Entwicklung der Netzentgelte

Der Ausstieg aus Erdgas führt aus Perspektive der Energienetzregulierung dazu, dass sich die Kosten der Infrastruktur und Netzbetreiber auf immer weniger Kund:innen (bzw. geringere Mengen) aufteilen. Um die angemessenen Kosten der Netzbetreiber weiterhin zu decken, müssen die verbleibenden Kund:innen des Erdgasnetzes höhere Tarife bezahlen. Die zu deckenden Kosten lassen sich durch Effizienzsteigerungen und Stilllegungen nicht in einem Ausmaß reduzieren, das diese Problematik gänzlich auflösen würde.

Die Netzentgelte für Gas im Marktgebiet Ost steigen daher mit Jahreswechsel. Dies ist einerseits auf die Erhöhung der vorgelagerten Fernleitungsentgelte zurückzuführen. Diese steigen aufgrund des deutlichen Rückgangs der grenzüberschreitenden Buchungen und transportierten Mengen an allen Ein- und Ausspeisepunkten und somit auch an den Ausspeisepunkten in das Verteilergebiet. Andererseits trägt auch der Rückgang der Abgabemengen im Verteilergebiet zur Erhöhung der Netzentgelte bei.

Bei den Stromnetzentgelten fiel die Erhöhung noch stärker aus, da sie von gleich zwei Effekten betroffen sind. Die Abgabemengen aus dem Stromnetz sanken, mit ähnlichen Auswirkungen wie im Gasnetz. Zusätzlich aber müssen die Stromnetze ausgebaut werden, um für erwartete künftige Mengensteigerungen vorbereitet zu sein. Es fallen also Investitionen an. Steigende Kosten und sinkende Mengen haben beide einen erhöhenden Effekt auf die Netzentgelte. Auf der niedrigen Spannungsebene, an der Haushalte angeschlossen sind, sind die Auswirkungen besonders stark. Ein Großteil des Netzentgelts auf dieser Ebene wird auf Basis der verbrauchten kWh verrechnet und damit kommt der Mengenrückgang im Gesamtnetz voll zum Tragen. Für Gewerbe und Industrie, auf höheren Spannungsebenen, wird rund die Hälfte der Netzentgelte als Leistungspreis verrechnet, abhängig vom höchsten Verbrauch pro Viertelstunde im Monat. Hier wirkt sich der Gesamtverbrauchsrückgang also nicht so stark aus.

Die derzeitigen Effekte, Mengenentwicklungen und Entgelte wurden ebenso wie Möglichkeiten für ein zukunftsfittes Entgeltsystem am 21. Oktober 2024 mit der Branche in der Fachveranstaltung „Netzentgelte – quo vadis?“ diskutiert.

Die Energiewende erfordert einen massiven Ausbau des öffentlichen Stromnetzes. Dadurch steigen die durch Netzentgelte zu deckenden Summen erheblich an. Auf der anderen Seite steht eine Abgabemenge, die derzeit im Sinken begriffen ist. Einsparungen im Verbrauch, aber auch der Anstieg der Eigenerzeugung führten 2023 zu einem Verbrauchsrückgang von 5,6% gegenüber dem Vorjahr. Bis Oktober 2024 blieb die Abgabe aus dem öffentlichen Netz stabil, allerdings fließen diese Werte erst in die Entgelte 2026 ein. Prognosen sehen einen signifikanten Anstieg der Abgabemengen erst mittel- und langfristig, sobald Industrie und Mobilität weitestgehend elektrifiziert sind. Bis dahin jedoch steht ein gestiegenes Investitionsvolumen einer geringeren Abgabe gegenüber, was die Kosten pro Kilowattstunde in die Höhe treibt.


