Übertragungsnetzentgelte 2026

1) Kosten für Strombeschaffung, Vertrieb, Service und Dienstleistungen des Lieferanten

Dies sind die vom Stromlieferanten grundsätzlich zu beeinflussenden Preisbestandteile. Ihr durchschnittlicher Anteil am Strompreis für Haushaltskunden lag 2025 bislang bei rund 40 Prozent. (Stand: 10/2025)

2) Regulierte Netzentgelte

Die Kosten für die Netzinfrastruktur werden über die Netzentgelte auf die Netznutzer und damit die Letztverbraucher im jeweiligen Versorgungsgebiet verteilt. Die Regulierungsbehörden von Bund (Bundesnetzagentur) und Ländern stellen sicher, dass die Netzentgelte angemessen und diskriminierungsfrei sind. Der dynamische Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien hat erhebliche Investitionen in die Übertragungs- und Verteilernetze und steigende Aufwendungen für netzstabilisierende Maßnahmen ausgelöst. Dies führt unter anderem dazu, dass seit 2011 in vielen Regionen Deutschlands steigende Netzentgelte zu verzeichnen sind. Dieser Anteil am Strompreis für Haushaltskunden lag 2025 im Durchschnitt bei rund 28 Prozent, kann aber regional stark variieren. Neben den Netzentgelten werden auch Entgelte für Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung erhoben. Die Entgelte für Messstellenbetrieb und Messung werden zu einem Entgelt (für Messstellenbetrieb) zusammengefasst und in der Rechnung ausgewiesen.

3) Steuern, Abgaben und Umlagen

Diese staatlich veranlassten Preisbestandteile lagen 2025 (Stand: 10/2025) bei durchschnittlich 32 Prozent.

Steuern, Abgaben und Umlagen auf den Strompreis werden in folgenden Gesetzen geregelt:

• § 12 Absatz 1 des Energiefinanzierungsgesetzes, (Offshore-Netzumlage, KWKG-Umlage)

• “Aufschlag für besondere Netznutzung ” § 19 Absatz 2 der Stromnetzentgeltverordnung

• Konzessionsabgabe nach § 4 Absatz 1 und 2 der Konzessionsabgabenverordnung

• Stromsteuer nach § 3 des Stromsteuergesetzes

• Mehrwertsteuer

Nachfolgend eine Erläuterung zu den jeweiligen Steuern, Abgaben und Umlagen:

• Konzessionsabgabe: Die Konzessionsabgabe ist ein Entgelt an die Kommune dafür, dass Straßen und Wege für den Betrieb von Strom- und Gasleitungen benutzt werden können. Ihre Höhe variiert in Abhängigkeit von der Gemeindegröße zwischen 1,32 und 2,39 Cent/kWh (§2 Konzessionsabgabenverordnung (KAV)).

• Stromsteuer / Energiesteuer: Die Stromsteuer / Energiesteuer ist eine durch das Stromsteuergesetz / Energiesteuergesetz geregelte Steuer auf den Energieverbrauch. Sie gilt seit April 1999.

• KWKG-Umlage: Mit der KWKG-Umlage wird die ressourcenschonende gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme gesetzlich gefördert. Die aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) entstehenden Belastungen werden bundesweit an die Letztverbraucher weitergegeben.

• “Aufschlag für besondere Netznutzung” / § 19 Abs. 2: Mit dem „Aufschlag für besondere Netznutzung“ / § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV)-Umlage wird zum einen die Entlastung stromintensiver Unternehmen von Netzentgelten gesetzlich finanziert.

• Stromnetzengeltverordnung (StromNEV)-Umlage: Zum anderen werden mit der Umlage Ausgleichszahlungen berücksichtigt, die aus der Freistellung von den Entgelten für den Netzzugang von Anlagen, welche durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugen, resultieren (§ 118 Abs. 6 S. 9 EnWG). Die aus diesen Entlastungen entstehenden Kosten werden bundesweit an alle Letztverbraucher weitergegeben.

  Ab dem Jahr 2025 wurden erstmals Netzentgeltentlastungen bei Verteilernetzen mit sehr hoher Einspeisung von Erneuerbarer Energien und damit verbunden sehr hohen lokalen Netzentgelten bundesweit verteilt. Dies resultiert in den betroffenen Verteilnetzen in einer Sen-kung der lokalen Netzentgelte ab dem 01.01.2025 und Angleichung an das Bundesniveau. Aufgrund der bundesweiten Wälzung dieser Ent-lastungsbeiträge stieg die § 19 Abs. 2 StromNEV-Umlage an.

