ELE Verteilnetz GmbH
Verteilnetz für 3 Gemeinden in 3 Kreisen. 305.878 Letztverbraucher auf 242 km². 264,6 MW Erzeugung im Netz.
Prüfergebnisse
2 auffällig3 prüfen1 hinweis3 günstig6 ruhig
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (47 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 152.939 bis 611.755 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = ELE Verteilnetz GmbH, grün, wenn günstiger als der Median, rot oder gelb, wenn die Lampe an diesem Streifen anschlägt. Lage im Feld, kein Rangplatz.
Vergleichszahlen übernommen: Letztverbraucher laut Qualitätselement 2026 der Bundesnetzagentur. Herkunft
Jeder Prüfpunkt führt zu seiner Messstelle im Abschnitt: gemessener Wert, Vergleich, Regel und woher die Schwelle stammt. Die Nummer nennt Abschnitt und Lauf.
1Versorgungsqualität
Qualitätselement 2026 · § 23b EnWG · SAIDI-EnWG — Stand 19.01.2026
Niederspannung: im Mittel 4,60 Minuten je Kunde und Jahr ohne Strom, mehr als die Referenz von 4,23. Mittelspannung: im Mittel 4,45 Minuten (ASIDI, nach Trafoleistung gewichtet) ohne Strom, weniger als die Referenz von 4,98. Unterm Strich ein Zuschlag von 13.096 € für 2026.
Auffällig
Prüfpunkt 1.1Ausfalldauer Niederspannung
Die Unterbrechungsdauer (SAIDI) liegt über dem Referenzwert – Abschlag 30.364 € auf die Erlösobergrenze.
- gemessen
- 4,60 min SAIDI, Mittel 2022–2024 (je Letztverbraucher)
- verglichen mit
- Referenzwert der BNetzA 4,23 min
- Regel
- Rot: Mittel 2022–2024 über dem Referenzwert, das bringt einen Abschlag. Grün: unter dem Referenzwert, das bringt einen Zuschlag.
- Schwelle
- Referenzwert der Bundesnetzagentur (Qualitätselement 2026)
Günstig
Prüfpunkt 1.2Ausfalldauer Mittelspannung
Unter dem Referenzwert – Zuschlag 43.461 €.
- gemessen
- 4,45 min ASIDI, Mittel 2022–2024 (nach Trafoleistung gewichtet)
- verglichen mit
- Referenzwert der BNetzA 4,98 min
- Regel
- Rot: Mittel 2022–2024 über dem Referenzwert, das bringt einen Abschlag. Grün: unter dem Referenzwert, das bringt einen Zuschlag.
- Schwelle
- Referenzwert der Bundesnetzagentur (Qualitätselement 2026)
Ruhig
Prüfpunkt 1.3Q-Element BNetzA / § 23b
Beide Angaben stimmen überein.
- gemessen
- Q-Element 2026 laut BNetzA 13.096 €
- verglichen mit
- Q-Element laut § 23b-Veröffentlichung 13.096 €
- Regel
- Gelb: die beiden Veröffentlichungen weichen um mehr als 0,1 % voneinander ab.
- Schwelle
- eigene Festlegung (Abgleich zweier Quellen)
| Ebene | 2022 | 2023 | 2024 | Mittel | Referenz | Wirkung 2026 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| NS (SAIDI) | 3,91 | 5,09 | 4,80 | 4,60 | 4,23 | Abschlag 30.364 € |
| MS (ASIDI) | 5,19 | 3,52 | 4,65 | 4,45 | 4,98 | Zuschlag 43.461 € |
Zum Einordnen: SAIDI-EnWG Niederspannung Nordrhein-Westfalen 2022: 2,49 / 2023: 2,74 / 2024: 2,73 min (alle Netzbetreiber des Landes; andere Abgrenzung und Gewichtung als das Qualitätselement, nur als Größenordnung).
Minuten Unterbrechung je Jahr nach ARegV (Anlässe atmosphärische Einwirkung, Einwirkung Dritter, Zuständigkeitsbereich des Netzbetreibers): in der Niederspannung je Letztverbraucher (SAIDI), in der Mittelspannung gewichtet nach der Bemessungsscheinleistung der Transformatoren (ASIDI).
2Netzstruktur
Effizienzvergleich 4. RP — Stand 13.11.2023
2.479 km Niederspannung, 1.434 km Mittelspannung und 1.872 Ortsnetzstationen, Stand 2021.
Ruhig
Prüfpunkt 2.1Korrekturen Effizienzvergleich
Alle Veröffentlichungen nennen dieselben Werte.
- gemessen
- keine geänderten Werte
- verglichen mit
- frühere Veröffentlichungen des Effizienzvergleichs
- Regel
- Hinweis, wenn die Bundesnetzagentur Werte zwischen ihren Veröffentlichungen geändert hat.
