Ermittlung der Prozesskosten für - Bundesnetzagentur

Bundesnetzagentur 

Ermittlung der Prozesskosten für 

Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung im Strom- und 

Gasbereich 

• LBD-Beratungsgesellschaft mbH 

22.04.2008 

Gutachten


Gutachten: Ermittlung der Prozesskosten für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung im Strom- 

und Gasbereich 

Ansprechpartner: 

Andreas Gnilka 

Geschäftsführer 

andreas.gnilka@lbd.de 

Tel.: +49(0)30.617 85 315 

Ralph Klebsch 

Unternehmensberater 

ralph.klebsch@lbd.de 

Tel.: +49(0)30.617 85 342 

Nicole Folta 

Unternehmensberaterin 

nicole.folta@lbd.de 

Tel.: +49(0)30.617 85 312 

Adresse: 

LBD-Beratungsgesellschaft mbH 

Stralauer Platz 34 

EnergieForum 

(D) 10243 Berlin 

Tel.: +49(0)30.617 85 310 

Fax: +49(0)30.617 85 330 

www.lbd.de 

• LBD-Beratungsgesellschaft mbH 22.04.2008 • 2/295




Inhaltsverzeichnis 

1 Zusammenfassung der Ergebnisse...........................................................................................15 

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Seite 

1.1 Leistungsdifferenzen ..............................................................................................................16 

1.2 Effiziente Prozesskosten und Kosten- und Werttreiber.........................................................19 

1.3 Ermittlung angemessener Entgelte........................................................................................21 

2 Ausgangslage ...............................................................................................................................29 

2.1 Auftragsbeschreibung: Ziel und Gegenstand des Gutachtens .............................................30 

2.2 Ausgangssituation für die Analysen.......................................................................................31 

2.3 Rahmenbedingungen des Auftrages .....................................................................................32 

2.4 Beschreibung des Vorgehens ................................................................................................35 

3 Abgrenzung der zentralen Inhalte .............................................................................................39 

3.1 Aufgabenstellung an den Gutachter ......................................................................................39 

3.2 Definition und Abgrenzung der zentralen Leistungsbereiche ...............................................39 

4 Systematisierung der Inhalte .....................................................................................................41 

4.1 Beschreibung der Prozesse ...................................................................................................41 

4.1.1 Aufgabenstellung an den Gutachter................................................................................41 

4.1.2 Fragestellungen ...............................................................................................................41 

4.1.3 Methodisches Vorgehen zur Prozessbeschreibung .......................................................41 

4.1.4 Darstellung der Prozesse ................................................................................................45 

4.1.4.1 Gesamtprozessübersicht .....................................................................................47 

4.1.4.2 Prozesse im Messstellenbetrieb ..........................................................................48 

4.1.4.3 Prozesse in der Messung ....................................................................................61 

4.1.4.4 Prozesse in der Abrechnung der Netzentgelte ...................................................66 

4.1.4.5 Unterstützungsprozesse ......................................................................................73 

4.1.5 Ergebnis ...........................................................................................................................76 

4.2 Klassifizierung der Zähl- und Messtechnik ............................................................................76 


4.2.2 Methodisches Vorgehen ..................................................................................................76 

4.2.3 Klassifizierung der Strommesseinrichtungen..................................................................77 

4.2.4 Ergebnis: Klassifizierung der Strommesstechnik............................................................81 

4.2.5 Klassifizierung der Gasmesseinrichtungen.....................................................................82 

4.2.6 Ergebnis: Klassifizierung der Gasmesstechnik...............................................................85 

4.3 Auswahl statistischer Maße für die Ermittlung der Entgeltobergrenzen...............................88 

4.3.1 Charakteristika verschiedener statistischer Maße ..........................................................88 

4.3.2 Ergebnis ...........................................................................................................................90 

5 Analyse der relevanten Daten ....................................................................................................91 

5.1 Analyse der Daten der Bundesnetzagentur...........................................................................91 


5.1.2 Methodisches Vorgehen ..................................................................................................92 

5.1.3 Strukturierung des Datenbestandes Strom .....................................................................94 

5.1.4 Beschreibung der Analysen: Strom.................................................................................98 

5.1.4.1 Analyse Entgelt und Anzahl Sparten ...................................................................98 

5.1.4.2 Analyse Entgelt und Belegenheit.......................................................................105 

5.1.4.3 Analyse Entgelt und Anzahl Entnahmestellen ..................................................111 

5.1.5 Ergebnis der Analysen: Strom.......................................................................................117 

5.1.6 Strukturierung des Datenbestandes Gas ......................................................................118 

5.1.7 Beschreibung der Analysen: Gas ..................................................................................143 

5.1.7.1 Analyse Entgelt und Anzahl Sparten .................................................................144 

5.1.7.2 Analyse Entgelt und Belegenheit.......................................................................148 

5.1.7.3 Analyse Entgelt und Anzahl Entnahmestellen ..................................................152 

5.1.8 Ergebnis der Analysen: Gas ..........................................................................................156





Seite 

5.2 Befragung der Marktteilnehmer............................................................................................157 

5.2.1 Aufgabenstellung an den Gutachter..............................................................................157 

5.2.2 Methodisches Vorgehen zu der Marktbefragung..........................................................157 

5.2.3 Strukturierung der Markterhebung.................................................................................158 

5.2.4 Deskriptive Analyse........................................................................................................163 

5.2.4.1 Teilnahmestatistik...............................................................................................163 

5.2.4.2 Auswertung der zusätzlich angegebenen Leistungen ......................................165 

5.2.4.3 Auswertung der Preise.......................................................................................170 

5.2.4.4 Auswertung der Effizienzkriterien ......................................................................177 

5.2.5 Ergebnis .........................................................................................................................180 

5.3 Kosteneffizienter Preis..........................................................................................................182 


5.3.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens ...............................................................182 

5.3.3 Strukturierung.................................................................................................................183 

5.3.4 Beschreibung der Stellgrößen und Kennzahlen ...........................................................184 

5.3.4.1 Zentrale Stellgrößen...........................................................................................184 

5.3.4.2 Spezifische Kennzahlen Strom..........................................................................187 

5.3.4.3 Spezifische Kennzahlen Gas .............................................................................201 

5.3.5 Ergebnis .........................................................................................................................211 

5.3.5.1 Strom ..................................................................................................................211 

5.3.5.2 Gas ..................................................................................................................216 

5.3.6 Ergebnis: Kosteneffizienter Preis ..................................................................................220 

5.4 Zusammenfassende Datenanalyse .....................................................................................221 


5.4.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens ...............................................................221 

5.4.3 Analyse der Stromentgelte ............................................................................................222 

5.4.3.1 Messstellenbetrieb .............................................................................................223 

5.4.3.2 Messung .............................................................................................................229 

5.4.3.3 Abrechnung der Netzentgelte ............................................................................235 

5.4.3.4 Ergebnis Analyse der Stromentgelte .................................................................241 

5.4.4 Analyse der Gasentgelte................................................................................................244 

5.4.4.1 Messstellenbetrieb .............................................................................................245 

5.4.4.2 Messung .............................................................................................................259 

5.4.4.3 Abrechnung der Netzentgelte ............................................................................266 

5.4.4.4 Ergebnis Analyse der Gasentgelte ....................................................................270 

5.5 Analyse der Wert- und Kostentreiber...................................................................................273 


5.5.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens und Strukturierung ................................273 

5.5.3 Deskriptive Analyse der Wert- und Kostentreiber.........................................................275 

5.5.3.1 Übergreifende Wert- und Kostentreiber ............................................................275 

5.5.3.2 Wert- und Kostentreiber im Messstellenbetrieb und der manuellen Ablesung 277 

5.5.3.3 Wert- und Kostentreiber in der registrierenden Leistungsmessung mit 

Zählerfernauslesung (ZFA) ................................................................................278 

5.5.3.4 Wert- und Kostentreiber in der Netznutzungsabrechnung................................278 

5.5.4 Ergebnis .........................................................................................................................279 

6 Vorschlag zur Ableitung von Entgeltobergrenzen ................................................................281 

6.1 Aufgabenstellung an den Gutachter ....................................................................................281 

6.2 Ableitung der Anforderungen an die Bildung von Entgeltobergrenzen...............................281 

6.3 Statistische Maße zur Bestimmung von Entgeltobergrenzen .............................................282 

6.4 Beschreibung der Anwendung der statistischen Maße.......................................................283 

6.5 Ermittlung von Vorschlägen für Entgeltobergrenzen...........................................................283 

6.5.1 Ergebnis: Vorschläge für Entgeltobergrenzen im Strombereich ..................................286





Seite 

6.5.2 Ergebnis: Vorschläge für Entgeltobergrenzen im Gasbereich .....................................287 

6.5.3 Vergleichendes Fazit .....................................................................................................288 

7 Weitergehende Analysen..........................................................................................................289 

7.1 Auswirkungen Smart Metering .............................................................................................289 

7.2 Kurzanalyse über internationale Erfahrungen im Mess- und Zählwesen...........................290 

7.2.1 Liberalisierung des Mess- und Zählwesens in Europa .................................................290 

7.2.2 Niederlande ....................................................................................................................291 

7.2.3 Großbritannien ...............................................................................................................292 

7.2.4 Italien ............................................................................................................................292 

7.2.5 Frankreich, Belgien, Schweden, Dänemark..................................................................292 

7.3 Ausblick.................................................................................................................................293 

Abbildungsverzeichnis 

Abbildung 1: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler ...............................................................................23 

Abbildung 2: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, registrierende 

Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente ................................23 

Abbildung 3: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende 

Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente ................................24 

Abbildung 4: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederdruck – Hochdruck, 

Standardlastprofil, G2,5 – G6 ...........................................................................................24 

Abbildung 5: Gas, Analyse der Entgelte: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil, G2,5 – G25‚.........................................................................................25 

Abbildung 6: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil...............................................................................................................25 

Abbildung 7: Vorgehen .........................................................................................................................37 

Abbildung 8: Beispiel für die Darstellung der Prozessmodelle mit Erläuterung der grafischen 

Elemente............................................................................................................................44 

Abbildung 9: Gesamtprozessbetrachtung ............................................................................................45 

Abbildung 10: Gesamtprozessübersicht ..............................................................................................47 

Abbildung 11: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 1, Grundsatzplanung................................................49 

Abbildung 12: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 2, Bedarfsplanung ....................................................50 

Abbildung 13: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 3, Zählerbeschaffung ...............................................51 

Abbildung 14: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4, Zählerverwaltung..................................................52 

Abbildung 15: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4a, Lagerhaltung ......................................................53 

Abbildung 16: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4b, Eichung/Stichprobenprüfung .............................54 

Abbildung 17: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4c, Arbeitseinsatzplanung 

(sowie für Messung und Abrechnung der Netzentgelte)..................................................56 

Abbildung 18: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 5, Zählerneustellung.................................................57 

Abbildung 19: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 6, Störungsmanagement..........................................58 

Abbildung 20: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7a, Zählerwechsel ....................................................59 

Abbildung 21: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7b, Anlagenumbau ...................................................60 

Abbildung 22: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7c, Zählerausbau .....................................................61 

Abbildung 23: Messung, Prozess Nr. 1, Messung...............................................................................63 

Abbildung 24: Messung, Prozess Nr. 2, Prüfung und Abnahme.........................................................65




Abbildung 25: Abrechnung, Prozess Nr. 1, Angebotserstellung .........................................................67 

Abbildung 26: Prozess Netzkundenbetreuung.....................................................................................69 

Abbildung 27: Prozess Abrechnung der Netzentgelte.........................................................................71 

Abbildung 28: Abrechnung, Prozess Nr. 3, Forderungsmanagement ................................................72 

Abbildung 29: Prozess Arbeitssicherheit..............................................................................................73 

Abbildung 30: Prozess Statistik und Dokumentation ...........................................................................74 

Abbildung 31: Prozess IT-Betrieb, Wartung und Entwicklung.............................................................75 


Seite 

Abbildung 32: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif ohne Wandler ................................................................................98 

Abbildung 33: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente.........99 

Abbildung 34: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente.........99 

Abbildung 35: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Hochspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente.......100 

Abbildung 36: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler .............................................................................100 

Abbildung 37: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederspannung, 


Abbildung 38: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Mittelspannung, Drehstrom, mit 

Wandler, mit TK-Komponente.........................................................................................101 

Abbildung 39: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Hochspannung, 


Abbildung 40: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Niederspannung, 


Abbildung 41: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Niederspannung, 


Abbildung 42: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Mittelspannung, 


Abbildung 43: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Hochspannung, 


Abbildung 44: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, 

Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif ohne Wandler.................................................105 

Abbildung 45: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Niederspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom mit Wandler, mit TK-Komponente........105 

Abbildung 46: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, 


Abbildung 47: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Hochspannung, 


Abbildung 48: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif ohne Wandler ..............................................................................107 

Abbildung 49: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Niederspannung, 


Abbildung 50: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Mittelspannung, 


Abbildung 51: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Hochspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente.......108





Seite 

Abbildung 52: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Niederspannung, 


Abbildung 53: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Niederspannung, 


Abbildung 54: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Mittelspannung, 


Abbildung 55: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Hochspannung, 

Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente ...............................................................110 

Abbildung 56: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb, 

Niederspannung Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler .................................................111 


Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK- 

Komponente ....................................................................................................................112 


Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK- 

Komponente ....................................................................................................................112 


Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, 

mit TK-Komponente ........................................................................................................113 

Abbildung 60: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, 

Niederspannung, Eintarif, ohne Wandler........................................................................113 


Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, 



Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, 





Abbildung 64: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, 

Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler................................................115 


Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, 



Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK- 

Komponente ....................................................................................................................116 




Abbildung 68: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederdruck – 

Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G6......................................................................144 

Abbildung 69: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb (mit gesonderter 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G40 – G100 ....................................................................................144 

Abbildung 70: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G40 – G100 ....................................................................................145 

Abbildung 71: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederdruck - Hochdruck, 

Standardlastprofil, G 2,5 – G25 ......................................................................................145





Seite 

Abbildung 72: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, 

G 40 – G 650 ...................................................................................................................146 

Abbildung 73: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung der Netzentgelte, 

Standardlastprofil.............................................................................................................146 

Abbildung 74: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung der Netzentgelte (mit 

gesonderter Angabe von Zusatzgeräten) Niederdruck, registrierende 

Leistungsmessung ..........................................................................................................147 

Abbildung 75: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Niederdruck - 

Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G6......................................................................148 

Abbildung 76: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Niederdruck - 

Hochdruck, Standardlastprofil, G40 – G100...................................................................148 

Abbildung 77: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb (mit gesonderter 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G40 - G100 .....................................................................................149 

Abbildung 78: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb (ohne 

gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G40 - G100 .....................................................................................149 

Abbildung 79: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Niederdruck - 

Hochdruck, Standardlastprofil, G 2,5 – G25...................................................................150 

Abbildung 80: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung (mit gesonderter 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G 40 – G 650 ..................................................................................150 

Abbildung 81: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung (ohne gesonderte 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G 40 – G 650 ..................................................................................151 

Abbildung 82: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung der Netzentgelte, 


Abbildung 83: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: 

Messstellenbetrieb, Niederdruck - Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G6..............152 

Abbildung 84: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb 

(mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, 

registrierende Leistungsmessung, G40 – G100............................................................152 

Abbildung 85: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb 

(ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, 

registrierende Leistungsmessung, G40 – G100.............................................................153 

Abbildung 86: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, 

Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G25 .........................................153 

Abbildung 87: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung (mit 

gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, 


Abbildung 88: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung (ohne 

gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, 


Abbildung 89: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, 

Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil ..............................................................155 

Abbildung 90: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung.............................................................155 


Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler .............................................................................223





Seite 



Abbildung 93: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, 


Abbildung 94: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Hochspannung, 


Abbildung 95: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, Arbeitszähler, 

Eintarif, ohne Wandler.....................................................................................................229 

Abbildung 96: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, registrierende 

Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente ..............................230 

Abbildung 97: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Mittelspannung, registrierende 


Abbildung 98: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Hochspannung, registrierende 


Abbildung 99: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, 

Eintarif, ohne Wandler.....................................................................................................235 

Abbildung 100: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 




Abbildung 102: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Hochspannung, registrierende 



Standardlastprofil, G2,5 – G6 ........................................................................................245 


Standardlastprofil, G10-G25 ..........................................................................................246 

Abbildung 105: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, 

G40 – G100 .....................................................................................................................247 

Abbildung 106: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von 


G40 – G100 .....................................................................................................................248 

Abbildung 107: Gas, Analyse der Entgelte: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil, G2,5 – G25 ......................................................................................259 

Abbildung 108: Gas, Analyse der Entgelte: Messung (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650...............260 

Abbildung 109: Gas, Analyse der Entgelte: Messung (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck- Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650.................261 

Abbildung 110: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, 


Abbildung 111: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck, registrierende 


Abbildung 112: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck - Hochdruck, 

registrierende Leistungsmessung...................................................................................269 

Abbildung 113: Schritte zur Ermittlung von Entgeltobergrenzen.......................................................281




Tabellenverzeichnis 


Seite 

Tabelle 1: Zählerklassen Strom für Erstanalyse, Markterhebung und kosteneffizienten 

Preis sowie für zusammenfassende Datenanalyse und Ermittlung der Vorschläge 

für Entgeltobergrenzen......................................................................................................18 

Tabelle 2: Zählerklassen Gas für zusammenfassende Datenanalyse und Ermittlung der 

Vorschläge für Entgeltobergrenzen ..................................................................................19 

Tabelle 3: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Strom für Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte ...........................................................................................27 

Tabelle 4: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messstellenbetrieb........................................28 

Tabelle 5: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messung .......................................................28 

Tabelle 6: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Abrechnung der Netzentgelte ......................28 

Tabelle 7: Vergleich verschiedener Vorgehensweisen........................................................................36 

Tabelle 8: Bedeutung der grafischen Elemente (mit Beispieltext) in der Prozessmodellierung.........43 

Tabelle 9: Klassifikation der Strommesstechnik ..................................................................................82 

Tabelle 10: Klassifikation der Gasmesstechnik ...................................................................................87 

Tabelle 11: In der Analyse verwendete statistische Kennzahlen........................................................93 

Tabelle 12: Gruppierung der Kategorien des C1-Preisblattes in die Klassifizierungen für die 

verschiedenen Analysen ...................................................................................................96 

Tabelle 13: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Zähler je Zählerkategorie, 



