Netzgesellschaft Potsdam GmbH
Verteilnetz für eine Gemeinde in Potsdam. 125.724 Letztverbraucher auf 188 km². 150,4 MW Erzeugung im Netz.
Prüfergebnisse
2 auffällig3 prüfen2 hinweis2 günstig6 ruhig
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (73 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 62.862 bis 251.449 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = Netzgesellschaft Potsdam 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 0,36 Minuten je Kunde und Jahr ohne Strom, weniger als die Referenz von 4,23. Mittelspannung: im Mittel 7,97 Minuten (ASIDI, nach Trafoleistung gewichtet) ohne Strom, mehr als die Referenz von 6,68. Unterm Strich ein Zuschlag von 87.764 € für 2026.
Auffällig
Prüfpunkt 1.1Ausfalldauer Mittelspannung
Die Unterbrechungsdauer (ASIDI) liegt über dem Referenzwert – Abschlag 43.643 € auf die Erlösobergrenze.
- gemessen
- 7,97 min ASIDI, Mittel 2022–2024 (nach Trafoleistung gewichtet)
- verglichen mit
- Referenzwert der BNetzA 6,68 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)
Prüfen
Prüfpunkt 1.2Q-Element BNetzA / § 23b
Die BNetzA ermittelt 87.764 €, in der § 23b-Veröffentlichung stehen 89.315 €.
- gemessen
- Q-Element 2026 laut BNetzA 87.764 €
- verglichen mit
- Q-Element laut § 23b-Veröffentlichung 89.315 €
- Regel
- Gelb: die beiden Veröffentlichungen weichen um mehr als 0,1 % voneinander ab.
- Schwelle
- eigene Festlegung (Abgleich zweier Quellen)
Günstig
Prüfpunkt 1.3Ausfalldauer Niederspannung
Unter dem Referenzwert – Zuschlag 131.408 €.
- gemessen
- 0,36 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)
| Ebene | 2022 | 2023 | 2024 | Mittel | Referenz | Wirkung 2026 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| NS (SAIDI) | 0,31 | 0,30 | 0,46 | 0,36 | 4,23 | Zuschlag 131.408 € |
| MS (ASIDI) | 6,92 | 6,62 | 10,36 | 7,97 | 6,68 | Abschlag 43.643 € |
Zum Einordnen: SAIDI-EnWG Niederspannung Brandenburg 2022: 2,81 / 2023: 2,87 / 2024: 3,03 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
777 km Niederspannung, 629 km Mittelspannung und 618 Ortsnetzstationen, Stand 2021. Die BNetzA hat 79 dieser Angaben zwischen ihren Veröffentlichungen geändert.
Hinweis
Prüfpunkt 2.1Korrekturen Effizienzvergleich
Zwischen den vier Veröffentlichungen hat die BNetzA 79 Werte dieses Netzbetreibers geändert.
- gemessen
- 79 geänderte Werte in 34 Kennzahlen
- 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| HS | 17,6 | 10,4 | – | – | 0 | 1 | 2.686 |
| HS/MS | – | – | – | 6 | 2 | 0 | 2.678 |
| MS | 629,1 | 0,0 | – | – | 182 | 215 | 7.296 |
| MS/NS | – | – | – | 618 | 131 | 0 | 6.932 |
| NS | 777,3 | 0,1 | 500,3 | – | 25.153 | 125.838 | 14.071 |
Stromkreislängen in km; Anschlusspunkte an Letztverbraucher (ohne Straßenbeleuchtung); Verluste = physikalisch bedingte Netzverluste.