- Schwelle
- Datenlage, keine Schwelle
| Ebene | Kabel | Freileitung | Hausanschl. | Umspannstationen | Anschlusspunkte | Messlokationen | Verluste MWh |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| MS | 1.434,2 | 0,0 | – | 0 | 767 | 1.020 | 18.659 |
| MS/NS | – | – | – | 1.872 | 15 | 0 | 14.955 |
| NS | 2.440,7 | 38,5 | 765,2 | 0 | 83.238 | 311.804 | 34.389 |
Stromkreislängen in km; Anschlusspunkte an Letztverbraucher (ohne Straßenbeleuchtung); Verluste = physikalisch bedingte Netzverluste.
Basisjahr 2021, Erhebungsbogen des Effizienzvergleichs Strom (4. Regulierungsperiode).
3Messwesen
Rollout-Quoten — Stand 30.06.2026
24 % der Pflichtfälle haben ein intelligentes Messsystem – weniger als im Median der Vergleichsgruppe (27 %).
Ruhig
Prüfpunkt 3.1Ausstattung iMSys
Gesetzliches Ziel erreicht, aber nicht über dem Median der Vergleichsgruppe.
- gemessen
- 24,0 % der Pflichtfälle mit intelligentem Messsystem, gesetzliche Quote mit optionalen Einbaufällen, Stand 30.06.2026
- verglichen mit
- gesetzliches Ziel 20 % zum 31.12.2025 (§ 45 MsbG); Median der Vergleichsgruppe 27,4 % (n = 42)
- Regel
- Rot: gesetzliche Quote (mit optionalen Einbaufällen) unter 20 % – Ziel nach § 45 MsbG zum 31.12.2025 verfehlt. Grün: Ziel erreicht und über dem Median der Vergleichsgruppe; ohne brauchbare Vergleichsgruppe reicht das erreichte Ziel. Ruhig: Ziel erreicht, aber nicht über dem Median. Gelb: veröffentlicht ist nur die Quote ohne optionale Fälle, und sie liegt unter dem Ziel.
- Schwelle
- Ziel: § 45 Abs. 1 MsbG; maßgebliche Quote laut Bundesnetzagentur (FAQ Roll-out); Median: eigene Festlegung
Gemeldet hat der grundzuständige Messstellenbetreiber „ELE Verteilnetz GmbH“.
Quote des grundzuständigen Messstellenbetreibers; Zuordnung über den Namen. Energiewendekompetenz, Anschlussdauern und Digitalisierungsindex folgen, sobald deren Zuordnung geprüft ist.
4Erlöse und Kosten
§ 23b EnWG — Stand 17.07.2026
Die Behörde erlaubt für 2026 Erlöse von 86,8 Mio. €, das sind 284 € je Letztverbraucher – mehr als bei 4 % der Vergleichsgruppe. Der Netzbetreiber selbst setzt 104,7 Mio. € an.
Hinweis
Prüfpunkt 4.1Angepasst gegen beschieden
Die angepasste Erlösobergrenze 2026 (104,7 Mio. €) liegt 21 % über der beschiedenen (86,8 Mio. €). Verschiedene Abgrenzungen – kein Befund.
- gemessen
- angepasst 104,7 Mio. € (Angabe des Netzbetreibers)
- verglichen mit
- beschieden 86,8 Mio. € (Behörde)
- Regel
- Hinweis: mehr als 10 % Unterschied. Keine Wertung, die Abgrenzungen sind verschieden.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Günstig
Prüfpunkt 4.2Erlösobergrenze je Kunde
Unter dem Median der Vergleichsgruppe. Die Bezugsgröße kennt weder Abnahmemenge noch Industrielast.
- gemessen
- 284 € je Letztverbraucher (beschiedene Erlösobergrenze 2026)
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 374 €; höher als 4 % der Gruppe (n = 46)
- Regel
- Gelb: im obersten 10 % der Vergleichsgruppe. Grün: unter dem Median der Gruppe.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Beschiedene Werte
| Posten | 2024 | 2025 | 2026 |
|---|---|---|---|
| Erlösobergrenze (beschieden) | 82,12 Mio. € | 84,40 Mio. € | 86,84 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten | 35,57 Mio. € | 35,57 Mio. € | 35,57 Mio. € |
| vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten | 42,39 Mio. € | 42,25 Mio. € | 42,14 Mio. € |
| beeinflussbare Kosten | 1,52 Mio. € | 1,14 Mio. € | 0,76 Mio. € |
| Kapitalkostenaufschlag | 2,77 Mio. € | 3,26 Mio. € | 4,05 Mio. € |
| volatile Kosten | 3,17 Mio. € | 3,17 Mio. € | 3,17 Mio. € |
| Forschung und Entwicklung | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € |
| Auflösung Regulierungskonto (Summe) | −0,86 Mio. € | −0,48 Mio. € | −1,22 Mio. € |
Angepasste Werte 2026 (Angabe des Netzbetreibers)
| Posten | 2026 |
|---|---|
| Erlösobergrenze (angepasst) | 104,70 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (angepasst) | 50,30 Mio. € |
| vorgelagerte Netzkosten | 41,70 Mio. € |
| vermiedene Netzentgelte | 0,17 Mio. € |
| Engpassmanagement | 0,00 Mio. € |
| Q-Element | 0,01 Mio. € |
| Investitionsmaßnahmen | 0,00 Mio. € |
Kapitalbasis 4. Regulierungsperiode
| Ausgangsniveau | betriebsnotw. Vermögen | Eigenkapital | verzinsl. Fremdkapital | Abzugskapital | |
|---|---|---|---|---|---|
| Netzbetreiber | 80,5 Mio. € | 10,3 Mio. € | −11,3 Mio. € | 0,0 Mio. € | 21,5 Mio. € |
| Verpächter 1 | 5,4 Mio. € | 64,3 Mio. € | 20,1 Mio. € | 0,0 Mio. € | 44,3 Mio. € |
| Verpächter 2 | 2,8 Mio. € | 43,9 Mio. € | 36,6 Mio. € | 7,3 Mio. € | 0,0 Mio. € |
Beschiedene und angepasste Erlösobergrenze folgen verschiedenen Abgrenzungen (Festlegung der Behörde gegen Anpassung des Netzbetreibers nach § 4 Abs. 3, 4 ARegV); hier wird die Differenz nicht bewertet.
