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Alle SteckbriefeSteckbrief Netzbetreiber · SNB956958990736Energiewende-DashboardMaStR 30.09.2026 · erzeugt 11.10.2026

e-netz Südhessen AG

Verteilnetzbetreiber · Regelverfahren · zuständig: Bundesnetzagentur · Hessen · Planungsregion West · Regelzone Amprion · e-netz-suedhessen.de

Verteilnetz für 50 Gemeinden in 7 Kreisen. 403.080 Letztverbraucher auf 1.929 km². 855,4 MW Erzeugung im Netz.

aus dem vorgelagerten Netz79,8 Mio. € Kosten 2026Hochspannung5 km95,0 MW2 Anlagen30Umspannstationen HS/MSMittelspannung2.718 km203,7 MW176 Anlagen3.472Ortsnetzstationen MS/NSNiederspannung6.706 km+ 2.012 km Hausanschlüsse451,7 MW40.852 Anlagen403.080LetztverbraucherMittel 2022–2024
Das Netz als Übersichtsschaltbild – Längen und Stationen aus der eigenen Meldung im Effizienzvergleich (Basisjahr 2021), Einspeisung aus dem MaStR (30.09.2026).

Prüfergebnisse

7 prüfen2 hinweis6 günstig

1.1PrüfenQ-Element BNetzA / § 23b822.752 € / 829.852 €Die BNetzA ermittelt 822.752 €, in der § 23b-Veröffentlichung stehen 829.852 €.8.1PrüfenAusbautempo PV auf Gebäudennötig 105,8 · 2025: 30,6 MWFür die eigene Prognose 2030 (832,2 MW) braucht es 105,8 MW je Jahr.8.2PrüfenAusbautempo PV Freiflächenötig 44,9 · 2025: 14,5 MWFür die eigene Prognose 2030 (239,1 MW) braucht es 44,9 MW je Jahr.8.3PrüfenAusbautempo Wind an Landnötig 44,9 · 2025: 0,0 MWFür die eigene Prognose 2030 (316,0 MW) braucht es 44,9 MW je Jahr.8.4PrüfenAusbautempo Batteriespeicher < 1 MWnötig 33,1 · 2025: 14,3 MWFür die eigene Prognose 2030 (228,2 MW) braucht es 33,1 MW je Jahr.8.5PrüfenAusbautempo Batteriespeicher ≥ 1 MWnötig 18,6 · 2025: 0,0 MWFür die eigene Prognose 2030 (82,3 MW) braucht es 18,6 MW je Jahr.11.1PrüfenAbgrenzung MaStR / VNBdigital1 ohne Fläche · 1 ohne LokationDie beiden Quellen grenzen das Netzgebiet verschieden ab: Rodgau, Michelbuch.2.1HinweisKorrekturen Effizienzvergleich79 Werte geändertZwischen den vier Veröffentlichungen hat die BNetzA 79 Werte dieses Netzbetreibers geändert.4.1HinweisAngepasst gegen beschieden+25 %Die angepasste Erlösobergrenze 2026 (209,1 Mio. €) liegt 25 % über der beschiedenen (167,6 Mio. €). Verschiedene Abgrenzungen – kein Befund.1.2GünstigAusfalldauer Niederspannung2,20 min · Referenz 4,23Unter dem Referenzwert – Zuschlag 221.560 €.1.3GünstigAusfalldauer Mittelspannung3,01 min · Referenz 8,53Unter dem Referenzwert – Zuschlag 601.192 €.3.1GünstigAusstattung iMSys32,9 % · Ziel 20 % · Median 26,1 %Gesetzliches Ziel erreicht und mehr Pflichtfälle ausgestattet als im Median der Vergleichsgruppe.4.2GünstigErlösobergrenze je Kunde416 € · Median 419 €Unter dem Median der Vergleichsgruppe. Die Bezugsgröße kennt weder Abnahmemenge noch Industrielast.6.1GünstigNetzentgelt Haushalt289 € · Median 332 €Unter dem Median der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Hessen. Vergleichsfeld ist das Land, weil Netzentgelte stark an den vorgelagerten Kosten der Region hängen. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Feld.9.1GünstigPrüfrückstand MaStR783 Tage · Gruppe 803Offene Prüfungen sind jünger als im Median der Vergleichsgruppe – sie warten aber länger als ein Jahr.

So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (35 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 201.540 bis 806.160 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = e-netz Südhessen AG, 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 2,20 Minuten je Kunde und Jahr ohne Strom, weniger als die Referenz von 4,23. Mittelspannung: im Mittel 3,01 Minuten (ASIDI, nach Trafoleistung gewichtet) ohne Strom, weniger als die Referenz von 8,53. Unterm Strich ein Zuschlag von 822.752 € für 2026.

Prüfen

Prüfpunkt 1.1Q-Element BNetzA / § 23b

Die BNetzA ermittelt 822.752 €, in der § 23b-Veröffentlichung stehen 829.852 €.

gemessen
Q-Element 2026 laut BNetzA 822.752 €
verglichen mit
Q-Element laut § 23b-Veröffentlichung 829.852 €
Regel
Gelb: die beiden Veröffentlichungen weichen um mehr als 0,1 % voneinander ab.
Schwelle
eigene Festlegung (Abgleich zweier Quellen)
Zu den Prüfergebnissen

Günstig

Prüfpunkt 1.2Ausfalldauer Niederspannung

Unter dem Referenzwert – Zuschlag 221.560 €.

gemessen
2,20 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)
Zu den Prüfergebnissen

Günstig

Prüfpunkt 1.3Ausfalldauer Mittelspannung

Unter dem Referenzwert – Zuschlag 601.192 €.

gemessen
3,01 min ASIDI, Mittel 2022–2024 (nach Trafoleistung gewichtet)
verglichen mit
Referenzwert der BNetzA 8,53 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)
Zu den Prüfergebnissen
Ebene202220232024MittelReferenzWirkung 2026
NS (SAIDI)2,122,442,022,204,23Zuschlag 221.560 €
MS (ASIDI)2,523,043,463,018,53Zuschlag 601.192 €
+822.752€Q-Element 2026 gesamtBNetzA
829.852€Q-Element laut § 23b-VeröffentlichungAngabe 2026
0,27€Anreizrate je Minute, Kunde und Jahr
243kW/km²Lastdichte MS (Mittel)
SAIDI Niederspannung (Mittel 2022–2024)2,20 min; höher als 14 % der Vergleichsgruppe (Median 4,56 min, n = 35) – günstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 35 Werte0,78 min10,35 minMedian 4,56 mindieser Netzbetreiber: 2,20 min
≤ 1,47 min (1 darunter)≥ 8,97 min (1 darüber)

Zum Einordnen: SAIDI-EnWG Niederspannung Hessen 2022: 2,55 / 2023: 2,76 / 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

6.706 km Niederspannung, 2.718 km Mittelspannung und 3.472 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 32 Kennzahlen
verglichen mit
frühere Veröffentlichungen des Effizienzvergleichs
Regel
Hinweis, wenn die Bundesnetzagentur Werte zwischen ihren Veröffentlichungen geändert hat.
Schwelle
Datenlage, keine Schwelle
Zu den Prüfergebnissen
EbeneKabelFreileitungHausanschl.Umspann­stationenAnschluss­punkteMess­lokationenVerluste MWh
HS4,6–––30–
HS/MS–––3014010.860
MS2.634,384,0––29931717.427
MS/NS–––3.472730028.126
NS6.665,141,32.011,7–179.280444.50842.031

Stromkreislängen in km; Anschlusspunkte an Letztverbraucher (ohne Straßenbeleuchtung); Verluste = physikalisch bedingte Netzverluste.