• Offshore-Netzumlage: Mit den Einnahmen aus dieser Umlage (§ 17f des Energiewirtschafts-gesetzes) werden Risiken der Anbindung von Offshore-Windparks an das Stromnetz abgesichert (z. B. verspäteter Anschluss von Offshore-Windparks an das Übertragungsnetz an Land oder langdauernde Netzunterbrechungen). Die aus der Umlage entstehenden Belastungen werden bundesweit an die Verbraucher weitergegeben. Die Kosten für die Netzanbindung von Offshore-Windparks werden seit 2019 nicht mehr in die Netzentgelte einkalkuliert, sondern vollständig über ein Umlageverfahren refinanziert.

• Mehrwertsteuer 19 %: Die Mehrwertsteuer wird auf den gesamten Strompreis mit all seinen Bestandteilen erhoben und beträgt 19 Prozent.

Der durchschnittliche Strompreis für Haushalte ist im derzeitigen Mittel für 2025 im Vergleich zu 2024 um 0,6 ct/kWh gesunken und beträgt nun durchschnittlich 39,6 ct/kWh (Grundpreis anteilig für einen Verbrauch von 3.500 kWh/a enthalten). Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushaltskunden betragen derzeit 12,7 ct/kWh und sind gegenüber 2024 um einen ct/kWh gestiegen. Dies entspricht 32 Prozent des Gesamtpreises. Die Netzentgelte inklusive der Kosten für Messung und Messstellenbetrieb liegen derzeit für 2025 durchschnittlich bei 10,9 ct/kWh und damit 0,5 ct/kWh unter dem Vorjahresdurchschnitt. Ihr Anteil am Gesamtpreis beträgt damit rund 28 Prozent. Die Kosten für Beschaffung und Vertrieb haben sich im Vergleich zum Durchschnitt des Vorjahres um 1,1 ct/kWh verringert und bilden mit 16,0 ct/kWh rund 40 Prozent des Gesamtpreises ab.

Die Großhandelspreise für Strom sind zwar seit der Hochphase der Energiekrise 2022 wieder deutlich gesunken, liegen aber immer noch auf höherem Niveau als vor der Krise. Gründe dafür sind andere Liefer- und Herkunftsquellen für Gas, vielfältigere Einflussfaktoren auf die Energiepreise im Vergleich zu früher wie etwa CO₂-Kosten und größere geopolitischen Unsicherheiten.

Wesentliche Ursachen für steigende Netzentgelte sind die generelle Kostenentwicklung, hohe Investitionen der Netzbetreiber in den Ausbau, die Modernisierung, die Ertüchtigung, die Modernisierung sowie die Digitalisierung der Netze.

Zudem werden die Netze weiter ausgebaut, um die Vielzahl neuer Kunden wie beispielsweise Rechenzentren, Ladeparks für E-Fahrzeuge, Elektrolyseure, Wärmepumpen, Batteriespeicher und Erneuerbare-Energien-Anlagen anschließen zu können.

Hinzu kommen die Mehrkosten für die Netzbetreiber für Maßnahmen, die die Netzfrequenz stabilisieren und so einen reibungslosen Betrieb der Netze garantieren. Die damit verbundenen Kosten erhöhen die Netzentgelte.

In Ihrem Strompreis für das Jahr 2026 bei der EnBW ODR ist die Reduzierung der Übertragungsnetzentgelte bereits berücksichtigt.

Der Bundeszuschuss gilt dem Übertragungsnetz und wirkt sich generell netzentgeltdämpfend aus. Die Netzentgelte auf der Kundenrechnung bestehen allerdings aus den Kosten für Übertragungs- und Verteilnetze. Übertragungsnetzentgelte werden fast nie direkt an die Kundinnen und Kunden berechnet, sondern an die nachgelagerten Verteilnetzbetreiber. So sinkt durch den Zuschuss ab 2026 der Betrag der vorgelagerten Netzkosten, also die Netzentgeltsumme, die der Verteilnetzbetreiber als Netznutzer des Übertragungsnetzes an den Übertragungsnetzbetreiber zahlen muss.

Zudem wird es unterschiedliche Effekte auf die Kunden in Hochspannung, Mittelspannung, Niederspannung und die dazwischen liegenden Entnahmen auf den Umspannebenen geben. Wie stark Haushalte, Gewerbe oder Industrieunternehmen von dem Bundeszuschuss zu den Netzentgelten im Übertragungsnetz profitieren, hängt unter anderem davon ab, wie viel Strom im jeweiligen Verteilnetz aus dem Übertragungsnetz entnommen wird, wie auch von der Kundenstruktur im Netzgebiet.