RLM, mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten ........................................................122 


RLM, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten ......................................................123 

Tabelle 16: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Unternehmen je 

Zählerkategorie, Standardlastprofil.................................................................................124 


Zählerkategorie, RLM, mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten.............................125 


Zählerkategorie, RLM, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten...........................126 

Tabelle 19: Gas, Systematisierung der Daten, Messung ..................................................................128 

Tabelle 20: Erläuterung zur Systematik Messung .............................................................................129 

Tabelle 21: Gas, Systematisierung der Daten, Messstellenbetrieb .................................................130 

Tabelle 22: Erläuterung zur Systematik Messstellenbetrieb und Abrechnung .................................131 

Tabelle 23: Gas, Systematisierung der Daten, Abrechnung .............................................................132 

Tabelle 24: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, SLP, Mediane der 

Entgelte je Zählerkategorie und Klassenbildung (Werte in Euro)..................................134 

Tabelle 25: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messstellenbetrieb, SLP, Mediane 

der Entgelte je Zählerkategorie und Klassenbildung (Werte in Euro) ...........................135 

Tabelle 26: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, RLM, Mediane der Entgelte je 

Zählerkategorie (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) und 

Klassenbildung (Werte in Euro) ......................................................................................136 

Tabelle 27: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messstellenbetrieb, RLM, Mediane der 

Entgelte je Zählerkategorie (mit gesonderter Angabe von Entgelten für 

Zusatzgeräte) und Klassenbildung (Werte in Euro) .......................................................137





Seite 

Tabelle 28: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, RLM, Mediane der Entgelte je 

Zählerkategorie, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten (Werte in Euro) ..........138 

Tabelle 29: Gas, Strukturierung des Datenbestandes, Messstellenbetrieb, RLM, Mediane 

der Entgelte je Zählerkategorie, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten 

(Werte in Euro) ................................................................................................................139 

Tabelle 30: Zählerklassen im Gasbereich, Messstellenbetrieb.........................................................142 

Tabelle 31: Zählerklassen im Gasbereich, Messung.........................................................................143 

Tabelle 32: Leistungsverzeichnis Messstellenbetrieb (aus Prozessmodell abgeleitet)....................160 

Tabelle 33: Leistungsverzeichnis Messung (aus Prozessmodell abgeleitet) ...................................161 

Tabelle 34: Leistungsverzeichnis Abrechnung der Netzentgelte (aus Prozessmodell abgeleitet) ..161 

Tabelle 35: Markterhebung: Teilnahmestatistik .................................................................................164 

Tabelle 36: Markterhebung: zusätzlich angegebene Leistungen im Messstellenbetrieb .................167 

Tabelle 37: Markterhebung: zusätzliche angegebene Leistungen zur Messung..............................169 

Tabelle 38: Markterhebung: zusätzlich angegebene Leistungen zur Abrechnung 

der Netzentgelte ..............................................................................................................170 

Tabelle 39: Markterhebung: Aufstellung der angegebenen Preise ...................................................175 

Tabelle 40: Markterhebung: Preisübersicht (Werte in Euro, wenn nicht anders angegeben)..........176 

Tabelle 41: Markterhebung: Aufstellung der angegebenen Wert- und Kostentreiber ......................179 

Tabelle 42: Markterhebung: zusätzlich angegebene Wert- und Kostentreiber.................................180 

Tabelle 43: Kosteneffizienter Preis: Ableitung der Kostenstruktur ....................................................183 

Tabelle 44: Strukturierung des kosteneffizienten Preises .................................................................184 

Tabelle 45: Spezifische Kennzahlen Strom .......................................................................................200 

Tabelle 46: Spezifische Kennzahlen Gas ..........................................................................................210 

Tabelle 47: Übersicht kosteneffiziente Preise: Strom........................................................................215 

Tabelle 48: Übersicht kosteneffiziente Preise: Gas ...........................................................................219 

Tabelle 49: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederspannung, 


Tabelle 50: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederspannung, registrierende 


Tabelle 51: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, registrierende 


Tabelle 52: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb Hochspannung, registrierende 


Tabelle 53: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (I)..................................227 

Tabelle 54: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (II).................................228 

Tabelle 55: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler ..................................................................................................................229 

Tabelle 56: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Niederspannung, registrierende 


Tabelle 57: Strom, statistische Kennzahlen: Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, 

Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente ...............................................................231 

Tabelle 58: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Hochspannung, registrierende 


Tabelle 59: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (I) .................................................233




Tabelle 60: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (II) ................................................234 


Seite 

Tabelle 61: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler ..................................................................................................................235 

Tabelle 62: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 


Tabelle 63: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende 


Tabelle 64: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Hochspannung, registrierende 


Tabelle 65: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung (I).............................................239 

Tabelle 66: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung (II)............................................240 

Tabelle 67: Entgeltspreizungen in den Stromklassen........................................................................242 

Tabelle 68: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederdruck – Hochdruck, 

Standardlastprofil, G2,5 – G6 ........................................................................................245 

Tabelle 69: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil, G10-G25 ...........................................................................................246 

Tabelle 70: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von 


G40 – G100 .....................................................................................................................247 

Tabelle 71: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von 


G40 – G100 .....................................................................................................................248 

Tabelle 72: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb, SLP ................................249 

Tabelle 73: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter 

Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (I) ...................................................................250 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (II) ..................................................................251 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (III) .................................................................252 


Angaben von Entgelten für Zusatzgeräte) (IV)...............................................................253 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (V)..................................................................254 

Tabelle 78: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte 

Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (I) ...................................................................255 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (II) ..................................................................256 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (III) .................................................................257 


Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (IV).................................................................258 

Tabelle 82: Gas, statistische Kennzahlen: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil, G2,5 – G25 ......................................................................................259 

Tabelle 83: Gas, statistische Kennzahlen: Messung (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650...............260 

Tabelle 84: Gas, statistische Kennzahlen: Messung (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck- Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650.................261 

Tabelle 85: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung SLP .................................................262





Seite 

Tabelle 86: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (mit gesonderter Angabe von 

Entgelten für Zusatzgeräte).............................................................................................263 

Tabelle 87: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (ohne gesonderte Angabe von 

Entgelten für Zusatzgeräte) (I) ........................................................................................264 

Tabelle 88: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (ohne gesonderte Angabe von 

Entgelten für Zusatzgeräte) (II) .......................................................................................265 

Tabelle 89: Gas, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, 


Tabelle 90: Gas, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederdruck, registrierende 


Tabelle 91: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung der Netzentgelte ........................268 

Tabelle 92: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung der Netzentgelte; Klassifizierung 

für Ermittlung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen...................................................270 

Tabelle 93: Entgeltspreizungen in den Gasklassen...........................................................................271 

Tabelle 94: Vergleich der Kalkulationsansätze..................................................................................277 

Tabelle 95: Übersicht über Wert- und Kostentreiber nach Leistungsbereich ...................................280 

Tabelle 96: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Strom für Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte Werte in Fettdruck: Obergrenzen für die jeweilige 

Zählerklasse unter Berücksichtigung teilweise niedrigerer Obergrenzen in funktional 

höherwertigen Zählerklassen. Werte in Klammern: der obere Median der jeweiligen 

Zählerklasse nach Unternehmen bzw. Anzahl der Entnahmestellen; nur für Fälle mit 

niedrigeren Obergrenzen in höherwertigen Zählerklassen............................................286 

Tabelle 97: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messstellenbetrieb....................................287 

Tabelle 98: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messung ...................................................287 

Tabelle 99: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Abrechnung der Netzentgelte ..................287




Abkürzungsverzeichnis 

BGW Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft 

BK Beschlusskammer (der Bundesnetzagentur) 

BNetzA Bundesnetzagentur 

DVGW Deutsche Vereinigung des Gas und Wasserfaches e.V. 

EDM Energie-Daten-Management 

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz 

EichG Gesetz über das Mess- und Eichwesen 

EO 1988 Eichordnung 

EnWG Energiewirtschaftsgesetz 

GasNEV Gasnetzentgeltverordnung 

GasNZV Gasnetzzugangsverordnung 

GeLi Gas Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas 

GPKE Geschäftsprozesse zur Belieferung von Kunden mit Elektrizität 

HöS Höchstspannung 

HS Hochspannung 

IT Informationstechnologie 

KoAV Konzessionsabgabenverordnung 

KWKG Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz 

MDE Mobile Datenerfassung 

MS Mittelspannung 

MSCONS Metered Services Consumption Report message 

NS Niederspannung 

PTB Physikalisch-Technische Bundesanstalt 

QM Qualitätsmanagement 

QS Qualitätssicherung 

RLM Registrierende Leistungsmessung 

SLP Standardlastprofil 

StromNEV Stromnetzentgeltverordnung 

StromNZV Stromnetzzugangsverordnung 

TK Telekommunikation 

VDN Verband der Netzbetreiber 

ZFA Zählerfernauslesung 





1 Zusammenfassung der Ergebnisse 

Ziel des von der Bundesnetzagentur beauftragten Gutachtens »Ermittlung der 

Prozesskosten für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung im Strom- und 

Gasbereich« ist es, Prozess- und Kostentransparenz herzustellen. 

Die leitenden Fragen der Untersuchung waren: 

1. Welche Leistungen sind für Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte relevant? 

2. Was macht effiziente Prozesskosten aus und was sind Kosten- und 

Werttreiber? 

3. Welche Entgelte sind angemessen? 

Untersuchungsgegenstand sind die Prozesskosten für die Belieferung von an 

die öffentlichen Versorgungsnetze angeschlossenen Letztverbrauchern mit 

Energie. Für die Analyse wurde folgendes Vorgehen gewählt: 

1. Zunächst wurden die idealtypischen Prozesse für Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung der Netzentgelte definiert. 

2. Aus den Prozessen wurden Leistungen abgeleitet und zu nach 

Einschätzung des Gutachters marktüblichen Leistungspaketen 

zusammengefasst. 

3. Die bestehenden Zählertypen für Strom und Gas wurden klassifiziert. 

4. Daten der Bundesnetzagentur zu den beantragten Entgelten der 2. 

Kostenprüfungsrunde wurden in den Zählerklassen analysiert. 

5. In einer Marktbefragung wurden Leistungen, Marktangebote und 

marktübliche Preise zu den Leistungspaketen erhoben. 

6. Aus den Prozessen und den Ergebnissen der Markterhebung wurden 

analytisch effiziente Prozesskosten ermittelt. 

7. Die Ergebnisse aus den Teilanalysen wurden integriert analysiert. 

8. Es wurden Vorschläge für die Ermittlung von angemessenen 

Obergrenzen für die Entgelte erarbeitet. 

Das gewählte Vorgehen der integrierten Analyse der beantragten Entgelte aus 

der zweiten Kostenprüfungsrunde, der Ergebnisse einer Befragung von 

Marktteilnehmern sowie eines analytisch ermittelten kosteneffizienten Preises 

ermöglichte eine Kompensation der Schwächen der einzelnen Ansätze. Somit 





wurden insgesamt belastbare Erkenntnisse erzielt. Die zentralen Ergebnisse 

der Untersuchung sind entlang der Leitfragen zusammengefasst. 

1.1 Leistungsdifferenzen 

Ergebnis 

Die Untersuchung zeigt, dass erhebliche Unterschiede zwischen den 

angebotenen Leistungen bestehen. Unterschiede bestehen weniger im 

Gesamtumfang der Leistungen als in der Abgrenzung und Zuordnung: Die 

Abgrenzung von Kosten, Eigen- und Fremdleistungen und von individuellen 

Sonderleistungen sowie die Zuordnung von Leistungen und Kosten zu Netz und 

Vertrieb oder auf Netzentgelt und die einzelnen Leistungsbereiche sind 

uneinheitlich und unvollständig. Der Markt orientiert sich insgesamt nicht an 

Leistungs- und Funktionalitätsanforderungen aus Kundenperspektive, sondern 

vorrangig an technischen Normen. Dies zeigt sich in der Analyse der Zähler und 

der Marktangebote. Standardisierte Leistungen gemäß Anforderungen der 

Kunden spielen dagegen eine untergeordnete Rolle. 

Trotz dieser Einschränkungen erscheint das Vorgehen einer integrierten 

Untersuchung der Daten der Bundesnetzagentur, der Ergebnisse aus der 

Markterhebung sowie der theoretisch ermittelten effizienten Prozesskosten 

geeignet, Erkenntnisse zu generieren, die zu größerer Transparenz bezüglich 

der Prozesskosten führen. 

Prozessdefinition 

Zunächst wurden die idealtypischen Prozesse für Messstellenbetrieb, Messung 

und Abrechnung der Netzentgelte identifiziert und definiert. Daraus wurden 

marktübliche Leistungspakete abgeleitet. Die Soll-Prozesse mit Haupt- und 

Teilprozessen wurden unter Berücksichtigung der Leistungen eines 

idealtypischen Prozessverlaufes modelliert, so dass das Ergebnis eine 

weitgehende Standardisierung ermöglicht und die Abbildung des 

Massengeschäfts in den Bereichen widerspiegelt. Die Visualisierung der 

entwickelten idealtypischen Prozesse ist dem Volltext des Gutachtens zu 

entnehmen (Abschnitt 4.1). 

Klassifikation der Zähler 

Die Zählertypen für Strom und Gas wurden strukturiert und klassifiziert. 

Funktionell vergleichbare Zähler wurden für die Analysen jeweils 

zusammengefasst. Die Klassen der Stromzähler wurden für die 

unterschiedlichen Spannungsebenen und darin unterschiedliche Arten der 





Leistungsmessung sowie nach Einsatz von technischen Einrichtungen gebildet. 

Für die drei Leistungsbereiche Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung 

gelten dieselben Zählerklassen. Die Klassen der Gaszähler wurden nach 

Zählergröße für die unterschiedlichen Druckstufen, Arten der 

Leistungsmessung sowie nach Einsatz von Zusatzgeräten gebildet. Es zeigte 

sich, dass vor allem im Gasbereich zahlreiche technische Varianten ohne 

wesentliche funktionelle Unterschiede bestehen. Einige Gas-Zählerkategorien 

müssen als Einzelfälle behandelt werden und gingen daher nicht in die Bildung 

der Zählerklassen ein. Es wurden, der Funktionalität entsprechend, 

unterschiedliche Zählerklassen für die drei Leistungsbereiche gebildet. 

Die in den Entgelten reflektierten Unterschiede entsprechen häufig nicht den 

Unterschieden in der Funktionalität der jeweiligen Zählertypen für den Kunden. 

Dies zeigt sich an einer Reihe von Zählertypen, die laut den beantragten 

Entgelten teurer zu betreiben sind als andere, von der Funktionalität 

höherwertig einzustufende Zählertypen. 

Die folgenden Tabellen geben einen Überblick über die gebildeten 

Zählerklassen für Strom und Gas, wie sie in der integrierten Datenanalyse 

sowie zur Bildung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen verwendet wurden. In 

beiden Bereichen wurde für die integrierte Datenanalyse eine differenziertere 

Untergliederung der Zähler gewählt, um zunächst etwaige Unterschiede 

zwischen den beantragten Entgelten transparenter aufzuzeigen und zu 

analysieren. Für die Ermittlung der Entgeltobergrenzen wurden Zählerklassen 

zum Teil stärker zusammengefasst, wenn systematische Unterschiede 

zwischen den Entgelten in den jeweiligen Klassen sachlich nicht gerechtfertigt 

schienen. So ist im Gas, Leistungsbereich Abrechnung der Netzentgelte nicht 

die Zählergröße oder Druckstufe entscheidend für die Kosten, sondern der 

Abrechnungsturnus (monatlich oder jährlich). Dies entspricht der 

Unterscheidung in Standardlastprofil- und leistungsgemessene Kunden. Für die 

Datenanalyse wurde allerdings ebenfalls nach Druckstufen unterschieden, um 

hier etwaige Unterschiede aufzuzeigen. 

Sowohl im Strom- als auch im Gasbereich waren für die zusammenfassende 

Datenanalyse und die Entgeltobergrenzenermittlung aufgrund der spezifischen 

Eigenschaften der Daten aus den beantragten Entgelten zusätzliche 

Unterscheidungen zu den zuvor analytisch gebildeten Zählerklassen notwendig. 

Die analytische gebildete Zählerklassifizierung (für Erstanalyse, Markterhebung 

und kosteneffizienten Preis) im Gasbereich ist aufgrund der Komplexität hier 

nicht dargestellt, sondern in Abschnitt 4.2.6. 





Zählerklassifizierung Strom 

Bezeichnung der Zählerklasse für 

zusammenfassende Datenanalyse und Ermittlung 

der Vorschläge für Entgeltobergrenzen 

Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne 

Wandler 

Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, mit 

Wandler 

Niederspannung, Arbeitszähler, Mehrtarif, ohne 

Wandler 

Niederspannung, Arbeitszähler, Mehrtarif, mit 

Wandler 

Niederspannung, sonstige Leistungsmessung, 

ohne Wandler 

Niederspannung, sonstige Leistungsmessung, mit 

Wandler 

Niederspannung, registrierende 

Leistungsmessung, Drehstrom, ohne Wandler, 

ohne TK-Komponente 


Leistungsmessung, Drehstrom, ohne Wandler, mit 

TK-Komponente 


Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, ohne 

TK-Komponente 


Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit 

TK-Komponente 

Mittelspannung, sonstige Leistungsmessung, 

Drehstrom, mit Wandler, ohne TK-Komponente 


Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, 


Hochspannung, registrierende 


TK-Komponente 

Höchstspannung, registrierende 


TK-Komponente 

Bezeichnung der Zählerklasse für Erstanalyse, 

Markterhebung und Ermittlung kosteneffizienter 

Preis 

Standardlastprofil 

(Nicht berücksichtigt, da diese Zählertypen (96h 

Zähler, Maximumzähler) Anforderungen des 

Vertriebes sind) 

(Nicht berücksichtigt, Anforderung des Vertriebes) 

Niederspannung mit registrierender 

Leistungsmessung 

(Nicht berücksichtigt, zu wenig Datensätze) 

Mittelspannung mit registrierender 


Hochspannung mit registrierender 


Höchstspannung mit registrierender 


Tabelle 1: Zählerklassen Strom für Erstanalyse, Markterhebung und kosteneffizienten Preis sowie für 

zusammenfassende Datenanalyse und Ermittlung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen 





Zählerklassifizierung Gas 

Leistungsbereich Bezeichnung der Zählerklasse für 

zusammenfassende Datenanalyse 

Messstellenbetrieb 

Messung 

Abrechnung 

Bezeichnung der Zählerklasse für 

Entgeltobergrenzen 

Standardlastprofil, G2,5 – G6 Standardlastprofil, G2,5 – G6 

Standardlastprofil, G10 – G25 Standardlastprofil, G10 – G25 

Standardlastprofil, G40 – G100 Standardlastprofil, G40 – G100 

Niederdruck - Hochdruck, 

registrierende Leistungsmessung, 

G40 – G100 


Standardlastprofil, G2,5 – G25 


Standardlastprofil, G40 – G100 



G40 – G650 



Niederdruck, registrierende 


Mitteldruck, registrierende 


Hochdruck, registrierende 


-/- (Einzelfallprüfung) 





G40 – G650 




registrierende Leistungsmessung 

Tabelle 2: Zählerklassen Gas für zusammenfassende Datenanalyse und Ermittlung der Vorschläge für 


1.2 Effiziente Prozesskosten und Kosten- und Werttreiber 

Ergebnis 

Die Prozesskosten werden in Messstellenbetrieb und Messung wesentlich 

durch die Auswahl der Technologien und Zählertypen beeinflusst, in der 

Abrechnung der Netzentgelte durch den Grad der Standardisierung. Zentrale 

Kostentreiber in diesen Bereichen sind: 

• Kapitalkosten für Zähler (Messstellenbetrieb), 

• der Einsatz von Technologien wie Zählerfernauslesung in der 

registrierenden Leistungsmessung, 

• Außendienstaktivitäten im Messstellenbetrieb, 

• manuelle statt standardisierte Abrechnungsprozesse nach GPKE bzw. 