Exkurs: Entwicklung der Elektromobilität und Ausbau der Ladeinfrastruktur

Laut Statistik Austria lag die Anzahl rein elektrisch betriebener Personenkraftfahrzeuge in Österreich mit Ende Dezember 2024 bei 200.603. Während also nur gut 3,8% aller Personenkraftwagen in Österreich rein elektrisch unterwegs waren, war die Anzahl der öffentlich zugänglichen Ladestellen mit 12.160 im Vergleich zu 4.054 öffentlichen Tankstellen in Österreich rund dreimal so hoch. Es ist die Infrastruktur für die Elektromobilität demnach bereits wesentlich fortgeschritten. Zu beobachten ist zudem, dass im Lauf des Jahres vor allem Schnell- und Ultraschnellladestationen zugebaut wurden, also Ladepunkte mit mehr als 50 kW bzw. 150 kW Leistung, deren Zahl in den vergangenen 12 Monaten um über 75% zulegte. Der Trend zu nicht nur mehr, sondern vor allem leistungsstärkeren und damit das Stromnetz belastenderen Ladepunkten dürfte auch weiterhin anhalten.


Kostenseitig waren 2024 insgesamt Jahreskosten von rund 2,5 Milliarden Euro über die Netzentgelte aufzubringen. Für das Jahr 2025 stiegen diese Kosten auf rund 3 Milliarden Euro. Ein Großteil davon ist von Entnehmer:innen zu entrichten.

Zur Bestimmung und Festlegung der Kosten für den Netzbetrieb wurden 2023 gemäß § 48 Abs 1 ElWOG 2010 alle Netzbetreiber mit einer Abgabemenge über 50 GWh im Jahr 2008 einer Kostenprüfung zur Bestimmung der Startkosten für die fünfte Regulierungsperiode ab 1. Jänner 2024 unterzogen. Im Jahr 2024 wurden alle restlichen (amtswegig geprüften) Netzbetreiber einer Kostenprüfung unterzogen. Die Weiterführung dieses Regulierungssystems bildet die Basis für die Kostenermittlung. Eine wesentliche Veränderung ergab sich aus der erstmaligen Berücksichtigung von geplanten Investitionen bei der Kostenermittlung. Diese werden künftig im Nachhinein anhand der tatsächlichen Entwicklungen aufgerollt. Die Aufrollung erfolgte auch bisher, allerdings wurden keine Planannahmen berücksichtigt. Die grundsätzliche Aufnahme von geplanten Investitionen führt, zusammen mit dem signifikanten Investitionsbedarf insbesondere für den Anschluss erneuerbarer Erzeugungsanlagen, zu einer spürbaren Kostenerhöhung. Diese Kostenerhöhung ist auch durch die im Vergleich zur Vergangenheit höheren Zinsen für das eingesetzte Kapital bedingt.

Den höheren Kosten werden nun die gesunkenen Abgabemengen bei der Entgeltbestimmung gegenübergestellt. Es kommt daher in den meisten Netzbereichen zu deutlichen Anstiegen der Netznutzungsentgelte, die teilweise noch über den bereits starken Erhöhungen aus dem Vorjahr liegen. Lediglich im Netzbereich Graz kommt es zu einem reduzierten Netznutzungsentgelt, da hier ein deutlich geringerer Investitionsbedarf ermittelt wurde. Im Netzbereich Innsbruck fällt die Erhöhung weniger stark aus als in den anderen Netzbereichen.

Im Detail steigen die Entgelte auf der niederen Spannungsebene oft stärker an, da einerseits die aufzurollenden Unterdeckungen sowie die geringeren verrechnungsrelevanten Mengen für die Entgeltbestimmung insbesondere dort anfielen. Außerdem kommt eine bereits seit längerem bekannte Problematik zum Tragen. Für Kleinkund:innen erfolgt keine Leistungsmessung, sondern nur eine Messung der verbrauchten Arbeit. Für die Kosten des Netzes ist aber nicht relevant, wie hoch der gesamte Verbrauch eines Jahres ist, sondern wie stark es von Erzeugung und Entnahme (auch zu unterschiedlichen Zeitpunkten) genutzt wird. Um hier eine sachgerechtere Kostentragung zu schaffen, wäre es auch erforderlich, dass für sämtliche Kund:innen eine Messung und damit Verrechnung der Leistung erfolgt. Derzeit gibt es hierfür lediglich als Ersatz eine jährliche Pauschale, die nun von 36 Euro auf 48 Euro pro Jahr angehoben wird. Ohne Änderung des rechtlichen Rahmens kann allerdings keine Umstellung auf eine Verrechnung auf Basis der tatsächlichen Nutzung erfolgen.