Der Verteilnetzbetreiber hat mit dem Zuschuss geminderte Kosten bei den Übertragungsnetzentgelten, die dann auch gemindert in die Berechnung der eigenen Netzentgelte einfließen. Die Höhe der Netzentgelte, die auf der Kundenrechnung ausgewiesen sind, hängt aber noch von weiteren Faktoren ab: 

Zum einen investieren die Verteilnetzbetreiber derzeit stark in den Ausbau, die Ertüchtigung, die Modernisierung und die Digitalisierung ihrer Netze. Zum anderen spielen regulatorische Änderungen eine wichtige Rolle. Die Bundesnetzagentur hat im Herbst 2025 kurzfristig eine Sonderregelung gestrichen. Ab 2026 entfällt das Sondernetzentgelt für sogenannte singuläre Betriebsmittel. Mit dem Wegfall dieser Regelung müssen einige Verteilnetzbetreiber künftig deutlich höhere Kosten für vorgelagerte Netzentgelte tragen als mit einem Sondernetzentgelt. Dies wirkt gegenläufig zur Senkung der Übertragungsnetzbetreiber-Netzentgelte und mindert den Entlastungseffekt, der durch die gesenkten Übertragungsnetzentgelte eigentlich eintreten sollte. Ohne den finanziellen Zuschuss der Bundesregierung zu den Netzentgelten wären die Netzentgelte für alle Verbraucherinnen und Verbraucher allerdings spürbar höher.

Singuläre Betriebsmittel sind spezielle Anlagen im Stromnetz, die ausschließlich einem einzelnen großen Kunden oder einem bestimmten Anschluss dienen – etwa eine eigene Umspannstation oder eine spezielle Leitung, die nur für diesen Anschluss genutzt wird. Früher konnten für solche Anlagen gesonderte Netzentgelte ("Sondernetzentgelte") vereinbart werden. Diese Regelung ist für Verteilnetzbetreiber entfallen, wodurch den betroffenen Verteilnetzbetreibern höhere Kosten entstehen.

Für die Berechnung des Netzentgeltes spielen eine Rolle:

• Strukturelle Faktoren „Region“ und „Kundenstruktur im Netzgebiet“: Relevant ist hier das Verhältnis von Industriekunden zu Gewerbekunden und zu Haushaltskunden sowie deren Abnahmecharakteristika. Auch die jeweilige Netzstruktur wirkt sich aus: So unterscheiden sich etwa die Netzkosten häufig danach, wie das Verhältnis von Mittelspannungs- zum Niederspannungsnetz ist. Auch ist ein Niederspannungsnetz in der Fläche anders als ein Niederspannungsnetz in verdichteten städtischen Räumen.

• Investitionen in das Verteilnetz und mehr Kunden vor Ort: Dabei handelt es sich vor allem um neue Kundenanschlüsse für Neubauten oder zusätzliche Abnehmer wie Wärmepumpen und Wallboxen, Rechenzentren, Anschlüsse von Erneuerbaren-Energien-Anlagen, Ladeparks für E-Autos oder Batteriespeicher und dafür notwendige Netzverstärkungen aber auch -modernisierungen. Diese Investitionen kosten, gleichzeitig steigt aber auch die Zahl der Kunden, die das Netz über die Netzentgelte mitfinanzieren. Eine verursachungsgerechte Beteiligung der Netzkunden an den Netzkosten kann zukünftig zu geringeren spezifischen Netzentgelten führen. Dies wird im Rahmen der Neuregelung der Netzentgelte mitgedacht.

• Stromverbrauch im Netzgebiet: Relevant sind Veränderungen im Stromverbrauch beziehungsweise der Durchleitungsmengen im Netzgebiet. Je weniger Strom in einem Gebiet aus dem Netz entnommen wird, desto höher fallen die Netzkosten aus und verteuern damit die Netzentgelte pro kWh.

So wirkt sich der Minderungseffekt des Zuschusses zu den Übertragungsnetzentgelten je nach den anderen Faktoren im Netzgebiet unterschiedlich aus.

Ohne den Zuschuss der Bundesregierung zu den Netzentgelten fielen die Netzentgelte allerdings spürbar höher aus.

Ganz grundsätzlich gilt: Die Höhe der Netzentgelte basiert auf der Erlösobergrenze für Netzbetreiber, die gesetzlich reguliert wird und von der Bundesnetzagentur genehmigt werden muss. Die genehmigte Höhe des Netzentgelts für die Nutzung des gesamten Netzes wird separat auf der Rechnung des Energielieferanten ausgewiesen.

Die Bundesregierung hat für Privatkunden statt der Stromsteuersenkung einen Bundeszuschuss auf die Netzentgelte im Übertragungsnetz beschlossen, der netzentgeltdämpfend wirkt, sich aber regional sehr unterschiedlich auf den Strompreis auswirkt, weil die Netzkosten auf der Verteilnetzebene derzeit, um neue Kunden anzuschließen, grundsätzlich zunächst steigen und auch Kundenstruktur und Stromabnahmemenge eine Rolle spielen. Dieser Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten bedeutet aber keine Senkung des Strompreises um fünf ct/kWh für alle.