11.673Adressen je km² (flächengewichtet)
250mittlere Höhe, m über NN
12,5%mittlere Hangneigung
19.526kmStraßenlänge im Netzgebiet
89,0Mio. €Totex (Aufwandsparameter)
83,9Mio. €sTotex (standardisiert)

Von der BNetzA korrigiert: 79 Werte in 32 Kennzahlen

KennzahlWerteVeröffentlichunggrößte Änderung
Anzahl der Messlokationen im eigenen Netzgebiet51 → 323,0 → 0,0 (HS/MS)
Einspeisung aller Erzeugungsanlagen51 → 323.940.707,1 → 39.459.260,7 (MS/NS)
Summe Einspeisung51 → 32.572.827.031,6 → 2.516.461.749,4 (MS)
Einspeisung aller KWKG-Erzeugungsanlagen41 → 32.119.510,0 → 3.113.265,0 (MS/NS)
Einspeisung aus KWKG-Erzeugungsanlagen41 → 32.119.510,0 → 3.113.265,0 (MS/NS)
Anzahl aller Einspeisepunkte von Erzeugungsanlagen31 → 3126,0 → 125,0 (MS)
Anzahl aller Einspeisepunkte von EEG-Erzeugungsanlagen31 → 3109,0 → 108,0 (MS)
Installierte Erzeugungsleistung aller Erzeugungsanlagen31 → 323.105,1 → 20.725,1 (MS/NS)
Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen31 → 3136.158,5 → 119.335,1 (MS)
Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Solarenergie31 → 317.813,1 → 12.120,1 (MS/NS)
Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Geothermie sowie…31 → 31.827,0 → 5.159,0 (MS/NS)
Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen31 → 321.821.197,1 → 36.345.995,7 (MS/NS)
Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Solarenergie31 → 311.816.196,2 → 7.184.249,7 (MS/NS)
Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Geothermie sowie aus Biomasse einsch…31 → 35.201.446,0 → 16.458.438,0 (NS)
Einspeisung aus EEG-Erzeugungsanlagen31 → 321.821.197,1 → 36.345.995,7 (MS/NS)
Anzahl der sonstigen Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5. - 2.2.9 genannt w…21 → 344,0 → 27,0 (MS)
davon Anzahl der Messlokationen mit Leerstand21 → 321,0 → 10,0 (MS)
Anzahl vom Netzbetreiber betriebenen Messlokationen im eigenen Netzgebiet21 → 3400,0 → 317,0 (MS)
Anzahl der Messlokationen nach § 3 Satz 1 Nr. 22 EnWG21 → 362,0 → 12,0 (MS)
Anzahl der Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5 - 2.2.7 fallen, mit Jahresve…21 → 319,0 → 0,0 (MS)
Anzahl der Messlokationen, welche nicht unter 2.2.5 - 2.2.7 fallen, mit Jahresve…21 → 31.541,0 → 2.336,0 (NS)
Anzahl aller Einspeisepunkte von EEG-Erzeugungsanlagen aus Wasserkraft21 → 31,0 → 0,0 (MS/NS)
Installierte Erzeugungsleistung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Wasserkraft21 → 319,0 → 0,0 (MS/NS)
Einspeisung aller EEG-Erzeugungsanlagen aus Wasserkraft21 → 333.250,0 → 0,0 (MS/NS)
Anzahl von Dritten betriebenen Messlokationen gemäß § 5 MsBG im eigenen Netzgebi…11 → 31.919,0 → 2.114,0 (NS)
Anzahl aller Einspeisepunkte von EEG-Erzeugungsanlagen aus Geothermie sowie aus …11 → 319,0 → 18,0 (MS)
Einspeisung aller sonstigen Erzeugungsanlagen11 → 32.917.376,0 → 2.917.376,4 (HS)
Entnahme durch Letztverbraucher11 → 31.742.542.391,0 → 1.746.571.107,0 (NS)
Einspeisung aus sonstigen Erzeugungsanlagen11 → 32.917.376,0 → 2.917.376,4 (HS)
Summe Entnahme11 → 31.784.573.671,3 → 1.788.602.387,3 (NS)
Flächengewichtete Adressdichte im Netzgebiet12 → 312.378,8 → 11.673,1
Flächengewichtete Anschlusspunktdichte im Netzgebiet12 → 311.695,2 → 11.430,1

Basisjahr 2021, Erhebungsbogen des Effizienzvergleichs Strom (4. Regulierungsperiode).

3Messwesen

Rollout-Quoten — Stand 30.06.2026

33 % der Pflichtfälle haben ein intelligentes Messsystem – mehr als im Median der Vergleichsgruppe (26 %).

Günstig

Prüfpunkt 3.1Ausstattung iMSys

Gesetzliches Ziel erreicht und mehr Pflichtfälle ausgestattet als im Median der Vergleichsgruppe.

gemessen
32,9 % 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 26,1 % (n = 31)
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
Zu den Prüfergebnissen
32,9%Ausstattung mit intelligenten Messsystemengesetzliche Quote inkl. optionaler Fälle
32,9%ohne optionale Einbaufälle
iMSys-Ausstattungsquote (gesetzlich)32,9 %; höher als 71 % der Vergleichsgruppe (Median 26,1 %, n = 31) – günstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 31 Werte19,1 %63,2 %Median 26,1 %dieser Netzbetreiber: 32,9 %
≤ 19,2 % (1 darunter)≥ 45,1 % (1 darüber)

Gemeldet hat der grundzuständige Messstellenbetreiber „e-netz Südhessen AG“.

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 167,6 Mio. €, das sind 416 € je Letztverbraucher – mehr als bei 47 % der Vergleichsgruppe. Der Netzbetreiber selbst setzt 209,1 Mio. € an.