5Effizienzvergleich
§ 23b EnWG — Stand 17.07.2026
Angewendet wird 95,7 % – höher als bei 40 % der 146 Netzbetreiber im Regelverfahren (Median 96,1 %). Der schwächste der vier Werte liegt bei 84,7 %.
| Verfahren | Effizienzwert |
|---|---|
| TOTEX / SFA | 95,5 % |
| TOTEX / DEA | 84,7 % |
| sTOTEX / SFA | 95,4 % |
| sTOTEX / DEA | 84,8 % |
| angewendet | 95,7 % |
TOTEX / SFA
ELE Verteilnetz GmbH: 95,5 %.
TOTEX steht für die Gesamtkosten des Netzbetreibers, also Betriebs- und Kapitalkosten. Hier gehen die Kapitalkosten so ein, wie sie für diesen Netzbetreiber selbst anerkannt sind – abhängig vom Alter seiner Anlagen und davon, wie weit sie abgeschrieben sind. Es ist der Vergleich ohne Vergleichbarkeitsrechnung nach § 12 Abs. 4a ARegV.
SFA (Stochastische Effizienzgrenzenanalyse) ist ein statistisches Verfahren: Es schätzt aus den Daten aller Netzbetreiber, welche Kosten für eine bestimmte Versorgungsaufgabe nötig sind, und trennt bei jedem Netzbetreiber Zufallsschwankungen von Ineffizienz (parametrische Methode nach Anlage 3 ARegV).
Verglichen wird mit allen Netzbetreibern im Regelverfahren, gemessen an ihrer Versorgungsaufgabe (Anschlusspunkte, Leitungslängen, Last und weitere Strukturmerkmale). 100 % heißt: so günstig wie die besten vergleichbaren Netzbetreiber. Der Wert bezieht sich auf die Kosten ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Anteile (§ 12 Abs. 2 ARegV). Die Lücke bis 100 % gilt als Ineffizienz und wird über die Regulierungsperiode schrittweise aus der Erlösobergrenze herausgerechnet.
Grundlage: § 12 ARegV · Anlage 3 ARegV
TOTEX / DEA
ELE Verteilnetz GmbH: 84,7 %.
TOTEX steht für die Gesamtkosten des Netzbetreibers, also Betriebs- und Kapitalkosten. Hier gehen die Kapitalkosten so ein, wie sie für diesen Netzbetreiber selbst anerkannt sind – abhängig vom Alter seiner Anlagen und davon, wie weit sie abgeschrieben sind. Es ist der Vergleich ohne Vergleichbarkeitsrechnung nach § 12 Abs. 4a ARegV.
DEA (Dateneinhüllungsanalyse) bildet aus den Netzbetreibern, die ihre Versorgungsaufgabe am günstigsten erfüllen, eine Effizienzgrenze und misst, wie weit ein Netzbetreiber davon entfernt liegt. Sie braucht keine Annahme über die Form der Kostenfunktion (nicht-parametrische Methode nach Anlage 3 ARegV); Ausreißer werden vorher ausgeschlossen.
Verglichen wird mit allen Netzbetreibern im Regelverfahren, gemessen an ihrer Versorgungsaufgabe (Anschlusspunkte, Leitungslängen, Last und weitere Strukturmerkmale). 100 % heißt: so günstig wie die besten vergleichbaren Netzbetreiber. Der Wert bezieht sich auf die Kosten ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Anteile (§ 12 Abs. 2 ARegV). Die Lücke bis 100 % gilt als Ineffizienz und wird über die Regulierungsperiode schrittweise aus der Erlösobergrenze herausgerechnet.
Grundlage: § 12 ARegV · Anlage 3 ARegV
sTOTEX / SFA
ELE Verteilnetz GmbH: 95,4 %.
sTOTEX steht für standardisierte Gesamtkosten. Die Kapitalkosten werden für alle Netzbetreiber gleich gerechnet: aus den Tagesneuwerten der Anlagen, mit einheitlichen Nutzungsdauern und einem einheitlichen Zinssatz (§ 14 Abs. 1 Nr. 3, Abs. 2 ARegV). So spielt es keine Rolle, ob ein Netz alt und weitgehend abgeschrieben oder neu ist.
