Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG
Verteilnetz für 4 Gemeinden im Bodenseekreis. 55.970 Letztverbraucher auf 188 km². 169,6 MW Erzeugung im Netz.
Prüfergebnisse
1 auffällig2 prüfen2 hinweis4 günstig1 ruhig
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (112 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 27.985 bis 111.939 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG, 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 2,41 Minuten je Kunde und Jahr ohne Strom, weniger als die Referenz von 4,23. Mittelspannung: im Mittel 1,45 Minuten (ASIDI, nach Trafoleistung gewichtet) ohne Strom, weniger als die Referenz von 7,51. Unterm Strich ein Zuschlag von 119.055 € für 2026.
Prüfen
Prüfpunkt 1.1Q-Element BNetzA / § 23b
Die BNetzA ermittelt 119.055 €, in der § 23b-Veröffentlichung stehen 120.206 €.
- gemessen
- Q-Element 2026 laut BNetzA 119.055 €
- verglichen mit
- Q-Element laut § 23b-Veröffentlichung 120.206 €
- Regel
- Gelb: die beiden Veröffentlichungen weichen um mehr als 0,1 % voneinander ab.
- Schwelle
- eigene Festlegung (Abgleich zweier Quellen)
Günstig
Prüfpunkt 1.2Ausfalldauer Niederspannung
Unter dem Referenzwert – Zuschlag 27.479 €.
- gemessen
- 2,41 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 1.3Ausfalldauer Mittelspannung
Unter dem Referenzwert – Zuschlag 91.576 €.
- gemessen
- 1,45 min ASIDI, Mittel 2022–2024 (nach Trafoleistung gewichtet)
- verglichen mit
- Referenzwert der BNetzA 7,51 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) | 2,16 | 2,00 | 3,08 | 2,41 | 4,23 | Zuschlag 27.479 € |
| MS (ASIDI) | 0,39 | 3,51 | 0,45 | 1,45 | 7,51 | Zuschlag 91.576 € |
Zum Einordnen: SAIDI-EnWG Niederspannung Baden-Württemberg 2022: 1,69 / 2023: 2,07 / 2024: 1,79 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
760 km Niederspannung, 344 km Mittelspannung und 392 Ortsnetzstationen, Stand 2021. Die BNetzA hat 35 dieser Angaben zwischen ihren Veröffentlichungen geändert.
Hinweis
Prüfpunkt 2.1Korrekturen Effizienzvergleich
Zwischen den vier Veröffentlichungen hat die BNetzA 35 Werte dieses Netzbetreibers geändert.
- gemessen
- 35 geänderte Werte in 21 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 | 6,6 | 0,0 | – | – | – | 0 | 216 |
| HS/MS | – | – | – | 7 | 8 | 0 | 1.402 |
| MS | 341,0 | 2,8 | – | – | 113 | 166 | 1.269 |
| MS/NS | – | – | – | 392 | 5 | 0 | 2.468 |
| NS | 729,4 | 30,6 | 367,1 | – | 18.416 | 57.912 | 4.122 |
Stromkreislängen in km; Anschlusspunkte an Letztverbraucher (ohne Straßenbeleuchtung); Verluste = physikalisch bedingte Netzverluste.