Auf einen Musterhaushalt mit einem Jahresstromverbrauch von 3.500 kWh kommt im Österreichdurchschnitt eine Erhöhung von 73,24 Euro (inklusive Umsatzsteuer) pro Jahr zu. Dies entspricht einem monatlichen Mehraufwand in Höhe von 6,10 Euro. Für Musterkund:innen der Netzebenen 5 und 3, die mehr Strom verbrauchen, ergeben sich Erhöhungen von rund 29.000 Euro bzw. 123.000 Euro.

Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 3.500 kWh, Netzebene 7 - nicht gemessen
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 3.500 kWh, Netzebene 7 - nicht gemessen
Ab Jänner 2025 gültige Stromnetzentgelte für Musterhaushalte in den unterschiedlichen österreichischen Netzbereichen und Ersparnis oder Erhöhung gegenüber dem Vorjahr, jeweils als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 9.000.000 kWh, Netzebene 5
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 9.000.000 kWh, Netzebene 5
Ab Jänner 2025 gültige Stromnetzentgelte für mittlere Verbraucher auf Netzebene 5 in den unterschiedlichen österreichischen Netzbereichen und Ersparnis oder Erhöhung gegenüber dem Vorjahr, jeweils als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 195.000.000 kWh, Netzebene 3
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Stromnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresstromverbrauch 195.000.000 kWh, Netzebene 3
Ab Jänner 2025 gültige Stromnetzentgelte für große Verbraucher auf Netzebene 3 in den unterschiedlichen österreichischen Netzbereichen und Ersparnis oder Erhöhung gegenüber dem Vorjahr, jeweils als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024

Unter Berücksichtigung der allgemeinen Inflation, die sich für den Zeitraum von 2001 bis Oktober 2024 auf circa 75% beläuft, liegen die durchschnittlichen Entgelte immer noch unter dem realen Preisniveau von 2001. Für 2025 wurde in dieser Simulation eine Inflation von 2,5% angesetzt. Allerdings stiegen die Netztarife gerade in den letzten Jahren deutlich und ein Absinken in Zukunft ist aus aktueller Sicht nicht zu erwarten. Bei der Betrachtung der Netzentgeltsteigerung ist auch im Hinterkopf zu behalten, dass die Netzentgelte nur einen Teil der gesamten Stromkosten ausmachen.

Netzentgeltentwicklung in Österreich seit 2001
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Netzentgeltentwicklung in Österreich seit 2001
Gegenüberstellung der realen Stromnetzentgelte von 2001, 2024 und 2025 auf den Netzebenen 3 bis 7, als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024

Die vierte Regulierungsperiode für das Fernleitungsnetz ging mit 31. Dezember 2024 zu Ende. Es musste daher eine neue Regulierungsmethode für die beiden Fernleitungsnetzbetreiber TAG GmbH und Gas Connect Austria GmbH festgelegt werden (siehe Kapitel 5.1). Die stark veränderten Gasflüsse in Europa haben zur Folge, dass das österreichische Fernleitungsnetz wesentlich weniger stark genutzt wird als noch zu Beginn der vorigen Regulierungsperiode. Der Entry-Punkt Baumgarten verlor seine dominante Stellung. Damit spiegelte die zuvor angewandte Methode die tatsächliche Situation im Fernleitungsnetz nicht mehr wider. Deswegen kommt ab dem Jahr 2025 die Referenzpreismethode der kapazitätsgewichteten Distanz zur Anwendung. Diese ist die Standardmethode gemäß Artikel 8 des EU-Tarife-Netzkodex.

Während das Risiko für reduzierte Buchungen im Fernleitungsnetz früher bei den Netzbetreibern lag, um steigende Entgelte in der Zukunft zu vermeiden, wird es ab 1. Jänner 2025 auf die verbliebenen Kund:innen transferiert. Der starke Rückgang der transportierten Mengen und somit auch der verkauften Kapazitäten der Netzbetreiber führt daher trotz merkbarer Reduktion der Kostenbasen der beiden Netzbetreiber zu einer Tarifsteigerung im Fernleitungsnetz.

