Netzentgelt nutzergerecht: Einheitspreis, Knotenpreis oder Ortstarif?

Kurzfassung: Wer Strom vom Nachbardach bezieht, zahlt heute dasselbe Netzentgelt wie für Strom aus einem Kraftwerk in 500 Kilometern Entfernung. Das Netzentgelt kennt keinen Weg, nur eine Briefmarke. In der Debatte stehen zwei Antworten: der einheitliche Preis, wie er heute gilt, und der Knotenpreis, bei dem jeder Netzpunkt seinen eigenen Börsenpreis bekommt. Wir schlagen einen Stufenweg vor. Sofort: einen Ortstarif. Strom, der hinter demselben Trafo erzeugt, gespeichert und verbraucht wird, zahlt nur das Netz, das er nutzt, und dafür muss der Börsenpreis nicht angefasst werden. Österreich macht das seit 2021. Börsenpreise, die zeigen, wo Strom gerade übrig ist, werden über die Jahre Milliarden sparen und sind auf Dauer kaum zu umgehen. Die Monopolkommission, die EU-Regulierungsbehörde und führende Energieökonomen sprechen sich dafür aus.

Foto: Trafohäuschen in Mettingen, Kreis Steinfurt — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / J.-H. Janßen

Zwei Preise auf einer Rechnung

Auf jeder Stromrechnung stecken zwei Preise, die in der Debatte oft durcheinandergeraten.

Der Strompreis entsteht an der Börse. Deutschland ist dort eine einzige Preiszone: In Flensburg und in Passau gilt in derselben Viertelstunde derselbe Großhandelspreis.

Das Netzentgelt bezahlt die Leitungen. Es macht bei Haushalten einen großen Teil des Strompreises aus und wird vom örtlichen Netzbetreiber erhoben. Die Bundesnetzagentur erklärt das Prinzip so: „ähnlich wie eine Briefmarke als Porto für einen entfernungsunabhängigen Versand". Und weiter: „Die Netzentgelte werden vom Anschlussnetzbetreiber erhoben – enthalten sind die Kosten aller vorgelagerten Netzebenen."

Wie das geht, regelt die Stromnetzentgeltverordnung in § 14: „Die Kosten der Netz- und Umspannebenen werden, beginnend bei der Höchstspannung, jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt." Das heißt Kostenwälzung. Wer im Wohngebiet am Niederspannungsnetz hängt, zahlt anteilig das Höchstspannungsnetz, das Hochspannungsnetz, das Mittelspannungsnetz und alle Umspannwerke mit.

Auch das Netzentgelt selbst hat zwei Teile: einen Grundpreis, einen festen Betrag im Jahr für den Anschluss, und einen Arbeitspreis, einige Cent für jede Kilowattstunde, die durch das Netz geliefert wird. Dieser Netz-Arbeitspreis ist nicht der Strompreis des Lieferanten, er steht nur auf derselben Rechnung.

Das ist sinnvoll, solange der Strom tatsächlich aus der Ferne kommt. Es wird unsinnig, wenn er vom Dach nebenan kommt.

Modell 1: Der Einheitspreis, wie er heute gilt

Eine Preiszone an der Börse, wie eine Briefmarke im Netz, nur kein Sammelwert.

Was dafür spricht: Es ist einfach und heute der Standard. Niemand zahlt mehr, weil in seinem Landesteil der Netzausbau nicht vorangekommen ist. Unternehmen können überall mit denselben Preisen planen. So bekommt ein Rechenzentrum in Bayern denselben Strompreis, als stünde es in Schleswig-Holstein neben einem Windpark, und wer einen Speicher oder Elektrolyseur baut, muss bei der Standortwahl nicht darauf achten, wo das Stromsystem ihn braucht.

Was dagegen spricht: Der Preis sagt nichts darüber, wo Strom gerade übrig ist und wo das Netz eng wird. Die Folge sehen wir jedes Jahr: 2025 wurden fast 10 Terawattstunden Wind- und Solarstrom nicht erzeugt, das Umsteuern kostete 3,1 Milliarden Euro, verteilt auf alle über die Netzentgelte. Und wer Strom in seiner Nachbarschaft teilt, hat davon nichts. Das neue Energy Sharing nach § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes gilt seit dem 1. Juni 2026. Eine Ermäßigung beim Netzentgelt enthält es nicht. Die Fachzeitung ZfK fasste es im August so zusammen: „Netzentgeltreduktionen gibt es nicht."