Von der BNetzA korrigiert: 35 Werte in 21 Kennzahlen
| Kennzahl | Werte | Veröffentlichung | größte Änderung |
|---|---|---|---|
| Anzahl der Messlokationen im eigenen Netzgebiet | 4 | 1 → 2 | 7,0 → 0,0 (HS/MS) |
| Anzahl der sonstigen Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5. - 2.2.9 genannt w… | 2 | 1 → 2 | 48,0 → 47,0 (MS) |
| Anzahl vom Netzbetreiber betriebenen Messlokationen im eigenen Netzgebiet | 2 | 1 → 2 | 161,0 → 166,0 (MS) |
| Anzahl der Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5 - 2.2.7 fallen, mit Jahresve… | 2 | 1 → 2 | 113,0 → 119,0 (MS) |
| Anzahl aller Einspeisepunkte von Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 2 | 48,0 → 46,0 (MS) |
| Anzahl aller Einspeisepunkte von EEG-Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 2 | 30,0 → 29,0 (MS) |
| Anzahl aller Einspeisepunkte von EEG-Erzeugungsanlagen aus Geothermie sowie aus … | 2 | 1 → 2 | 6,0 → 4,0 (NS) |
| Installierte Erzeugungsleistung aller Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 2 | 18.332,3 → 21.869,3 (MS) |
| Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen | 2 | 1 → 2 | 5.154,8 → 5.068,8 (MS) |
| Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Geothermie sowie… | 2 | 1 → 2 | 147,0 → 293,0 (NS) |
| Summe Einspeisung | 2 | 1 → 2 | 193.014.911,9 → 193.014.911,9 (MS/NS) |
| Rückspeisungen aus nachgelagerter Netz- bzw. Umspannebene | 2 | 1 → 2 | 1.298.978,5 → 893.501,0 (MS) |
| Anzahl von Anschlusspunkten an eigene nachgelagerte Netz- und Umspannebenen | 1 | 1 → 2 | 413,0 → 392,0 (MS) |
| Anzahl aller Einspeisepunkte von KWKG-Erzeugungsanlagen | 1 | 1 → 2 | 15,0 → 14,0 (MS) |
| Installierte Erzeugungsleistung aller KWKG-Erzeugungsanlagen | 1 | 1 → 2 | 8.827,5 → 12.450,5 (MS) |
| Einspeisung aus gleicher Netz- bzw. Umspannebene eines fremden Netzbetreibers | 1 | 1 → 2 | 0,0 → 405.477,5 (MS) |
| Konzessionsfläche | 1 | 1 → 2 | 128,2 → 130,6 (NS) |
| Geographische Fläche der Versorgung | 1 | 1 → 2 | 129,7 → 132,1 (MS) |
| Geographische Fläche der Netzausdehnung | 1 | 1 → 2 | 169,8 → 187,4 (MS) |
| Flächengewichtete Adressdichte im Netzgebiet | 1 | 2 → 3 | 1.960,7 → 1.185,2 |
| Flächengewichtete Anschlusspunktdichte im Netzgebiet | 1 | 2 → 3 | 1.587,4 → 1.199,2 |
Basisjahr 2021, Erhebungsbogen des Effizienzvergleichs Strom (4. Regulierungsperiode).
3Messwesen
Rollout-Quoten — Stand 30.06.2026
7 % der Pflichtfälle haben ein intelligentes Messsystem – weniger als im Median der Vergleichsgruppe (24 %).
Auffällig
Prüfpunkt 3.1Ausstattung iMSys
Unter dem gesetzlichen Ziel von 20 % zum 31.12.2025 (§ 45 MsbG); Stand 30.06.2026.
- gemessen
- 7,5 % 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 24,0 % (n = 102)
- 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 „Stadtwerk am See GmbH & Co. KG“.
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 26,8 Mio. €, das sind 479 € je Letztverbraucher – mehr als bei 91 % der Vergleichsgruppe. Der Netzbetreiber selbst setzt 33,0 Mio. € an.
Prüfen
Prüfpunkt 4.1Erlösobergrenze je Kunde
Oberste 10 % der Vergleichsgruppe. Die Bezugsgröße kennt weder Abnahmemenge noch Industrielast; Ursache nicht geprüft.
- gemessen
- 479 € je Letztverbraucher (beschiedene Erlösobergrenze 2026)
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 349 €; höher als 91 % der Gruppe (n = 53)
- Regel
- Gelb: im obersten 10 % der Vergleichsgruppe. Grün: unter dem Median der Gruppe.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Hinweis
Prüfpunkt 4.2Angepasst gegen beschieden
Die angepasste Erlösobergrenze 2026 (33,0 Mio. €) liegt 23 % über der beschiedenen (26,8 Mio. €). Verschiedene Abgrenzungen – kein Befund.
- gemessen
- angepasst 33,0 Mio. € (Angabe des Netzbetreibers)
- verglichen mit
- beschieden 26,8 Mio. € (Behörde)
- Regel
- Hinweis: mehr als 10 % Unterschied. Keine Wertung, die Abgrenzungen sind verschieden.
