsätzlich positiv bewertet, da sie eine faire Lastenverteilung ermöglicht und die Investitionsfähigkeit von Netzbetreibern in Regionen mit hohem EE-Ausbau sichert. Ein solcher Mechanismus ist entscheidend, um Ungleichgewichte in den Netzentgelten abzubauen und die gesamtgesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende zu stärken. Laut Monitoringbericht 2024 können 178 VNB rund 2,4 Mrd. Euro wälzen, was für Haushalte in Entlastungsregionen bis zu 200 Euro jährliche Kostenentlastung bedeuten kann [^7]. Gleichzeitig steigt der bundesweite Aufschlag für besondere Netznutzung, was die Komplexität der Kostenverteilung verdeutlicht.
• MARGIT 2026: Gasfernleitungsentgelte (MARGIT 2026, Transformation 2025): Auch im Gasbereich sind die Verbände an einer stabilen und investitionsfreundlichen Regulierung interessiert, insbesondere im Hinblick auf die Transformation der Gasinfrastruktur hin zu Wasserstoff. Klare Regeln für Multiplikatoren, Abschläge und Rabatte sind notwendig, um die Gasfernleitungsnetze effizient zu betreiben und gleichzeitig die Weichen für zukünftige Entwicklungen zu stellen. Der Monitoringbericht 2024 zeigt, dass das Jahresentgelt für feste, frei zuordenbare Ein- und Ausspeisekapazitäten im Gasbereich ab 2025 deutlich steigt [^8], was die Bedeutung einer transparenten und nachvollziehbaren Festlegung unterstreicht.

Der Investitionsrahmen als zentrale Klammer der Verbandspositionen

Die Analysen der Positionen von BDEW und VKU zu den vielfältigen regulatorischen Prozessen des Jahres 2025 offenbaren eine zentrale Klammer: die nachdrückliche Forderung nach einem verlässlichen und investitionsfreundlichen Rahmen. Dieser Rahmen ist nicht nur eine Wunschvorstellung der Branche, sondern eine existenzielle Notwendigkeit, um die im Buch „Energiewirtschaft – Transformation 2025“ beschriebenen tiefgreifenden Veränderungen der Energielandschaft erfolgreich zu gestalten.

Die deutschen Energieversorgungsunternehmen, ob privatwirtschaftlich oder kommunal organisiert, stehen vor historischen Investitionsaufgaben. Sie müssen die Netze für den massiven Zubau erneuerbarer Energien fit machen, die Digitalisierung vorantreiben, die Sektorenkopplung ermöglichen und die Infrastruktur für neue Energieträger wie Wasserstoff aufbauen. Diese Investitionen erfordern nicht nur enorme Kapitalmengen, sondern auch eine langfristige Planungssicherheit und die Gewissheit, dass die getätigten Aufwendungen im Rahmen der Regulierung angemessen anerkannt und verzinst werden.

Die Verbände fordern daher:

• Planungssicherheit: Stabile und vorhersehbare regulatorische Rahmenbedingungen über längere Zeiträume, um Investitionsentscheidungen auf einer fundierten Basis treffen zu können. Häufige und unvorhersehbare Änderungen der Regulierung erhöhen das Risiko und verteuern die Finanzierung von Projekten.
• Angemessene Kapitalkostenanerkennung: Die Berücksichtigung realistischer Eigenkapitalzinssätze, die dem tatsächlichen Risikoprofil von Netzinvestitionen entsprechen und im internationalen Vergleich wettbewerbsfähig sind.
• Vollständige Kostenerstattung: Eine vollständige Anerkennung aller notwendigen und effizienten Betriebskosten sowie der Investitionskosten, um den Netzbetrieb und -ausbau zu gewährleisten. Hierzu zählen auch die KAnEu und die faire Behandlung von Redispatch-Kosten.
• Flexibilität und Innovationsanreize: Eine Regulierung, die Spielräume für innovative Lösungen lässt und Anreize für Effizienzsteigerungen sowie die Entwicklung neuer Technologien (z.B. im Bereich [Marktintegration von Speichern und Ladepunkten](MiSpeL: Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) oder [Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen](§14a EnWG: Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen)) bietet.
• Faire Lastenverteilung: Eine verursachungsgerechte Verteilung der Kosten der Energiewende auf alle Marktteilnehmer, um einzelne Gruppen – wie die energieintensive Industrie oder Regionen mit hohem EE-Ausbau – nicht überproportional zu belasten (vgl. [Bundesweite Verteilung von EE-Integrationskosten](Bundesweite Verteilung von EE-Integrationskosten)).

Die Transformation der deutschen Energiewirtschaft bis 2025 und darüber hinaus ist ein Gemeinschaftswerk, bei dem die regulatorischen Weichenstellungen der BNetzA maßgeblich über Erfolg oder Misserfolg entscheiden. Die Positionen des BDEW und VKU sind in diesem Kontext als konstruktive Beiträge zu verstehen, die darauf abzielen, die Rahmenbedingungen so zu gestalten, dass die Energiewende nicht nur technisch, sondern auch wirtschaftlich und sozial verträglich gelingt. Der Dialog zwischen Regulierung, Politik und Verbänden bleibt dabei unerlässlich, um die Komplexität der Transformation zu meistern und Deutschland als führenden Industriestandort zu erhalten.

Quellenverzeichnis

[^1]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 22.

[^2]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 141.

[^3]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 36.

[^4]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 37.

[^5]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 31.

[^6]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 24.

[^7]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 24.

[^8]: Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt. (2025). Monitoringbericht 2024. Stand: 28.02.2025, S. 44.

[^9]: Energiewirtschaft - Transformation 2025. (2025). Buchkontext.

[^10]: NEST-Prozess: Neue Entgeltstruktur für Strom & Gas. (2025). Buchkontext.

[^11]: AgNeS: Reform der allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom. (2025). Buchkontext.

[^12]: Smart Meter Rollout & Messstellenbetrieb. (2025). Buchkontext.

[^13]: Reform der individuellen Netzentgelte (§19 StromNEV). (2025). Buchkontext.

[^14]: MiSpeL: Marktintegration von Speichern und Ladepunkten. (2025). Buchkontext.

[^15]: §14a EnWG: Netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen. (2025). Buchkontext.

[^16]: Bundesweite Verteilung von EE-Integrationskosten. (2025). Buchkontext.

[^17]: Qualitätsregulierung. (2025). Buchkontext.

[^18]: MARGIT 2026: Gasfernleitungsentgelte. (2025). Buchkontext.