Wer Solarstrom vom eigenen Dach hinter dem eigenen Zähler verbraucht, zahlt dafür kein Netzentgelt, und das soll so bleiben. Wohin das Gegenteil führt, hat Spanien gezeigt. Dort galt ab 2015 eine Abgabe auf selbst verbrauchten Solarstrom, im Volksmund „Sonnensteuer". Kleine Dachanlagen unter 10 Kilowatt waren von der Abgabe befreit, mussten sich aber in ein eigenes Register eintragen, und für Strom, den sie ins Netz einspeisten, bekamen sie kein Geld. 2017 wurden im ganzen Land 135 Megawatt Solarleistung gebaut. Nach der Abschaffung im Oktober 2018 wuchs allein der Eigenverbrauch auf 459 Megawatt im Jahr 2019 und auf 1.203 Megawatt im Jahr 2021.

Ganz anders im Mehrfamilienhaus. Wer dort Strom vom Dach des Nachbarhauses bezieht, zahlt das volle Netzentgelt aller Ebenen, obwohl der Strom nur ein paar Meter Kabel im Ortsnetz genutzt hat. Dasselbe gilt für das neue Energy Sharing und für Bürgerenergiegemeinschaften, die Strom unter ihren Mitgliedern teilen. Das Quartier geht leer aus.

Deshalb fordern wir, das Quartier im Sinne der Bürgerenergie und des Energy Sharing, wie es das EU-Recht vorsieht, durch einen nutzergerechten Ortstarif zu entlasten: Strom, der das Ortsnetz nicht verlässt, zahlt auch nur das Ortsnetz. So bekommen viel breitere Teile der Bevölkerung Zugang zu günstigem Strom, statt dass mittags Solarspitzen gekappt und Anlagen abgeregelt werden. Ein Quartierspeicher an der Ortsnetzstation, der mittags den Solarstrom der Nachbarschaft aufnimmt und abends wieder abgibt, dient genau diesem Zweck. Warum wir im Netz Quartierspeicher vor Großspeicher setzen und Heimspeicher netz- und systemdienlich machen wollen, steht in „Wir stehen hinter dem Akkudoktor", warum Heimspeicher heute für das Netz kaum sichtbar sind, in „867 von 2,4 Millionen". Wie der Ortstarif im Einzelnen funktioniert, zeigt Modell 3.

Foto: Umspannwerk Stangenmühle an der Saar — via Wikimedia Commons — CC BY 4.0 / Flocci Nivis

Modell 2: Der Knotenpreis

Beim Knotenpreis, in der Fachsprache „nodales Pricing", bekommt jeder Knoten im Übertragungsnetz seinen eigenen Börsenpreis. Wo Strom übrig ist, ist er billig. Hinter einem Engpass ist er teuer. So arbeiten große Teile des US-Strommarkts, zum Beispiel in Kalifornien und Texas, und Neuseeland.

Was dafür spricht: Der Preis zeigt genau, wo Strom gebraucht wird und wo nicht. Kraftwerke, Speicher und große Verbraucher bekommen ein klares Standortsignal. Umsteuern im Nachhinein wird seltener nötig.

Was dagegen spricht:

• Es ist ein Umbau des ganzen Strommarkts, eingebettet in den europäischen Handel, der auf Preiszonen aufbaut.
• Die Preise gehen regional auseinander. Der Süden würde teurer, und genau das fürchten Industrie und Landesregierungen dort.
• An einzelnen Knoten kann Marktmacht entstehen, wenn dort nur wenige Anbieter stehen.
• Für Investoren wird es unsicherer, weil sich der Preis am eigenen Standort mit jedem neuen Netzausbau verschieben kann.
• Beim Haushalt kommt wenig an. Der Knotenpreis sitzt im Übertragungsnetz. Ob der Trafo im Wohngebiet gerade voll ist, weiß er nicht.