- Schwelle
- eigene Festlegung
Beschiedene Werte
| Posten | 2024 | 2025 | 2026 |
|---|---|---|---|
| Erlösobergrenze (beschieden) | 26,78 Mio. € | 27,06 Mio. € | 26,81 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten | 13,24 Mio. € | 13,24 Mio. € | 13,24 Mio. € |
| vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten | 12,12 Mio. € | 11,92 Mio. € | 11,68 Mio. € |
| beeinflussbare Kosten | 0,81 Mio. € | 0,80 Mio. € | 0,78 Mio. € |
| Kapitalkostenaufschlag | 0,91 Mio. € | 1,16 Mio. € | – |
| volatile Kosten | 0,44 Mio. € | 0,44 Mio. € | 0,44 Mio. € |
| Forschung und Entwicklung | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € | 0,00 Mio. € |
| Auflösung Regulierungskonto (Summe) | 0,61 Mio. € | 0,30 Mio. € | 0,30 Mio. € |
Angepasste Werte 2026 (Angabe des Netzbetreibers)
| Posten | 2026 |
|---|---|
| Erlösobergrenze (angepasst) | 32,96 Mio. € |
| dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (angepasst) | 16,09 Mio. € |
| vorgelagerte Netzkosten | 13,92 Mio. € |
| vermiedene Netzentgelte | 0,42 Mio. € |
| Engpassmanagement | 0,00 Mio. € |
| Q-Element | 0,12 Mio. € |
| Investitionsmaßnahmen | 0,00 Mio. € |
Kapitalbasis 4. Regulierungsperiode
| Ausgangsniveau | betriebsnotw. Vermögen | Eigenkapital | verzinsl. Fremdkapital | Abzugskapital | |
|---|---|---|---|---|---|
| Netzbetreiber | 26,9 Mio. € | 69,6 Mio. € | 37,1 Mio. € | 22,6 Mio. € | 32,5 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 93,7 % – höher als bei 21 % der 146 Netzbetreiber im Regelverfahren (Median 96,1 %). Der schwächste der vier Werte liegt bei 78,6 %.
| Verfahren | Effizienzwert |
|---|---|
| TOTEX / SFA | 93,7 % |
| TOTEX / DEA | 79,6 % |
| sTOTEX / SFA | 93,6 % |
| sTOTEX / DEA | 78,6 % |
| angewendet | 93,7 % |
TOTEX / SFA
Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG: 93,7 %. 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
Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG: 79,6 %.
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
Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG: 93,6 %.
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
Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG: 78,6 %.
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
Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG: 93,7 %. Rechnerisch gelten 6,3 % 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 327,31 € Netzentgelt im Jahr (netto, ohne Messstellenbetrieb; ≈ 389 € mit 19 % Umsatzsteuer) – weniger als im Median Baden-Württemberg (359,00 €) und mehr als im Median des Bundes (324,50 €).
Günstig
Prüfpunkt 6.1Netzentgelt Haushalt
Unter dem Median der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Baden-Württemberg. Vergleichsfeld ist das Land, weil Netzentgelte stark an den vorgelagerten Kosten der Region hängen. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Feld.