Hinweis

Prüfpunkt 4.1Angepasst gegen beschieden

Die angepasste Erlösobergrenze 2026 (209,1 Mio. €) liegt 25 % über der beschiedenen (167,6 Mio. €). Verschiedene Abgrenzungen – kein Befund.

gemessen
angepasst 209,1 Mio. € (Angabe des Netzbetreibers)
verglichen mit
beschieden 167,6 Mio. € (Behörde)
Regel
Hinweis: mehr als 10 % Unterschied. Keine Wertung, die Abgrenzungen sind verschieden.
Schwelle
eigene Festlegung
Zu den Prüfergebnissen

Günstig

Prüfpunkt 4.2Erlösobergrenze je Kunde

Unter dem Median der Vergleichsgruppe. Die Bezugsgröße kennt weder Abnahmemenge noch Industrielast.

gemessen
416 € je Letztverbraucher (beschiedene Erlösobergrenze 2026)
verglichen mit
Median der Vergleichsgruppe 419 €; höher als 47 % der Gruppe (n = 34)
Regel
Gelb: im obersten 10 % der Vergleichsgruppe. Grün: unter dem Median der Gruppe.
Schwelle
eigene Festlegung
Zu den Prüfergebnissen
167,6Mio. €Erlösobergrenze 2026beschieden
209,1Mio. €Erlösobergrenze 2026angepasst
416€je Letztverbraucher und Jahrbeschieden
Erlösobergrenze 2026 je Letztverbraucher416 €; höher als 47 % der Vergleichsgruppe (Median 419 €, n = 34) – günstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 34 Werte264 €786 €Median 419 €dieser Netzbetreiber: 416 €
≤ 284 € (1 darunter)≥ 781 € (1 darüber)

Beschiedene Werte

Posten202420252026
Erlösobergrenze (beschieden)157,96 Mio. €162,77 Mio. €167,57 Mio. €
dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten67,78 Mio. €67,78 Mio. €67,78 Mio. €
vorübergehend nicht beeinflussbare Kosten83,48 Mio. €82,25 Mio. €80,83 Mio. €
beeinflussbare Kosten0,00 Mio. €0,00 Mio. €0,00 Mio. €
Kapitalkostenaufschlag9,56 Mio. €15,47 Mio. €21,73 Mio. €
volatile Kosten4,71 Mio. €4,71 Mio. €4,71 Mio. €
Forschung und Entwicklung0,00 Mio. €0,00 Mio. €0,00 Mio. €
Auflösung Regulierungskonto (Summe)2,07 Mio. €2,96 Mio. €3,15 Mio. €

Angepasste Werte 2026 (Angabe des Netzbetreibers)

Posten2026
Erlösobergrenze (angepasst)209,14 Mio. €
dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (angepasst)86,47 Mio. €
vorgelagerte Netzkosten79,84 Mio. €
vermiedene Netzentgelte0,89 Mio. €
Engpassmanagement0,00 Mio. €
Q-Element0,83 Mio. €
Investitionsmaßnahmen0,00 Mio. €

Kapitalbasis 4. Regulierungsperiode

Ausgangsniveaubetriebsnotw. VermögenEigenkapitalverzinsl. FremdkapitalAbzugskapital
Netzbetreiber156,8 Mio. €361,1 Mio. €144,6 Mio. €109,8 Mio. €106,7 Mio. €
Verpächter 30,8 Mio. €12,6 Mio. €4,6 Mio. €4,9 Mio. €3,2 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 100,0 % – höher als bei 75 % der 146 Netzbetreiber im Regelverfahren (Median 96,1 %). Der schwächste der vier Werte liegt bei 98,2 %.

VerfahrenEffizienzwert
TOTEX / SFA98,2 %
TOTEX / DEA100,0 %
sTOTEX / SFA98,5 %
sTOTEX / DEA100,0 %
angewendet100,0 %
Supereffizienzwert normal5,0 %
Supereffizienzwert standard5,0 %
Supereffizienzwert angewendet5,0 %
Effizienzbonus0,89 Mio. €
Angewendeter Effizienzwert, alle Netzbetreiber im Regelverfahren100,0 %; höher als 75 % (Median 96,1 %, n = 146)
Vergleichsgruppe: 146 Werte75,9 %79,8 %82,9 %85,0 %100,0 %Median 96,1 %dieser Netzbetreiber: 100,0 %
≤ 89,4 % (4 darunter)≥ 100,0 % (1 darüber)

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 289,05 € Netzentgelt im Jahr (netto, ohne Messstellenbetrieb; ≈ 344 € mit 19 % Umsatzsteuer) – weniger als im Median Hessen (331,53 €) und weniger als im Median des Bundes (324,50 €).

Günstig

Prüfpunkt 6.1Netzentgelt Haushalt

Unter dem Median der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Hessen. Vergleichsfeld ist das Land, weil Netzentgelte stark an den vorgelagerten Kosten der Region hängen. Hafen-, Industrie- und Arealnetze zählen nicht zum Feld.

gemessen
289,05 € netto im Jahr für 3.500 kWh (Grundpreis 92,00 €, Arbeitspreis 5,63 ct/kWh)
verglichen mit
Median Hessen 331,53 € (n = 46, 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)
Zu den Prüfergebnissen
289,05€Haushalt 3.500 kWh im Jahrnetto, ohne Messstellenbetrieb
92,00€Grundpreis im Jahr
5,63ctArbeitspreis je kWh
109,45€§ 14a Modul 1: Reduzierung im Jahr
Netzentgelt Haushalt 3.500 kWh, Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Hessen289,05 €; höher als 26 % der Netzbetreiber der allgemeinen Versorgung in Hessen (Median 331,53 €, n = 46) – günstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 46 Werte234 €502 €Median 332 €dieser Netzbetreiber: 289 €
≤ 238 € (1 darunter)≥ 439 € (1 darüber)

Prüfung des Haushaltswerts

Grundpreis
kein beleg
Arbeitspreis
belegt – Pauschale 109,45 € netto
Fundstelle
Seite 3: 92,00 €/a 5,63 ct/kWh

Entgelte je Netzebene

NetzebeneMessungPreissystemBenutzungsdauerGrundpreis €/aLeistungspreis €/kW·aLeistungspreis €/kW·MonatArbeitspreis ct/kWhPrüfung
Niederspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisab 2.500 h–203,11–1,57stimmig
Niederspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisunter 2.500 h–34,10–8,33stimmig
Niederspannungohne LeistungsmessungGrund- und Arbeitspreis–92,00––5,63–
Umspannung Mittel-/Niederspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisab 2.500 h–192,93–1,09stimmig
Umspannung Mittel-/Niederspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisunter 2.500 h–28,83–7,65stimmig
Mittelspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisab 2.500 h–170,53–0,74stimmig
Mittelspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisunter 2.500 h–23,50–6,62stimmig
Umspannung Hoch-/Mittelspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisab 2.500 h–144,71–0,48stimmig
Umspannung Hoch-/Mittelspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisunter 2.500 h–18,65–5,52stimmig
Hochspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisab 2.500 h–128,86–0,34stimmig
Hochspannungmit LeistungsmessungJahresleistungspreisunter 2.500 h–15,91–4,86stimmig

Steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)

ModulPrüfungWertgilt für
Modul 1: pauschale Reduzierungbelegt109,45 € im JahrEntnahme mit und ohne Leistungsmessung (Pauschale gleich, gerechnet mit dem Arbeitspreis ohne Leistungsmessung)
Modul 2: eigener Arbeitspreisbelegt2,25 ct/kWhnur Entnahme ohne registrierende Leistungsmessung, separat gemessen
Modul 3: zeitvariabelbelegt von handStandard 5,63 · Hoch 7,38 · Niedrig 1,53 ct/kWhnur 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.