SFA (Stochastische Effizienzgrenzenanalyse) ist ein statistisches Verfahren: Es schätzt aus den Daten aller Netzbetreiber, welche Kosten für eine bestimmte Versorgungsaufgabe nötig sind, und trennt bei jedem Netzbetreiber Zufallsschwankungen von Ineffizienz (parametrische Methode nach Anlage 3 ARegV).
Verglichen wird mit allen Netzbetreibern im Regelverfahren, gemessen an ihrer Versorgungsaufgabe (Anschlusspunkte, Leitungslängen, Last und weitere Strukturmerkmale). 100 % heißt: so günstig wie die besten vergleichbaren Netzbetreiber. Der Wert bezieht sich auf die Kosten ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Anteile (§ 12 Abs. 2 ARegV). Die Lücke bis 100 % gilt als Ineffizienz und wird über die Regulierungsperiode schrittweise aus der Erlösobergrenze herausgerechnet.
Grundlage: § 12 ARegV · § 14 ARegV · Anlage 3 ARegV
sTOTEX / DEA
ELE Verteilnetz GmbH: 84,8 %.
sTOTEX steht für standardisierte Gesamtkosten. Die Kapitalkosten werden für alle Netzbetreiber gleich gerechnet: aus den Tagesneuwerten der Anlagen, mit einheitlichen Nutzungsdauern und einem einheitlichen Zinssatz (§ 14 Abs. 1 Nr. 3, Abs. 2 ARegV). So spielt es keine Rolle, ob ein Netz alt und weitgehend abgeschrieben oder neu ist.
DEA (Dateneinhüllungsanalyse) bildet aus den Netzbetreibern, die ihre Versorgungsaufgabe am günstigsten erfüllen, eine Effizienzgrenze und misst, wie weit ein Netzbetreiber davon entfernt liegt. Sie braucht keine Annahme über die Form der Kostenfunktion (nicht-parametrische Methode nach Anlage 3 ARegV); Ausreißer werden vorher ausgeschlossen.
Verglichen wird mit allen Netzbetreibern im Regelverfahren, gemessen an ihrer Versorgungsaufgabe (Anschlusspunkte, Leitungslängen, Last und weitere Strukturmerkmale). 100 % heißt: so günstig wie die besten vergleichbaren Netzbetreiber. Der Wert bezieht sich auf die Kosten ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Anteile (§ 12 Abs. 2 ARegV). Die Lücke bis 100 % gilt als Ineffizienz und wird über die Regulierungsperiode schrittweise aus der Erlösobergrenze herausgerechnet.
Grundlage: § 12 ARegV · § 14 ARegV · Anlage 3 ARegV
Angewendeter Effizienzwert
ELE Verteilnetz GmbH: 95,7 %. Rechnerisch gelten 4,3 % der vergleichsrelevanten Kosten als ineffizient.
Mit diesem Wert rechnet die Regulierungsbehörde die Erlösobergrenze. Es gilt der höchste der vier Werte aus TOTEX und sTOTEX, jeweils mit DEA und SFA („Best-of-four“, § 12 Abs. 3 und 4a ARegV). Ein Wert unter 60 % wird auf 60 % angehoben (§ 12 Abs. 4 ARegV).
Verglichen wird mit allen Netzbetreibern im Regelverfahren, gemessen an ihrer Versorgungsaufgabe (Anschlusspunkte, Leitungslängen, Last und weitere Strukturmerkmale). 100 % heißt: so günstig wie die besten vergleichbaren Netzbetreiber. Der Wert bezieht sich auf die Kosten ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Anteile (§ 12 Abs. 2 ARegV). Die Lücke bis 100 % gilt als Ineffizienz und wird über die Regulierungsperiode schrittweise aus der Erlösobergrenze herausgerechnet.
Grundlage: § 12 ARegV
1 Netzbetreiber ohne plausiblen Wert (unter dem Mindesteffizienzwert von 60 %) ausgelassen.
Für die Erlösobergrenze gilt der angewendete Wert, das Maximum der vier Verfahren (Best-of-four). Im vereinfachten Verfahren gibt es keinen eigenen Effizienzvergleich.
6Netzentgelte 2026
Preisblätter 2026: Preisblatt · Stand 03.10.2026
Ein Haushalt mit 3.500 kWh zahlt 291,00 € Netzentgelt im Jahr (netto, ohne Messstellenbetrieb; ≈ 346 € mit 19 % Umsatzsteuer) – weniger als im Median Nordrhein-Westfalen (331,59 €) und weniger als im Median des Bundes (324,50 €).
Günstig
Prüfpunkt 6.1Netzentgelt Haushalt
Unter dem Median der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Nordrhein-Westfalen. Vergleichsfeld ist das Land, weil Netzentgelte stark an den vorgelagerten Kosten der Region hängen. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Feld.