Von der BNetzA korrigiert: 79 Werte in 34 Kennzahlen
| Kennzahl | Werte | Veröffentlichung | größte Änderung |
|---|---|---|---|
| Anzahl der Messlokationen im eigenen Netzgebiet | 5 | 1 → 3 | 16,0 → 0,0 (HS/MS) |
| Anzahl vom Netzbetreiber betriebenen Messlokationen im eigenen Netzgebiet | 5 | 1 → 3 | 16,0 → 0,0 (HS/MS) |
| Anzahl der Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5 - 2.2.7 fallen, mit Jahresve… | 5 | 1 → 3 | 16,0 → 0,0 (HS/MS) |
| Zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Entnahmen | 5 | 1 → 3 | 66.454,3 → 63.779,7 (NS) |
| Zeitgleicher zweithöchster Lastwert aller Entnahmen | 5 | 1 → 3 | 66.116,9 → 63.455,8 (NS) |
| Zeitgleicher dritthöchster Lastwert aller Entnahmen | 5 | 1 → 3 | 66.113,2 → 63.452,3 (NS) |
| Zeitgleicher vierthöchster Lastwert aller Entnahmen | 5 | 1 → 3 | 66.086,1 → 63.426,3 (NS) |
| Zeitgleicher fünfthöchster Lastwert aller Entnahmen | 5 | 1 → 3 | 66.059,0 → 63.400,2 (NS) |
| Summe Einspeisung | 3 | 1 → 3 | 349.405.159,0 → 349.605.669,0 (NS) |
| Physikalisch bedingte Netzverluste | 3 | 1 → 3 | 14.069.133,3 → 14.071.042,8 (NS) |
| Summe Entnahme | 3 | 1 → 3 | 349.558.228,2 → 349.605.669,0 (NS) |
| Einspeisung aller Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 3 | 9.028.531,9 → 9.239.724,2 (NS) |
| Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 3 | 5.008.012,7 → 5.201.069,3 (NS) |
| Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Solarenergie | 2 | 1 → 3 | 3.991.463,2 → 4.184.519,8 (NS) |
| Entnahme durch die eigene nachgelagerte Netz- bzw. Umspannebene | 2 | 1 → 3 | 366.200.871,8 → 366.160.783,2 (MS) |
| Einspeisung aus eigener vorgelagerter Netz- bzw. Umspannebene | 2 | 1 → 3 | 366.200.871,8 → 366.160.783,2 (MS/NS) |
| Einspeisung aus EEG-Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 3 | 5.008.012,7 → 5.201.069,3 (NS) |
| Zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Einspeisungen | 2 | 1 → 3 | 66.454,3 → 66.454,3 (NS) |
| Anzahl von Anschlusspunkten an Letztverbraucher | 1 | 1 → 3 | 2,0 → 0,0 (HS) |
| Anzahl von Anschlusspunkten an fremde Netz- und Umspannebenen auf der gleichen N… | 1 | 1 → 3 | 0,0 → 3,0 (MS) |
| Anzahl der Messlokationen von nicht steuerbaren Ladepunkten gemäß § 19 NAV und §… | 1 | 1 → 3 | 125.406,0 → 106,0 (NS) |
| Anzahl aller Einspeisepunkte von Erzeugungsanlagen, die auch Anschlusspunkte an … | 1 | 1 → 3 | 1,0 → 651,0 (NS) |
| Einspeisung aller KWKG-Erzeugungsanlagen | 1 | 1 → 3 | 4.020.519,2 → 4.038.654,9 (NS) |
| Entnahme durch Letztverbraucher | 1 | 1 → 3 | 335.489.094,8 → 335.534.626,2 (NS) |
| Einspeisung aus KWKG-Erzeugungsanlagen | 1 | 1 → 3 | 4.020.519,2 → 4.038.654,9 (NS) |
| 22000 Weg | 1 | 1 → 3 | 1,7 → 1,9 (NS) |
| Versorgte Fläche | 1 | 1 → 3 | 52,0 → 47,2 (NS) |
| 11000 Wohnbaufläche | 1 | 1 → 3 | 16,2 → 17,6 (NS) |
| 12000 Industrie- und Gewerbefläche | 1 | 1 → 3 | 8,4 → 7,6 (NS) |
| 16000 Fläche gemischter Nutzung | 1 | 1 → 3 | 2,9 → 2,3 (NS) |
| 18000 Sport-, Freizeit- und Erholungsfläche | 1 | 1 → 3 | 7,8 → 10,7 (NS) |
| 18400 Grünanlage | 1 | 1 → 3 | 2,8 → 8,3 (NS) |
| 21000 Straßenverkehr | 1 | 1 → 3 | 11,9 → 9,6 (NS) |
| Flächengewichtete Anschlusspunktdichte im Netzgebiet | 1 | 2 → 3 | 1.557,6 → 1.557,6 |
Basisjahr 2021, Erhebungsbogen des Effizienzvergleichs Strom (4. Regulierungsperiode).
3Messwesen
Rollout-Quoten — Stand 30.06.2026
21 % der Pflichtfälle haben ein intelligentes Messsystem – weniger als im Median der Vergleichsgruppe (25 %).