Quelle: Preisblätter der Netzbetreiber (§ 20 Abs. 1 EnWG): Preisblatt, gelesen in der Netzentgelt-Ernte, Stand 03.10.2026

7Anlagen im Netz

MaStR · Qualitätselement 2026 — Stand 30.09.2026

41.229 Anlagen mit 855,4 MW hängen am Netz, 53 % der Leistung in der Niederspannung. 2025 kamen 60,5 MW dazu – je Letztverbraucher weniger als bei 57 % der Vergleichsgruppe.

TechnologieAnlagenMWMW je 10.000 LV
PV auf Gebäuden (inkl. Balkon)28.313382,49,49
PV Freifläche3448,31,20
Wind an Land44125,03,10
Batteriespeicher < 1 MW12.24287,32,17
Batteriespeicher ≥ 1 MW23,10,08
Biomasse, Wasser, Geothermie6623,90,59
Konventionell (inkl. Notstrom)526185,44,60
Pumpspeicher, sonstige Speicher20,00,00

Zubau je Jahr in MW

Photovoltaik
Wind
Speicher
Sonstige

* 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

EbeneAnlagenMWAnteil
HS295,011,1 %
HS/MS3273,08,5 %
MS176203,723,8 %
MS/NS16731,93,7 %
NS40.852451,752,8 %
Installierte Leistung je 10.000 Letztverbraucher21,2 MW; höher als 34 % der Vergleichsgruppe (Median 27,8 MW, n = 35)
Vergleichsgruppe: 35 Werte6,8 MW184,8 MWMedian 27,8 MWdieser Netzbetreiber: 21,2 MW
≤ 7,9 MW (1 darunter)≥ 90,7 MW (1 darüber)
Zubau 2025 je 10.000 Letztverbraucher1,50 MW; höher als 43 % der Vergleichsgruppe (Median 2,12 MW, n = 35)
Vergleichsgruppe: 35 Werte0,48 MW16,40 MWMedian 2,12 MWdieser Netzbetreiber: 1,50 MW
≤ 0,65 MW (1 darunter)≥ 6,63 MW (1 darüber)
Installierte Leistung je km² Netzgebiet (Fläche laut VNBdigital)0,47 MW; höher als 17 % der Vergleichsgruppe (Median 0,98 MW, n = 35)
Vergleichsgruppe: 35 Werte0,35 MW6,01 MWMedian 0,98 MWdieser Netzbetreiber: 0,47 MW
≤ 0,37 MW (1 darunter)≥ 5,94 MW (1 darüber)

8Plan gegen Ist

Regionalszenarien 2025 · MaStR — Stand 31.12.2024

Das eigene Regionalszenario braucht bis 2030 105,8 MW PV auf Gebäuden je Jahr – 2025 kamen 30,6 MW. In 5 Kategorien reicht das Tempo nicht.

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Prüfpunkt 8.1Ausbautempo PV auf Gebäuden

Für die eigene Prognose 2030 (832,2 MW) braucht es 105,8 MW je Jahr.

gemessen
nötig 105,8 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 832,2 MW minus MaStR heute)
verglichen mit
Zubau 2025: 30,6 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
Zu den Prüfergebnissen

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Prüfpunkt 8.2Ausbautempo PV Freifläche

Für die eigene Prognose 2030 (239,1 MW) braucht es 44,9 MW je Jahr.

gemessen
nötig 44,9 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 239,1 MW minus MaStR heute)
verglichen mit
Zubau 2025: 14,5 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
Zu den Prüfergebnissen

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Prüfpunkt 8.3Ausbautempo Wind an Land

Für die eigene Prognose 2030 (316,0 MW) braucht es 44,9 MW je Jahr.

gemessen
nötig 44,9 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 316,0 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
Zu den Prüfergebnissen

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Prüfpunkt 8.4Ausbautempo Batteriespeicher < 1 MW

Für die eigene Prognose 2030 (228,2 MW) braucht es 33,1 MW je Jahr.

gemessen
nötig 33,1 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 228,2 MW minus MaStR heute)
verglichen mit
Zubau 2025: 14,3 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
Zu den Prüfergebnissen

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Prüfpunkt 8.5Ausbautempo Batteriespeicher ≥ 1 MW

Für die eigene Prognose 2030 (82,3 MW) braucht es 18,6 MW je Jahr.

gemessen
nötig 18,6 MW je Jahr bis 2030 (Prognose 82,3 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
Zu den Prüfergebnissen
KategorieSzenario 2024MaStR 30.09.2026203020352045nötig je Jahr bis 2030Zubau 2025Tempo
PV auf Gebäuden471,9382,4832,21.107,01.342,1105,830,6reicht nicht
PV Freifläche41,748,3239,1391,4608,844,914,5reicht nicht
Wind an Land138,6125,0316,0472,4778,444,90,0reicht nicht
Batteriespeicher < 1 MW85,887,3228,2506,0762,033,114,3reicht nicht
Batteriespeicher ≥ 1 MW0,03,182,3107,3117,318,60,0reicht nicht
Wärmepumpen (Last)29,2nicht im MaStR225,8409,0817,0–––
Elektromobilität (Last)126,6nicht im MaStR1.273,42.344,04.625,9–––

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

3.067 Anlagen warten im Median seit 783 Tagen auf die Prüfung durch den Netzbetreiber – kürzer als in der Vergleichsgruppe (803 Tage).

Günstig

Prüfpunkt 9.1Prüfrückstand MaStR

Offene Prüfungen sind jünger als im Median der Vergleichsgruppe – sie warten aber länger als ein Jahr.

gemessen
783 Tage, Median der 3.067 offenen Prüfungen seit Registrierung
verglichen mit
Median der Vergleichsgruppe 803 Tage (n = 35)
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
Zu den Prüfergebnissen
3.067Anlagen mit offener Netzbetreiberprüfung
7,8%Anteil an allen prüfpflichtigen Anlagen
783Tageseit Registrierung offen (Median)
Alter der offenen Prüfungen (Median)783 Tage; höher als 49 % der Vergleichsgruppe (Median 803 Tage, n = 35) – günstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 35 Werte184 Tage2.133 TageMedian 803 Tagedieser Netzbetreiber: 783 Tage
≤ 353 Tage (1 darunter)≥ 2.112 Tage (1 darüber)
Anteil offener Prüfungen7,8 %; höher als 57 % der Vergleichsgruppe (Median 6,4 %, n = 35) – ungünstiger als der Median
Vergleichsgruppe: 35 Werte1,1 %27,1 %Median 6,4 %dieser Netzbetreiber: 7,8 %
≤ 1,3 % (1 darunter)≥ 27,1 % (1 darüber)

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 · Großwärmepumpen · MaStR-Gewichte — Stand 30.09.2026

Rund 1.346 öffentliche Ladepunkte, je Letztverbraucher weniger als im Median der Vergleichsgruppe. 47 % der Wohngebäude heizen mit Gas, 4,4 % mit Wärmepumpe, Solar oder Geothermie.