- gemessen
- 291,00 € netto im Jahr für 3.500 kWh (Grundpreis 80,30 €, Arbeitspreis 6,02 ct/kWh)
- verglichen mit
- Median Nordrhein-Westfalen 331,59 € (n = 94, allgemeine Versorgung); Median Bund 324,50 € (n = 771)
- Regel
- Gelb: im obersten 10 % der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung desselben Landes. Grün: unter ihrem Median. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Vergleichsfeld, werden aber daran gemessen. Stadtstaaten mit weniger als fünf Vergleichsnetzen vergleichen mit dem umliegenden Land.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Werte aus den Preisblättern (eigene Ernte)
Prüfung des Haushaltswerts
- Grundpreis
- belegt – 291,00 € für 3500 kWh
- Arbeitspreis
- belegt – Pauschale 112,38 € netto
- Fundstelle
- Seite 152: 1-02-0-001 80.3 €/a [ok] ; 1-02-0-002 6.02 ct/kWh [ok]
Entgelte je Netzebene
| Netzebene | Messung | Preissystem | Benutzungsdauer | Grundpreis €/a | Leistungspreis €/kW·a | Leistungspreis €/kW·Monat | Arbeitspreis ct/kWh | Prüfung |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 111,43 | – | 3,21 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 11,18 | – | 7,22 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 18,57 | 3,21 | stimmig |
| Niederspannung | ohne Leistungsmessung | Grund- und Arbeitspreis | – | 80,30 | – | – | 6,02 | – |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 151,03 | – | 0,57 | stimmig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 7,03 | – | 6,33 | stimmig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 25,17 | 0,57 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 132,20 | – | 0,78 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 4,45 | – | 5,89 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 22,03 | 0,78 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 125,66 | – | 0,22 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 3,91 | – | 5,09 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 20,94 | 0,22 | stimmig |
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)
| Modul | Prüfung | Wert | gilt für |
|---|---|---|---|
| Modul 1: pauschale Reduzierung | belegt epb | 112,38 € im Jahr | Entnahme mit und ohne Leistungsmessung (Pauschale gleich, gerechnet mit dem Arbeitspreis ohne Leistungsmessung) |
| Modul 2: eigener Arbeitspreis | belegt epb | 2,41 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, separat gemessen |
| Modul 3: zeitvariabel | belegt epb | Standard 6,02 · Hoch 10,90 · Niedrig 0,60 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, mit intelligentem Messsystem, ergänzend zu Modul 1 |
Bestandsanlagen (Sondertarife)
| Art | Grundpreis | Arbeitspreis |
|---|---|---|
| allgemein (unterbrechbar) | 0,00 € | 1,26 ct/kWh |
Preisblatt · Entgeltseite des Netzbetreibers
- Alle Preise netto (ohne Umsatzsteuer).
- Ein Netzentgelt ist KEIN Strompreis. Der Endkundenpreis enthält zusätzlich Energie und Vertrieb, Messstellenbetrieb, Konzessionsabgabe, Umlagen (KWKG, § 19 StromNEV, Offshore), Stromsteuer und Umsatzsteuer.
- jahreskosten_3500kwh_eur = Grundpreis + 3.500 kWh x Arbeitspreis, netto, ohne Messstellenbetrieb, Konzessionsabgabe, Umlagen und Steuern -- eine Vergleichsgröße, keine Rechnung.
- Alle Angaben ohne Gewähr. Maßgeblich ist das Preisblatt des Netzbetreibers (Feld quelle.url).
- Feldbedeutungen, Prüfverfahren und alle Hinweise: https://www.energiewende-dashboard.org/api/v1/netzentgelte/index.json
Ohne Messstellenbetrieb und Umsatzsteuer. Gelesen aus den Preisblättern (eigene Ernte); Einzelwerte können Auslesefehler enthalten – maßgeblich ist das Preisblatt.
7Anlagen im Netz
MaStR · Qualitätselement 2026 — Stand 30.09.2026
21.510 Anlagen mit 264,6 MW hängen am Netz, 56 % der Leistung in der Niederspannung. 2025 kamen 33,2 MW dazu – je Letztverbraucher weniger als bei 77 % der Vergleichsgruppe.
| Technologie | Anlagen | MW | MW je 10.000 LV |
|---|---|---|---|
| PV auf Gebäuden (inkl. Balkon) | 14.915 | 160,9 | 5,26 |
| PV Freifläche | 5 | 3,2 | 0,10 |
| Wind an Land | 13 | 27,4 | 0,90 |
| Batteriespeicher < 1 MW | 6.331 | 34,7 | 1,13 |
| Biomasse, Wasser, Geothermie | 12 | 4,9 | 0,16 |
| Konventionell (inkl. Notstrom) | 234 | 33,6 | 1,10 |
Zubau je Jahr in MW
* 2026 bis 30.09.2026, linear auf zwölf Monate hochgerechnet (Faktor 1,34), schraffiert. Nachmeldungen im MaStR erhöhen frühere Jahre noch. Die Diagramme teilen eine Skala.