GeLi Gas, 

• Anzahl der Tarife (Abrechnung). 





Ermittlung effizienter Prozesskosten 

Für eine von den beantragten Entgelten unabhängige Einschätzung zur 

effizienten Kostenhöhe und der Auswirkungen der möglichen Kostentreiber 

wurde analytisch ein kosteneffizienter Preis ermittelt. Dazu wurden die im 

Prozessmodell identifizierten Leistungen der Bereiche Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung der Netzentgelte in eine Kostenrechnungsstruktur 

überführt. Den einzelnen Positionen wurden anschließend marktübliche Werte 

zugeordnet. Es wurden kosteneffiziente Preise für die unterschiedlichen 

Leistungsbereiche und Klassen gebildet und in die Datenanalyse überführt. 

Ermittlung von Kosten- und Werttreibern 

Aus den erarbeiteten Prozessen, den Erkenntnissen der Analysen in Bezug auf 

die Entgelte und Entgeltspreizungen, den Daten aus der Markterhebung sowie 

den Parametern des kosteneffizienten Preises wurden Wert- und Kostentreiber 

erarbeitet. Damit entstand zugleich ein Prüfraster, anhand dessen in der 

Diskussion zwischen Bundesnetzagentur und Netzbetreibern mögliche 

Ursachen für wertmäßige Abweichungen lokalisiert werden können. 

Entwicklungs- und Implementierungskosten (Investitionen) für Software sind in 

der Vergangenheit in ihrer gesamten Höhe unabhängig von der Effizienz und 

Effektivität der Leistungserstellung einkalkuliert worden. Die Netzbetreiber legen 

ihre Kosten vollständig in ihrer Kalkulation auf ihre Kostenträger um.Die 

Marktteilnehmer preisen ihre Entwicklungs- und Implementierungskosten 

wettbewerbsfähig (am Markt realisierbare Deckungsbeiträge) ein. Kritische 

Größe wird über mehrere Kunden erreicht. 

Weitere Kostentreiber, die sich in der Markterhebung sowie dem 

kosteneffizienten Preis zeigten, bestehen in einzelnen Struktur- und 

Unternehmensmerkmalen wie Unternehmensgröße, Anzahl der 

Unternehmenssparten oder der Belegenheit des Netzes. Ein konsistenter 

Zusammenhang zwischen der Höhe des beantragten Entgelts und diesen 

Merkmalen konnte anhand der vorliegenden Daten nicht nachgewiesen werden. 

Die Einschätzung des Gutachters ist es, dass derartige Zusammenhänge 

bestehen, dass sie jedoch von anderen Effekten überlagert werden, 

insbesondere der uneinheitlichen Zuordnung von Leistungen und Kosten. 





1.3 Ermittlung angemessener Entgelte 

Ergebnis 

Es bestehen signifikante Entgeltspreizungen in allen analysierten Klassen. Die 

Analyse wurde auf Basis der bei der Bundesnetzagentur beantragten Entgelte 

aus der zweiten Kostenprüfungsrunde durchgeführt. Zur Einordnung und zum 

Vergleich der beantragten Entgelte mit marktüblichen Leistungen und Preisen 

wurden eine Markterhebung sowie eine theoretische Analyse der 

idealtypischen, effizienten Prozesse durchgeführt. Die kosteneffizienten Preise 

liegen in der Regel im Entgelt-Bereich der untersten 25% der Unternehmen je 

Klasse. Dies deutet auf ein Potenzial für Effizienzsteigerungen in einigen 

Leistungsbereichen und Zählerklassen. 

Als Verfahren zur Ermittlung von Obergrenzen für angemessene Entgelte 

wurde vorgeschlagen, auf Basis der beantragten Entgelte die Mediane der 

einzelnen Zählerklassen zu bestimmen. 

Analyse der Entgelte 

Die beantragten Entgelte aus der zweiten Kostenprüfungsrunde für Strom und 

Gas wurden getrennt nach den gebildeten Zählerklassen analysiert. Die 

Analyse zeigte signifikante Entgeltspreizungen in allen Klassen und allen drei 

Leistungsbereichen auf. Diese traten besonders in der registrierenden 

Leistungsmessung auf, da hier ein größeres Ausmaß an kundenindividuellen 

Lösungen besteht. 

Die Spreizungen in den Entgelten lassen sich in diesem Umfang aus 

unterschiedlichen Kostenansätzen oder Kostendegressionen nicht erklären. Die 

Ergebnisse deuten darauf, dass die Ursachen vor allem im uneinheitlichen 

Verständnis darüber liegen, wie die Leistungen zuzuordnen sind und in 

welchem Umfang sie im Rahmen der Netznutzung durchgeführt werden 

müssen. Die oben angeführten Kosten- und Werttreiber beeinflussen ebenfalls 

die Entgelte. In der Abrechnung der Netzentgelte spiegeln die beantragten 

Entgelte die Kosten vor der Standardisierung nach GPKE bzw. GeLi Gas wider. 

Die Konsequenzen aus GeLi/GPKE sind in der Regel nicht in den Entgelten 

berücksichtigt, obwohl diese Verordnungen in der Beantragungsperiode gelten. 

Zum Vergleich der beantragten Entgelte mit marktüblichen Leistungen und 

Preisen wurde eine Markterhebung unter Versorgungsunternehmen und 

Dienstleistern durchgeführt und in die Analyse der Daten der 

Bundesnetzagentur integriert. 





Der Vergleich mit den analytisch ermittelten kosteneffizienten Preisen bietet 

zusätzlich eine unabhängige Einschätzung der beantragten Entgelte und zeigt 

Effizienzpotenziale auf. 

Nachfolgend sind einige Beispielgrafiken aus der Analyse der Strom- und Gas- 

Entgelte dargestellt. In diesen sind die beantragten Entgelte der Unternehmen 

je Zählerklasse in eine geordnete Reihe gebracht (schwarze Punkte). Die 

erhobenen Preise aus der Markterhebung (Dienstleister sowie Netzbetreiber) 

sind in diese Reihe integriert (rote bzw. blaue Punkte). Zusätzlich ist der 

analytisch entwickelte kosteneffiziente Preis (grüner Punkt) eingeordnet. Als 

blaue Linie dargestellt ist die kumulierte Anzahl der Entnahmestellen, die von 

den jeweiligen Unternehmen der Entgeltreihe betreut werden. Als orange-rote 

bzw. graue Linien dargestellt sind die Quantile bei 25%, 50% (Median) und 75% 

der Unternehmen bzw. der Entnahmestellen. 

Die Erkenntnisse aus den Diagrammen lassen sich gewinnen aus der 

Betrachtung von: 

• Verlauf und Steigung der Preis- und Entgeltreihe, 

• Spreizung zwischen den Minimum- und Maximumwerten der 

beantragten Entgelte, 

• Lage des Medians und der Quantile, insbesondere Abweichungen 

zwischen den Medianen der Unternehmen und Entnahmestellen, 

• Lage des kosteneffizienten Preises sowie der Preise aus der 

Markterhebung im Verhältnis zu den beantragten Entgelten. 





Abbildung 1: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne 

Wandler 

Abbildung 2: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, 






Abbildung 3: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, 


Abbildung 4: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, 

G2,5 – G6 





Abbildung 5: Gas, Analyse der Entgelte: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – 

G25‚ 

Abbildung 6: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil 

Vorschläge zur Ermittlung von Entgeltobergrenzen 

Es waren Vorschläge zur Ermittlung von Entgeltobergrenzen zu erarbeiten. Die 

Entgeltobergrenze soll den Kosten entsprechen, die für die Erbringung einer 

definierten Leistung maximal noch angemessen sind. Zur Ermittlung der 

Entgeltobergrenzen wurde das statistische Maß der Mediane vorgeschlagen, 

das auf die Daten der beantragten Entgelte anzuwenden ist. Unter den zur 

Auswahl stehenden Medianen a) der Anzahl der Unternehmen und b) der 

Anzahl der Entnahmestellen sollte jeweils der Median die Obergrenze 

darstellen, der mehr Unternehmen einschließt, um Ungleichverteilungen der 

Unternehmensgröße im Entgeltspektrum auszugleichen. 





Vorschläge für Entgeltobergrenzen wurden jeweils getrennt für Strom und Gas 

für die Bereiche Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der 

Netzentgelte ermittelt, um Transparenz darüber zu schaffen, welche preisliche 

Leistungsfähigkeit bei dem Durchschnitt der Unternehmen in einem 

Leistungsbereich besteht. Für einige Zählerkonfigurationen im Gasbereich 

konnte aufgrund geringer Fallzahlen oder zu differenzierter Ausgangssituation 

keine belastbare Obergrenze ermittelt werden. Hier ist eine Einzelfallprüfung 

erforderlich. Für die Höchstspannung im Strombereich wurden keine 

Entgeltobergrenzen ermittelt, da keine Daten zur Analyse zur Verfügung 

standen. Die ermittelten Entgeltobergrenzenvorschläge wurden einer 

Konsistenzprüfung unterzogen, in der geprüft wurde, ob funktional höherwertige 

Zähler höhere Entgelte aufweisen als funktional niederwertige Zähler. 

Die Obergrenzen gelten nicht für Unternehmen mit Netzentgeltbildung nach 

Entry-/Exit-Preissystem. 

Die Bundesnetzagentur behält sich das Recht vor, aufbauend auf die 

Ergebnisse des Gutachtens die ermittelten Entgeltobergrenzen in Abhängigkeit 

von weiteren Entwicklungen entsprechend anzupassen. 





Vorschläge für Entgeltobergrenzen im Strombereich 

Zählerklasse im Strombereich Messstellenbetrieb, 

Obergrenze 

In Euro/Jahr 

Niederspannung, Arbeitszähler (Drehstrom 

und Wechselstrom), Eintarif, ohne Wandler 


und Wechselstrom), Eintarif, mit Wandler 


oder Wechselstrom), Mehrtarif, ohne Wandler 


und Wechselstrom), Mehrtarif, mit Wandler 

Niederspannung, Drehstrom und 

Wechselstrom, sonstige Leistungsmessung, 

ohne Wandler 

Niederspannung, Drehstrom und 

Wechselstrom, sonstige Leistungsmessung, 

mit Wandler 






mit TK-Komponente 


Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, 









Mittelspannung, registrierende 






Hochspannung, registrierende 



Messung, 

Obergrenze 

in Euro/Jahr 

Abrechnung, 

Obergrenze 

in Euro/Jahr 

9,04 5,16 11,31 

33,55 8,47 11,31 

21,12 8,00 12,24 

58,11 8,47 12,32 

68,34 32,40 14,69 

89,79 44,23 14,69 

226,50 296,65 234,21 

262,20 296,65 234,21 

263,72 296,65 234,21 

294,25 296,65 234,21 

447,60 156,11 133,20 

669,03 156,11 142,44 

531,96 347,26 227,83 

601,32 347,26 227,83 

3.458,25 525,92 207,48 

Tabelle 3: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Strom für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der 

Netzentgelte 





Vorschläge für Entgeltobergrenzen im Gasbereich 

Zählerklasse im Messstellenbetrieb Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, bis G 6 15,09 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, G 10 – G 25 34,44 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, G 40 – G100 196,32 

Tabelle 4: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messstellenbetrieb 

Zählerklasse in der Messung Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil 7,01 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, 

G 40 – G 650 

Tabelle 5: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messung 

321,96 

Zählerklasse in der Abrechnung der Netzentgelte Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil 12,00 

Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung 153,11 

Tabelle 6: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Abrechnung der Netzentgelte 





2 Ausgangslage 

Bis zum Beginn der Anreizregulierung regelt das Energiewirtschaftsgesetz 

(EnWG) für alle Strom- und Gasnetzbetreiber eine kostenbasierte Bildung der 

Netznutzungsentgelte. Diese unterliegen der Genehmigung durch die 

Bundesnetzagentur (BNetzA). 

In § 21b EnWG hat der Gesetzgeber die schrittweise Liberalisierung des 

vertikal integrierten Messmarktes eingeleitet und damit Dritten die Möglichkeit 

gegeben, Einbau, Betrieb und Wartung (nachfolgend: Messstellenbetrieb) für 

die Anschlussnehmer zu erbringen. Um die Auswirkung des 

Messstellenbetriebs, der Messung und Abrechnung durch Dritte auf die Mess- 

und Abrechnungsentgelte des Netzbetreibers einzuschätzen sowie die 

Angemessenheit und Vergleichbarkeit der Preise zu beurteilen, ist es 

notwendig, dass über die ablaufenden Prozesse im Messstellenbetrieb des 

Netzbetreibers und die dadurch verursachten Kosten ausreichend Transparenz 

im Markt besteht. Diese Transparenz bestand nach Einschätzung der 

Bundesnetzagentur bislang nicht. 

Im Rahmen der Kostenprüfung der Entgelte für das Zähl- und Messwesen im 

Strom- und Gasbereich durch die Bundesnetzagentur wurde von dieser 

festgestellt, dass die angegebenen Werte für die einzelnen Mess- und 

Abrechnungsentgelte stark differieren. Die Bundesnetzagentur nimmt an, dass 

die Entgeltspreizungen in diesem Ausmaß nicht allein durch strukturelle oder 

betriebliche Gegebenheiten erklärbar sind, sondern durch ein unterschiedliches 

Verständnis seitens der Netzbetreiber darüber, welche Kosten- und 

Leistungsbestandteile den Positionen »Messstellenbetrieb«, »Messung« bzw. 

»Abrechnung der Netzentgelte« zuzuordnen sind. Der Bundesnetzagentur geht 

es hierbei insbesondere um die Identifizierung von Ineffizienzen. 

Um die für die Entgeltbeurteilung notwendigen Transparenz herzustellen, hat 

die Bundesnetzagentur die LBD-Beratungsgesellschaft mbH im Juli 2007 mit 

der Erstellung eines Gutachtens »Ermittlung der Prozesskosten für 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung im Strom- und Gasbereich« 

beauftragt. Die Projektleitung lag auf Seiten der Bundesnetzagentur bei den 

Referaten 610 (Netzentgelte Strom) und 611 (Netzentgelte Gas). 

Für das Gutachten wurde unter anderem eine Marktbefragung durchgeführt, an 

der zahlreiche Unternehmen, Verbände und Initiativen aktiv mitgewirkt haben. 

Für die Teilnahme sowie die zur Befragung beigesteuerten Anmerkungen und 

Beiträge möchten wir uns herzlich bedanken. 





2.1 Auftragsbeschreibung: Ziel und Gegenstand des 

Gutachtens 

Ziel des Gutachtens »Ermittlung der Prozesskosten für Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung im Strom- und Gasbereich« ist es, Prozess- und 

Kostentransparenz herzustellen. Dazu sind die einzelnen idealtypischen 

Prozessschritte für die Leistungen des Messstellenbetriebes, der Messung und 

der Abrechnung zu identifizieren und zu definieren. Für diese idealtypischen 

Prozesse sind ebenfalls die effizienten Prozesskosten zu ermitteln. Es sind 

Vorschläge zur Ermittlung von Entgeltobergrenzen für die zweite 

Kostenprüfungsrunde zu erarbeiten. 

Darüber hinaus soll mit Veröffentlichung des Gutachtens ein Beitrag zu einer 

allgemein gültigen Definition der Prozesse, Aufgaben und Leistungen geleistet 

werden. 

Gegenstand des Gutachtens ist: 

• Die Definition der Einzelleistungen und der Schnittstellen zwischen 

Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Anschlussnehmer. 

• Die Definition von Kriterien für die Beurteilung der Prozesseffizienz. 

• Die Ermittlung und Darstellung der Wert- und Kostentreiber und ihre 

Bewertung. 

• Die Untersuchung und Bewertung wirtschaftlicher und technischer 

Aspekte der Messung und Abrechnung für die Standards der Zähl- und 

Messeinrichtungen. 

• Der Preis- und Entgeltvergleich für Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netznutzung zum Aufzeigen von 

Optimierungspotenzialen unter Berücksichtigung verschiedener 

Messvarianten. 

• Die Erarbeitung von Vorschlägen zum methodischen Vorgehen zur 

Ermittlung von Entgeltobergrenzen für die zweite Kostenprüfungsrunde. 

• Die allgemein verständliche und nachverfolgbare Dokumentation aller 

erarbeiteten Kernaussagen und Erkenntnisse, um die Verständigung 

zwischen Netzbetreibern und Bundesnetzagentur bezüglich der 

Prozesse und Kostentreiber zu unterstützen. 





Untersuchungsgegenstand sind die Prozesskosten für die Belieferung von an 

die öffentlichen Versorgungsnetze angeschlossenen Letztverbrauchern mit 

Energie. Die Analysen und Ergebnisse können nicht auf Übergabestellen 

zwischen Verteilnetzbetreibern oder zwischen Verteil- und 

Transportnetzbetreibern, das heißt auf Unternehmen mit Netzentgeltbildung 

nach Entry-/Exit-Preissystem, übertragen werden. Grund dafür sind die 

unterschiedlichen technischen, datentechnischen und organisatorischen 

Anforderungen etwa in Bezug auf Redundanzen, Gestaltung der 

Übergabepunkte, Abwicklung des Bilanzausgleichs oder die Abgrenzung von 

Systemdienstleistungen. Ausgangsbasis für entsprechende Richtlinien sind die 

in § 15(2) des EnWG formulierten Anforderungen. 