≈ 1.346öffentliche LadepunkteStand 30.09.2026
≈ 323davon Schnellladepunkte
≈ 2,9%Veränderung seit 03.06.2026
1,1MWGroßwärmepumpen (thermisch)
Öffentliche Ladepunkte je 10.000 Letztverbraucher33,4; höher als 26 % der Vergleichsgruppe (Median 39,0, n = 35)
Vergleichsgruppe: 35 Werte17,6108,4Median 39,0dieser Netzbetreiber: 33,4
≤ 18,8 (1 darunter)≥ 66,6 (1 darüber)
Öffentliche Ladepunkte je km² Netzgebiet (Fläche laut VNBdigital)0,74; höher als 40 % der Vergleichsgruppe (Median 1,69, n = 35)
Vergleichsgruppe: 35 Werte0,1220,27Median 1,69dieser Netzbetreiber: 0,74
≤ 0,13 (1 darunter)≥ 11,67 (1 darüber)

Wohngebäude nach Heizungsart (Zensus 2022)

EnergieträgerGebäude (≈)Anteil
Gas77.46946,8 %
Heizöl54.15932,7 %
Strom (direkt)12.0067,2 %
Holz8.5765,2 %
Wärmepumpe, Solar, Geothermie7.3684,4 %
Fernwärme4.4772,7 %
keine Heizung1.4950,9 %
Kohle910,1 %
Biomasse590,0 %

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

50 Gemeinden bilden das Netzgebiet; dazu 8 Streulagen mit zusammen 48 Lokationen jenseits der Grenze. VNBdigital zeichnet ein Netzgebiet von 1.816,4 km² in der Niederspannung (Umriss in der Karte).

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Prüfpunkt 11.1Abgrenzung MaStR / VNBdigital

Die beiden Quellen grenzen das Netzgebiet verschieden ab: Rodgau, Michelbuch.