Nach Spannungsebene des Anschlusses
| Ebene | Anlagen | MW | Anteil |
|---|---|---|---|
| MS | 263 | 115,5 | 43,7 % |
| MS/NS | 8 | 0,2 | 0,1 % |
| NS | 21.239 | 148,9 | 56,3 % |
8Plan gegen Ist
Regionalszenarien 2025 · MaStR — Stand 31.12.2024
Das eigene Regionalszenario braucht bis 2030 16,5 MW Batteriespeicher < 1 MW je Jahr – 2025 kamen 8,0 MW. In 3 Kategorien reicht das Tempo nicht.
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Prüfpunkt 8.1Ausbautempo Wind an Land
Für die eigene Prognose 2030 (46,8 MW) braucht es 4,6 MW je Jahr.
- gemessen
- nötig 4,6 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 46,8 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 0,0 MW
- Regel
- Gelb: nötiger Jahreszubau bis 2030 über 1 MW und mehr als das 1,5-Fache des letzten vollen Jahres.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Ziel aus dem eigenen Regionalszenario
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Prüfpunkt 8.2Ausbautempo Batteriespeicher < 1 MW
Für die eigene Prognose 2030 (104,9 MW) braucht es 16,5 MW je Jahr.
- gemessen
- nötig 16,5 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 104,9 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 8,0 MW
- Regel
- Gelb: nötiger Jahreszubau bis 2030 über 1 MW und mehr als das 1,5-Fache des letzten vollen Jahres.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Ziel aus dem eigenen Regionalszenario
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Prüfpunkt 8.3Ausbautempo Batteriespeicher ≥ 1 MW
Für die eigene Prognose 2030 (30,0 MW) braucht es 7,1 MW je Jahr.
- gemessen
- nötig 7,1 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 30,0 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 0,0 MW
- Regel
- Gelb: nötiger Jahreszubau bis 2030 über 1 MW und mehr als das 1,5-Fache des letzten vollen Jahres.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Ziel aus dem eigenen Regionalszenario
Ruhig
Prüfpunkt 8.4Ausbautempo PV auf Gebäuden
Das Tempo von 2025 reicht für die eigene Prognose 2030.
- gemessen
- nötig 30,7 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 291,5 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 23,7 MW
- Regel
- Gelb: nötiger Jahreszubau bis 2030 über 1 MW und mehr als das 1,5-Fache des letzten vollen Jahres.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Ziel aus dem eigenen Regionalszenario
Ruhig
Prüfpunkt 8.5Ausbautempo PV Freifläche
Das Tempo von 2025 reicht für die eigene Prognose 2030.
- gemessen
- nötig −0,3 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 1,8 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 1,4 MW
- Regel
- Gelb: nötiger Jahreszubau bis 2030 über 1 MW und mehr als das 1,5-Fache des letzten vollen Jahres.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Ziel aus dem eigenen Regionalszenario
| Kategorie | Szenario 2024 | MaStR 30.09.2026 | 2030 | 2035 | 2045 | nötig je Jahr bis 2030 | Zubau 2025 | Tempo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PV auf Gebäuden | 119,3 | 160,9 | 291,5 | 418,9 | 542,3 | 30,7 | 23,7 | reicht |
| PV Freifläche | 0,8 | 3,2 | 1,8 | 13,0 | 15,5 | −0,3 | 1,4 | reicht |
| Wind an Land | 28,1 | 27,4 | 46,8 | 63,9 | 64,2 | 4,6 | 0,0 | reicht nicht |
| Batteriespeicher < 1 MW | 25,0 | 34,7 | 104,9 | 150,8 | 195,2 | 16,5 | 8,0 | reicht nicht |
| Batteriespeicher ≥ 1 MW | 0,0 | 0,0 | 30,0 | 50,0 | 80,0 | 7,1 | 0,0 | reicht nicht |
| Wärmepumpen (Last) | 23,8 | nicht im MaStR | 47,1 | 65,3 | 72,5 | – | – | – |
| Elektromobilität (Last) | 31,0 | nicht im MaStR | 193,5 | 307,7 | 496,0 | – | – | – |
Regionalszenario 2025 des Netzbetreibers (MW, Szenario „VNB“). „Nötig je Jahr“ = (Prognose 2030 − MaStR heute) / Restjahre; „reicht nicht“, wenn das mehr als das Anderthalbfache des letzten vollen Jahres ist. Leistungsangaben brutto; PV in MWp.
9Prüfrückstand im Marktstammdatenregister
MaStR — Stand 30.09.2026
398 Anlagen warten im Median seit 1.057 Tagen auf die Prüfung durch den Netzbetreiber – länger als in der Vergleichsgruppe (803 Tage).
Auffällig
Prüfpunkt 9.1Prüfrückstand MaStR
398 Anlagen (2,6 %) warten im Median länger als ein Jahr auf die Netzbetreiberprüfung und länger als in der Vergleichsgruppe.