Die Änderung der Referenzpreismethode und damit der Verteilung der Kosten auf die einzelnen Punkte führt dazu, dass die grenzüberschreitenden Entgelte nicht einheitlich steigen. Die Erhöhung beträgt zwischen 32% für den Exit Oberkappel und 74% für den Exit Baumgarten. Ein weiterer Faktor ist der Beschluss des Staates Italien, kein russisches Gas mehr zu importieren, wodurch die Transportflüsse nach Italien noch stärker zurückgingen als die sonstigen Flüsse. Es hat daher die GCA eine Ausgleichszahlung von knapp 100 Millionen Euro an die TAG zu leisten.

Ein weiterer Effekt des sich stark verändernden Gasmarkts in Europa ist, dass die Vorhersehbarkeit der vergangenen Jahre bei den Gasflüssen wegfällt. Dies führt dazu, dass die Regulierungsbehörde einerseits die Regulierungsperiode auf 3 Jahre verkürzte und andererseits die Entgelte nicht mehr für die gesamte Regulierungsperiode festgesetzt wurden. Diese werden zukünftig jedes Jahr aktualisiert.

Im Verteilernetz besagt die Bestimmung für das Netznutzungsentgelt gemäß § 73 GWG 2011, dass dem Netzbetreiber die Kosten abzugelten sind, die insbesondere für die Errichtung, den Ausbau, die Instandhaltung und den Betrieb des Netzsystems einschließlich der Kosten, die mit der Errichtung und dem Betrieb von Zähleinrichtungen, der Eichung und Datenauslesung an Ein- und Ausspeisepunkten, mit Ausnahme von Kundenanlagen, anfallen, sowie die anteiligen Kosten für den Verteilergebietsmanager. Die Netznutzungsentgelte ab 1. Jänner 2025 basieren auf einer deutlich niedrigeren Abgabemenge als noch im Vorjahr. Für die Berechnung der Entgelte wird das arithmetische Dreijahresmittel der Gasabgabemengen herangezogen, das um 7,45% gegenüber dem Vorjahreswert sank. Diese Senkung ist teils witterungsbedingt und teils auf die sinkende Anzahl der Zählpunkte zurückzuführen, etwa weil immer mehr Kund:innen auf alternative Heizsysteme umsteigen.

Gab es 2020 noch 1,31 Millionen Zählpunkte, so waren es im Jahr 2023 nur noch 1,23 Millionen, was einem Rückgang von etwa 6% in 3 Jahren entspricht. Um einiges deutlicher gehen aber Anträge auf Netzanschluss zurück. Auf Netzebene 3 gingen die Anträge auf Netzzutritt zwischen 2020 und 2023 um 81% zurück. Da immer weniger Konsument:innen Anschluss an das Gasnetz begehren, ist von einer weiteren Abnahme der Zählpunkte in den nächsten Jahren auszugehen.

Gleichzeitig sind keine nennenswerten Stilllegungsbemühungen im Verteilnetz zu bemerken. Zwar werden nur mehr Investitionen zur Aufrechterhaltung der Sicherheit durchgeführt. Der Mengenrückgang spiegelt sich jedoch nicht in geringeren Netzkosten der Netzbetreiber wider. Im Gegenteil, die Mindererlöse durch die deutlich geringere Abgabemenge müssen den Netzbetreibern aufgrund gesetzlicher Bestimmungen abgegolten werden. Die Aufrollung der Mehr- bzw. Mindererlöse des Kalenderjahres 2023 über das Regulierungskonto gemäß § 71 Abs 1 GWG 2011 hatte in allen Netzbereichen einen kostenerhöhenden Effekt auf der Netzebene 3. Die Mengen der Netzebene 2 sind mit Ausnahme von Wien ebenfalls gesunken.

Dieser Aufrollungseffekt aus dem Regulierungskonto wirkt gemeinsam mit der Inflation und der Erhöhung der Fernleitungsentgelte kostenerhöhend auf die Entgelte. Ohne diese externen Einflüsse würde die Umsetzung des neuen Regulierungssystems für die Jahre 2023 bis 2028 zu einer stabilen Kostenbasis führen.