gemessen
50 Kerngemeinden laut MaStR, davon 1 ohne VNBdigital-Fläche
verglichen mit
51 Gemeinden laut VNBdigital, davon 1 ohne NS-Lokation im MaStR
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
Zu den Prüfergebnissen
Groß-Gerau – kein AnteilNauheim – kein AnteilBiblis – kein AnteilGroß-Rohrheim – kein AnteilStockstadt am Rhein – kein AnteilBürstadt – kein AnteilAlsbach-Hähnlein – kein AnteilBickenbach – kein AnteilBiebesheim am Rhein – kein AnteilRüsselsheim am Main – kein AnteilDietzenbach – kein AnteilHainburg – kein AnteilHeusenstamm – kein AnteilLangen (Hessen) – kein AnteilLaudenbach – kein AnteilStockstadt a.Main – kein AnteilAmorbach – kein AnteilKirchzell – kein AnteilKleinheubach – kein AnteilKlingenberg a.Main – kein AnteilMiltenberg – kein AnteilObernburg a.Main – kein AnteilRüdenau – kein AnteilWeilbach – kein AnteilWörth a.Main – kein AnteilHeidelberg – kein AnteilSchönau – kein AnteilSchönbrunn – kein AnteilWeinheim – kein AnteilLobbach – kein AnteilFrankfurt am Main – kein AnteilBüttelborn – kein AnteilRaunheim – kein AnteilHanau – kein AnteilDreieich – kein AnteilEgelsbach – kein AnteilMainhausen – kein AnteilNeu-Isenburg – kein AnteilObertshausen – kein AnteilSeligenstadt – kein AnteilWorms – kein AnteilGroßostheim – kein AnteilMömlingen – kein AnteilLorsch – kein AnteilEich – kein AnteilHamm am Rhein – kein AnteilMudau – kein AnteilZwingenberg – kein AnteilMichelbuch – kein AnteilSeeheim-Jugenheim – kein AnteilHeiligkreuzsteinach – kein AnteilNeckargemünd – kein AnteilErlenbach a.Main – kein AnteilLaudenbach – kein AnteilRiedstadt (06433011): 0,1 % der NS-LokationenDarmstadt (06411000): 100,0 % der NS-LokationenBirkenau (06431004): 100,0 % der NS-LokationenGorxheimertal (06431008): 100,0 % der NS-LokationenGrasellenbach (06431009): 100,0 % der NS-LokationenHirschhorn (Neckar) (06431012): 84,4 % der NS-LokationenMörlenbach (06431017): 100,0 % der NS-LokationenRimbach (06431019): 100,0 % der NS-LokationenBabenhausen (06432002): 100,0 % der NS-LokationenErzhausen (06432006): 99,7 % der NS-LokationenFischbachtal (06432007): 100,0 % der NS-LokationenGroß-Zimmern (06432011): 100,0 % der NS-LokationenModautal (06432013): 99,7 % der NS-LokationenMühltal (06432014): 100,0 % der NS-LokationenOber-Ramstadt (06432016): 100,0 % der NS-LokationenRoßdorf (06432020): 100,0 % der NS-LokationenGernsheim (06433004): 99,9 % der NS-LokationenHöchst i.Odw. (06437009): 100,0 % der NS-LokationenLützelbach (06437010): 100,0 % der NS-LokationenHeddesbach (08226027): 100,0 % der NS-LokationenDieburg (06432004): 100,0 % der NS-LokationenWeiterstadt (06432023): 99,6 % der NS-LokationenMörfelden-Walldorf (06433008): 99,9 % der NS-LokationenRodgau (06438011): 24,7 % der NS-LokationenRödermark (06438012): 100,0 % der NS-LokationenEinhausen (06431006): 99,6 % der NS-LokationenNeckarsteinach (06431018): 99,3 % der NS-LokationenGriesheim (06432008): 100,0 % der NS-LokationenGroß-Bieberau (06432009): 100,0 % der NS-LokationenOtzberg (06432017): 100,0 % der NS-LokationenReinheim (06432019): 100,0 % der NS-LokationenBad König (06437001): 100,0 % der NS-LokationenBreuberg (06437004): 100,0 % der NS-LokationenBrombachtal (06437005): 100,0 % der NS-LokationenFränkisch-Crumbach (06437007): 100,0 % der NS-LokationenMichelstadt (06437011): 100,0 % der NS-LokationenOberzent (06437016): 100,0 % der NS-LokationenHemsbach (08226031): 0,3 % der NS-LokationenWald-Michelbach (06431021): 100,0 % der NS-LokationenGroß-Umstadt (06432010): 100,0 % der NS-LokationenMünster (Hessen) (06432015): 100,0 % der NS-LokationenSchaafheim (06432021): 99,9 % der NS-LokationenBrensbach (06437003): 100,0 % der NS-LokationenErbach (06437006): 100,0 % der NS-LokationenMossautal (06437012): 100,0 % der NS-LokationenReichelsheim (Odenwald) (06437013): 100,0 % der NS-LokationenAbtsteinach (06431001): 100,0 % der NS-LokationenBensheim (06431002): 0,1 % der NS-LokationenFürth (06431007): 100,0 % der NS-LokationenHeppenheim (Bergstraße) (06431011): 0,3 % der NS-LokationenLautertal (Odenwald) (06431014): 0,3 % der NS-LokationenLindenfels (06431015): 100,0 % der NS-LokationenEppertshausen (06432005): 100,0 % der NS-LokationenMessel (06432012): 100,0 % der NS-LokationenPfungstadt (06432018): 100,0 % der NS-LokationenEberbach (08226013): 3,4 % der NS-LokationenNetzgebiet laut VNBdigital
5–20 %20–40 %40–60 %60–80 %80–100 %Nachbargemeinde oder StreulageNetzgebiet laut VNBdigital
AGSGemeindeAnteil NS-Lok.NS-Lok. des VNBEinwohnerPV MWLadepunkteFläche NS (VNBdigital)
06411000Darmstadt100 %3.270167.02954,2353100,0 %
06432010Groß-Umstadt100 %1.32421.24530,773100,0 %
06438012Rödermark100 %1.14628.75316,83699,7 %
06433008Mörfelden-Walldorf100 %1.03231.63818,75399,5 %
06432008Griesheim100 %99329.30918,74899,8 %
06432023Weiterstadt100 %98726.58323,47699,9 %
06432002Babenhausen100 %94517.69515,15399,9 %
06432019Reinheim100 %88416.50311,221100,0 %
06432018Pfungstadt100 %85025.41518,66899,7 %
06432015Münster (Hessen)100 %79014.81310,519100,0 %
06437011Michelstadt100 %78915.39613,03798,6 %
06432004Dieburg100 %75015.79819,541100,0 %
06432014Mühltal100 %71613.95111,53299,6 %
06431007Fürth100 %69210.8109,320100,0 %
06431004Birkenau100 %6899.5659,0899,8 %
06431021Wald-Michelbach100 %68610.45517,02099,9 %
06432020Roßdorf100 %68613.09611,215100,0 %
06437006Erbach100 %65713.93513,819100,0 %
06432016Ober-Ramstadt100 %65115.07810,427100,0 %
06433004Gernsheim100 %62510.68528,42999,4 %
06431017Mörlenbach100 %61910.2458,31199,7 %
06437016Oberzent100 %6089.42912,81399,8 %
06432011Groß-Zimmern100 %60414.60710,426100,0 %
06431019Rimbach100 %6038.7388,1999,8 %
06432021Schaafheim100 %5729.1138,71999,9 %
06437013Reichelsheim (Odenwald)100 %5288.28212,19100,0 %
06437001Bad König100 %5209.5088,018100,0 %
06431006Einhausen100 %4986.5336,21098,5 %
06437009Höchst i.Odw.100 %4689.7447,115100,0 %
06432017Otzberg100 %4666.3227,28100,0 %
06437010Lützelbach100 %4366.75520,7699,5 %
06432006Erzhausen100 %3777.7945,21199,6 %
06438011Rodgau25 %37645.27729,289–
06437004Breuberg100 %3477.1964,3899,5 %
06432013Modautal100 %3405.0905,51899,9 %
06431015Lindenfels100 %3215.0593,5499,8 %
06432005Eppertshausen100 %3136.4296,119100,0 %
06437003Brensbach100 %3014.8605,58100,0 %
06432009Groß-Bieberau100 %2994.5624,811100,0 %
06437005Brombachtal100 %2403.4164,64100,0 %
06432012Messel100 %2304.2153,8699,9 %
06431018Neckarsteinach99 %2203.8283,2398,9 %
06431009Grasellenbach100 %2193.9824,211100,0 %
06432007Fischbachtal100 %2162.7072,66100,0 %
06437007Fränkisch-Crumbach100 %1962.9103,16100,0 %
06431001Abtsteinach100 %1862.4052,8499,9 %
06431008Gorxheimertal100 %1864.1783,2699,1 %
06437012Mossautal100 %1792.4159,52100,0 %
06431012Hirschhorn (Neckar)84 %1383.4822,3395,1 %
08226027Heddesbach100 %454720,6299,8 %
Streulagen: 8 Gemeinden mit zusammen 48 NS-Lokationen (Anteil unter 5 %)
08226013Eberbach3,4 %3514.72710,43116,1 %
06431011Heppenheim (Bergstraße)0,3 %427.86424,9710,1 %
08226031Hemsbach0,3 %311.9157,7460,1 %
06431002Bensheim0,1 %241.12441,3207–
06431014Lautertal (Odenwald)0,3 %26.9916,680,5 %
06433011Riedstadt0,1 %223.14642,4170,3 %
09376161Schwandorf< 0,1 %029.87788,489–
09187169Rohrdorf0,1 %05.85312,938–
Nur laut VNBdigital: 1 Gemeinde mit mindestens 5 % Fläche, aber keiner NS-Lokation im MaStR
06431200Michelbuch–0–––100,0 %

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

Ebeneim Profilin der KarteFläche km²
Niederspannungjaja1.816,4
Mittelspannungjaja1.816,4

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
Dornheimer Weg 24, 64293 Darmstadt
Telefon
06151 701-5050
E-Mail
info@e-netz-suedhessen.de
Website
http://www.e-netz-suedhessen.de
Netzanschlussanfrage
https://www.e-netz-suedhessen.de/bauen-anschliessen
Technische Anschlussbedingungen
https://www.e-netz-suedhessen.de/kontakt-service/pflichtveroeffentlichungen
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

Dienstaktivierteigener Titeleigener TextLink
NetzanschlussjaIhr Anschluss an das Stromnetz in SüdhessenPrivate, kommunale und gewerbliche Bauherren sind gleichermaßen auf einen sicheren und zuverlässigen Anschluss ans Stromnetz angewiesen. Wir sind für Sie da und begleiten Sie von der Planung Ihres Projekts bis zum fertigen Netzanschluss.https://www.e-netz-suedhessen.de/bauen-anschliessen
Netzausbauplanja–––
Regionalszenarioja–––
Netzdienliche Steuerung (§ 14a)nein–––
Quelle: Eigene Erhebung über VNBdigital, Stand 02.10.2026

13Netzausbauplanung (§ 14d EnWG)

VNBdigital — Stand 02.10.2026

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Netzausbauplan_2024_V2.pdfarchiv27.09.202427.09.202428auf VNBdigital
Netzausbauplan_2024.pdfarchiv01.05.202422.05.202424auf VNBdigital
Netzausbauplan_2022.pdfarchiv18.10.202330.04.20249auf VNBdigital

Stellungnahmen (§ 14d Abs. 6 EnWG)

Stellungnahme zum Netzausbauplan 2024 · veröffentlicht 23.05.2024

Zusammenfassung: Siehe Stellungnahme im Anhang.