2.2 Ausgangssituation für die Analysen 

Bereits im Vorfeld der Untersuchung wurde durch die Bundesnetzagentur 

festgestellt, dass die Entgelte für die Leistungen in den Tätigkeitsbereichen 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechung der Netznutzung teilweise stark 

voneinander abweichen. 

Es wurde von folgenden potenziellen Ursachen für Unterschiede in den 

Entgelten ausgegangen, ohne dass hiermit ein Anspruch auf Vollständigkeit 

bezüglich der hier erarbeiteten Strukturbesonderheiten und Einflussfaktoren 

erhoben wird: 

• Unterschiedliche Strukturmerkmale wie Zugänglichkeit der 

Kundenanlagen, Belegenheit der Netze etc., 

• Skaleneffekte: zum Beispiel Kosteneinsparungen durch den Betrieb von 

mehreren Sparten, 

• Leistungsdifferenzen in den Prozessen der Netzbetreiber und des 

Vertriebes: 

• fehlende Leistungen, 

• Mehrleistungen (z.B. unterschiedliche Abrechnungsturnus), 

• unterschiedliche Zuordnung der Leistungen zu 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung, 

• Unterschiedliche Zuordnung von Leistungen zu Netz oder Vertrieb, 

• Differenzen in der Qualität der ausgeführten Leistungen, 





• Unterschiedliche Auffassungen darüber, welche Leistungen in den 

Entgelten zu berücksichtigen sind, 

• Unterschiedliche kalkulatorische Ansätze bei der Kosten- und 

Entgeltermittlung, 

• Unterschiedliche Systematik bei Kostenverrechnung und 

Kostenumlagen, 

• Unterschiedliche Zähler- und Messtechnologien, 

• Ineffizienzen in der Leistungserstellung. 

Wie sich diese Einflussfaktoren auf die Prozesskosten und die Entgelte 

auswirken, ist zu untersuchen. 

2.3 Rahmenbedingungen des Auftrages 

Der Auftrag wurde unter bestimmten rechtlichen und organisatorischen 

Rahmenbedingungen durchgeführt. 

Rechtliche Rahmenbedingungen 

Die Festlegungen und Anforderungen aus den Gesetzen und Verordnungen 

wurden geprüft und in allen Teilaufgaben des Auftrages einbezogen. 

Grundlagen waren, in der jeweils gültigen Fassung: 

• Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), 

• Stromnetzentgelt- und Stromnetzzugangsverordnung (StromNEV, 

StromNZV), 

• Gasnetzentgelt- und Gasnetzzugangsverordung (GasNEV, GasNZV), 

• Gesetz über das Mess- und Eichwesen (EichG), 

• Eichordnung (EO), 

• Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur zur 

Festlegung einheitlicher »Geschäftsprozesse und Datenformate zur 

Abwicklung der Belieferung von Kunden mit Elektrizität (GPKE)« vom 

11.07.2006 (Az. BK6-06-009), 





• Beschluss der Beschlusskammer 7 der Bundesnetzagentur zur 

Festlegung einheitlicher »Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas 

(GeLi Gas)« vom 28.02.2007 (Az. BK7-06-067), 

• Gemeinsame Richtlinien der Regulierungsbehörden des Bundes und der 

Länder zur Umsetzung der informatorischen Entflechtung nach § 9 

EnWG. 

Berücksichtigt wurden ebenfalls die Vorgaben aus den Richtlinien und 

Regelwerken von Verbänden. Diese sind im Einzelnen: 

• VDN-Richtlinie Metering Code 2006 (Verband der Netzbetreiber), 

• VDN-Richtlinie Leistungsbeschreibung für Messung und Abrechnung der 

Netznutzung (Verband der Netzbetreiber), 

• DVGW-Arbeitsblatt G492 »Gas-Messanlagen für einen Betriebsdruck 

bis einschließlich 100 bar; Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung, 

Inbetriebnahme, Betrieb und Instandhaltung« (Deutsche Vereinigung 

des Gas- und Wasserfaches e.V.), 

• DVGW-Arbeitsblatt G492/II »Anlagen für die Gasmengenmessung mit 

einem Betriebsdruck über 4 bar bis 10 bar, Planung und Errichtung« 

(Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V.), 

• DVGW Arbeitsblatt G685 »Gasabrechnung« (Deutsche Vereinigung des 

Gas- und Wasserfaches e.V.), 

• BGW Praxisinformation P 2007 / 10 Betriebwirtschaft/Gasnetze: 

Grundzüge des Gasnetzzugangsmodells – Umsetzungshandbuch zu 

Basisabwicklungsprozessen der neuen Kooperationsvereinbarung Gas 

(Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft). 

Organisatorische Rahmenbedingungen 

Unter Einhaltung des vorgegebenen Fertigstellungstermins sowie den 

Maßgaben eines vereinbarten Budgets wurden die Teilaufgaben 

Markterhebung und Analyse der vorliegenden Daten in einem engen Zeitplan 

festgelegt. Die Teilnahme an der Markterhebung war freiwillig. Der Umfang der 

Analysen sowie der Marktbefragung richtete sich entsprechend danach, was in 

den festgelegten Bearbeitungszeiträumen leistbar ist. 





Analysiert wurden die vorliegenden plausibilisierten Daten der 

Bundesnetzagentur (beantragte Entgelte zweite Kostenprüfungsrunde). Die 

Struktur, in der die Daten vorlagen, war somit vor Beginn des Beratungsprojekts 

festgelegt. 

Die LBD-Beratungsgesellschaft bringt in das Projekt langjährige Markt- und 

Branchenerfahrung ein. Bezüglich konkreter Markt- und Branchendaten wurden 

allerdings keine kunden- oder projektbezogenen Daten der LBD- 

Beratungsgesellschaft verwendet, sondern ausschließlich allgemeine 

Erfahrungswerte sowie Daten, die allgemein zugänglich sind (Statistiken, 

Vorträge, Verbandsmitteilungen etc). 





2.4 Beschreibung des Vorgehens 

Die Ermittlung der Prozesskosten von Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netznutzung erfordert eine n-dimensionale Analyse der: 

• Prozesse (Zuordnung und Abgrenzung der Aufgaben sowie ihre 

Zusammenfassung zu Prozessen), 

• Leistungen (Bündelung der Aufgaben zu marktgängigen Leistungen), 

• Kosten (Identifizierung der Kostentreiber und Effizienzkriterien in ihrer 

Struktur, Bestimmung der In- und Outputs), 

• Entgelte (Transformation der Kosten in marktfähige Preise). 

Die Ermittlung der Prozesskosten erfolgt damit, bezogen auf die idealtypischen 

Prozesse, durch die Zuordnung und Abgrenzung der Aufgaben 

beziehungsweise Leistungen, die Ermittlung der Zusammenhänge mit 

Kostentreibern sowie die Übersetzung der Kosten in Preise bzw. Entgelte. Drei 

mögliche Vorgehensweisen waren hierzu gegeneinander abzuwägen: 

• Empirische Analyse auf Basis bestehender Daten der 

Bundesnetzagentur, 

• Empirische Analyse auf Basis neuer Markterhebungsdaten: Ermittlung 

effizienter Prozesskosten anhand der Marktpreise und Einschätzungen, 

die Marktteilnehmer in einer zu erarbeitenden Markterhebung angeben, 

• Analytischer Ansatz auf Basis der Prozesse: Analytische Bottom-up- 

Ermittlung effizienter Prozesskosten auf Basis eines idealtypischen 

Prozesses und marktüblicher Input-Preise.‚ 





Ihre Vor- und Nachteile sind aufgeführt in Tabelle 7: 

Empirische Analyse auf 

Basis bestehender 

BNetzA-Daten 

Vorteile • Größte Datenbasis, 

ermöglicht 

belastbare 

Erkenntnisse 

• Entgeltanträge sind 

verpflichtend 

Nachteile • Beantragte Entgelte 

wurden in einer 

Systematik 

errechnet, die 

abschließend nicht 

zu Vergleichbarkeit 

führt 

• Möglicherweise 

unzureichende 

Berücksichtigung 

von 

Effizienzkriterien 

Empirische Analyse auf 

Basis neuer 

Markterhebungsdaten 

• Ermöglicht 

systematische 

Preiserhebung 

• Preise spiegeln 

Wettbewerb wider 

• Preise 

möglicherweise 

nicht repräsentativ 

• Preisangaben nicht 

verpflichtend 

• Leistungsumfang 

und -qualität 

möglicherweise nur 

eingeschränkt 

vergleichbar mit 

bestehenden 

Betreibern 

Tabelle 7: Vergleich verschiedener Vorgehensweisen 

In Abstimmung zwischen Bundesnetzagentur und Gutachter wurde 

Analytischer Ansatz auf 

Basis der Prozesse 

• Kann idealtypische 

Prozesse und 

Kosten bestimmen, 

wenn Prozesse 

standardisiert sind 

• Grenzen bei 

Einzelfallbetrachtung, 

da hier 

Prozesskosten 

aktuell teilweise 

stark individuell 

sind 

• Normative 

Herangehensweise 

entschieden, alle drei Vorgehensweisen anzuwenden, um inhaltliche oder 

methodische Mängel eines einzelnen Verfahrens durch die Erkenntnisse der 

anderen Verfahren zu kompensieren. 

Die Analyse wird auf Basis der vorliegenden Daten der Bundesnetzagentur zu 

beantragten Entgelten durchgeführt. Zur Plausibilisierung und Einordnung 

dieser Daten werden eine Markterhebung bei Marktakteuren in diesem 

Tätigkeitsfeld sowie eine theoretische Analyse der idealtypischen, effizienten 

Prozesse durchgeführt. Dadurch werden zudem Erkenntnisse über das 

Effizienzpotenzial erlangt. 





Das Vorgehen im Projekt beinhaltete die in Abbildung 7 dargestellten Schritte: 

Abbildung 7: Vorgehen 

In die Struktur des Gutachtens gliedert sich das Projektvorgehen 

folgendermaßen ein: 

• Begriffsabgrenzungen für zentrale Inhalte: 

Zunächst werden die Inhalte der zentralen Begriffe und Analysebereiche 

definiert, um im Weiteren konsistent darauf aufbauen zu können. 

(Kapitel 3). 

• Systematisierung der Inhalte: 

Anschließend werden die zu untersuchenden Inhalte systematisiert, 

indem die idealtypischen Prozesse für Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte dargestellt und als Soll-Prozesse 

modelliert werden. Weiter werden die Zähler strukturiert und klassifiziert 

und die in der weiteren Analyse zu verwendenden statistischen Maße 

bestimmt (Kapitel 4). 

• Analyse der relevanten Daten: 

Die im nächsten Schritt durchgeführte Analyse der relevanten Daten 

umfasst (Kapitel 5 und 6): 

• die Aufbereitung und Analyse der Daten der Bundesnetzagentur. 

• die Strukturierung, Abfrage und Analyse der Ergebnisse der 

Marktbefragung. Diese dient der Erhebung der marktüblichen 

Leistungen und Preise. 





• die Systematisierung, Ermittlung und Analyse des 

kosteneffizienten Preises anhand einer 

Kostenrechnungsstruktur. 

• die Analyse der Kostenumlagen. 

• die Ermittlung und Analyse der Wert- und Kostentreiber. 

• die zusammenfassende Datenanalyse einschließlich der 

Ableitung von Vorschlägen zur Ermittlung von 

Entgeltobergrenzen. 

• Weitergehende Analysen: 

Abschließend werden die Auswirkungen des Smart Metering sowie 

internationale Erfahrungen im Mess- und Zählwesen untersucht 

(Kapitel 7). 





3 Abgrenzung der zentralen Inhalte 

3.1 Aufgabenstellung an den Gutachter 

»Die Tätigkeitsbereiche der Netzbetreiber, Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte, sind zu beschreiben. Damit soll ein einheitliches 

Verständnis über die Inhalte dieser Begriffe und ihrer inbegriffenen Prozesse 

und Leistungen erzielt werden.« 

Das Gutachten hat beide Energiearten (Strom und Gas) zu umfassen. 

3.2 Definition und Abgrenzung der zentralen 

Leistungsbereiche 

Die zentralen Begriffe dieses Gutachtens werden auf Basis der einschlägigen 

Verordnungen und Richtlinien wie in Abschnitt 2.3 aufgeführt definiert. In Kapitel 

4 werden die einzelnen Leistungsbestandteile der Prozesse beschrieben. 


Der Messstellenbetrieb besteht aus den Leistungen Einbau, Betrieb und 

Instandhaltung der Messeinrichtungen beim Anschlussnehmer. Dazu gehören 

die Teilprozesse Netzzugangsmanagement, Grundsatzplanung, 

Bedarfsplanung, Zählerbeschaffung, Zählerverwaltung, Lagerhaltung, Eichung 

bzw. Stichprobenprüfung, Störungsmanagement, Arbeitseinsatzplanung, 

Zählerneustellung, Zählerwechsel, Zählerumbau und Zählerausbau. 

Messung 

Die Messung umfasst die regelmäßige Ablesung der Zählerstände sowie die 

Übermittlung der Lastgänge durch den Netzbetreiber an die Lieferanten. Zu 

diesem Tätigkeitsbereich zählen die Teilprozesse Messung, Ablesung, Prüfung 

und Abnahme der Anschlüsse und Technik sowie der Leitstellenbetrieb der 

Zählerfernauslesung (ZFA). 

Abrechnung der Netzentgelte 

Die Prozesse im Tätigkeitsbereich Abrechnung der Netzentgelte umfassen 

Lieferantenmanagement, Angebotserstellung, Netzkundenbetreuung, 

Beschwerdemanagement und die regelmäßige Netznutzungsabrechnung. Die 

Abrechnung der Netzentgelte ist nach dem von der Bundesnetzagentur 

festgelegten standardisierten Prozess vollautomatisiert durchzuführen. 





Abgrenzung der Bereiche Strom und Gas in diesem Gutachten 

Aufgrund der Vergleichbarkeit der allgemeinen Prozesse im Netzbetrieb für 

Strom und für Gas behandelt dieses Gutachten beide Bereiche weitgehend 

gemeinsam. Dies betrifft die Beschreibung der Prozesse, das Vorgehen bei der 

Markterhebung, die Analyse der Kostenumlagen sowie der Wert- und 

Kostentreiber. Die Entgeltobergrenzen werden ebenfalls nach dem gleichen 

Verfahren gebildet. 

Wo die Inhalte es erfordern, werden die Bereiche Strom und Gas getrennt 

analysiert. Dies betrifft insbesondere die Klassifizierung der Zähler und 

Messeinrichtungen sowie das methodische Vorgehen und die Analyse der 

Daten. 





4 Systematisierung der Inhalte 

4.1 Beschreibung der Prozesse 

4.1.1 Aufgabenstellung an den Gutachter 

Es sind einzelne idealtypische Prozessschritte für die Leistungen in den 

Tätigkeitsbereichen Messstellenbetrieb, Messung und Abrechung zu 

identifizieren und zu definieren. Dies ist getrennt für jeden der drei Bereiche 

vorzunehmen. Dabei sind die Prozesse den gesetzlichen Anforderungen 

genügend und effizient darzustellen. 

4.1.2 Fragestellungen 

Wesentliche Fragestellungen für die systematische Bearbeitung der Prozesse 

waren: 

• Welche Aufgaben und Leistungen müssen in den Prozessen erbracht 

werden und sind damit in den Mess- und Abrechnungsentgelten zu 

kalkulieren? 

• Welche Aufgaben und Leistungen sind nicht Teil der Prozesse Mess- 

und Abrechnung? Und müssen damit nicht in den Entgelten kalkuliert 

werden? 

• Welche Leistungen sind Dienstleistungen, die von Dritten erbracht 

werden können? Welche Leistungen verbleiben bei einer Vergabe von 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung an Dritte beim 

Netzbetreiber? 

• Was sind Unterstützungsleistungen (IT, Buchhaltung etc.), die die 

Prozesskosten anteilig beeinflussen? 

4.1.3 Methodisches Vorgehen zur Prozessbeschreibung 

Grundlage für die Leistungsbeschreibung 

Grundlage für die Leistungsabgrenzung in den Prozessen Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung der Netzentgelte sind u.a. die in Abschnitt 2.3 

aufgeführten Beschlüsse der Bundesnetzagentur und die dort aufgeführten 

Verbandsrichtlinien. 





Zur Erläuterung einiger der relevanten Richtlinien: 

Der Metering Code beschreibt die Mindestanforderungen, die an die 

Abrechnung der Netzentgelte gestellt werden. Es werden qualitativ 

vergleichbare Messeinrichtungen definiert, mit dem Ziel, für alle Marktpartner 

gleichwertige Verhältnisse zu schaffen. 

Die VDN Leistungsbeschreibung vom Juli 2006 wurde an die Erfordernisse des 

Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), der Stromnetzentgeltverordnung 

(StromNEV) und der Stromnetzzugangsverordnung (Strom-NZV) angepasst 

und definiert die Leistungen, die der Messung und der Abrechnung der 

Netzentgelte zuzurechnen sind sowie die jeweiligen Schnittstellen. 

Die Beschlüsse (GPKE, GeLi) der Bundesnetzagentur beinhalten 

Prozessbeschreibungen zu ausgewählten Prozessen in der Abrechnung der 

Netzentgelte und im Kundenservice. 

Entwicklung der Prozesse 

Für die Entwicklung der Prozesse wurde eine Prozessmodellierungssoftware 

verwendet. 

Neben der Gesamtansicht der Prozesse, die die internen Datenschnittstellen 

zwischen den Prozessen und externen Datenschnittstellen zu den 

Marktpartnern (Netzbetreiber, Kunde, Energielieferanten etc.) abbildet, wurde 

jeder Leistungsprozess in einem Einzelprozessmodell dargestellt. 





Die folgende Tabelle und die nachfolgende Abbildung geben eine Lesehilfe für 

die Bedeutung der verschiedenen Modellierungsobjekte. 