Ruhig
Prüfpunkt 3.1Ausstattung iMSys
Gesetzliches Ziel erreicht, aber nicht über dem Median der Vergleichsgruppe.
- gemessen
- 20,7 % 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 25,2 % (n = 70)
- 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 „Netzgesellschaft Potsdam 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 32,6 Mio. €, das sind 259 € je Letztverbraucher – mehr als bei 4 % der Vergleichsgruppe. Der Netzbetreiber selbst setzt 36,0 Mio. € an.
Hinweis
Prüfpunkt 4.1Angepasst gegen beschieden
Die angepasste Erlösobergrenze 2026 (36,0 Mio. €) liegt 10 % über der beschiedenen (32,6 Mio. €). Verschiedene Abgrenzungen – kein Befund.
- gemessen
- angepasst 36,0 Mio. € (Angabe des Netzbetreibers)
- verglichen mit
- beschieden 32,6 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
- 259 € je Letztverbraucher (beschiedene Erlösobergrenze 2026)
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 356 €; höher als 4 % der Gruppe (n = 55)
- Regel
- Gelb: im obersten 10 % der Vergleichsgruppe. Grün: unter dem Median der Gruppe.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Beschiedene Werte
| Posten | 2024 | 2025 | 2026 |
|---|---|---|---|
| Erlösobergrenze (beschieden) | 30,83 Mio. € | 31,54 Mio. € | 32,61 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten | 8,34 Mio. € | 8,34 Mio. € | 8,34 Mio. € |
| vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten | 20,17 Mio. € | 19,67 Mio. € | 19,45 Mio. € |
| beeinflussbare Kosten | 0,86 Mio. € | 0,63 Mio. € | 0,42 Mio. € |
| Kapitalkostenaufschlag | 1,59 Mio. € | 3,40 Mio. € | 4,44 Mio. € |
| volatile Kosten | 1,37 Mio. € | 1,37 Mio. € | 1,37 Mio. € |
| Forschung und Entwicklung | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € |
| Auflösung Regulierungskonto (Summe) | 1,49 Mio. € | 0,44 Mio. € | 0,80 Mio. € |
Angepasste Werte 2026 (Angabe des Netzbetreibers)
| Posten | 2026 |
|---|---|
| Erlösobergrenze (angepasst) | 36,01 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (angepasst) | 6,33 Mio. € |
| vorgelagerte Netzkosten | 4,67 Mio. € |
| vermiedene Netzentgelte | 2,51 Mio. € |
| Engpassmanagement | 0,00 Mio. € |
| Q-Element | 0,09 Mio. € |
| Investitionsmaßnahmen | 0,00 Mio. € |
Kapitalbasis 4. Regulierungsperiode
| Ausgangsniveau | betriebsnotw. Vermögen | Eigenkapital | verzinsl. Fremdkapital | Abzugskapital | |
|---|---|---|---|---|---|
| Netzbetreiber | 30,4 Mio. € | 102,0 Mio. € | 58,7 Mio. € | 7,2 Mio. € | 36,1 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 94,9 % – höher als bei 32 % der 146 Netzbetreiber im Regelverfahren (Median 96,1 %). Der schwächste der vier Werte liegt bei 78,9 %.
| Verfahren | Effizienzwert |
|---|---|
| TOTEX / SFA | 94,9 % |
| TOTEX / DEA | 80,4 % |
| sTOTEX / SFA | 94,8 % |
| sTOTEX / DEA | 78,9 % |
| angewendet | 94,9 % |
TOTEX / SFA
Netzgesellschaft Potsdam GmbH: 94,9 %. Gleich dem angewendeten Wert.
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
Netzgesellschaft Potsdam GmbH: 80,4 %.
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
Netzgesellschaft Potsdam GmbH: 94,8 %.
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.
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
Netzgesellschaft Potsdam GmbH: 78,9 %.
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
Netzgesellschaft Potsdam GmbH: 94,9 %. Rechnerisch gelten 5,1 % 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 285,85 € Netzentgelt im Jahr (netto, ohne Messstellenbetrieb; ≈ 340 € mit 19 % Umsatzsteuer) – mehr als im Median Brandenburg (283,38 €) und weniger als im Median des Bundes (324,50 €).