- gemessen
- 327,31 € netto im Jahr für 3.500 kWh (Grundpreis 49,76 €, Arbeitspreis 7,93 ct/kWh)
- verglichen mit
- Median Baden-Württemberg 359,00 € (n = 111, 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
- kein beleg
- Arbeitspreis
- belegt – Pauschale 126,70 € netto
- Fundstelle
- Seite 2: Standard 49,76 7,93
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 | – | 115,43 | – | 4,09 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 22,75 | – | 7,80 | stimmig |
| Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 19,24 | 4,09 | stimmig |
| Niederspannung | ohne Leistungsmessung | Grund- und Arbeitspreis | – | 49,76 | – | – | 7,93 | – |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 166,07 | – | 1,09 | blatt unstetig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 22,70 | – | 6,52 | blatt unstetig |
| Umspannung Mittel-/Niederspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 27,68 | 1,09 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 154,61 | – | 1,09 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 22,51 | – | 6,37 | stimmig |
| Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 25,77 | 1,09 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 173,34 | – | 0,27 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 18,69 | – | 6,45 | stimmig |
| Umspannung Hoch-/Mittelspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 28,89 | 0,27 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | ab 2.500 h | – | 167,83 | – | 0,01 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Jahresleistungspreis | unter 2.500 h | – | 18,52 | – | 5,99 | stimmig |
| Hochspannung | mit Leistungsmessung | Monatsleistungspreis | – | – | – | 27,97 | 0,01 | stimmig |
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)
| Modul | Prüfung | Wert | gilt für |
|---|---|---|---|
| Modul 1: pauschale Reduzierung | belegt | 126,70 € im Jahr | Entnahme mit und ohne Leistungsmessung (Pauschale gleich, gerechnet mit dem Arbeitspreis ohne Leistungsmessung) |
| Modul 2: eigener Arbeitspreis | belegt | 3,17 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, separat gemessen |
| Modul 3: zeitvariabel | belegt | Standard 7,93 · Hoch 11,35 · Niedrig 3,17 ct/kWh | nur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, mit intelligentem Messsystem, ergänzend zu Modul 1 |
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
8.962 Anlagen mit 169,6 MW hängen am Netz, 51 % der Leistung in der Niederspannung. 2025 kamen 15,6 MW dazu – je Letztverbraucher mehr als bei 73 % der Vergleichsgruppe.
| Technologie | Anlagen | MW | MW je 10.000 LV |
|---|---|---|---|
| PV auf Gebäuden (inkl. Balkon) | 6.311 | 79,5 | 14,20 |
| PV Freifläche | 2 | 0,4 | 0,06 |
| Batteriespeicher < 1 MW | 2.430 | 17,4 | 3,11 |
| Biomasse, Wasser, Geothermie | 9 | 0,8 | 0,14 |
| Konventionell (inkl. Notstrom) | 207 | 71,6 | 12,79 |
| Pumpspeicher, sonstige Speicher | 3 | 0,0 | 0,00 |
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/MS | 33 | 28,5 | 16,8 % |
| MS | 76 | 54,0 | 31,8 % |
| MS/NS | 2 | 0,4 | 0,2 % |
| NS | 8.851 | 86,7 | 51,1 % |
8Prüfrückstand im Marktstammdatenregister
MaStR — Stand 30.09.2026
777 Anlagen warten im Median seit 535 Tagen auf die Prüfung durch den Netzbetreiber – kürzer als in der Vergleichsgruppe (992 Tage).
Günstig
Prüfpunkt 8.1Prüfrückstand MaStR
Offene Prüfungen sind jünger als im Median der Vergleichsgruppe – sie warten aber länger als ein Jahr.
- gemessen
- 535 Tage, Median der 777 offenen Prüfungen seit Registrierung
- verglichen mit
- Median der Vergleichsgruppe 992 Tage (n = 112)
- 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.
9Wärme und Laden im Netzgebiet
Ladesäulenregister · Zensus 2022 · MaStR-Gewichte — Stand 30.09.2026
Rund 324 öffentliche Ladepunkte, je Letztverbraucher mehr als im Median der Vergleichsgruppe. 62 % der Wohngebäude heizen mit Gas, 4,5 % mit Wärmepumpe, Solar oder Geothermie.
Wohngebäude nach Heizungsart (Zensus 2022)
| Energieträger | Gebäude (≈) | Anteil |
|---|---|---|
| Gas | 11.233 | 61,9 % |
| Heizöl | 3.589 | 19,8 % |
| Holz | 1.067 | 5,9 % |
| Wärmepumpe, Solar, Geothermie | 824 | 4,5 % |
| Fernwärme | 779 | 4,3 % |
| Strom (direkt) | 515 | 2,8 % |
| keine Heizung | 107 | 0,6 % |
| Biomasse | 34 | 0,2 % |
| Kohle | 3 | 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.
10Gemeinden
MaStR-Gewichte · VG250 / GV-ISys · MaStR · Ladesäulenregister — Stand 30.09.2026
4 Gemeinden bilden das Netzgebiet; dazu 4 Streulagen mit zusammen 6 Lokationen jenseits der Grenze. VNBdigital zeichnet ein Netzgebiet von 184,3 km² in der Niederspannung (Umriss in der Karte).