- gemessen
- 1.057 Tage, Median der 398 offenen Prüfungen seit Registrierung
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 803 Tage (n = 47)
- Regel
- Rot: offene Prüfungen im Median älter als 365 Tage und älter als im Median der Vergleichsgruppe. Gelb: älter als 365 Tage, aber keine Vergleichsgruppe. Grün: jünger als im Median der Gruppe.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Der Netzbetreiber muss die Angaben neuer Anlagen im MaStR prüfen. „Offen“ = Status „In Prüfung“ am Stichtag; das Alter zählt ab der Registrierung der Anlage.
10Wärme und Laden im Netzgebiet
Ladesäulenregister · Zensus 2022 · MaStR-Gewichte — Stand 30.09.2026
Rund 857 öffentliche Ladepunkte, je Letztverbraucher weniger als im Median der Vergleichsgruppe. 64 % der Wohngebäude heizen mit Gas, 2,9 % mit Wärmepumpe, Solar oder Geothermie.
Wohngebäude nach Heizungsart (Zensus 2022)
| Energieträger | Gebäude (≈) | Anteil |
|---|---|---|
| Gas | 50.554 | 63,8 % |
| Fernwärme | 14.777 | 18,7 % |
| Heizöl | 5.735 | 7,2 % |
| Strom (direkt) | 3.731 | 4,7 % |
| Wärmepumpe, Solar, Geothermie | 2.332 | 2,9 % |
| Holz | 821 | 1,0 % |
| Kohle | 723 | 0,9 % |
| keine Heizung | 504 | 0,6 % |
| Biomasse | 6 | 0,0 % |
Geschätzt: Gemeindewerte, mit dem Anteil des Netzbetreibers an den NS-Lokationen der Gemeinde umgelegt (Status E). Das Gewicht folgt den Anlagen, nicht den Letztverbrauchern.
11Gemeinden
MaStR-Gewichte · VG250 / GV-ISys · MaStR · Ladesäulenregister — Stand 30.09.2026
3 Gemeinden bilden das Netzgebiet; dazu 5 Streulagen mit zusammen 10 Lokationen jenseits der Grenze. VNBdigital zeichnet ein Netzgebiet von 241,4 km² in der Niederspannung (Umriss in der Karte).
Ruhig
Prüfpunkt 11.1Abgrenzung MaStR / VNBdigital
Jede Kerngemeinde liegt im VNBdigital-Netzgebiet, und jede VNBdigital-Gemeinde hat NS-Lokationen.
- gemessen
- 3 Kerngemeinden laut MaStR
- verglichen mit
- 3 Gemeinden laut VNBdigital
- Regel
- Gelb: eine Gemeinde, in der der Netzbetreiber laut MaStR mindestens 5 % der NS-Lokationen hält, liegt nicht im VNBdigital-Netzgebiet (unter 1 % der Fläche) – oder VNBdigital führt ihn in einer Gemeinde (ab 5 % Fläche), in der er keine einzige NS-Lokation hat.
- Schwelle
- eigene Festlegung; Abgleich zweier Quellen
| AGS | Gemeinde | Anteil NS-Lok. | NS-Lok. des VNB | Einwohner | PV MW | Ladepunkte | Fläche NS (VNBdigital) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 05512000 | Bottrop | 100 % | 6.556 | 118.535 | 74,1 | 252 | 99,7 % |
| 05513000 | Gelsenkirchen | 100 % | 6.410 | 267.930 | 71,3 | 476 | 99,2 % |
| 05562014 | Gladbeck | 100 % | 3.509 | 75.499 | 30,8 | 128 | 100,0 % |
| Streulagen: 5 Gemeinden mit zusammen 10 NS-Lokationen (Anteil unter 5 %) | |||||||
| 05170016 | Hünxe | 0,7 % | 6 | 13.676 | 23,4 | 25 | – |
| 05113000 | Essen | < 0,1 % | 2 | 574.682 | 146,3 | 1.215 | 0,1 % |
| 05154004 | Bedburg-Hau | 0,1 % | 1 | 13.599 | 25,1 | 22 | – |
| 05112000 | Duisburg | < 0,1 % | 1 | 502.270 | 142,8 | 1.149 | – |
| 05562020 | Herten | < 0,1 % | 0 | 60.941 | 33,3 | 72 | – |
Anteil = Teil der Niederspannungs-Lokationen der Gemeinde (mit Anlagen in Betrieb), deren Netzanschlusspunkt beim Netzbetreiber liegt (MaStR). Gemeindegrenzen: VG250, BKG. Gestrichelt: Netzgebiet laut VNBdigital.
Spannungsebenen laut VNBdigital
| Ebene | im Profil | in der Karte | Fläche km² |
|---|---|---|---|
| Niederspannung | ja | ja | 241,4 |
| Mittelspannung | ja | ja | 241,4 |
Manche Netzbetreiber zeichnen nur die Ortslagen (etwa Netze BW); die Fläche ist dann kleiner als das Gebiet, für das sie zuständig sind. Werte je km² sind dort zu hoch.