Sehr viele Versorger beschaffen den benötigten Strom langfristig in Teilmengen und Schritt für Schritt zu verschiedenen Zeitpunkten. Mit dieser Strategie minimieren sie das Risiko stark schwankender Börsenstrompreise. So sinkt der Strompreisbestandteil „Beschaffung“ nicht im gleichen Umfang, wenn die Börsenpreise fallen. Umgekehrt steigt dieser Strompreisbestandteil nicht in gleichem Umfang, wenn die Preise an der Börse deutlich steigen. Kurzfristige Schwankungen an den Energiemärkten haben daher erst einmal keinen direkten Einfluss auf die Endkundenpreise. Aktuelle Zahlen und Grafiken zur Entwicklung der Strompreise finden Sie in der BDEW-Strompreisanalyse.

Es gibt im Stromhandel zwei Typen von Märkten: Der sogenannte Spotmart oder Kurzfristmarkt unterteilt sich in den Vortagesmarkt - Day-Ahead- oder „Single-Day-Ahead-Coupling“ in Form einer Auktion - und einen untertägigen Markt - Intraday oder „Single Intraday-Coupling“ in Form eines kontinuierlichen Handels. Hier wird Strom physisch und viertelstundenscharf gehandelt. Die Preise sind hochdynamisch, da sie aktuelle Informationen wie beispielsweise das Wetter, die Verfügbarkeit des Erzeugungsparks oder die Flexibilität von Lasten sehr genau berücksichtigen. Beiden Marktsegmenten ist gemein, dass Im- und Exporte in ganz Europa - mit Ausnahme der Schweiz - automatisch berücksichtigt werden. Strom wird dort eingekauft, wo er am günstigsten ist, und dort verkauft, wo er am meisten Gewinn erzielt.

Um Unternehmen und Endkunden vor zu großen Strompreisschwankungen zu schützen sowie Erlöse und Kosten besser planen zu können, handeln viele Unternehmen zusätzlich Strom auf Termin, etwa an der European Energy Exchange in Leipzig, über Broker oder bilateral.

Strom wird hierbei nicht auf Stundenbasis, sondern in der Regel als gleichmäßige (Bandlast) Lieferung für ganze Jahre, Quartale, Monate, Wochen, aber auch einzelne Tage gehandelt. Diese können teilweise mehrere Jahre vor Lieferung bzw. Fälligkeit gehandelt werden. Im Gegensatz zu den Kurzfristmärkten findet im börslichen Terminhandel keine Lieferung von Strom statt, sondern lediglich ein finanzieller Ausgleich zum Day-Ahead-Markt.

Der Preis für den Terminkontrakt spiegelt den Wissensstand und die Erwartungshaltung der Marktteilnehmer zum jetzigen Zeitpunkt wider.

Da die Strompreise daher auch am Terminmarkt stark schwanken, kaufen die Händler nicht alles auf einmal ein, sondern beschaffen den benötigten Strom in Teilmengen und Schritt für Schritt zu verschiedenen Zeitpunkten. Auswertungen, die bei den Beschaffungskosten allein die Preisentwicklungen auf dem Spotmarkt in den Blick nehmen, greifen daher zu kurz. Wesentlich für die Kosten, die den Energieversorger beim Gas- und Stromeinkauf entstehen und sich in den Preisen für Haushaltskunden niederschlagen, ist die Preisentwicklung am Terminmarkt.

Generell ist der deutsche Energiemarkt durch eine große Akteursvielfalt und hohe Wettbewerbsintensität geprägt. Im Vertriebssegment hält Deutschland im europäischen Vergleich eine Spitzenposition inne: Laut Monitoringbericht 2024 von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt konnten Haushalte 2023 im Durchschnitt zwischen 153 Anbietern je Netzgebiet wählen.

Preisdifferenzen zwischen den verschiedenen Versorgern zeigen den funktionierenden Wettbewerb. Die jeweiligen Preise und Konditionen der Anbieter sind transparent und leicht zugänglich. Dementsprechend haben die Verbraucher die Möglichkeit, den Anbieter mit dem für sie besten Preis - Leistungs - Verhältnis auszuwählen.

Durch die Gewährung einmaliger Sofortboni und Neukundenboni durch einige Marktakteure wird die Vergleichbarkeit der Arbeitspreise am Markt oftmals verzerrt. So führt die Verrechnung gewährter einmaliger Boni dazu, dass die Arbeitspreise von deutlich teureren Stromtarifen den Verbraucherinnen und Verbrauchern günstiger erscheinen.