Im Vergleich zu den Entgelten des Vorjahres ergibt sich im Österreichschnitt für die Netzebene 3 eine Erhöhung im Ausmaß von 16,6%. Lediglich im Netzbereich Kärnten fällt die Erhöhung wesentlich geringer aus. Die hohen Entgeltsteigerungen in Oberösterreich und im Burgenland sind das Resultat aus deutlich höheren Kosten aufgrund des Regulierungskontos und gesunkener Tarifierungsmenge. Die Pauschale für nicht leistungsgemessene Kund:innen wurde von 300 Cent/Monat auf 400 Cent/Monat erhöht, um auch bei dieser Entgeltkomponente die Entgeltsteigerung mit abzubilden. Die Erhöhung entspricht der Inflation seit der letzten Anpassung der Pauschale.

Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresgasverbrauch 15.000 kWh, Netzebene 3
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresgasverbrauch 15.000 kWh, Netzebene 3
Ab Jänner 2025 gültige Gasnetzentgelte für Haushalte in den unterschiedlichen österreichischen Netzbereichen und Ersparnis oder Erhöhung gegenüber dem Vorjahr, jeweils als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresgasverbrauch 90 GWh, 7.000h, Netzebene 2
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Gasnetzentgelte für Musterkunden ab 2025
Jahresgasverbrauch 90 GWh, 7.000 h, Netzebene 2
Ab Jänner 2025 gültige Gasnetzentgelte für größere Verbraucher auf Netzebene 2 in den unterschiedlichen österreichischen Netzbereichen und Ersparnis oder Erhöhung gegenüber dem Vorjahr, jeweils als Balkendiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024

Auf der Netzebene 2 sind die Entwicklungen ähnlich, in allen Netzbereichen entgelterhöhend. Im Durchschnitt erhöhen sich die Entgelte auf der Netzebene 2 um 23,7%. Die deutlichen Erhöhungen in Wien und Niederösterreich sind ebenfalls das Resultat aus deutlich höheren Kosten und gesunkener Tarifierungsmenge. Vor allem der systemimmanente Zeitverzug sowie die Inflationsabgeltung erhöhten bei diesen Netzbetreibern die Kosten der Netzebene 2 deutlich. Auch die Aktualisierung der Fernleitungsentgelte hatte vor allem für die Netzebene 2 einen kostenerhöhenden Effekt. Dort sanken die Kapazitätsmengen noch deutlicher. Außerdem wird auch im Verteilernetz das Mengenrisiko ab 2025 durch die Netznutzer:innen getragen.

Der starke Ausbau der dezentralen Erzeugung und Speicherung, die Zunahme an Elektromobilität und neue Anforderungen aus „smarten“ Entwicklungen der Energiewirtschaft verändern die Strukturen und führen zu einem Anpassungs- und Weiterentwicklungsbedarf der Netzinfrastruktur. Dies führt zu einem Investitionsbedarf, der in allen österreichischen Netzgebieten gegeben ist, und zu höheren Netzkosten und dadurch auch steigenden Entgelten. Durch den Mengenrückgang aufgrund der zunehmenden Eigenerzeugung wird dieser Effekt zusätzlich deutlich verstärkt. Diese Entwicklung wird seitens der E-Control bereits seit einigen Jahren antizipiert und entsprechend kommuniziert, mit dem Ziel, dass die Netzentgeltstruktur für Strom angepasst wird.

Zunächst ist die Tragung der Netzkosten durch Entnehmer:innen und Einspeiser:innen neu zu bewerten. Derzeit wird der größte Teil der Kosten von den Entnehmer:innen getragen. Insbesondere sind auch die Anschlussentgelte, die Einspeiser:innen derzeit zu leisten haben, sehr gering.

Weiters ist kritisch zu betrachten, dass derzeit auf der Netzebene 7, also auf der Anschlussebene der Haushalte, der Großteil der Kund:innen eine Leistungspauschale entrichtet. Die Netzkosten für einen Haushalt bemessen sich darüber hinaus rein an der bezogenen Energiemenge. Umgekehrt liegt die Ursache für Netzkosten aber nicht in der abgegebenen Menge, sondern vor allem in der Anschlussleistung. Angesichts dieser Kostenverursachungsstruktur scheint die Einführung eines Leistungspreises auf Netzebene 7 geboten. Mit der Viertelstunden-Leistungsmessung durch Smart Meter ist die Grundlage für eine solche Komponente auch gegeben.