Ruhig
Prüfpunkt 6.1Netzentgelt Haushalt
Nicht unter dem Median der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Brandenburg. Vergleichsfeld ist das Land, weil Netzentgelte stark an den vorgelagerten Kosten der Region hängen. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Feld.
- gemessen
- 285,85 € netto im Jahr für 3.500 kWh (Grundpreis 30,00 €, Arbeitspreis 7,31 ct/kWh)
- verglichen mit
- Median Brandenburg 283,38 € (n = 26, 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 – 285,85 € für 3500 kWh
- Arbeitspreis
- belegt – Pauschale 122,06 € netto
- Fundstelle
- Seite 4: Niederspannungsnetz 30,00 35,70 7,31 8,6989
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 | – | 130,03 | – | 2,41 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 40,92 | – | 5,97 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 21,67 | 2,41 | stimmig |
| Niederspannung | ohne Leistungsmessung | Grund- und Arbeitspreis | – | 30,00 | – | – | 7,31 | – |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 156,61 | – | 0,46 | stimmig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 25,64 | – | 5,70 | stimmig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 26,10 | 0,46 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 93,11 | – | 1,29 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 22,70 | – | 4,11 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 15,52 | 1,29 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 97,29 | – | 0,05 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 11,21 | – | 3,50 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 16,22 | 0,05 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 76,32 | – | 0,25 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 9,83 | – | 2,91 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 12,72 | 0,25 | stimmig |
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)
| Modul | Prüfung | Wert | gilt für |
|---|---|---|---|
| Modul 1: pauschale Reduzierung | belegt | 122,06 € im Jahr | Entnahme mit und ohne Leistungsmessung (Pauschale gleich, gerechnet mit dem Arbeitspreis ohne Leistungsmessung) |
| Modul 2: eigener Arbeitspreis | belegt | 2,92 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, separat gemessen |
| Modul 3: zeitvariabel | belegt | Standard 7,31 · Hoch 9,56 · Niedrig 1,46 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, mit intelligentem Messsystem, ergänzend zu Modul 1 |
Bestandsanlagen (Sondertarife)
| Art | Grundpreis | Arbeitspreis |
|---|---|---|
| Wärmepumpe | 30,00 € | 2,10 ct/kWh |
| Elektromobilität | 30,00 € | 2,95 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
5.650 Anlagen mit 150,4 MW hängen am Netz, 31 % der Leistung in der Niederspannung. 2025 kamen 8,1 MW dazu – je Letztverbraucher weniger als bei 95 % der Vergleichsgruppe.
| Technologie | Anlagen | MW | MW je 10.000 LV |
|---|---|---|---|
| PV auf Gebäuden (inkl. Balkon) | 3.590 | 37,5 | 2,98 |
| PV Freifläche | 1 | 0,9 | 0,08 |
| Wind an Land | 1 | 0,0 | 0,00 |
| Batteriespeicher < 1 MW | 1.966 | 11,4 | 0,91 |
| Biomasse, Wasser, Geothermie | 3 | 0,6 | 0,05 |
| Konventionell (inkl. Notstrom) | 89 | 100,0 | 7,95 |
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 |
|---|---|---|---|
| HS | 2 | 84,0 | 55,8 % |
| MS | 33 | 18,1 | 12,0 % |
| MS/NS | 3 | 1,2 | 0,8 % |
| NS | 5.612 | 47,2 | 31,4 % |
8Plan gegen Ist
Regionalszenarien 2025 · MaStR — Stand 31.12.2024
Das eigene Regionalszenario braucht bis 2030 33,9 MW PV Freifläche je Jahr – 2025 kamen 0,9 MW. In 2 Kategorien reicht das Tempo nicht.
Prüfen
Prüfpunkt 8.1Ausbautempo PV auf Gebäuden
Für die eigene Prognose 2030 (75,0 MW) braucht es 8,8 MW je Jahr.
- gemessen
- nötig 8,8 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 75,0 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 4,9 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
Prüfen
Prüfpunkt 8.2Ausbautempo PV Freifläche
Für die eigene Prognose 2030 (145,0 MW) braucht es 33,9 MW je Jahr.
- gemessen
- nötig 33,9 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 145,0 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 0,9 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 8.3Ausbautempo Wind an Land
Das Tempo von 2025 reicht für die eigene Prognose 2030.