Grafisches Element Bedeutung 

Eingangsschnittstelle 

Beteiligte 

Organisationseinheit 

(jeweils im Kopf der 

Hauptgrafik; in diesem Fall: 

»Verteilnetzbetreiber«) 

Notizen 

Prozesse, Teilprozesse 

oder Aktivitäten 

Termine und Fristen 

IT-System 

Informations- oder 

Datenfluss 

Ausgangsschnittstelle 

Bedingung 

Tabelle 8: Bedeutung der grafischen Elemente (mit Beispieltext) in der Prozessmodellierung 





Abbildung 8: Beispiel für die Darstellung der Prozessmodelle mit Erläuterung der grafischen Elemente 

Über die Ein- und Ausgangsschnittstelle der Einzelprozessmodelle werden die 

ein- und ausgehenden Informations- und Datenflüsse übernommen, welche in 

der Gesamtübersicht der Prozesse dargestellt sind. Damit werden 

Schnittstellen, an denen Informationen, Daten oder andere Leistungen 

zwischen den Prozessbeteiligten (Organisationen, Marktpartner), Prozessen 

und Prozessschritten übergeben werden, sichtbar. 

Die nachfolgende Prozessbeschreibung stellt in einzelnen Prozessbildern alle 

Einzelaktivitäten der Prozesse dar. In der Beschreibung werden die 

Zusammenhänge zwischen den Prozessen sowie die Daten- und 

Informationsflüsse erläutert. Außerdem werden die Leistungen abgegrenzt und 

auszuschließende Leistungen definiert. 





4.1.4 Darstellung der Prozesse 

Für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte sind 

nachfolgende Teilprozesse definiert: 

Abbildung 9: Gesamtprozessbetrachtung 

Auf Grundlage der genannten Richtlinien und Beschlüsse sind folgende 

Prozesse nicht Bestandteil von Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung 

der Netzentgelte: 

1. Grundsatzplanung Netzausbau, 

2. Lieferantenmanagement, 

3. Netzzugangsmanagement, 

4. Bildung, Abwicklung und Abrechnung von Bilanzkreisen, einschließlich 

Ermittlung und Abrechnung der Mehr- und Mindermengen 

5. Abwicklung und Abrechnung der EEG-Einspeisung nach EEG und KWKG 

6. Abwicklung des horizontalen und vertikalen Belastungsausgleichs in Folge 

der EEG-Regelung 

7. Abrechnung und Inkasso für die letztverbrauchenden Kunden 





8. Außerplanmäßige, durch den Vertrieb verursachte Zwischenablesung und 

-abrechnung 

Die ausgeschlossenen Leistungen sind teilweise der Netznutzung (1.-6.) und 

teilweise dem Vertrieb im Rahmen der Energiebelieferung (7.-8.) zuzuordnen. 

In der folgenden Gesamtübersicht sind die Prozesse in ihrem Zusammenhang 

und der Gesamtprozessreihenfolge dargestellt. Die nachfolgende 

Prozessbeschreibung schildert den Ablauf der Einzelprozesse sowie deren 

Dateneingangs- und Datenausgangsschnittselle. 



Gutachten: Ermittlung der Prozesskosten für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung im Strom- und Gasbereich 

4.1.4.1 Gesamtprozessübersicht 

Abbildung 10: Gesamtprozessübersicht 





4.1.4.2 Prozesse im Messstellenbetrieb 

Grundsatzplanung 

In der Grundsatzplanung werden die Anforderungen von Netz-, Kunden- und 

Lieferantenseite für die Markt- und Technologiebeobachtung und -recherche 

ausgewertet. Auf Basis der identifizierten Anforderungen werden die 

technischen Spezifikationen, Richtlinien und Messkonzepte erarbeitet. 

Ein Ergebnis des Prozesses sind die Normen für die Anschlussnehmer, welche 

im Netzzugangsmanagement die technischen Spezifikationen für den 

Netzanschluss definieren. 

Weiter werden die Anforderungen an die Mess- und Zähltechnik definiert, die 

für die Bedarfsplanung benötigt werden. 





Bedarfsplanung 

Abbildung 11: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 1, Grundsatzplanung 

Die Bedarfsplanung wird auf Basis der Anforderungen an die Mess- und 

Zähltechnik aus der Grundsatzplanung sowie nach dem Bedarf an Messtechnik 

aufgrund defekter Zähler oder beendeter Eichfristen durchgeführt. 

Für die zu beschaffende Messtechnik werden geeignete 

Beschaffungsstrategien entwickelt, mit denen die Kosten für den Zählereinkauf 

und Zählerbetrieb beeinflusst werden können. 





Der tatsächliche Bedarf sowie der Beschaffungsplan sind die Vorgaben für den 

Prozess Zählerbeschaffung/Einkauf. 

Zählerbeschaffung 

Abbildung 12: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 2, Bedarfsplanung 

Die Beschaffung der Messtechnik wird durch eine standardisierte 

Vorqualifizierung der Lieferanten, der Ausschreibung und Vergabe 

vorgenommen. Je nach Strategie und/oder Lieferant ist die Beschaffung über 

Einzeltransaktionen zu tätigen oder über Rahmenverträge. Der Teilprozess 

endet mit der Vergabe an einen Lieferanten. 





Zählerverwaltung 

Abbildung 13: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 3, Zählerbeschaffung 

Zentrale Aktivität dieses Teilprozesses ist die Pflege der Zählerdaten 

(technische Daten, Einbauort, Zählpunkt). Eine Pflege ist immer dann 

erforderlich, wenn neue Messtechnik geliefert wird oder eine Rückmeldung des 

Außendienstes über Neustellung, Wechsel, Umbau oder Ausbau erfolgt. 

Darüber hinaus werden in der Zählerverwaltung die Eichfristen überwacht und 

entsprechende Turnuswechsellisten an die Eichung/Stichprobenprüfung 

übergeben sowie Informationen über technische Daten, Einbauorte oder 

Zählpunkte in Arbeitseinsatzplanung, Störungsmanagement, 

Netzkundenbetreuung und Messung bereitgestellt. 





Lagerhaltung 

Abbildung 14: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4, Zählerverwaltung 

Die Lagerhaltung umfasst den physischen Geräteein- und -ausgang sowie die 

Lagerung der Messtechnik. Die Beauftragung der Ein- und Ausgänge wird über 

die Arbeitseinsatzplanung durchgeführt. Die Gerätetechnik wird durch 

Neulieferungen sowie Zählerneustellung, Anlagenumbau, Zählerausbau, 

Zählerwechsel und Eichung/Stichprobenprüfung dem Lager entnommen oder 

zugeführt. 





Abbildung 15: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4a, Lagerhaltung 





Eichung/Stichprobenprüfung 

Der Prozess Eichung/Stichprobenprüfung beinhaltet ausschließlich die Eichung 

nach Ablauf der Eichfrist der Messgeräte im Zuge der Stichprobenprüfung. Vor 

allem für die kürzeren Eichfristen der Gasmesstechnik werden Eichungen nach 

Ablauf der Fristen durchgeführt. Es wird davon ausgegangen, dass die neue 

Messtechnik mit der in der Messgeräterichtlinie MID vorgeschriebenen 

Konformitätserklärung beschafft wird. 

Die bereitgestellten Turnuswechsellisten aus der Zählerverwaltung sind 

Ausgangspunkt für die Bestimmung der Stichproben. Über die 

Arbeitseinsatzplanung und die Lagerhaltung wird die Messtechnik aus dem 

erstellten Los für die Durchführung der Eichung beschafft. 

Die geeichte Messtechnik wird über die Lagerhaltung dem Lager zugeführt. Bei 

nicht gegebener Eichgenauigkeit ohne Reparaturmöglichkeiten wird der 

Ausbuchungsauftrag an die Zählerverwaltung gesendet. 

Abbildung 16: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4b, Eichung/Stichprobenprüfung 





Arbeitseinsatzplanung 

In der Arbeitseinsatzplanung werden zentral alle Aufträge für den Außendienst 

gesammelt, verwaltet und über Absprachen mit Kunden und 

Terminkoordinationen eingeplant. Hierbei handelt es sich größtenteils um 

Auftrage für Aktivitäten des Messstellenbetriebes, zusätzlich aber um Auftrage 

zur Ablesung der Standardlastprofilkunden oder Aufträge zur Anlagenprüfung 

im Rahmen der Netznutzungsabrechnung. 

Für die Planung werden die Routen und Einsatzteams festgelegt sowie die 

Geräteauswahl durch Aufträge zum Lagerausgang und -eingang vorgenommen. 

Durch die Arbeitseinsatzplanung werden die Außendienstprozesse 

Zählerneustellung, Zählerwechsel, Anlagenumbau, Ablesung, Zählerausbau 

und Prüfung und Abnahme über qualifizierte Einsatz- und Routenpläne 

gesteuert. 




Abbildung 17: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 4c, Arbeitseinsatzplanung (sowie für Messung und Abrechnung der Netzentgelte) 





Zählerneustellung, Zählerwechsel, Zählerumbau und Zählerausbau 

Diese Prozesse beinhalten die Außendienstleistungen nach der 

Arbeitseinsatzplanung. Dazu gehören Vormontagen, An- und Abfahrten und 

Ein-, Um- und Ausbauten sowie das Bereitstellen der Messtechnik in der 

Lagerhaltung. 

Störungsmanagement 

Abbildung 18: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 5, Zählerneustellung 

Bei Störungen des Netzanschlusses und der Messtechnik werden im 

Störungsmanagement die Fehleranalyse und -behebung vorgenommen. Dies 

geschieht über Anfragen an die Zählerverwaltung, über Ferndiagnosen und 

Beauftragungen von Vorortdiagnosen bei der Arbeitseinsatzplanung. 





Zählerwechsel 

Abbildung 19: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 6, Störungsmanagement 

Unter Zählerwechsel wird immer die Wechslung von gleichdimensionierten 

Messgeräten verstanden, beim Zählerumbau ist die Änderung von 

Messdimensionen (Wechsel von Drehstrom auf Wechselstrom etc.) inbegriffen. 





Abbildung 20: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7a, Zählerwechsel 





Abbildung 21: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7b, Anlagenumbau 





Abbildung 22: Messstellenbetrieb, Prozess Nr. 7c, Zählerausbau 

4.1.4.3 Prozesse in der Messung 

Messung 

Mit jeder bestätigten elektronischen Anmeldung zum Lieferbeginn oder 

Lieferantenwechsel sind die Netzbetreiber automatisch verpflichtet, die 

Zählerstände für Standardlastprofilkunden und die Lastgänge allen Lieferanten 

des Netzgebietes zur Verfügung zu stellen. 

Für Standardlastprofilkunden ist eine jährliche Ablesung vorgesehen. 

Zusätzliche Ablesungen werden ausschließlich aufgrund von Anmeldungen, 





Abmeldungen, Lieferantenwechsel und Zählerbewegungen für die Pflege der 

Anfangs- und Endzählerstände durchgeführt. Zusatzablesungen auf Kunden- 

oder Lieferantenwunsch sind nicht Bestandteil des Prozesses. Die Ablesung 

kann manuell durch den Außendienst des Netzbetreibers, durch 

Kundenselbstablesung oder automatisiert über Mobile Datenerfassungs-(MDE-) 

Gerätetechnologie erfolgen. 

Die Lastgänge der leistungsgemessenen Kunden werden täglich über den 

Betrieb und die Kommunikation einer ZFA-Leitstelle viertelstundenscharf 

bereitgestellt. 

Alle erfassten Zählerstände und Lastgänge werden plausibilisiert oder durch 

Ersatzwertbildung korrigiert und vervollständigt. Über den elektronischen 

Datenaustausch im Format MSCONS werden die Daten den Lieferanten, 

Verteilnetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern übermittelt. 




Abbildung 23: Messung, Prozess Nr. 1, Messung 





Ablesung 

Durch die Pflege der Terminsteuerung im Abrechnungssystem werden die 

automatisch die Ablesebelege erzeugt. Über die Arbeitseinsatzplanung 

werden diese in die Einsatzteam- und Routenplanung übernommen. 

Der Prozess Ablesung beinhaltet alle Leistungen des Außendienstes zur 

Ablesung mit An- und Abfahrt und Ablesung sowie die Bereitstellung der 

abgelesenen Werte für die Weiterverarbeitung im Prozess Messung. 

Prüfung und Abnahme 

Die Prüfung und Abnahme von Anschlüssen und Geräte- und Messtechnik am 

Anschluss kann über unplausible Messungen oder die Netzkundenbetreuung 

beauftragt werden. Der Prozess beinhaltet alle Leistungen des Außendienstes 

mit An- und Abfahrt, Ablesung und Rückmeldung. 





ZFA-Leitstellenbetrieb 


Abbildung 24: Messung, Prozess Nr. 2, Prüfung und Abnahme 

Die Ablesung durch die Zählerfernauslesung (ZFA) ist über den ZFA- 

Leistellenbetrieb vollautomatisiert. Dem Leitstellenbetrieb der 

Zählerfernauslesung sind folgende Leistungen zuzuordnen: 

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• Anschaffung der Hard- und Software für die ZFA-Leitstelle, 

• Betrieb der ZFA-Leitstelle (Wartung und Softwareupgrades), 

• Betrieb der Telefonanlage (Vertragsabschlüsse mit dem 

Telefonanbieter, Sicherstellung der Funktionalität der Hardware). 

4.1.4.4 Prozesse in der Abrechnung der Netzentgelte 

Angebotserstellung 

In der Angebotserstellung werden die Anfragen der Anschlussnehmer 

bearbeitet. Bei der Definition der zu messenden Größen werden die 

Anforderungen von den Lieferanten und Transportkunden im Rahmen der 

Produktgestaltung sowie von den Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern im 

Rahmen der Netznutzung und des Bilanzkreismanagements berücksichtigt. 

Durch die Kommunikation mit den Anschlussnehmern werden erkennbare 

Tendenzen und Richtungen an neue oder angepasste Anforderungen an 

Geräte- und Messtechnik identifiziert. Diese werden der Grundsatzplanung zur 

Verfügung gestellt. 

Bei der Erstellung des Angebotes werden die Kundennummer und der 

Zählpunkt im Abrechnungssystem angelegt. 

Alle abgeschlossenen Anschlussnutzungsverträge führen automatisch zu einer 

Beauftragung zur Zählerneustellung in der Arbeitseinsatzplanung. 


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Abbildung 25: Abrechnung, Prozess Nr. 1, Angebotserstellung 

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Netzkundenbetreuung 

In der Netzkundenbetreuung werden Transportkunden- und 

Lieferantenanfragen in Bezug auf Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung bearbeitet. In Einzelfällen sind Endkundenanliegen zu bearbeiten, 

sofern ein eigener Netzvertrag mit dem Netzbetreiber abgeschlossen wurde. In 

der Regel ist die Anzahl der Kunden insgesamt niedrig. Anfragen von Kunden 

ohne gesonderten Netzvertrag sind nicht Bestandteil der Netzkundenbetreuung. 

Im Rahmen der Kundenbetreuung werden die beschlossenen standardisierten 

Prozesse der Bundesnetzagentur für Strom (BK6-06-009 – Geschäftsprozesse 

zur Anbahnung und Abwicklung der Netznutzung bei der Belieferung von 

Kunden mit Elektrizität (GPKE) und Gas (BK7-06-067 – Geschäftsprozesse 

Lieferantenwechsel Gas (GeLi Gas) vollautomatisiert durchgeführt. Dazu 

gehören der automatische Empfang der Daten, die Verarbeitung im 

Abrechnungssystem sowie der Versand der Bestätigungen oder Ablehnungen. 


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Abbildung 26: Prozess Netzkundenbetreuung 






Die Abrechnung der Netzentgelte wird nach dem beschlossenen 

standardisierten Prozess der Bundesnetzagentur vollautomatisiert durchgeführt. 

Schlussrechnungen werden für alle angemeldeten und bestätigten 

Lieferantenwechsel und Lieferbeendigungen erstellt. 

Für Standardlastprofilkunden wird nach der Jahresablesung die 

Jahresabrechnung der Netznutzung durchgeführt. Unterjährig wird ein 

Abschlagsplan für die monatliche Zahlung der Netznutzung der Lieferanten 

angelegt. 

Bei Kunden mit registrierender Leistungsmessung wird die Abrechnung der 

Netzentgelte monatlich erstellt. 

Zusätzliche Netznutzungsabrechnungen auf Lieferanten- oder 

Transportkundenwunsch sind Leistungen, die nicht in den 

Abrechnungsentgelten berücksichtigt, sondern durch die Auftraggeber extra 

vergütet werden. 

Alle erstellten Netznutzungsabrechnungen werden lieferstellenscharf für die 

Lieferanten erstellt und elektronisch versendet. Es findet kein Druck und 

Versand per Post statt. 


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Forderungsmanagement 


Abbildung 27: Prozess Abrechnung der Netzentgelte 

Das Forderungsmanagement mit dem Zahlungseingangsmanagement und der 

Forderungsüberwachung betrifft nur die debitorische Betreuung der Lieferanten, 

Transportkunden und Kunden mit gesondertem Netznutzungsvertrag. 

Die elektronischen Zahlungsavise im Format REMADV werden automatisiert 

verarbeitet. 

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Beschwerdemanagement 


Abbildung 28: Abrechnung, Prozess Nr. 3, Forderungsmanagement 

Das der Messung und Abrechnung zurechenbare Beschwerdemanagement 

umfasst nur die Kundenkontakte: 

• zwischen Netzbetreiber und Energielieferanten zu Fragen der Messung 

einschließlich Datenbereitstellung und Abrechnung sowie zum 

Lieferantenrahmenvertrag, 

• zwischen Netzbetreiber und Netzanschlussnehmer zur Ausstattung, zu 

Terminen und Abläufen bei Zählerneustellung, -wechsel, -umbau und - 

ausbau, 

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• zwischen Netzbetreiber und Anschlussnutzer zu den Terminen der 

manuellen Ablesung. 

4.1.4.5 Unterstützungsprozesse 

Arbeitssicherheit 


Abbildung 29: Prozess Arbeitssicherheit 

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Statistik / Dokumentation 


Abbildung 30: Prozess Statistik und Dokumentation 

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IT-Betrieb, Wartung und Entwicklung 


Abbildung 31: Prozess IT-Betrieb, Wartung und Entwicklung 

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4.1.5 Ergebnis 

Erreicht wurde eine Beschreibung der Soll-Prozesse mit Haupt- und 

Teilprozessen. In den Prozessen sind alle Leistungen eines idealtypischen 

Prozessverlaufes berücksichtigt. Die Prozesse wurden in einer 

Betrachtungstiefe entwickelt, die eine weitgehende Standardisierung zulässt 

und das Massengeschäft in den Bereichen widerspiegelt. Individuelle 

Prozessschritte und etwaige Prozessausnahmen (Unzugänglichkeit der 

Kundenanlage etc.) wurden nicht in den Prozessleistungen berücksichtigt. 