Auch im Bereich der gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen und Energiegemeinschaften liegt ein Bruch des Prinzips der Kostenverursachungsgerechtigkeit vor. Derartige Anlagen bedeuten erheblichen Mehraufwand für die Netzbetreiber, diese sind jedoch innerhalb der gültigen gesetzlichen Grundlage nicht dazu berechtigt, diese Kosten weiter zu verrechnen. Hier wie auch bei diversen Ausnahmen oder Verringerungen der Netzentgelte für z.B. Speicher oder Wasserstoffproduktionsanlagen sollte genau geprüft werden, ob diese tatsächlich netzdienlich sind. Ist dies nicht der Fall, sollten keine Ausnahmen von den Entgelten anwendbar sein, da ansonsten die Kosten lediglich auf das restliche Netznutzer:innenkollektiv umgewälzt werden. Trotzdem sei angemerkt, dass dies einer Förderung diverser Technologien von außerhalb des Systems der Netztarife nicht entgegensteht.

Diese und weitere Überlegungen zum Entgeltsystem veröffentlicht die E-Control bereits seit 2016. Ein zusammenfassendes Dokument aus dem Jahr 2021 stellt nach wie vor den Letztstand dar. Für eine Umsetzung ist allerdings die Änderung der gesetzlichen Grundlage, also ein Beschluss des angekündigten ElWG, notwendig.

Auf dieser Grundlage könnte einerseits eine Vereinfachung der bestehenden Entgeltkomponenten vorgenommen werden. Dabei sollen das Netzbereitstellungs- und das Netzzutrittsentgelt zu einem neuen Netzanschlussentgelt zusammengefasst werden, das zukünftig von Einspeiser:innen und Entnehmer:innen entrichtet werden soll. Das Messentgelt soll in das Netznutzungsentgelt integriert werden. Außerdem soll die Kostenverursachungsgerechtigkeit einiger Entgeltkomponenten maßgeblich gesteigert werden, indem ein Leistungspreis auch für Haushalte auf Netzebene 7 eingeführt wird. Die neuen Entgeltkomponenten „Regelleistungsentgelt“ und „Bilanzgruppenkoordinationsentgelt“ ergeben sich rein aus den Bestimmungen des vom BMK veröffentlichten Begutachtungsentwurfs des ElWG.

Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur Strom gemäß Begutachtungsentwurf ElWG
Entwicklung der Netzentgeltstruktur für Strom gemäß Begutachtungsentwurf des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024

Neben der Struktur der Entgeltkomponenten ist zu beachten, dass die Netzkosten derzeit größtenteils von Entnehmer:innen getragen werden. Der von Einspeiser:innen zu entrichtende Anteil ist unterrepräsentiert, insbesondere wenn man die Hintergründe für den Netzausbaubedarf bedenkt. Die geringe Belastung der Einspeiser:innen resultiert auch aus den sehr geringen Anschlussentgelten. Verstärkend kommt hinzu, dass sowohl bei gemeinwirtschaftlichen Erzeugungsanlagen als auch bei Energiegemeinschaften keine zusätzlichen Entgelte für die damit zusammenhängenden Kosten verrechnet werden dürfen, diese Kund:innen jedoch einen Aufwand beim Netzbetreiber verursachen. Eine Anpassung der diesbezüglichen Regelungen ist ein notwendiger Schritt zu Sicherstellung der Kostenbeteiligung jener Kund:innengruppen, die diese Kosten auch verursachen.

Aufbringung Netzkosten Strom zur SNE-V 2018 idF Novelle 2025
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024
Aufbringung Netzkosten Strom zur SNE-V 2018 idF Novelle 2025
Aufschlüsselung der Kostentragung der Netzkosten Strom anhand der ab 2025 geltenden Entgelte nach Netzentgeltkomponente,, als Kreisdiagramm. Weitere Aufschlüsselung des durch Einspeisende zu leistenden Anteils, ebenfalls als Kreisdiagramm.
Quelle: E-Control; Stand: 11. Dezember 2024