- gemessen
- nötig −0,0 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 0,0 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 Batteriespeicher < 1 MW
Das Tempo von 2025 reicht für die eigene Prognose 2030.
- gemessen
- nötig 3,2 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 25,0 MW minus MaStR heute)
- verglichen mit
- Zubau 2025: 2,2 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 Batteriespeicher ≥ 1 MW
Das Tempo von 2025 reicht für die eigene Prognose 2030.
- gemessen
- nötig 0,0 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 0,0 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
| Kategorie | Szenario 2024 | MaStR 30.09.2026 | 2030 | 2035 | 2045 | nötig je Jahr bis 2030 | Zubau 2025 | Tempo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PV auf Gebäuden | 30,0 | 37,5 | 75,0 | 140,0 | 270,0 | 8,8 | 4,9 | reicht nicht |
| PV Freifläche | 0,0 | 0,9 | 145,0 | 225,0 | 375,0 | 33,9 | 0,9 | reicht nicht |
| Wind an Land | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | −0,0 | 0,0 | reicht |
| Batteriespeicher < 1 MW | 10,0 | 11,4 | 25,0 | 30,0 | 90,0 | 3,2 | 2,2 | reicht |
| Batteriespeicher ≥ 1 MW | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 5,0 | 30,0 | 0,0 | 0,0 | reicht |
| Wärmepumpen (Last) | 5,0 | nicht im MaStR | 25,0 | 50,0 | 120,0 | – | – | – |
| Elektromobilität (Last) | 25,0 | nicht im MaStR | 125,0 | 235,0 | 330,0 | – | – | – |
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
184 Anlagen warten im Median seit 895 Tagen auf die Prüfung durch den Netzbetreiber – länger als in der Vergleichsgruppe (894 Tage).
Auffällig
Prüfpunkt 9.1Prüfrückstand MaStR
184 Anlagen (4,0 %) warten im Median länger als ein Jahr auf die Netzbetreiberprüfung und länger als in der Vergleichsgruppe.
- gemessen
- 895 Tage, Median der 184 offenen Prüfungen seit Registrierung
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 894 Tage (n = 73)
- 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 297 öffentliche Ladepunkte, je Letztverbraucher weniger als im Median der Vergleichsgruppe. 52 % der Wohngebäude heizen mit Gas, 6,3 % mit Wärmepumpe, Solar oder Geothermie.
Wohngebäude nach Heizungsart (Zensus 2022)
| Energieträger | Gebäude (≈) | Anteil |
|---|---|---|
| Gas | 12.318 | 51,9 % |
| Fernwärme | 8.192 | 34,5 % |
| Wärmepumpe, Solar, Geothermie | 1.500 | 6,3 % |
| Heizöl | 1.024 | 4,3 % |
| Strom (direkt) | 271 | 1,1 % |
| Holz | 218 | 0,9 % |
| keine Heizung | 115 | 0,5 % |
| Kohle | 75 | 0,3 % |
| Biomasse | 12 | 0,1 % |
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
Eine Gemeinde bildet das Netzgebiet; dazu eine Streulage mit 1 Lokation jenseits der Grenze. VNBdigital zeichnet ein Netzgebiet von 188,4 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
- 1 Kerngemeinde laut MaStR
- verglichen mit
- 1 Gemeinde 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) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 12054000 | Potsdam | 100 % | 4.814 | 184.754 | 58,9 | 297 | 99,3 % |
| Streulagen: 1 Gemeinde mit 1 NS-Lokation (Anteil unter 5 %) | |||||||
| 11000000 | Berlin | < 0,1 % | 1 | 3.685.265 | 571,4 | 7.659 | 0,1 % |
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 | 188,4 |
| Mittelspannung | ja | ja | 188,4 |
| Hochspannung | ja | nein | – |
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
- Großbeerenstr. 231, 14480 Potsdam
- Telefon
- 03316619601
- netzportal@ngp-potsdam.de
- Website
- https://www.ngp-potsdam.de
- Netzanschlussanfrage
- https://www.ngp-potsdam.de/de/f%C3%BCr-kunden/%C3%BCberblick-zu-ihren-anschl%C3%BCssen/hausanschluss-strom-gas-und-fernw%C3%A4rme/netzanschlussportal/
- Technische Anschlussbedingungen