Wie groß der Gewinn wäre, hat der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber 2025 untersucht, allerdings nicht für Knoten, sondern für eine Aufteilung Deutschlands in mehrere Preiszonen. Am effizientesten wären fünf Zonen, mit einem Wohlfahrtsgewinn von 339 Millionen Euro im Jahr. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber halten dagegen, das seien „weniger als 1 %" der Systemkosten. Die EU-Regulierungsbehörde ACER hält die Studie für zu vorsichtig und schätzt den Nutzen einer Teilung auf 450 bis 540 Millionen Euro im Jahr. Agora Energiewende und das Fraunhofer IEE haben durchgerechnet, dass 22 lokale Preisgebiete im Jahr 2023 rund 1,2 Milliarden Euro Systemkosten gespart hätten.

Nach dem Gutachten der Monopolkommission vom November 2025 wären Knotenpreise „der ökonomisch effizienteste Ansatz", Preiszonen eine etwas weniger effiziente, aber deutlich einfachere Möglichkeit. Sie fügt hinzu: „Beide Alternativen scheinen politisch jedoch schwer durchsetzbar." Ähnlich sehen es die Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring der Bundesregierung und führende Energieökonomen, die 2024 in der FAZ forderten: „Der deutsche Strommarkt braucht lokale Preise". Die Bundesregierung hat im Dezember 2025 im Aktionsplan Gebotszone entschieden, an der einheitlichen Zone festzuhalten. Industrie- und Energieverbände wie BDEW und VDA warnen vor Hochpreiszonen in Bayern und Baden-Württemberg.

Die Grünen haben im Juni auf ihrem Länderrat in Sassnitz regionale Preissignale bis hin zu „knotenscharfen" Preisen gefordert, ausdrücklich ohne eine Zweiteilung in Nord und Süd. Das Ziel teilen wir: Wer neben dem Windrad wohnt, soll etwas davon haben, und Erzeuger wie Verbraucher sollen dorthin gehen, wo das Netz sie braucht. Nur dauert der Umbau des Großhandels Jahre, und er ist politisch umkämpft. Deshalb fangen wir dort an, wo es sofort geht, ohne den Börsenpreis anzufassen.

Foto: 110-kV-Leitung Anklam–Bansin bei Kamp — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Erell

Modell 3: Der Ortstarif, unser Vorschlag

Der Ortstarif lässt den Börsenpreis in Ruhe und ändert nur das Netzentgelt: Strom zahlt das Netz, das er nutzt.

Wird Strom hinter derselben Ortsnetzstation erzeugt und in derselben Viertelstunde dort verbraucht oder in einem Quartierspeicher zwischengespeichert, dann hat er die oberen Netzebenen nicht berührt. Für diese Menge berechnet der Verteilnetzbetreiber nur das Ortsnetz, also die Niederspannung und die Ortsnetzstation. Der Grundpreis bleibt, denn jeder Anschluss braucht das große Netz weiterhin als Reserve für die Stunden ohne Sonne und Wind.

Das gibt es schon. In Österreich zahlen Mitglieder einer Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft seit November 2021 für den Strom, den sie innerhalb der Gemeinschaft teilen, einen ermäßigten Netz-Arbeitspreis, in den Worten der Verordnung die „Arbeitspreise für das Netznutzungsentgelt". Den Strompreis selbst berührt das nicht. Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung legt fest: im Lokalbereich für die Netzebenen 6 und 7 minus 57 Prozent, im Regionalbereich minus 28 Prozent, auf den Netzebenen 4 und 5 minus 64 Prozent. Die neue Grundsatzverordnung der österreichischen Regulierungsbehörde will den Abschlag künftig allein danach bemessen, wie viel Netz tatsächlich genutzt wird. Laut ihrem Entwurf kann er bei gemeinsamer Nutzung im selben Gebäude „auch 90% bzw. 100% ausmachen".

Auch in Deutschland liegt der Gedanke auf dem Tisch. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft hat 2023 ermäßigte Netzentgelte für Gemeinschaften hinter einer Ortsnetzstation vorgeschlagen, für den Verbrauch, der gleichzeitig mit der Erzeugung stattfindet. Das Bündnis Bürgerenergie hat einen Vorschlag für reduzierte Netzentgelte in die laufende Reform bei der Bundesnetzagentur eingebracht.