Ferner wurde keine Unterscheidung der Leistungsbezeichnungen zwischen den 

Sparten Strom und Gas vorgenommen, damit eine Vereinheitlichung des 

Sprachgebrauches erreicht wird. 

4.2 Klassifizierung der Zähl- und Messtechnik 


Es soll identifiziert werden, welche Mess- und Zähltechnik standardmäßig in 

den unterschiedlichen Spannungsebenen, Druckstufen und Messverfahren 

eingesetzt werden. An Messverfahren sind zu unterscheiden: 

• Standardlastprofil (SLP), 

• registrierende Leistungsmessung (RLM). 

Darüber hinaus ist zu definieren, welche Mindestanforderungen an die 

Geräteinfrastruktur von SLP- und RLM-Anschlüssen für die Zwecke des 

Netzbetreibers erfüllt sein müssen. 

Verschiedene Größenklassen und Spannungsebenen sowie Druckstufen sind 

dann für die Datenanalyse zu Zählerklassen zusammenzufassen. Weitere 

kostenrelevante Messtechnik ist ebenfalls in die Klassifikation zu integrieren 

und in der Analyse zu berücksichtigen. 

4.2.2 Methodisches Vorgehen 

Es wurde zunächst untersucht, welche Geräte- und Messtechnik für Strom und 

Gas in den unterschiedlichen Spannungsebenen und Druckstufen vorhanden 

sein muss, um alle Anforderungen des Netzbetreibers zu erfüllen. Bezüglich der 

Funktionalitäten ist zu unterscheiden zwischen den Anforderungen, die der 

Netzbetreiber für den Datenaustausch sowie die Netzentgeltabrechnung 

erfüllen muss und den ausschließlich vertrieblichen Anforderungen. 


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Grundlagen für diese Untersuchung waren folgende Quellen: 

• VDN-Richtlinie Metering Code 2006, 

• Handbuch der Elektrizitätsmesstechnik, Kahmann/Zayer (VDE-Verlag), 

• DVGW-Arbeitsblatt G492 (vollständige Bezeichnung siehe Abschnitt 

2.3), 

• DVGW-Arbeitsblatt G492/II (vollständige Bezeichnung siehe Abschnitt 

2.3), 

• DVGW Arbeitsblatt G685 (vollständige Bezeichnung siehe Abschnitt 

2.3). 

Anschließend wurden die funktionalen, qualitativen und geldwerten 

Unterschiede zwischen den einzelnen Gerätetypen geprüft, um eine Struktur zu 

erstellen, mit der eine standardisierte Marktabfrage durchgeführt werden kann. 

Die Messtechnik wurde dabei so klassifiziert, dass Geräte mit den gleichen 

Funktionen und weitestgehend gleichem Preis zusammengefasst werden. 

Diese Klassifizierung wurde für die Markterhebung und die Ermittlung des 

kosteneffizienten Preises verwendet. Für die Analyse der Daten zu den 

beantragten Entgelten, die zusammenfassende Datenanalyse sowie die 

Ermittlung von Vorschlägen für Entgeltobergrenzen wurde die Klassifizierung 

aufgrund der spezifischen Eigenschaften der Daten angepasst, wie in Abschnitt 

5.1 erläutert wird. 

4.2.3 Klassifizierung der Strommesseinrichtungen 

Die Stromgeräteinfrastruktur ist abhängig davon, ob der Kunde per 

Standardlastprofilverfahren oder durch registrierende Leistungsmessung 

abgerechnet wird. Die Zuordnung ist abhängig von seinem jährlichen 

Verbrauch. Die Verbrauchsgrenzen sind laut Stromnetzzugangsverordnung § 

12(1) wie folgt festgelegt: 

• Bis 100.000 kWh p.a.: Standardlastprofil, 

• > 100.000 kWh p.a.: registrierende Leistungsmessung. 


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Zähler für Standardlastprofilverfahren 

Die Kundenanlage für die Abrechnung der Netzentgelte nach dem 

Standardlastprofilverfahren besteht aus einem Arbeitszähler sowie ggf. einer 

Tarifsteuereinrichtung und einem Stromwandler. 

Abhängig von der Verbrauchseinrichtung können verschiedene Arbeitszähler 

zum Einsatz kommen. Der Eintarif-Arbeitszähler bildet Lastgänge und 

Standardlastprofile ab und wird standardmäßig im Markt verwendet. 

Zwei- oder Mehrtarifzähler für unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen 

(Speicherheizungsanlagen), Schwachlastanwendungen sowie die in der 

Vergangenheit eingesetzten 96-Stunden-Zähler sind aufgrund früherer 

vertraglicher Regelungen noch im Einsatz. Mehrtarifzähler haben aktuell noch 

einen Anteil von ca. 10% - 15% aller bundesweiten Zähler. Darüber hinaus sind 

teilweise Zähler für Maximal-Leistungserfassung im Netz. 

Zähler für registrierende Leistungsmessung 

Für die registrierende Leistungsmessung kommen Lastgangzähler zum Einsatz. 

Zusätzlich sind ein Stromwandler und eine Telekommunikationseinrichtung (TK- 

Einrichtung) notwendig. Soll die Anlage in Mittel- oder Hoch- und 

Höchstspannung eingesetzt werden, so ist zusätzlich ein Spannungswandler 

erforderlich. 

Für die Kommunikationseinrichtung müssen ein Anschluss, beispielsweise 

Telefonanschluss, Funklösungen oder GSM-Adapter vorliegen. Die TK- 

Komponenten können entweder durch den Kunden oder den Netzbetreiber 

gestellt werden. Es ist zwischen der Einrichtung und dem Betrieb der TK- 

Anlage zu unterscheiden: Errichtung und Anschluss werden dem 

Messstellenbetrieb zugeordnet, während der Betrieb der TK der Messung 

zuzuordnen ist. Im Messstellenbetrieb hängt es sehr stark vom 

Leistungsvermögen des Kunden ab, ob es effizienter ist, die TK als 

Netzbetreiber zu stellen oder durch den Kunden stellen zu lassen. Daneben 

spielen sehr individuelle Größen wie Verfügbarkeit eines eigenen TK-Netzes 

durch den Stromnetzbetreiber sowie die Lage der Zähleinrichtung im Gebäude 

eine wesentliche Rolle. 

Die Lastgangzähler ermöglichen ein viertelstündliches Erfassen des 

Wirkleistungsmaximums und meist auch die Erfassung des Blindverbrauchs. 

Sofern Wirk- und Blindenergie gemessen werden, handelt es sich um 

Zweiquadrantenmessungen. Zusätzlich ist bei vermaschten Netzen und bei 

Netzen mit Eigenerzeugung jede Energieflussrichtung (Bezug und Abgabe) 


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getrennt zu messen. In diesem Fall kommen Vierquadrantenmesseinrichtungen 

zu Einsatz. 

Für die zeitbezogene Aufzeichnung der abgegebenen und bezogenen Energie 

in einem Viertelstunden-Zeitraster werden Impulsgeberzähler in Verbindung mit 

elektronischen Registriergeräten eingesetzt, die per Telefonverbindung direkt 

über eine PC-Leitstelle abgefragt werden können. 

Wandler 

Ab einer gewissen Netzspannung oder Stromstärke ist es erforderlich, Strom- 

und/oder Spannungswandler einzusetzen. Durch sie werden die Größen Strom 

und Spannung und damit auch Energie auf Werte heruntertransformiert, die 

sich in der Messeinrichtung verarbeiten lassen. 

Der Wandler kann durch den Kunden oder den Netzbetreiber gestellt werden. 

Kosten für den Einbau, Kapital- und Betriebskosten für einen Wandler sind dem 

Messstellenbetrieb zuzuordnen. Wird der Wandler vom Kunden gestellt, so ist 

der Vorteil, dass der hohe kundenindividuelle Anteil an den Koordinierungs- und 

Anschaffungskosten, besonders bei Sonderausführungen, kundenindividuell 

abgerechnet werden kann. 

Unterschieden werden die Wandler nach dem Aufbau der Hauptisolation. 

Wandler für Niederspannung (0,72 bis 1,2 kV) 

In der Niederspannung werden ausschließlich Spannungswandler mit 

Kunststoffisolation verwendet. Bei ihnen werden geringe Anforderung an 

Gehäuse und Oberflächenbeschaffenheit gestellt, da die geforderte Isolation 

bereits durch die Isolation der Lackdrähte der Sekundärwicklung erreicht ist. 

Wandler für Mittelspannung (3,6 bis 52 kV) 

In der Mittelspannung werden vorwiegend Strom- und Spannungswandler mit 

Gießharzisolation eingesetzt. Die Wandler sind am preisgünstigsten in der 

Herstellung, haben aber eine etwas geringere Lebensdauer als andere 

Wandler, da die Feststoffisolation unter Dauerbelastung kontinuierlich 

schlechter wird. Diese Wandler sollten nach 30 Jahren ausgetauscht werden. 

Wandler für Hoch- und Höchstspannung (> 52 kV) 

Für Hoch- und Höchstspannung werden Strom- und Spannungswandler mit 

Ölpapierisolation (Kessel- und Kopfstromwandler) eingesetzt. Diese Geräte sind 


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luftisoliert, stehen nicht unter Druck und haben somit keine Anforderungen an 

Gehäuse und Oberflächenbeschaffenheit. Sie sind kostengünstig und sehr 

langlebig. 

Bei Wandlern mit Gasisolation entfällt die Ölpapierbandage, jedoch sind 

aufwändigere Gehäuse, gute Oberflächenqualität und dickere Wandstärken 

erforderlich, da das Isoliergas unter Druck steht. Gasisolierte Wandler müssen 

zudem einer Druck- und Berstprüfung unterzogen werden. 

Messsatz 

Der Messsatz für die registrierende Leistungsmessung besteht aus: 

• Zählwerk mit elektronischem Ausgang (z.B. Impulsen), 

• Speicher, 

• Schnittstellenadapter zum Bereitstellen des Messprotokolls, 

• Uhr / Synchronisation, 

• Modem. 

Moderne Geräte beinhalten alle vorgenannten Funktionen. Bei älteren Geräten 

sind die unterschiedlichen Funktionen auf verschiedene Geräte verteilt, die sich 

üblicherweise in einem Messschrank befinden. 

Die Zählwerke besitzen für den Wandlerschluss standardisierte 

Eingangsparameter (100 V für Spannung, 1 A oder 5 A für Strom). Damit sind 

sie unabhängig von der Leistung des Kunden. Die Anpassung erfolgt 

ausschließlich über die Wandler. Durch die Integration der Wandler in die 

Schaltanlage liegen die überwiegenden Integrationskosten bei der Auswahl und 

Montage der Wandler. Die Messsätze sind standardisiert; Unterschiede sind nur 

über die Anzahl der Quadranten und der Genauigkeitsklassen zu 

berücksichtigen. 

Einflussfaktoren der Messeinrichtungen auf die Kosten 

Für die Klassifizierung der Messeinrichtungen wird betrachtet, welche 

Einflussfaktoren in welchem Maße zu einem Anstieg der Beschaffungs- oder 

Betriebskosten führen. Es wird bewertet, wie die aufgenommene bzw. benötigte 

Leistung des Kunden, untergliedert nach benötigter Nennspannung und 


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benötigtem Nennstrom, sowie unterschiedliche Technologien der Schaltanlagen 

und Wandler die Kosten beeinflussen. 

Durch die Untersuchung der Technologien und der Beschaffungskosten gemäß 

Listenpreisen der Hersteller können folgende vorläufige Aussagen bezüglich der 

Einflussfaktoren der Messeinrichtungen auf die Kosten getroffen werden: 

• Hauptkostentreiber für Zähler und Wandler ist die Nennspannung des 

Kunden. Abhängig von der Spannungsebene (Nieder-, Mittel-, Hoch- 

oder Höchstspannung) verändern sich die Beschaffungskosten 

zwischen dem Faktor zehn und einhundert. 

• Der Nennstrom des Kunden beeinflusst die Kosten für Zähler und 

Wandler gering. Mit zunehmendem Nennstrom verändern sich die Kern- 

und Wicklungsstärke im Stromwandler. Bei zunehmender Wicklung 

nimmt die Stärke des Kernes ab. Die Beschaffungskosten variieren aus 

diesem Grund nur gering mit zunehmendem Nennstrom. 

• Die Technologien der Schaltanlagen, in welche die Wandler eingebaut 

werden (beispielsweise luft- oder gasisolierte Schaltanlagen), 

beeinflussen die Kosten ebenfalls gering, da sich diese durch 

unterschiedliche Kosten zwischen den unterschiedlichen Technologien 

ausgleichen. Was bei gasisolierten Schaltanlagen an Kosten durch 

Wegfall des Ölisolierpapiers eingespart wird, wird durch Anforderungen 

an Gehäuse und notwendigen Prüfungen preislich wieder ausgeglichen. 

4.2.4 Ergebnis: Klassifizierung der Strommesstechnik 

Für die Klassifizierung im Strombereich werden die vorhandenen Zähler so 

zusammengefasst, dass vergleichbare Anforderungen an die: 

• Messdatenbereitstellung und -verarbeitung, 

• Netzentgeltabrechnung, 

• Charakteristiken der Zählerausstattung (Zähler einschließlich 

Zählerfernauslesung bei RLM-Zählern) und Wandler zur Anpassung an 

die Spannungsebene 

aus Sicht der Mindestanforderungen an Netzbetreiber berücksichtigt werden. 

Eine Berücksichtigung unterschiedlicher Nennströme oder Technologien findet 

nicht statt, da sie die Kosten nur gering beeinflussen. 


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Die resultierende Messtechnik-Klassifikation ist in der nachfolgenden Tabelle 

aufgeführt. 

1. Niederspannung 

1. Standardlastprofil 

1. Arbeitszähler Eintarif 


1. Wechselstrom ohne Wandler, Genauigkeitsklasse 2 

2. Drehstrom, Genauigkeitsklasse 2 

2. Arbeitszähler Mehrtarif 

1. Wechselstrom, Genauigkeitsklasse 2 

2. Drehstrom, Genauigkeitsklasse 2 

2. Sonderfall SLP: 

Sonstige Leistungsmessung, Drehstrom, Genauigkeitsklasse 2 

3. RLM-Niederspannung: 

Registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, Genauigkeitsklasse 1 

4. Stromwandler Niederspannung 

1. Bis 200 A 

2. Über 200 A 

2. Mittelspannung 

1. RLM-Mittelspannung 

Registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, Genauigkeitsklasse 1 

2. Stromwandler 

3. Spannungswandler 

3. Hochspannung 

1. RLM-Hochspannung 

Registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, Genauigkeitsklasse 0,5 



4. Höchstspannung 

1. RLM_Hochspannung 

Registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, Genauigkeitsklasse 0,2 



5. TK-Anlagen 

Tabelle 9: Klassifikation der Strommesstechnik 

4.2.5 Klassifizierung der Gasmesseinrichtungen 

Die Gasgeräteinfrastruktur ist abhängig vom benötigten Gasvolumen pro 

Stunde und vom Gasdruck an der Messstelle. 

Gaszähler 

Die Gaszähler messen das Betriebsvolumen an der Entnahmestelle und sind 

nach entsprechendem Durchflussgrößen und Nenndruck zu dimensionieren. 

Die Preise für die Gaszähler variieren je Durchflussgröße (G), Nenndruck (PN) 

und eingesetzter Technologie. Die eingesetzten Technologien sind abhängig 

von der Durchflussmenge und gliedern sich wie folgt: 

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Verdrängungsgaszähler 

Beim Verdrängungsgaszähler wird durch Drehkolben, Drehflügel- und 

Schleusenkolben sowie durch bewegliche Messkammerwände bzw. 

verformbare Trennwände ein Teilvolumen eingeschlossen, das im Zählerwerk 

als Volumen im Betriebszustand summiert wird. Sie werden vorzugsweise für 

kleinere und mittlere Volumenströme sowie bei intermittierendem Betrieb 

eingesetzt. Ihnen sind Balgengaszähler und Drehkolbengaszähler zuzuordnen. 

Strömungsgaszähler 

Den Strömungsgaszählern sind Turbinenradgaszähler, Wirbelgaszähler, und 

Ultraschallgaszähler zuzuordnen. Maße für das durchströmte Volumen im 

Betriebszustand sind: durch den Gasstrom erzeugte Umdrehungen eines 

Turbinenrades, Wirbel durch ein feststehendes Bauteil im Gasstrom oder die 

wechselweise vor- oder rückwärtige Durchschallung von einem oder mehreren 

zur Querschnittsfläche geneigten Pfaden. 

Umwerter 

Für die Ermittlung des Abrechnungsvolumens ist die Umrechnung des am 

Gaszähler gemessenen Betriebsvolumens in das Normvolumen erforderlich. 

Das Normvolumen wird durch die Umwertung des Betriebsvolumens mit den 

zusätzlichen Umrechnungsgrößen Temperatur, Effektivdruck und Luftdruck 

ermittelt. Die Umwertung erfolgt durch Umrechnung beziehungsweise, bei 

Zählergrößen > G 250 und mit einem Effektivdruck des Gases peff > 1 bar, 

mittels geeichter Zustandsmengenumwerter. Die Geräte arbeiten mechanisch 

oder elektronisch und berücksichtigen die veränderlichen Zustandsgrößen wie 

Druck und Temperatur. 

Die Abrechnungstemperatur wird bei Zählern der Größe = G 25 können auch 

andere Temperaturen verwendet werden. Diese sind aber stichprobenweise 

durch Messung in der Anlage oder vergleichbaren Anlagen zu bestätigen. Auf 

Verlangen eines Vertragspartners ist die Messmöglichkeit der Temperatur 

vorzusehen. 


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Der Effektivdruck wird entweder durch den Netzdruck oder ein der 

Endkundenanlage vorgeschalteten Gasdruckregelgerätes vorgegeben. Dem 

Regelgerät oberhalb 30 mbar soll möglichst nur ein Zähler zugeordnet sein. 

Dem Regelgerät kann mehr als ein Zähler zugeordnet werden, sofern dieses 

den Gesamtdurchfluss der zugeordneten Zähler abdeckt. Das 

Gasdruckregelgerät ist nicht Bestandteil der Messeinrichtung und wird aus 

diesem Grund in der Erhebung nicht berücksichtigt. 