Ruhig
Prüfpunkt 10.1Abgrenzung MaStR / VNBdigital
Jede Kerngemeinde liegt im VNBdigital-Netzgebiet, und jede VNBdigital-Gemeinde hat NS-Lokationen.
- gemessen
- 4 Kerngemeinden laut MaStR
- verglichen mit
- 4 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) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 08435016 | Friedrichshafen | 100 % | 3.762 | 62.796 | 55,7 | 177 | 99,4 % |
| 08435059 | Überlingen | 99 % | 1.834 | 22.735 | 28,9 | 126 | 100,0 % |
| 08435015 | Frickingen | 100 % | 461 | 3.111 | 18,8 | 20 | 99,1 % |
| 08435010 | Daisendorf | 97 % | 210 | 1.521 | 2,0 | 2 | 95,5 % |
| Streulagen: 4 Gemeinden mit zusammen 6 NS-Lokationen (Anteil unter 5 %) | |||||||
| 08435047 | Owingen | 0,4 % | 3 | 4.492 | 9,6 | 9 | 2,0 % |
| 08435020 | Heiligenberg | 0,4 % | 2 | 2.836 | 6,9 | 3 | 0,1 % |
| 08436064 | Ravensburg | < 0,1 % | 1 | 50.628 | 50,8 | 339 | 0,2 % |
| 08435052 | Salem | < 0,1 % | 0 | 12.243 | 23,6 | 29 | 0,2 % |
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 | 184,3 |
| Mittelspannung | ja | ja | 184,3 |
| Hochspannung | ja | ja | 70,7 |
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.
11Netzanschluss und Kontakt
Eigene Erhebung über VNBdigital — Stand 02.10.2026
Auf VNBdigital hat der Netzbetreiber 2 Dienste von 4 aktiviert: Netzanschluss, Regionalszenario. Nicht veröffentlichungspflichtig nach § 14d EnWG.
- Anschrift
- Kornblumenstraße 7/1, 88048 Friedrichshafen
- Telefon
- 0800 505 2000
- service@stadtwerk-am-see.de
- Website
- https://www.stadtwerk-am-see.de/
- Netzanschlussanfrage
- https://www.stadtwerk-am-see.de/de/Netz1/Stromnetz/Netzanschluss.html
- Technische Anschlussbedingungen
- –
- Veröffentlichungspflicht § 14d
- nein
- Planungsregion
- Südwest (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.stadtwerk-am-see.de/de/Netz1/Stromnetz/Netzanschluss.html |
| Netzausbauplan | nein | – | – | – |
| Regionalszenario | ja | – | – | – |
| Netzdienliche Steuerung (§ 14a) | nein | – | – | – |
12Kennungen und Vergleichsgruppe
- ACER-Code
- A0006433A.DE
- BDEW-Codenummer
- 9907655000008 (Anschlussnetzbetreiber)
- BNetzA-Betriebsnummer
- 10003707
- Handelsregister
- Freiburg im Breisgau HRA 702913
- MaStR-Nummer
- SNB993059842564
- MaStR-Netznummer
- SNE959323957853
- VNBdigital-ID
- 7655 (Abgleich mit dem MaStR: sicher, name+ort, Namensähnlichkeit 1,00)
So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (112 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 27.985 bis 111.939 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = Stadtwerk am See GmbH ＆ Co. KG, 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.
13Herkunft der Vergleichszahlen
Bezugsgröße und Vergleichsgruppe
übernommen Die Bezugsgröße für alle Vergleiche ist die Zahl der Letztverbraucher, die die Bundesnetzagentur im Qualitätselement 2026 veröffentlicht: 55.970 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 (27.985 bis 111.939): n = 112
- Kennzahlen
- je 10.000 Letztverbraucher (installierte Leistung, Zubau, Ladepunkte), je Letztverbraucher (Erlösobergrenze); Effizienzwert: alle Netzbetreiber im Regelverfahren
14Quellen 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.