Was sagt die EU? Eine Pflicht zum Ortstarif gibt es nicht, aber das EU-Recht weist in diese Richtung. Verbindlich gilt die Strombinnenmarkt-Verordnung: Netzentgelte müssen kostenorientiert sein und dürfen „keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung setzen". Für Bürgerenergiegemeinschaften verlangt die Strombinnenmarkt-Richtlinie ausdrücklich kostenorientierte Netzentgelte. Die EU-Kommission empfiehlt den Regulierungsbehörden seit 2025, die Kostenwälzung an die neuen Erzeugungs- und Verbrauchsprofile im Verteilnetz anzupassen, „even at low voltage levels", also bis hinunter in die Niederspannung. Sondertarife für Energiegemeinschaften hält sie für zulässig, wenn sie objektiv begründet sind. Diese Empfehlung ist nicht bindend. Im Vorschlag der Kommission für ein neues EU-Netzpaket steht zudem, dass Netzentgelte Energiegemeinschaften, Eigenverbrauch und Speicher nicht entmutigen dürfen. Österreich zeigt, dass ein Ortstarif mit all dem vereinbar ist.

Warum der Ortstarif besser passt als der Knotenpreis:

• Er ist einfach. Der Netzbetreiber weiß, welcher Anschluss an welcher Ortsnetzstation hängt. Gemessen wird viertelstündlich, wie beim Energy Sharing ohnehin vorgesehen, mit einem Zähler, der Viertelstundenwerte liefern kann.
• Er lässt die Preiszone unberührt. Keine Veränderung des Großhandels, Söders Wort im Koalitionsvertrag hat Bestand: „Wir halten an einer einheitlichen Stromgebotszone fest."
• Er belohnt genau das, was das Netz entlastet: Strom, der lokal bleibt, fließt nicht durch Umspannwerke und Hochspannungsleitungen.
• Er öffnet die Energiewende für Mieter. Wer im Quartier Strom teilt, bekommt einen Teil dessen, was der Eigenverbrauch hinter dem eigenen Zähler schon hat.
• Er macht Quartierspeicher wirtschaftlich. Wir treten für eine dauerhafte Freistellung von Netzgebühren für Quartierspeicher ein, die zusätzlich zur Preisdienlichkeit (Lastverschiebung) vorrangig netz- und systemdienlich eingebunden sind.
• Er entspricht dem EU-Recht. Die Strombinnenmarkt-Richtlinie verlangt für Bürgerenergiegemeinschaften kostenorientierte Netzentgelte. Ein Entgelt für Netzebenen, die der Strom nie gesehen hat, ist das Gegenteil davon.

Der Einwand: Wer bezahlt dann das große Netz?

Bevor man fragt, wer das große Netz bezahlt, gehört eine andere Frage nach vorn: Was müsste es gar nicht kosten? 2025 kostete das Umsteuern 3,1 Milliarden Euro, und fast 10 Terawattstunden Wind- und Solarstrom wurden nicht erzeugt. Zuerst müssen diese unnötigen Kosten weg. Den Netzausbau optimieren heißt: Preissignale, die zeigen, wo Strom übrig ist, Instrumente wie § 13k, Digitalisierung, Transparenz, Lastverschiebung, Speicher und vor allem die riesige Batteriekapazität der Elektroautos, die schon auf den Straßen ist. Was der Plan für das Stromnetz 2045 dabei übersieht, steht in unserer Stellungnahme zum Szenariorahmen.

Erst danach stellt sich die Frage, wie die verbleibenden Kosten verteilt werden. Genau dort geht die Bundesnetzagentur im Entwurf ihrer neuen Netzentgeltsystematik einen Weg, der dem Ortstarif entgegensteht. Bisher werden die Kosten der oberen Netze nach den gemessenen Stromflüssen verteilt: Ein Ortsnetz, das viel eigenen Solarstrom verbraucht, zieht weniger von oben und zahlt weniger. Künftig soll jede Kilowattstunde, die ein Verbraucher über seinen Zähler aus dem Netz bezieht, denselben Anteil an den oberen Netzen zahlen, egal woher sie kommt. Die Begründung: Gebiete mit viel eigener Erzeugung griffen „weiterhin … auf Leistungen des Übertragungsnetzes zurück", beteiligten sich an dessen Kosten aber immer weniger (Randnummer 202). Für den Ortstarif ist das eine Sperre, bevor er überhaupt diskutiert wird. Der Einwand ist ernst zu nehmen, und er hat eine Antwort in vier Teilen:

