Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat zur Vorbereitung des Festlegungsverfahrens zur Systematik der Gasnetzentgelte (SyGNE; GBK-25-01-2#2) erste Orientierungspunkte mit vorläufigen Überlegungen zur Konsultation gestellt. Die BNetzA sieht vor, weite Teile der heutigen Netzentgeltsystematik auch nach Auslaufen der GasNEV Ende 2027 beizubehalten oder im Fall der Verteilernetze nur punktuell anzupassen. Auslaufen sollen (mit Regelungen zum Vertrauensschutz) vermiedene Netzkosten für Biogas sowie Sondernetzentgelte zur Vermeidung vom Direktleitungsbau gem. § 20 Abs. 2 Satz 1 GasNEV.
VCI und VIK bedanken sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme und kommentieren die Orientierungspunkte vom Juni 2026 im Folgenden. Es wird zudem auf die allgemeine Position der beiden Verbände zu wettbewerbsfähigen Erdgaskosten und einer sicheren Erdgasversorgung hingewiesen.[1]
Die Verbände begrüßen, dass die Netzentgeltsystematik nur punktuell angepasst wird. Die Streichung der Sondernetzentgelte wird hingegen kritisiert. Diese sind aufgrund der langfristigen u.a. stofflichen Erdgasnutzung der Industrie weiterhin gerechtfertigt. Zudem verhindern sie die deutliche Benachteiligung industrieller Netznutzer im Verteilernetz gegenüber dem Fernleitungsnetz sowie volkswirtschaftliche Fehlanreize zum Direktleitungsbau.
Die BNetzA stellt in den Orientierungspunkten fest, dass bis 2045 Klimaneutralität erreicht werden soll und dass Erdgas nicht klimaneutral sei. Daher stünden die Gasnetze vor einer Transformationsaufgabe. Die Behörde erwartet, dass die durchgeleiteten Erdgasmengen in den nächsten Jahren deutlich abnehmen werden. Anders als bei Stromnetzen sei für Gasnetze keine hohe Relevanz über 2045 hinaus vorgezeichnet. Die Situation der Gasnetze sei daher nicht mit den Stromnetzen vergleichbar, deren Relevanz und Ausbau stark zunehmen wird.
Die Verbände weisen an dieser Stelle ausdrücklich darauf hin, dass Erdgas auch bei rückläufigen Verbrauchsmengen nach 2045 noch eine Rolle im Energie- und v.a. Rohstoffmix der Industrie spielen wird. Dies wird z.B. auch von Transformationsmodellen der Europäischen Kommission und von CEFIC bestätigt.[2]
Der Einsatz von Erdgas mit CCU/CCS oder Biomethan ermöglicht dabei auch in Zukunft prinzipiell einen klimafreundlichen Einsatz des Rohstoffs Methan, sofern wettbewerbsfähige Rahmenbedingungen für ihren Einsatz gewährleistet sind. Dabei kann die bestehende Leitungsinfrastruktur weitergenutzt werden.
Eine kurz- oder mittelfristige Substitution der energetischen Erdgasnutzung erfordert Zugang zu Wasserstoff als Energieträger sowie elektrische Wärmeerzeuger. Hierfür braucht es jedoch einen wettbewerbsfähigen Wasserstoffhochlauf und planbar niedrigere Stromgesamtkosten. Die Substitution der stofflichen Nutzung von Methan ist noch anspruchsvoller, da sie eine grundlegende Umstellung von Produktionsprozessen und Investitionen in neue Anlagen erfordert, was nur mit sehr hohen Umstellungskosten möglich und derzeit nicht wirtschaftlich ist. Ein Ende der Methanversorgung bis 2045 hätte die Schließung von Standorten der chemischen Industrie zur Folge, in denen Erdgas als Rohstoff eingesetzt wird. In der Chemie wird rund 25% des bezogenen Erdgases stofflich eingesetzt (26,4 TWh von insgesamt 107,6 TWh in 2024).