12Netzanschluss und Kontakt
Eigene Erhebung über VNBdigital — Stand 02.10.2026
Auf VNBdigital hat der Netzbetreiber 3 Dienste von 4 aktiviert: Netzanschluss, Netzausbauplan, Regionalszenario. Veröffentlichungspflichtig nach § 14d EnWG.
- Anschrift
- Ebertstr. 30, 45879 Gelsenkirchen
- Telefon
- 0209 - 165 15
- netzausbauplan@evng.de
- Website
- https://www.evng.de/
- Netzanschlussanfrage
- https://www.evng.de/netzanschluss.html
- Technische Anschlussbedingungen
- https://www.evng.de/de/energiebeziehen/netzanschlussstrom.html
- Veröffentlichungspflicht § 14d
- ja (mehr als 100.000 Kunden)
- Planungsregion
- West (laut Betreiber und Region)
- Auf VNBdigital
- Profil auf vnbdigital.de
- Stand
- 02.10.2026
Dienste auf VNBdigital
| Dienst | aktiviert | eigener Titel | eigener Text | Link |
|---|---|---|---|---|
| Netzanschluss | ja | – | – | https://www.evng.de/netzanschluss.html |
| Netzausbauplan | ja | – | – | – |
| Regionalszenario | ja | – | – | – |
| Netzdienliche Steuerung (§ 14a) | nein | – | – | – |
13Netzausbauplanung (§ 14d EnWG)
VNBdigital — Stand 02.10.2026
Veröffentlichungspflichtig nach § 14d EnWG. Auf VNBdigital liegen 3 Dokumente und 0 veröffentlichte Stellungnahmen. Kein Dokument ist als aktuell geführt, alle stehen im Archiv.
Dokumente
| Titel | Kategorie | gültig ab | gültig bis | Seiten | Dokument |
|---|---|---|---|---|---|
| Netzausbauplan_2024_2.0.pdf | archiv | 10.08.2024 | 10.08.2024 | 12 | auf VNBdigital |
| Netzausbauplan 2024 | archiv | 01.05.2024 | 09.08.2024 | 10 | auf VNBdigital |
| Netzausbauplan_2022.pdf | archiv | 01.08.2022 | 30.04.2024 | 6 | auf VNBdigital |
Planungsregion West: Regionalszenario und Dokumente
Stellungnahmen ohne E-Mail-Adresse der Einreicher; die werden nicht abgerufen.
14Kennungen und Vergleichsgruppe
- ACER-Code
- A00033658.DE
- BDEW-Codenummer
- 9900221000006 (Anschlussnetzbetreiber)
- BNetzA-Betriebsnummer
- 10001826
- Handelsregister
- Gelsenkirchen HRB 8405
- MaStR-Nummer
- SNB973074326355
- MaStR-Netznummer
- SNE918095674177
- VNBdigital-ID
- 221 (Abgleich mit dem MaStR: sicher, name+ort, Namensähnlichkeit 1,00)
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (47 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 152.939 bis 611.755 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = ELE Verteilnetz GmbH, grün, wenn günstiger als der Median, rot oder gelb, wenn die Lampe an diesem Streifen anschlägt. Lage im Feld, kein Rangplatz.
Die Vergleichsgruppe bleibt im eigenen Verfahren: Regelverfahren nach Letztverbrauchern, vereinfachtes Verfahren nach Einwohnern im Netzgebiet. Beim Effizienzwert ist das Feld alle Netzbetreiber im Regelverfahren.
15Herkunft der Vergleichszahlen
Bezugsgröße und Vergleichsgruppe
übernommen Die Bezugsgröße für alle Vergleiche ist die Zahl der Letztverbraucher, die die Bundesnetzagentur im Qualitätselement 2026 veröffentlicht: 305.878 für diesen Netzbetreiber (Mittel 2022–2024, Netzebenen Niederspannung bis Umspannung Hoch-/Mittelspannung). Die Zahl wird unverändert übernommen, nichts wird hinzugerechnet.
- Quelle
- Werte des Qualitätselements 2026 (§ 23b Abs. 1 Nr. 10 EnWG), Bundesnetzagentur Beschlusskammer 8 · Q-Element 2026, Stand 19.01.2026 (Basisjahre 2022–2024)
- Datenstand
- 19.01.2026
- Vergleichsgruppe
- Netzbetreiber im Regelverfahren mit 0,5- bis 2-mal so vielen Letztverbrauchern (152.939 bis 611.755): n = 47
- Kennzahlen
- je 10.000 Letztverbraucher (installierte Leistung, Zubau, Ladepunkte), je Letztverbraucher (Erlösobergrenze); Effizienzwert: alle Netzbetreiber im Regelverfahren
16Quellen und Transparenz
Zuordnungsgüte MaStR: 99,9 % der Anlagen dieses Netzbetreibers liegen in Gemeinden, in denen er mindestens 95 % der NS-Lokationen hält. Werte mit „≈“ sind über die Gewichtsmatrix geschätzt.
Erzeugt am 11.10.2026. Herausgeber, Stand und Lizenz jeder Zahl stehen in der Tabelle oben.