1. Der Grundpreis bleibt. Ermäßigt wird nur der Netz-Arbeitspreis für die Menge, die nachweislich lokal geblieben ist. Die Reservefunktion des großen Netzes wird weiter bezahlt.
2. Die Menge ist begrenzt auf Strom, der in derselben Viertelstunde hinter demselben Trafo erzeugt und verbraucht wird. Alles andere läuft über den normalen Tarif.
3. Lokaler Verbrauch senkt die Kosten der oberen Netzebenen. Die Behörde begründet ihren Umbau selbst mit den Kosten, die entstehen, wenn Solarstrom aus den Ortsnetzen nach oben zurückgespeist wird. Jede Kilowattstunde, die in derselben Viertelstunde im Ortsnetz verbraucht oder gespeichert wird, fließt nicht zurück. Wer die Rückspeisung senken will, muss genau das belohnen.
4. Das Quartier bekommt, was Bürgerenergie und Energy Sharing brauchen. Eigenverbrauch hinter dem eigenen Zähler zahlt kein Netzentgelt, und das soll so bleiben. Der Ortstarif gibt Nachbarn, die Strom über das Ortsnetz teilen, einen Teil dieses Vorteils. Für Quartierspeicher in Bürgerhand entfällt das Netzentgelt ganz.

Foto: Solarmodule zwischen Wohnhäusern in Kopenhagen — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Bärbel Miemietz

Erst sehen, dann bauen

Hinter all dem steht ein Grundproblem: Das deutsche Stromnetz wird in weiten Teilen im Blindflug betrieben. Selbst ein Antrag im Bundestag stellt über die Netzbetreiber fest: „Viele kennen ihre tatsächliche Netzauslastung nicht" (Drucksache 21/8121). Wer nicht weiß, wie voll ein Ortsnetz gerade ist, baut es für den schlimmsten denkbaren Fall aus. An den Ortsnetzstationen selbst wird fast nirgends gemessen, wie wir in „Was im Trafohäuschen passiert" zeigen. Die Verteilernetzstudie des Bundeswirtschaftsministeriums kam schon 2014 zu dem Ergebnis, dass intelligente Planung mit Laststeuerung den Ausbau um bis zu 60 Prozent verringern kann. Bei Netzkosten von rund 37 Milliarden Euro im Jahr geht es um Milliarden.

Wir fordern deshalb eine gemeinsame Anstrengung, das deutsche Energiesystem endlich auf den Stand moderner Systeme zu bringen: einheitliche Datenformate für den Austausch zwischen Netzbetreibern, Messstellen und Marktteilnehmern und ein Echtzeitbild des Netzzustands bis ins Ortsnetz, statt Milliarden in vorsorglich überdimensionierte Leitungen zu stecken. Ortstarif und § 13k brauchen diese Daten ohnehin.

Die drei Modelle im Vergleich

Der Ortstarif ersetzt nicht alles. Für den großen Überschuss aus Windparks im Norden braucht es ein Signal im Übertragungsnetz. Dafür gibt es schon ein Werkzeug, das nur richtig eingestellt werden muss: das Verfahren „Nutzen statt Abregeln" nach § 13k, das Strom, der sonst nicht erzeugt würde, an Verbraucher in der Region abgibt. Zusammen ergibt das ein Netz, in dem Strom dort genutzt wird, wo er entsteht, im Quartier über den Ortstarif, in der Region über § 13k. Beides geht sofort und steht lokalen Börsenpreisen nicht im Weg. Es bereitet sie vor: Wer heute schon Messdaten je Ortsnetzstation und Abregelung je Anlage veröffentlicht, schafft die Grundlage, auf der lokale Preise später aufbauen.

Was wir fordern

• Einen Ortstarif im Netzentgelt: Strom, der hinter derselben Ortsnetzstation erzeugt, gespeichert und in derselben Viertelstunde verbraucht wird, zahlt beim Netz-Arbeitspreis nur das Ortsnetz. Der Ort dafür ist die neue Netzentgeltsystematik der Bundesnetzagentur oder eine Ergänzung des Energy Sharing in § 42c.
• Quartierspeicher vor Großspeicher im Netz, vorzugsweise in Bürgerhand, mit einem Betreiber und einem Zähler an der Ortsnetzstation, dafür freigestellt von jeder Netzgebühr.
• Heimspeicher netz- und systemdienlich anreizen: Wer seinen Speicher dem Netz zur Verfügung stellt, soll dafür belohnt werden.
• Den Überschuss über § 13k regional unmittelbar nutzbar machen.
• Das Netz sichtbar machen: einheitliche Datenformate und ein Echtzeitbild des Netzzustands bis ins Ortsnetz.