Einflussfaktoren der Messeinrichtungen auf die Kosten 

Für die Klassifizierung der Messeinrichtungen wird betrachtet, welche 

Einflussfaktoren in welchem Maße zu einem Anstieg der Beschaffungs- oder 

Betriebskosten führen. Es wird bewertet, wie die aufgenommene bzw. benötigte 

Gasmenge des Kunden, untergliedert nach benötigtem Druck und 

Durchflussgröße, sowie unterschiedliche Technologien der Zähler und 

Zusatzgeräte die Kosten beeinflussen. 

Durch die Untersuchung der Technologien und der Beschaffungskosten gemäß 

Listenpreisen der Hersteller können folgende vorläufige Aussagen bezüglich der 

Einflussfaktoren der Messeinrichtungen auf die Kosten getroffen werden: 

• Hauptkostentreiber ist die eingesetzte Zählertechnologie. Die 

Beschaffungskosten variieren signifikant zwischen den Technologien. 

• Weitere Kostentreiber sind: 

• die Zählergröße für den benötigten Gasdurchfluss. 

• der Nenndruck. 

• die Datenspeicherung und -übertragung an der Messstelle. 

• der Einsatz von Zustandsmengenumwertern. 

Bezüglich der Messung und Abrechnung der Netzentgelte ergibt sich die 

funktionelle Unterscheidung im Wesentlichen durch die Differenzierung nach 

Standardlastprofil und registrierender Leistungsmessung (was in der 

Abrechnung der jährlichen bzw. monatlichen Abrechnung entspricht). Die 

Zählergröße spielt nur dann eine Rolle, wenn mit der Größe per technischer 

Richtlinie funktionelle Besonderheiten verbunden sind wie der Einsatz von 

Zustandsmengenumwertern bei Zählern größer G 250. 


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Bezüglich des Messstellenbetriebes sollen Zähler so zusammengefasst 

werden, dass: 

• die Zähler innerhalb einer Klasse funktionell vergleichbar sind. 

• die Kostenschwankungen innerhalb der Klasse kleiner sind als der 

Abstand zum Mittelwert der nächsten Klasse. 

Damit wird ein Kompromiss erreicht zwischen einer Begrenzung der Anzahl der 

Zählerklassen einerseits und der Anerkennung bestimmter Kostenunterschiede 

andererseits. 

Bei den Messstellen mit registrierender Leistungsmessung ist die 

Individualisierung bei der Errichtung der Messstelle ein wesentlicher 

Kostentreiber. Diese Individualisierung entsteht durch: 

• Abstimmungsprozesse mit dem Kunden bei der Errichtung der 

Messstelle. 

• Anpassung der Messeinrichtung an die örtlichen und technischen 

Bedingungen am Einbauort. 

4.2.6 Ergebnis: Klassifizierung der Gasmesstechnik 

Da das Ziel der Klassifizierung eine für Händler und Endkunden überschaubare 

Anzahl von Zählerklassen ist, müssen funktionell vergleichbare Zähler 

zusammengefasst werden. Die gewählte Anzahl von 63 Größen stellt einen 

Kompromiss zwischen dem Ziel von wenigen Klassen und der von der 

Bundesnetzagentur ermöglichten Anzahl von Eingabevarianten dar. Die 

Gestaltung der Zählerklassen soll sich dabei auf die betrieblich relevanten 

Konfigurationen beschränken. Deutliche Differenzen aus den messstellen- und 

kundenspezifischen Kosten sind dabei ebenso durch eine Gewichtung 

auszugleichen wie unterschiedliche spezifische Beschaffungskosten. 

Funktionell lassen sich die Gaszähler strukturieren nach: 

• Standardlastprofilzählern mit Messung des Arbeitsvolumen des 

Gasverbrauchs und manueller Ablesung: 

• Ableseintervalle jährlich als Standard und Grundanforderung aus 


Sicht des Netzbetreibers, 

• Ableseintervalle monatlich bei großen Abnahmestellen, 

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• Zählern für registrierende Leistungsmessung mit Erfassung, 

Registrierung und Fernübertragung von Arbeits- und Leistungswerten im 

Stundenintervall: 

• ohne Zustandsmengenumwerter. 

• mit Zustandsmengenumwerter. 

Bezüglich der technischen Ausstattung wurde unterschieden nach: 

• Messverfahren (Balgen-, Drehkolben- und Turbinenradgaszähler), 

• Nenngröße in Stufen, 

• Nenndruck. 


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Die Klassen der Gasmesstechnik gliedern sich wie folgt: 

1. Gaszähler SLP 

1. G 1.6 – G 10 < PN 10 

1. Balgengaszähler 

2. G 16- G 25 

3. G 40 

2. Gaszähler RLM 


2. Drehkolbenzähler 

3. Turbinenradgaszähler 




1. G 40 – G 100 < PN 10 PN 10-16 PN 25-40 > PN 40 




4. Wirbelradgaszähler 

2. G 160 – G 400 




4. Ultraschallgaszähler 

3. G 650 – G 1600 < PN 10 PN 10-25 >= PN 40 




4. >= G 2500 




3. Umwerter (ohne PN) 

1. Temperatur-Mengenumwerter 

2. Elektronische Zustandsmengenumwerter 

3. Mechanische Zustandsmengenumwerter 

4. Kalorimeter 


Tabelle 10: Klassifikation der Gasmesstechnik 

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4.3 Auswahl statistischer Maße für die Ermittlung der 


Aufgabenstellung der Bundesnetzagentur war: »Ermittlung von Obergrenzen 

anhand anerkannter betriebswirtschaftlicher Verfahren«. Die Entgeltobergrenze 

soll den Kosten entsprechen, die für die Erbringung einer definierten Leistung 

maximal noch angemessen sind. 

Zur Bestimmung angemessener Entgeltobergrenzen für Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung der Netzentgelte stehen verschiedene 

standardmäßig verwendete statistische Verfahren und Maße zur Verfügung. 

Diese sind zu vergleichen und gegeneinander abzuwägen. 

Bei der Auswahl geeigneter Verfahren sind mehrere Kriterien zu 

berücksichtigen: 

• Ausschluss von Ausreißern: 

Ausreißer am obersten oder untersten Ende des Entgeltspektrums 

sollten keinen bestimmenden Einfluss auf die Ermittlung des 

Effizienzziels haben, da sie nicht für die Mehrheit der Anbieter 

repräsentativ sind. 

• Anreizsetzung: 

Die Obergrenze sollte geeignet sein, einen Anreiz zur 

Effizienzsteigerung zu geben. 

• Einschluss einer angemessenen Menge: 

Die Obergrenze sollte so gewählt werden, dass insgesamt eine 

angemessene Menge an Unternehmen wie Entnahmestellen enthalten 

sind. 

4.3.1 Charakteristika verschiedener statistischer Maße 

Quantile und Median 

Ein Quantil ist eine Schnittstelle in einer (nach Rang, Größe etc.) sortierten 

Verteilung von Messwerten, unterhalb dessen ein bestimmter Anteil der Fälle 

liegt. Das Quantil, das heißt der zu ermittelnde Prozentsatz, kann beliebig 

gewählt werden. Das am häufigsten verwendete Quantil ist das »Quartil«, bei 

dem die Messwerteskala in vier gleich große, je 25% der Messwerte 

umfassende Abschnitte unterteilt wird. Entsprechend liegen unterhalb des 

1. Quartils 25%, unterhalb des 2. Quartils liegen 50% und unterhalb des 3. 

Quartils 75% der Messwerte. 


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Ein besonderes Quantil ist der Median beziehungsweise das 2. Quartil: Der 

Median ist der Punkt auf der Skala der Messwerte, unter- und oberhalb dessen 

jeweils die Hälfte der Messwerte liegt. 

Quantile werden nicht durch Ausreißer beeinflusst, da bei ihrer Berechnung 

nicht die Werte aller Datenpunkte berücksichtigt werden, sondern allein der 

Wert desjenigen Datenpunktes, das dem gewählten Quantil entspricht. Das 

heißt zum Beispiel, dass der Median nicht durch wenige Unternehmen mit 

besonders hohen oder niedrigen Entgelten verzerrt werden kann, sondern dass 

er anzeigt, zu welchem Entgelt das 50. von 100 Unternehmen (in einer 

geordneten Reihe) die Leistung anbietet. Auf die Entnahmestellen bezogen 

zeigt der Median an, bei welchem Entgelt 50% der Entnahmestellen abgedeckt 

sind. 

Mittelwert 

Der Mittelwert ist das arithmetische Mittel der Messwerte und ein übliches Maß 

für einen Durchschnittswert. 

Er berechnet sich aus der Summe der Messwerte geteilt durch ihre Anzahl. 

Dadurch ist der Mittelwert durch Ausreißer beeinflussbar. Gibt es beispielsweise 

Ausreißerunternehmen mit sehr hohen Entgelten, erhöht sich das rechnerisch 

ermittelte mittlere Entgelt. Ist an den Mittelwert die Entgeltobergrenze 

gekoppelt, so wird diese ebenfalls automatisch erhöht. 

Standardabweichung 

Die Standardabweichung beschreibt, wie weit die Messwerte einer Datenreihe 

durchschnittlich vom Mittelwert entfernt sind. In diesem Fall zeigt die 

Standardabweichung also an, wie weit die Entgelte durchschnittlich vom 

mittleren Entgelt entfernt sind. Je größer die Abweichung der Entgelte 

voneinander ist, desto größer ist die Standardabweichung. Die 

Standardabweichung wird jeweils ober- und unterhalb des Mittelwerts 

abgetragen und bildet damit ein Intervall, innerhalb dessen sich normalerweise 

rund zwei Drittel der Messwerte befinden. 

Die Standardabweichung wird durch Ausreißer direkt beeinflusst. Sind in einer 

Messreihe einige Unternehmen mit sehr hohen Entgelten und/oder einige mit 

sehr niedrigen Entgelten im Vergleich mit der Mehrheit, so vergrößern sie die 

Standardabweichung und damit den Intervall um den Mittelwert herum. Würde 

die obere Intervallgrenze als Entgeltobergrenze gewählt, hätten die Ausreißer 

entsprechend Einfluss darauf, den Anpassungsdruck zu ihren Gunsten zu 

verringern oder zu erhöhen. 


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Im Ergebnis erfüllen Quantile und Median die erforderlichen Kriterien zur 

Bestimmung einer Entgeltobergrenze besser als die Maße Mittelwert und 

Standardabweichung. Der zentrale Vorteil ist, dass Quantile nicht von 

Ausreißern im oberen oder unteren Messwertspektrum beeinflusst werden. 

Zudem können beliebig viele Quantile betrachtet werden, je nachdem, welche 

Abschnitte in der Datenreihe von besonderem Interesse sind. 

Welches Quantil zur Bestimmung der Entgeltobergrenzen gewählt wird und ob 

es auf Basis der Anzahl der Unternehmen oder der Anzahl der Entnahmestellen 

gebildet werden soll, ist im weiteren Verlauf der Datenanalyse zu bestimmen. 

Grafisch dargestellt werden zunächst die Quantile bei 25%, 50% (Median) und 

75% der Unternehmen beziehungsweise der Entnahmestellen. 


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5 Analyse der relevanten Daten 

5.1 Analyse der Daten der Bundesnetzagentur 


Durch die Strukturierung und Analyse des Datenbestandes der 

Bundesnetzagentur soll ein Benchmarking der Mess- und Abrechnungsentgelte 

ermöglicht werden. 

Die Entgelte für Einbau, Betrieb und Wartung im Messstellenbetrieb sowie die 

Entgelte für Messung und Abrechnung der Netzentgelte sollen mit 

ausgewählten statistischen Verfahren untersucht werden. Dabei sollen 

Spannweiten und Ausreißer betrachtet und interpretiert werden. 

Die vorliegenden Daten sollen so analysiert und aufbereitet werden, dass 

statistische Zusammenhänge zwischen Entgelten und: 

• Geografischen Strukturmerkmalen (Netzbelegenheit), 

• Anzahl der Sparten eines Unternehmens, 

• Unternehmensgröße (Anzahl der Entnahmestellen) 

untersucht werden können. Die folgenden Hypothesen sollen getestet werden: 

• Strukturmerkmale beeinflussen das Entgelt. 

• Das Entgelt sinkt mit steigender Anzahl der Sparten. 

• Das Entgelt sinkt mit steigender Anzahl der Entnahmestellen. 

Die Annahme bezüglich der Strukturmerkmale ist, dass sich das Entgelt für ein 

sich in den neuen Bundesländern befindendes Netz aufgrund struktureller 

Einflusskriterien wie der Messstellendichte oder der geografischen Faktoren 

vom Entgelt eines Netzes in den alten Bundesländern unterscheiden könnte. 

Die Annahme hinter den letzten beiden Hypothesen ist, dass Skaleneffekte 

günstigere Entgelte ermöglichen könnten. 


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5.1.2 Methodisches Vorgehen 

Die von der Bundesnetzagentur plausibilisierten und anonymisierten Daten 

werden von der LBD-Beratungsgesellschaft wie folgt analysiert: 

Die angegebenen Entgelte werden getrennt für Messstellenbetrieb, Messung 

und Abrechnung der Netzentgelte betrachtet. Die Daten wurden entsprechend 

der Strukturen des C1-Preisblattes im Strom und des C3-Preisblattes im Gas 

(Erhebungsbögen der Bundesnetzagentur) der zweiten Kostenprüfungsrunde 

zur Verfügung gestellt. Darin stellt Messstellenbetrieb eine Unterkategorie des 

Bereiches Messung dar. Für die Analyse werden die zugehörigen Daten für 

diese Bereiche getrennt. 

Aufgrund der in den vorliegenden Daten enthaltenen Informationen sind 

ausschließlich die Kosten, die in die Bildung der Entgelte einfließen, 

Gegenstand dieses Gutachtens. Es wird von einer marktüblichen Qualität in 

den Leistungen ausgegangen. 

Die Kategorien aus der Struktur der Preisblätter werden so klassifiziert, dass 

sich die angegebenen Entgelte sowie die Funktionalitäten der Zählertypen 

innerhalb der Klassen nicht signifikant unterscheiden (siehe weitere 

Erläuterungen in den Abschnitten 5.1.3 und 5.1.6). 


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Kennzahlen 

Um Spannweiten, Minimal- sowie Maximalwerte und Ausreißer erkennbar zu 

machen, wurden die Entgelte in geordnete Reihen gebracht. Für jede 

Gruppierung wurde eine geordnete Reihe der Entgelte erzeugt, zu der jeweils 

folgende statistische Kennzahlen berechnet und teilweise grafisch dargestellt 

wurden: 

Minimum 

Mittelwert 

Maximum 

Kennzahlen zu den Unternehmen 

Quantil Q25 

Median (Q50) 

Quantil Q75 


Anzahl der Unternehmen 


Statistische Kennzahlen 

Kennzahlen zu den Entnahmestellen 

Quantil Q25 

Median (Q50) 

Quantil Q75 

Anzahl der Entnahmestellen 

Tabelle 11: In der Analyse verwendete statistische Kennzahlen 

Die Darstellung der Entgelte, Quartile und der Mediane ist in Abschnitt 5.4 

»Zusammenfassende Datenanalyse« dargestellt, da hier eine Integration des 

Datenbestandes der Bundesnetzagentur, der Daten aus der Markterhebung und 

des berechneten kosteneffizienten Preises in einer Darstellung vorgenommen 

wurde. 

Zusammenhang zwischen Entgelt und Struktur- und 

Unternehmensmerkmalen 

Um den Zusammenhang zwischen den Entgelten und strukturellen 

Unterschieden sowie Skaleneffekten zu testen, werden in den Abschnitten 

5.1.4.1 und 5.1.7.1 die Entgelte mit den in den Daten der Bundesnetzagentur 

vorhandenen Angaben zur Anzahl der betriebenen Sparten farblich 

unterschiedlich in der geordneten Reihe markiert. Es wird die Annahme 

untersucht, dass die Entgelte von Mehrspartenunternehmen aufgrund von 

Skaleneffekten häufiger im unteren Bereich der geordneten Reihe vertreten sein 

und damit ein geringeres Entgelt aufweisen könnten als 

Einspartenunternehmen. 

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In den Abschnitten 5.1.4.2 und 5.1.7.2 wird in geordneten Reihen die 

Belegenheit des Netzes in den einzelnen Klassen farblich unterschiedlich 

dargestellt. Es wird untersucht, ob sich die Entgelte von Netzen in den neuen 

Bundesländern (im Folgenden: Ost-Belegenheit) aufgrund demografischer und 

geografischer Einflussfaktoren von den in den alten Bundesländern belegenen 

Netzen (im Folgenden: West-Belegenheit) unterscheiden. Angenommen wird, 

dass die Entgelte von im Osten belegenen Netzen im oberen Bereich der 

geordneten Reihe häufiger vertreten sein würden. Die Absatzdichte, gemessen 

als betreute Entnahmestellen pro Quadratkilometer, wäre eine weitere 

Möglichkeit, strukturelle Einflussfaktoren zu untersuchen. Hierfür standen 

allerdings nicht die notwendigen Daten zu Verfügung. 

Um den Zusammenhang zwischen den Entgelten und der Größe der 

Unternehmen zu untersuchen, werden in den Abschnitten 5.1.4.3 und 5.1.7.3 

die Entgelte der Anzahl der Entnahmestellen gegenübergestellt. In dieser 

Darstellung zeigt eine Regressionslinie etwaige positive oder negative 

Zusammenhänge zur Anzahl der Entnahmestellen. 

5.1.3 Strukturierung des Datenbestandes Strom 

Insgesamt wurden 123 Datensätze zur Analyse bereitgestellt. Die Struktur der 

Daten entsprach dem Preisblatt der Erhebung der zweiten Kostenprüfung. 

Für eine Erst-Analyse der Daten sowie für die Markterhebung und die 

Ermittlung des kosteneffizienten Preises wurde die in Abschnitt 4.2 

hergeleiteten Zählerklassen verwendet. Danach wurde die Klassifizierung 

weitgehend an das Preisblatt angepasst, um die zusammenfassende 

Datenanalyse (einschließlich der Berechnung der statistischen Kennzahlen) 

sowie die Ermittlung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen in den einzelnen 

Entgeltkategorien des Preisblatts durchführen zu können. 