**Stellungnahme zum Netzausbauplan 2024** ****  Kleinheubach, 22.05.2024   # 1 Hintergrund: Regionales Energiewerk Untermain GmbH (REW) Das Regionale Energiewerk Untermain GmbH (REW) ist seit März 2024 in den Landkreisen Miltenberg und Aschaffenburg tätig, um den Ausbau der Erneuerbaren Energien in der Region voranzutreiben. Die Gesellschafter des Unternehmens sind zu 51% die 32 Kommunen des Landkreis Miltenberg sowie die Stadt Aschaffenburg. Die übrigen 49% der Anteile teilen sich auf die vier kommunalen Energieversorger City-USE GmbH & Co. KG, ENTEGA AG, Aschaffenburger Versorgungs-GmbH und Gasversorgung Unterfranken GmbH sowie die Energiegenossenschaft Untermain eG auf. Dieser übergreifende Zusammenschluss aus Kommunen, Energieversorgern und der Bürgergenossenschaft schafft Vertrauen und soll die Projektentwicklung im Bereich der Erneuerbaren Energien mit dem Fokus auf regionale Mitbestimmung und Wertschöpfung vorantreiben. Dabei stellt das REW sicher, dass stets im Interesse der Kommunen und ihrer Bürger gehandelt wird, um mit dem Vertrauen der Bevölkerung eine breite Akzeptanz für die erneuerbaren Energien zu erreichen und den Ausbau möglichst schnell und reibungslos voranzutreiben. Die Projektentwicklung wird hierbei vom REW koordiniert und zusammen mit erfahrenen Partnern aus dem REW und ausgewählten externen Dienstleistern umgesetzt. So wird die effiziente und zeitnahe Umsetzung gewährleistet. # 2 Potenzial in der REW-Region Landkreis Miltenberg und Stadt Aschaffenburg Wie in vielen Teilen Bayerns, ist auch in unserer Region dem Landkreis Miltenberg und der Stadt Aschaffenburg noch ein enormes Potenzial für die Nutzung regenerativer Energieträger vorhanden. So stammen in der REW-Region lediglich 9,6% der Stromerzeugung aus Photovoltaik und 8,0% aus Windenergieanlagen (WEA), verglichen mit dem hessischen Durchschnitt von 29% aus Photovoltaik und 49% aus WEA. Insbesondere im Bereich Windkraft werden mit der bevorstehenden Ausweisung der Vorrangflächen im Rahmen des Wind-an-Land-Gesetzes die Weichen für einen rapiden Zuwachs an WEA gestellt. Erste vereinfachte Standortanalysen für die angekündigten Vorrangflächen (Stand April 2024) stellen ein generelles Potenzial von bis zu 100 WEA mit einer Gesamtleistung von etwa 600 MW in der benannten Region in Aussicht. Nach der finalen Ausweisung der Vorrangflächen werden voraussichtlich nicht alle Vorrangflächen bebaut, allerdings haben sich alle Kommunen im REW-Gebiet mit Ihrer Beteiligung am REW klar für die Nutzung zur Energieerzeugung bekannt. Es ist demnach in den nächsten Jahren in unserer Region eine erhebliche Zunahme an einzuspeisender Energie in die Übertragungsnetze abzusehen. # 3 Kurzfristige Planung: t+2 Jahre Das REW tritt in erster Linie als Berater und Dienstleister für die beteiligten Kommunen auf und koordiniert den Prozess der Vorplanung und Entwicklung von Projekten. Mit der bevorstehenden Ausweisung der Vorrangflächen liegt der Hauptfokus in den ersten beiden Jahren klar auf der Initiierung von Windkraftprojekten. Dabei wird das Potenzial der einzelnen Vorrangflächen nach technischen, politischen und sozialen Faktoren bewertet und dementsprechend eine Priorisierung der Projekte erstellt. Entsprechend der Priorisierung werden dann in transparenter Abstimmung mit den Flächeneigentümern standortspezifische Verträge zur Sicherung der Flächen abgeschlossen. Daraufhin wird durch das REW die eigentliche Projektentwicklung angestoßen. Aktuell gehen wir innerhalb der ersten zwei Jahre von acht Flächen für die weitere Entwicklung aus. # 4 Mittelfristige Planung: t+5 Jahre Nachdem in den ersten beiden Jahren die hoch priorisierten Vorrangflächen bearbeitet wurden, verlagert sich der Fokus zunehmend auf die Entwicklung der entsprechenden Projekte. Nach dem aktuellen Kenntnis- bzw. Planungsstand des REW ist zu erwarten, dass in diesem Zeitraum mindestens vier Projektentwicklungen angestoßen werden. Erfahrungsgemäß sind für die Entwicklung eines Windparks 4-6 Jahre realistisch. Somit dürften die ersten Anlagen im REW-Gebiet frühestens ab dem Jahr 2029 betriebsfertig sein. # 5 Langfristige Planung: t+10 Jahre Nachdem die ersten Projekte erfolgreich abgeschlossen und in Betrieb genommen sind, wird langfristig eine Verstetigung in der Projektentwicklung angestrebt. Dabei ist das Ziel, dass im Schnitt alle 1,5 Jahre ein Projekt ans Netz geht. Demnach wären nach 10 Jahren (bis Ende 2034) voraussichtlich 4 Windparks in Betreib. Bei einer Leistung von modernen WEA von etwa 6 MW und durchschnittlich 5 WEA pro Projekt ergibt sich eine Gesamtleistung von 120 MW die mittel- bis langfristig an Netz gehen soll. Im Bereich der Photovoltaik wird das REW in erster Linie bei Großanlagen ab einer Leistung von mehreren MW Projekte initiieren und mitentwickeln. Im Vergleich zu den geplanten Windkraftprojekten des REW wird diese Entwicklung eine untergeordnete Rolle spielen. Dennoch ist anzumerken, dass generell mehr als eine Verdreifachung der Photovoltaikleistung in Bayern erwartet wird, was absolut gesehen auch in unserer Region enormen Druck auf die Netze ausüben wird. # 6 Bedeutung Netzausbau Mit der Nutzung von modernen WEA beträgt die erzeugen Windparks oftmals eine Leistung, bei der die direkte Einspeisung über ein (neues) Umspannwerk in das Höchst- oder Hochspannungsnetz der technisch und wirtschaftlich sinnvollste Weg ist. Mit dem erwarteten Zubau an Erzeugungsleistung über die nächsten 10 Jahre (Projekte von kommerziellen Erzeugern nicht inbegriffen), werden an vielen Stellen die bestehenden Netze an Ihre Grenzen kommen. Um sicherzustellen, dass der Ausbau von Erzeugungsanlagen in den nächsten Jahren nicht durch eine Überlastung der Übertragungsnetze begrenzt wird, strebt das REW eine transparente und wechselseitige Kommunikation mit den Netzbetreibern an. Nur so kann eine sinnvolle und effiziente Umsetzung ermöglicht und eine unnötige Verzögerung von Projekten vermieden werden. Außerdem möchten wir mit dieser Stellungnahme im Namen der beteiligten Kommunen und Energieversorger ein deutliches Bekenntnis zum schnellen Ausbau Erneuerbarer Energien in der REW-Region zum Ausdruck bringen und um die Berücksichtigung dieser Handlungsbereitschaft beim Ausbau der entsprechenden Übertragungsnetzte bitten. # 7 Kontakt **Fabian Rothermich** *Projektkoordinator Erneuerbare Energien* Bürostandort: Friedenstraße 2 63924 Kleinheubach [Tel. +49 9371 9716-49]() Mobil: +49 (0) 151 58412104 Mail: [fabian.rothermich@rew-untermain.de](mailto:fabian.rothermich@rew-untermain.de)

1 Anhang auf VNBdigital.

Planungsregion West: Regionalszenario und Dokumente

Stellungnahmen ohne E-Mail-Adresse der Einreicher; die werden nicht abgerufen.