- https://www.ngp-potsdam.de/de/f%C3%BCr-kunden/%C3%BCberblick-zu-ihren-anschl%C3%BCssen/hausanschluss-strom-gas-und-fernw%C3%A4rme/
- Veröffentlichungspflicht § 14d
- ja (mehr als 100.000 Kunden)
- Planungsregion
- Ost (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 | Netzanschluss und Netzanschlussportal | ### **Hinweise zum Netzanschlussportal** Sie planen eine Baumaßnahme und die Herstellung eines Netzanschlusses für Strom? Dann können Sie dies über unser Netzanschlussportal beantragen. Auch einen Baustromanschluss, eine Erzeugungsanlage (Photovoltaikanlage, Mini-PV-Anlage), eine Wärmepumpe oder auch eine Ladeeinrichtung für ein Elektroauto (Wallbox, Ladesäule) melden Sie hierüber bei der NGP an. Darüber hinaus können über das Portal auch eine Umverlegung oder eine Trennung des Elektronetzanschlusses beantragt werden. | https://www.ngp-potsdam.de/de/f%C3%BCr-kunden/%C3%BCberblick-zu-ihren-anschl%C3%BCssen/hausanschluss-strom-gas-und-fernw%C3%A4rme/netzanschlussportal/ |
| Netzausbauplan | ja | Netzausbauplan 2024 | In unserem Netzausbauplan geben wir Einblick, wie wir unser Stromnetz auf die wachsenden Anforderungen der kommenden Jahre vorbereiten. | – |
| Regionalszenario | ja | Regionalszenario | Die ARGE FNB Ost ist in Sachen Regionalszenario Vorreiter. In der ARGE FNB Ost haben sich die Betreiber der 110 kV Netze der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz zusammengeschlossen. Die ARGE FNB OST hat im Jahr 2013 erstmals gemeinsame Planungsgrundlagen abgestimmt. Im Juni 2023 wurde das erste Regionalszenario der Planungsregion Ost veröffentlicht. Die Region Ost umfasst die Mitglieder der ARGE FNB Ost und weitere Stromverteilnetzbetreiber - darunter auch die Netzgesellschaft Potsdam GmbH - mit mehr als 100.000 angeschlossenen Kunden. Sie stimmen sich aktuell zu den gemeinsamen Grundlagen für die Netzausbaupläne der Region ab und setzen damit die neuen Anforderungen des § 14 d EnWG um. Im Dezember 2025 erfolgt die Veröffentlichung des REGIONALSZENARIO 2025, welches die Basis für den Netzausbauplan 2026 bildet. | – |
| Netzdienliche Steuerung (§ 14a) | nein | – | – | – |
13Netzausbauplanung (§ 14d EnWG)
VNBdigital — Stand 02.10.2026
Veröffentlichungspflichtig nach § 14d EnWG. Auf VNBdigital liegt 1 Dokument und 0 veröffentlichte Stellungnahmen. Kein Dokument ist als aktuell geführt, alle stehen im Archiv.
Dokumente
| Titel | Kategorie | gültig ab | gültig bis | Seiten | Dokument |
|---|---|---|---|---|---|
| Netzausbauplan_14d-EnWG_NGP_2024.pdf | archiv | 30.04.2024 | 22.05.2024 | 50 | auf VNBdigital |
Planungsregion Ost: Regionalszenario und Dokumente
Stellungnahmen ohne E-Mail-Adresse der Einreicher; die werden nicht abgerufen.
14Kennungen und Vergleichsgruppe
- BDEW-Codenummer
- 9900792000006 (Anschlussnetzbetreiber)
- BNetzA-Betriebsnummer
- 10003767
- Handelsregister
- Potsdam HRB 25807
- MaStR-Nummer
- SNB929027950139
- MaStR-Netznummer
- SNE916884449227
- VNBdigital-ID
- 792 (Abgleich mit dem MaStR: sicher, name+ort, Namensähnlichkeit 1,00)
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (73 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 62.862 bis 251.449 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = Netzgesellschaft Potsdam 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: 125.724 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 (62.862 bis 251.449): n = 73
- Kennzahlen
- je 10.000 Letztverbraucher (installierte Leistung, Zubau, Ladepunkte), je Letztverbraucher (Erlösobergrenze); Effizienzwert: alle Netzbetreiber im Regelverfahren
16Quellen und Transparenz
Zuordnungsgüte MaStR: 100,0 % 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.