Zur strategischen Bedeutung von Erdgas als Rohstoff für die chemische Industrie in Deutschland hat der VCI ein eigenes Papier herausgegeben.[3]
Die Verbände begrüßen grundsätzlich, dass mit SyGNE nur punktuelle Anpassungen der Netzentgeltsystematik vorgenommen werden sollen. Damit werden abrupte Umbrüche vermieden und es wird frühzeitig regulatorische Planungssicherheit hinsichtlich der Netzentgelte geschaffen. Insbesondere der Beibehalt der Regelungen auf FNB-Ebene wird unterstützt. Zentraler Kritikpunkt ist die geplante Streichung des Sondernetzentgelts.
Die ersatzlose Streichung des Sondernetzentgelts Gas bewerten VCI und VIK kritisch. Die heutige Regelung sollte beibehalten werden.
Die BNetzA argumentiert, dass „die Gasnetztransformation und die Perspektive, dass örtliche Verteilernetze stillgelegt oder umgewidmet werden, bedeutet, dass sich der verbleibende Zeitraum für die Nutzung einer (fiktiven) Direktleitung immer weiter reduziert“.
Diese Begründung ist nicht nachvollziehbar. Wie oben ausgeführt, ist Methan u.a. ein wichtiger Rohstoff in chemischen Wertschöpfungsketten. In Produkten so gebundener Kohlenstoff ist Teil der künftigen Kreislaufwirtschaft und somit eine Voraussetzung der industriellen Transformation. Eine absolute Stilllegung der netzgebundenen Methanversorgung in Deutschland hätte das Ende der stofflichen Erdgasnutzung und somit die Schließung von Produktionsstandorten in Deutschland zur Folge.
Ein ersatzloser und vergleichsweise kurzfristiger Wegfall würde das Vertrauen der Netzkunden in bestehende Vereinbarungen und bislang sondernetzentgeltfähige Anschlusskonstellationen erschüttern. Zugleich würden Netznutzer im Verteilernetz gegenüber direkt an das Fernleitungsnetz angeschlossenen Kunden erheblich benachteiligt: Sie müssten entweder die deutlich weniger wettbewerbsfähigen Verteilnetzentgelte tragen oder erhielten einen volkswirtschaftlich problematischen Anreiz zum Bau einer Direktleitung. Diese Bedenken wurden im Expertenaustausch am 15. Juli 2026 von verschiedenen Stakeholdern bestätigt.
Der Anschluss an das Verteil- oder Fernleitungsnetz hat sich häufig historisch ergeben und erfolgte nicht aufgrund von Leistungskennzahlen, sondern vielmehr zufällig aufgrund der geographischen Lage im Netz. Eine Benachteiligung von Kunden abhängig von der Anschlussebene ist daher nicht sachgerecht.
Der Netznutzer hat seine Entscheidung zum Verzicht auf eine Direktleitung auf Basis und im Vertrauen auf eine langjährige Nutzungsdauer getroffen. Auch eine formale jährliche Neuausstellung der Vereinbarung durch die Verteilnetzbetreiber sollte nicht dazu führen, dass der materielle Bestandsschutz leerläuft. Durch die geplanten Regelungen im Orientierungspunktepapier besteht ein sehr großes Risiko bei der Auslegung dieser Vertragsgestaltungen.
Von überragendem Interesse für die Unternehmen mit einer bestehenden Sondernetzentgeltvereinbarung ist daher eine Regelung zum Bestandsschutz. Diese muss so klar definiert und auf die gelebte Praxis ausgeweitet werden, dass diese Unternehmen die Möglichkeit haben, auf Basis einer bereits genehmigten bzw. angezeigten Sondernetzentgeltvereinbarung eine Fortführung mit dem Verteilnetzbetreiber zu vereinbaren.