14Kennungen und Vergleichsgruppe

ACER-Code
A0016151G.DE
BDEW-Codenummer
9900134000002 (Anschlussnetzbetreiber)
9905556000002 (Bilanzkreisverantwortlicher)
9906339000003 (Messstellenbetreiber)
BNetzA-Betriebsnummer
10012071
10003997 (Anschlussnetzbetreiber)
50011461 (Messstellenbetreiber)
Handelsregister
Darmstadt HRB 86706
MaStR-Nummer
SNB956958990736
MaStR-Netznummer
SNE949971636569
VNBdigital-ID
134 (Abgleich mit dem MaStR: sicher, name+ort, Namensähnlichkeit 1,00)

So liest man die Streifen weiter unten: helle Punkte = Vergleichsgruppe (35 Netzbetreiber im Regelverfahren mit 201.540 bis 806.160 Letztverbrauchern), Strich = Median, großer Punkt = e-netz Südhessen AG, 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: 403.080 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 (201.540 bis 806.160): n = 35
Kennzahlen
je 10.000 Letztverbraucher (installierte Leistung, Zubau, Ladepunkte), je Letztverbraucher (Erlösobergrenze); Effizienzwert: alle Netzbetreiber im Regelverfahren

16Quellen und Transparenz

DatensatzQuelle und OriginaldateiAusgabeDatenstandLizenzWeitergabe
effizienzvergleich_4rpEffizienzvergleich Strom 4. Regulierungsperiode – Strukturdaten, gebietsstrukturelle Daten und Aufwandsdaten (BNetzA BK8)
Datei 1 · Datei 2
Effizienzvergleich Strom 4. RP, Veröffentlichung 4 (Stand 13.11.2023)13.11.2023DL-DE-BY-2.0frei
grosswaermepumpenGroßwärmepumpen-Projekte in Deutschland (Infoportal Großwärmepumpen, Fraunhofer IEG)
Originaldatei
Abruf 06.10.2026 (161 Projekte)06.10.2026CC-BY-4.0frei
gv_isys_2024Verwaltungsgebiete (VG250) und Gemeindeverzeichnis (GV-ISys)
Datei 1 · Datei 2
VG250 01.01.2025 / GV-ISys 31.12.202431.12.2024DL-DE-BY-2.0frei
ladesaeulenLadesäulenregister der Bundesnetzagentur (öffentlich zugängliche Ladepunkte)
Originaldatei
Ladesäulenregister, Stand 30.09.202630.09.2026CC-BY-4.0frei
mastr_gemeindeMarktstammdatenregister – Brücke (VNB-Stamm, Gewichtsmatrix, Kennzahlen)Gesamtdatenexport 30.09.2026 (MaStR-Lager)30.09.2026DL-DE-BY-2.0frei
mastr_gewichteMarktstammdatenregister – Brücke (VNB-Stamm, Gewichtsmatrix, Kennzahlen)Gesamtdatenexport 30.09.2026 (MaStR-Lager)30.09.2026DL-DE-BY-2.0frei
mastr_vnbMarktstammdatenregister – Brücke (VNB-Stamm, Gewichtsmatrix, Kennzahlen)Gesamtdatenexport 30.09.2026 (MaStR-Lager)30.09.2026DL-DE-BY-2.0frei
p23b_strom_angepasstNetzbetreiberdaten Strom nach § 23b EnWG (Regulierungsbehörden des Bundes und der Länder)
Originaldatei
Stand 17.07.202617.07.2026DL-DE-BY-2.0frei
p23b_strom_beschiedenNetzbetreiberdaten Strom nach § 23b EnWG (Regulierungsbehörden des Bundes und der Länder)
Originaldatei
Stand 17.07.202617.07.2026DL-DE-BY-2.0frei
p23b_strom_effizienzNetzbetreiberdaten Strom nach § 23b EnWG (Regulierungsbehörden des Bundes und der Länder)
Originaldatei
Stand 17.07.202617.07.2026DL-DE-BY-2.0frei
p23b_strom_kapitalbasisNetzbetreiberdaten Strom nach § 23b EnWG (Regulierungsbehörden des Bundes und der Länder)
Originaldatei
Stand 17.07.202617.07.2026DL-DE-BY-2.0frei
q_element_2026Werte des Qualitätselements 2026 (§ 23b Abs. 1 Nr. 10 EnWG), Bundesnetzagentur Beschlusskammer 8
Originaldatei
Q-Element 2026, Stand 19.01.2026 (Basisjahre 2022–2024)19.01.2026DL-DE-BY-2.0frei
regionalszenarien_2025Regionalszenarien 2025 – Prognosen der Verteilnetzbetreiber und ÜbertragungsnetzbetreiberVersion vom 28. Januar 202631.12.2024LicenseRef-CC-BY-4.0-VNBdigitalfrei
rollout_imsysRoll-out-Quoten intelligenter Messsysteme nach § 45 MsbG (grundzuständige Messstellenbetreiber)
Originaldatei
H1 2026, Stand 18.09.202630.06.2026DL-DE-BY-2.0frei
saidi_laenderVersorgungsunterbrechungen Strom nach § 52 EnWG (Bundesnetzagentur)
Originaldatei
SAIDI je Bundesland 2008–2024 (Seite Stand 09.10.2025); Einzelereignisse 2013–2024 (Stand je Datei)31.12.2024DL-DE-BY-2.0frei
uenb_regelzoneRegelzone je Gemeinde und Netzbetreiber (aus den Netzanschlusspunkten des Marktstammdatenregisters)Gesamtdatenexport 30.09.2026 (MaStR-Lager)30.09.2026DL-DE-BY-2.0frei
zensus_heizungZensus 2022 – Wohngebäude nach Energieträger der Heizung je Gemeinde (Tabelle 3000G-1008)Zensus 2022, Stichtag 15.05.202215.05.2022DL-DE-BY-2.0frei
Netzentgelte 2026 (eigene Ernte)Preisblätter der Netzbetreiber nach § 20 Abs. 1 EnWG
Preisblatt · Entgeltseite
Export 2026-10-0303.10.2026eigene Erhebung–

Zuordnungsgüte MaStR: 98,1 % 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.