So sinken die Netzkosten dort, wo das Netz entlastet wird, und die Energiewende kommt auch bei denen an, die kein eigenes Dach haben. Mehr dazu, warum wir beim sofort Machbaren anfangen, steht in unserem Beitrag „Wir stehen hinter dem Akkudoktor. Und gehen einen zweiten Weg".

Steht das Windrad, steht der Standort!

Quellen

• Stromnetzentgeltverordnung, § 14 Absatz 1 (Kostenwälzung) — gesetze-im-internet.de
• Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 8: Netzentgelte — bundesnetzagentur.de
• § 42c Energiewirtschaftsgesetz (Energy Sharing) — gesetze-im-internet.de
• ZfK, 7. August 2026: Neue Regeln für Mieterstrom, Energy Sharing und AgNes — zfk.de
• Bundesnetzagentur/SMARD: Netzengpassmanagement Gesamtjahr 2025 — smard.de
• Österreich: Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2018, 2. Novelle, BGBl. II Nr. 438/2021, § 5 Abs. 1a — ris.bka.gv.at
• E-Control: Begutachtungsentwurf Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung samt Erläuterungen, 2026 — e-control.at
• Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber: Positionspapier zum Bidding Zone Review, 28. April 2025 — netztransparenz.de
• Clean Energy Wire, 20. Oktober 2025: Germany continues to reject power price zone split — cleanenergywire.org
• Bündnis 90/Die Grünen Brandenburg: Länderrat setzt sich für regionale Strompreise ein, Juni 2026 — gruene-brandenburg.de
• Bundesnetzagentur: Festlegungsentwurf Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), 6. August 2026, Randnummer 202
• energiezukunft, 27. September 2023: Energy Sharing mit verringerten Netzentgelten (bne) — energiezukunft.eu
• Bündnis Bürgerenergie, 21. November 2025: Endlich Energy Sharing, leider nur halbherzig — buendnis-buergerenergie.de
• Richtlinie (EU) 2019/944, Artikel 16 Absatz 1 Buchstabe e
• Verordnung (EU) 2019/943, Artikel 18 Absatz 1 und 2 (konsolidierte Fassung 16.07.2024) — eur-lex.europa.eu
• Empfehlung der Kommission C(2025) 4024 zu Netzentgelten, 2. Juli 2025, Nummern 38 und 41
• Vorschlag der Kommission COM(2026) 600 (EU-Netzpaket), Artikel 18 Absatz 2 Buchstabe j
• Spanien, Registerpflicht und unvergütete Einspeisung nach Real Decreto 900/2015: Osborne Clarke — osborneclarke.com
• Bündnis 90/Die Grünen: Antrag „Flexibel, digital und effizient – Ein Netzpaket für ein versorgungssicheres 100-Prozent-Erneuerbare-Energiesystem", Drucksache 21/8121, 22. September 2026 — dserver.bundestag.de
• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Moderne Verteilernetze für Deutschland (Verteilernetzstudie), 2014 — bundeswirtschaftsministerium.de
• Bundesnetzagentur: Pressemitteilung zum AgNes-Festlegungsentwurf, 6. August 2026 (Netzkosten rund 37 Milliarden Euro im Jahr)
• Monopolkommission: Sektorgutachten Energie, Bundestagsdrucksache 21/2810, 4. November 2025, S. 11 — dserver.bundestag.de
• ACER: Opinion zum Bidding Zone Review, 18. September 2025 — acer.europa.eu
• Agora Energiewende / Fraunhofer IEE: Lokale Strompreise in Deutschland, 17. Oktober 2025 — agora-energiewende.org
• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Aktionsplan Gebotszone, 15. Dezember 2025 — bundeswirtschaftsministerium.de
• Spanien: Real Decreto 900/2015 (BOE 10.10.2015) und Real Decreto-ley 15/2018 (BOE 06.10.2018) — boe.es; Zubauzahlen: UNEF, Jahresberichte 2018 und 2021 — unef.es

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