In den Orientierungspunkten wird mehrfach auf die BGW Praxisinformation P 2005/6 "Netzentgeltermittlung nach dem Netzpartizipationsmodell für Betreiber von örtlichen Gasverteilnetzen" verwiesen (S. 3, S. 12ff). Dieser Leitfaden aus 2005 ist heute für Marktteilnehmer nicht mehr frei zugänglich oder zum Download verfügbar. Somit ist es nicht möglich, die These 7 und mit dem Netzpartizipationsmodell zusammenhängende Aussagen abschließend zu bewerten. Das Dokument sollte daher möglichst kurzfristig im Rahmen der Konsultation den Marktteilnehmern zur Verfügung gestellt werden.
Im Zuge der Transformation der Energieversorgung möchten und werden auch industrielle Verbraucher wichtige Beiträge liefern um der fortan erforderlichen, erhöhten Flexibilität (insbesondere auch zwischen verschiedenen Energieträgern) gerecht zu werden (z.B. integriertes Lastmanagement u.a. zwischen Elektrizität, Erdgas und Wasserstoff).
Vor allem für große RLM-Kunden ist es daher erstrebenswert, Verteilnetzentgelte nicht auf Basis der höchsten Stundenleistung im Jahr abgerechnet zu bekommen (Leistungspreis), da andernfalls flexibles Verhalten regulatorisch bestraft würde. Incentivierend für eine netzdienlich flexiblere Fahrweise wären stattdessen strukturiert buchbare unterjährige Kapazitäten (vergleichbar mit der Systematik im Fernleitungsnetz).
Dies geht zwar mit einem erhöhten Umstellungsaufwand auf Netzbetreiberseite einher. Zugleich erscheint der Mehraufwand aber gerechtfertigt, da die Auslastung der Netze verbessert werden kann und mit der Transformation verbundene Herausforderungen eher bewältigt werden können.
Die Orientierungspunkte treffen keine Aussage zum Pooling, d.h. der zeitgleichen Abrechnung mehrerer, durch einen Netznutzer genutzten Entnahmestellen aus demselben Gasversorgungsnetz.
VCI und VIK setzen sich im Rahmen von SyGNE dafür ein, auch in Zukunft Pooling zu ermöglichen. Als Vorlage können die „Hinweise für Verteilernetzbetreiber Gas zur Veröffentlichung von Netzentgelten zum 15.10.2019 sowie zur Anpassung der Erlösobergrenze und Bildung der Netzentgelte für das Kalenderjahr 2020“ der Beschlusskammer 9 der BNetzA dienen, die in Abschnitt 5.2.2.1.2.4 faire und praktikable Grundsätze für „gepoolte“ Entgelte zusammenfassen.[4]
Dies ist verursachungsgerecht, da das Pooling die tatsächliche Netznutzung an Industriestandorten wesentlich besser abbildet als eine isolierte Betrachtung jeder einzelnen Entnahmestelle. So nutzen Unternehmen an Industriestandorten zur Erhöhung der Versorgungssicherheit mehrere Entnahmestellen. Dabei muss der Netzbetreiber nicht die gesamte zeitungleiche Netzkapazität vorhalten, sondern nur die für die Versorgung relevante zeitgleiche Netzkapazität. Die maximale Gasentnahme tritt an den einzelnen Entnahmestellen regelmäßig nicht gleichzeitig auf. Pooling stellt somit sicher, dass nur die tatsächlich genutzte und vom Netzbetreiber vorgehaltene Netzkapazität bezahlt wird.
[1] Energiekosten senken – Wettbewerbsfähigkeit sichern | VCI (16.6.2026)
[2] The Carbon Managers - iC2050 model - cefic und EUR-Lex - 52024SC0063 - EN - EUR-Lex
[3] Erdgas bleibt strategischer Rohstoff | VCI (21. Juli 2026)
[4] Hinweise für Verteilernetzbetreiber Gas zur Veröffentlichung von Netzentgelten zum 15.10.2019 sowie zur Anpassung der Erlösobergrenze und Bildung der Netzentgelte für das Kalenderjahr 2020
Seniorreferentin für Energiewirtschaft und Regulierung