22.04.2008 • 94/295




Die unterschiedlichen Klassifizierungen und ihre Beziehung zu den 

Bezeichnungen im Preisblatt im Überblick: 

Bezeichnung im Preisblatt Klassifizierung während 

der Erst-Analyse, für 

Markterhebung und 

Errmittlung des 

kosteneffizienten Preises 

Niederspannungszähler sowie Zähler 

der Umspannung MS/HS 

Arbeitszähler, Eintarif, Drehstrom, ohne 

Wandler, ohne TK-Komponente 

Arbeitszähler, Eintarif, Drehstrom, ohne 

Wandler, mit TK-Komponente 

Arbeitszähler, Eintarif, Wechselstrom, 

ohne Wandler, ohne TK-Komponente 


ohne Wandler, mit TK-Komponente 

Arbeitszähler, Eintarif, Drehstrom, mit 


Arbeitszähler, Eintarif, Drehstrom, mit 



mit Wandler, ohne TK-Komponente 


mit Wandler, mit TK-Komponente 

Arbeitszähler, Mehrtarif, Drehstrom, 

ohne Wandler, ohne TK-Komponente 

Arbeitszähler, Mehrtarif, Drehstrom, 

ohne Wandler, mit TK-Komponente 

Arbeitszähler, Mehrtarif, 

Wechselstrom, ohne Wandler, ohne 

TK-Komponente 


Wechselstrom, ohne Wandler, mit TK- 

Komponente 

Arbeitszähler, Mehrtarif, Drehstrom, mit 


Arbeitszähler, Mehrtarif, Drehstrom, mit 



Wechselstrom, mit Wandler, ohne TK- 

Komponente 


Wechselstrom, mit Wandler, mit TK- 

Komponente 

Mit sonstiger Leistungsmessung, 

Drehstrom, ohne Wandler, ohne TK- 

Komponente 


Drehstrom, ohne Wandler, mit TK- 

Komponente 


Drehstrom, mit Wandler, ohne TK- 

Komponente 


Drehstrom, mit Wandler, mit TK- 

Komponente 

Mit registrierender Leistungsmessung, 

Drehstrom, ohne Wandler, ohne TK- 



Nicht berücksichtigt, da 

diese Zählertypen (96h 

Zähler, Maximumzähler) 

Anforderungen des 

Vertriebes sind 

nicht berücksichtigt 

(Anforderung des 

Vertriebes) 

Niederspannung mit 

registrierender 

Klassifizierung für die 

zusammenfassende Analyse 

und die Bestimmung der 


Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif, ohne 

Wandler 


Arbeitszähler, Eintarif, mit 

Wandler 



ohne Wandler 


Arbeitszähler, Mehrtarif, mit 

Wandler 


sonstige Leistungsmessung, 

ohne Wandler 



mit Wandler 


registrierende 

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Bezeichnung im Preisblatt Klassifizierung während 

der Erst-Analyse, für 

Markterhebung und 

Errmittlung des 

kosteneffizienten Preises 



Klassifizierung für die 

zusammenfassende Analyse 

und die Bestimmung der 


Komponente Leistungsmessung, 


Drehstrom, ohne Wandler, mit TK- 

Komponente 



Komponente 



Komponente 

Mittelspannungszähler sowie Zähler 

der Umspannung MS/HS 



Komponente 



Komponente 



Komponente 



Komponente 

Hochspannungszähler 



Komponente 

Höchstspannungszähler 



Komponente 

Niederspannung mit 



Nicht berücksichtigt, zu 

wenig Datensätze 

Mittelspannung mit 



Hochspannung mit 



Höchstspannung mit 



Drehstrom, ohne Wandler, 




Leistungsmessung, 

Drehstrom, ohne Wandler, 





Drehstrom, mit Wandler, 





Drehstrom, mit Wandler, mit 

TK-Komponente 

Mittelspannung, 







TK-Komponente 





TK-Komponente 






Hochspannung, 




TK-Komponente 

Höchstspannung, 




TK-Komponente 

Tabelle 12: Gruppierung der Kategorien des C1-Preisblattes in die Klassifizierungen für die verschiedenen 

Analysen 

Wie in Abschnitt 4.2 zur Klassifizierung der Zähl- und Messtechnik ausgeführt, 

wurde die Messtechnik so klassifiziert, dass Geräte mit den gleichen 

Funktionen und weitestgehend gleichem Preis zusammengefasst werden. Dies 

22.04.2008 • 96/295




geschah auf einer hohen Aggregationsebene für die Erstanalyse der Daten 

sowie für die Markterhebung und anschließend näher am Preisblatt 

ausgerichtet für die Einzelanalysen sowie die zusammenfassende Analyse 

einschließlich der Ermittlung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen. 

Für die Erstanalyse, die Markterhebung und die Ermittlung des 

kosteneffizienten Preises wurden nur die Funktionalitäten bei der Bildung der 

Zählerklassen berücksichtigt, die aus Sicht des Netzbetreibers für die 

Abrechnung der Netznutzungsentgelte und die Abwicklung der Netznutzung 

zwingend notwendig sind. Die nachfolgend beschriebenen Zählerklassen (die in 

der Erstanalyse unberücksichtigt blieben) beinhalten darüber hinaus 

Funktionen, die vor allem für den Vertrieb interessant sind oder die aus 

historischen Gründen derzeit noch in signifikanter Anzahl auf dem Markt sind. 

Die Klasse »sonstige Leistungsmessung« in der Mittelspannung sollte zukünftig 

nicht mehr am Markt zu finden sein, da mit dem Beschluss BK6-06-009 der 

Bundesnetzagentur für alle Kunden mit einem Jahresverbrauch > 100.000 KWh 

Lastgänge im Viertelstundentakt täglich im MSCONS-Format durch den 

Verteilnetzbetreiber bereitgestellt werden müssen. Da im Bereich der 

Mittelspannung alle Kunden einen Verbrauch über dieser Grenze aufweisen, 

sind diese Kunden auf registrierende Leistungsmessung umzustellen und 

analog zu den bereits vorhandenen Kunden mit registrierender 

Leistungsmessung abzulesen und abzurechnen. Diese Klasse wurde darum in 

der Markterhebung nicht berücksichtigt. 

Im Niederspannungsbereich wird es den Sonderfall »sonstige 

Leistungsmessung« dauerhaft geben, da die Konzessionsabgabenverordnung 

(KoAV) eine Leistungsmessung für alle Kunden mit mehr als 30.000 KWh und 

30 KW vorsieht. Die Höhe der Konzessionsabgabe für die 

Standardlastprofilkunden ist bei einem Verbrauch über 30.000 KWh geringer als 

bei einem Verbrauch unter 30.000 KWh. Sie wird den Lieferanten in Rechnung 

gestellt und es bleibt in seinem Interesse zu prüfen, wann die 

Verbrauchsgrenzen über- oder unterschritten werden. Es muss hier beurteilt 

werden, inwieweit die Kosten dafür in den Entgelten genehmigt werden sollen, 

da sie nicht Kernbestandteil der Netznutzung darstellen, sondern vielmehr 

Kosten für die Sicherung des Wettbewerbs sind. 

In der Niederspannung sind überdies Zwei- oder Mehrtarifzähler für 

unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen (Speicherheizungsanlagen), 

Schwachlastanwendungen sowie die in der Vergangenheit eingesetzten 96- 

Stunden-Zähler aufgrund früherer vertraglicher Regelungen im Einsatz. 

Mehrtarifzähler machen aktuell noch ca. 10% der deutschlandweiten Zähler aus 

(Im Datenbestand der Bundesnetzagentur sind 8% Mehrtarifzähler enthalten). 


22.04.2008 • 97/295




Da sie Vertriebsanforderungen darstellen, wurden diese Zählertypen in der 

Markterhebung nicht berücksichtigt. 

Die Klassifizierungen der Preisblätter sind zukünftig zu prüfen und 

gegebenenfalls den aktuellen Anforderungen anzupassen. 

In der Höchstspannung wurden keine Daten bereitgestellt. Diese Klasse wird 

darum in der weiteren Analyse nicht berücksichtigt. 

5.1.4 Beschreibung der Analysen: Strom 

Nachfolgend sind beispielhaft die einige aussagekräftige Zählerkategorien 

dargestellt. Die vollständige Darstellung der Abbildungen ist in der Anlage 

enthalten. 

5.1.4.1 Analyse Entgelt und Anzahl Sparten 

Analyse Messstellenbetrieb 

Abbildung 32: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederspannung, Arbeitszähler, 

Eintarif ohne Wandler 

Die angegebenen Entgelte der Einspartenunternehmen sind über die gesamte 

Entgeltspanne zwischen 3,36 Euro und 16,14 Euro verteilt. Die Entgelte der 

Zwei- und Mehrspartenunternehmen sind im oberen Bereich der geordneten 

Reihe häufiger vertreten als im unteren. Die Entgelte fallen nicht mit 

zunehmender Anzahl Sparten. 


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Abbildung 33: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederspannung, registrierende 

Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

Abbildung 34: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, registrierende 



22.04.2008 • 99/295




Abbildung 35: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Hochspannung, registrierende 


Analyse Messung 

Abbildung 36: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler 


Entgeltspanne verteilt. Die Entgelte der Zwei- und Mehrspartenunternehmen 

sind im oberen Bereich der geordneten Reihe häufiger vertreten als im unteren. 

Die Entgelte fallen nicht mit zunehmender Anzahl Sparten. 


22.04.2008 • 100/295




Abbildung 37: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederspannung, registrierende 


Abbildung 38: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Mittelspannung, Drehstrom, mit Wandler, 



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Abbildung 39: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Hochspannung, registrierende 


Analyse Abrechnung 

Abbildung 40: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler 


Entgeltspanne zwischen 3,68 Euro und 20,16 Euro verteilt. Die Entgelte der 

Zwei- und Mehrspartenunternehmen sind gleichmäßig in der geordneten Reihe 

verteilt. Die Entgelte fallen nicht mit zunehmender Anzahl Sparten. 


22.04.2008 • 102/295




Abbildung 41: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 


Abbildung 42: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende 



22.04.2008 • 103/295




Abbildung 43: Strom, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung, Hochspannung, registrierende 


Die Darstellungen in den einzelnen Klassen zeigen durchgängig, dass ein 

Zusammenhang zwischen dem angegebenen Entgelt und der Anzahl der 

betriebenen Sparten eines Unternehmens nicht aus den Daten ablesbar ist. 


22.04.2008 • 104/295




5.1.4.2 Analyse Entgelt und Belegenheit 



Arbeitszähler, Eintarif ohne Wandler 

Die Entgelte von Unternehmen mit Netzen in den alten Bundesländern sind 

gleichmäßig über die gesamte Kurve verteilt. Die Unternehmen mit Ost- 

Belegenheit sind ebenfalls über die gesamte Kurve vertreten. 


registrierende Leistungsmessung, Drehstrom mit Wandler, mit TK-Komponente 


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Abbildung 46: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, 

registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

Abbildung 47: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Hochspannung, 



22.04.2008 • 106/295





Abbildung 48: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif ohne 

Wandler 

Die Entgelte von Unternehmen mit Netzen mit West-Belegenheit sind 

gleichmäßig über die gesamte Kurve verteilt. Die Ost-belegenen Netze sind 

ebenfalls über die gesamte Kurve vertreten. Die Entgelte der Netze mit Ost- 

Belegenheit weisen keine durchschnittlich höheren oder niedrigeren Entgelte 

aus als von Netzen mit West-Belegenheit. 

Abbildung 49: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Niederspannung, registrierende 



22.04.2008 • 107/295




Abbildung 50: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Mittelspannung, registrierende 


Abbildung 51: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Hochspannung, registrierende 



22.04.2008 • 108/295




Analyse Abrechnung der Netzentgelte 

Abbildung 52: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, 

Eintarif, ohne Wandler 

Die Entgelte von Unternehmen mit Netzen mit West-Belegenheit sind 

gleichmäßig über die gesamte Kurve verteilt. Die Ost-belegenen Netze sind 

ebenfalls über die gesamte Kurve vertreten. Die Entgelte der Netze mit Ost- 

Belegenheit weisen keine durchschnittlich höheren oder niedrigeren Entgelte 

aus als von Netzen mit West-Belegenheit. 

Abbildung 53: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 



22.04.2008 • 109/295




Abbildung 54: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende 


Abbildung 55: Strom, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung, Hochspannung, Drehstrom, mit 


Ein statistischer Nachweis, dass die Entgelte durch strukturelle Unterschiede 

zwischen der Ost- oder West-Belegenheit des Netzes systematisch beeinflusst 

werden, konnte nicht erbracht werden. In der Messung für Nieder- und 

Mittelspannung sind die Entgelte von Unternehmen mit Ost-Belegenheit 

tendenziell niedriger als von Unternehmen mit Netzbelegenheit. 


22.04.2008 • 110/295




5.1.4.3 Analyse Entgelt und Anzahl Entnahmestellen 



Niederspannung Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler 

Die Entgelte im Messstellenbetrieb schwanken zwischen 3,36 und 16,14 Euro 

in der Niederspannung mit Arbeitszähler (Eintarif, ohne Wandler), zwischen 

33,70 und 681,80 Euro in der Niederspannung mit registrierender 

Leistungsmessung (Drehstrom, mit Wandler, mit TK), zwischen 73,22 und 

1.280,93 Euro in der Mittelspannung (RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK) 

und zwischen 140,00 und 9.606,16 Euro in der Hochspannung (RLM, 

Drehstrom, mit Wandler, mit TK). 

Die Regressionslinien zeigen teilweise einen schwachen positiven 

Zusammenhang zwischen den Entgelten und der Anzahl der Entnahmestellen. 

Die Entgelte steigen leicht mit zunehmender Anzahl der Entnahmestellen. 


22.04.2008 • 111/295





Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 


Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 


22.04.2008 • 112/295





Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 


Abbildung 60: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, Niederspannung, 

Eintarif, ohne Wandler 

Die Entgelte in der Messung schwanken zwischen 2,19 und 18,28 Euro in der 

Niederspannung mit Arbeitszähler (Eintarif, ohne Wandler), zwischen 37,91 und 

1.098,00 Euro in der Niederspannung mit registrierender Leistungsmessung 

(Drehstrom, mit Wandler, mit TK), zwischen 37,91 und 1.262,70 Euro in der 

Mittelspannung (RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK) und zwischen 39,25 

und 3.348,88 Euro in der Hochspannung (RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit 

TK). 

Die Regressionslinie zeigt teilweise einen negativen Zusammenhang zwischen 

den Entgelten und der Anzahl der Entnahmestellen, das heißt das Entgelt sinkt 


22.04.2008 • 113/295




leicht mit steigender Anzahl der Entnahmestellen. In der Niederspannung mit 

registrierender Leistungsmessung ist kein Zusammenhang erkennbar. 

Abbildung 61: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, Niederspannung, 


Abbildung 62: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, Mittelspannung, 



22.04.2008 • 114/295




Abbildung 63: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, Hochspannung, 


Analyse Abrechnung der Netzentgelte 

Abbildung 64: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Niederspannung, 

Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler 

Die Entgelte in der Abrechnung der Netzentgelte schwanken zwischen 3,68 und 

20,16 Euro in der Niederspannung mit Arbeitszähler (Eintarif, ohne Wandler), 

zwischen 62,85 und 557,76 Euro in der Niederspannung mit registrierender 

Leistungsmessung (Drehstrom, mit Wandler, mit TK), zwischen 51,88 und 

557,76 Euro in der Mittelspannung (RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK) und 

zwischen 44,19 und 599,52 Euro in der Hochspannung (RLM, Drehstrom, mit 

Wandler, mit TK). 


22.04.2008 • 115/295




Die Regressionslinie zeigt teilweise einen leichten positiven Zusammenhang 

zwischen den Entgelten und den Entnahmestellen, teilweise ist kein 

Zusammenhang zu erkennen. 

Abbildung 65: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Niederspannung, 


Abbildung 66: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Mittelspannung, 



22.04.2008 • 116/295




Abbildung 67: Strom, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Hochspannung, 


Insgesamt ist kein eindeutiger positiver oder negativer Zusammenhang der 

angegebenen Entgelte der Unternehmen mit der Anzahl der Entnahmestellen 

zu erkennen. Ein durchgehender statistischer Nachweis des Zusammenhanges 

konnte nicht erbracht werden. 

5.1.5 Ergebnis der Analysen: Strom 

Ein Zusammenhang zwischen Entgelten und Ein- und 

Mehrspartenunternehmen konnte nicht nachgewiesen werden. Die Annahme 

eines sinkenden Entgeltes mit zunehmender Anzahl der Sparten oder 

Entnahmestellen ist nicht durchgehend statistisch belegt; teilweise zeigt sich 

der umgekehrte Zusammenhang. 

Ein Zusammenhang zwischen Entgelten und Strukturmerkmalen durch Ost-/ 

West-Belegenheit des Netzes kann ebenfalls nicht nachgewiesen werden. 

Für die nicht in diesem Kapitel aufgeführten Zählerkategorien sind die 

entsprechenden Grafiken im Anhang aufgeführt. Die Analysen in einigen 

Zählerkategorien sind hingegen als nicht repräsentativ anzusehen, da die 

Datenbasis zu klein war. Dazu gehören Höchstspannung und Mittelspannung 

mit sonstiger Leistungsmessung. 


22.04.2008 • 117/295




Der fehlende Nachweis bedeutet nicht zwingend, dass es keinen 

Zusammenhang gibt. Vielmehr ist zu untersuchen, ob es weitere 

Einflussgrößen gibt, deren Auswirkungen aktuell größer sind als die Einflüsse 

der untersuchten Größen. Hierzu wird in Abschnitt 5.2 aus den Daten der 

Markterhebung die Sicht der Unternehmen zu den Einflussgrößen analysiert 

und in Abschnitt 5.5 eine weiterführende Analyse der Wert- und Kostentreiber 

vorgenommen. 

5.1.6 Strukturierung des Datenbestandes Gas 

Datenbestand 

Die Bundesnetzagentur hat für die zweite Kostenprüfungsrunde Gas die Daten 

für Messung und Messstellenbetrieb in folgender Struktur abgefragt: 

• Nach Zählergrößen, 

• Nach Typen, 

• Nach Leistungswerterfassung (ohne Leistungsmessung, mit 

Leistungsmessung), 

• Nach Druckstufe. 

Bei den Daten für Abrechnung der Netzentgelte wurde nicht zwischen 

Zählertypen und Zählergröße unterschieden, sondern nur nach 

Leistungswerterfassung und Druckstufe. 

Darüber hinaus enthält der Datenbestand Angaben zu: 

• der Belegenheit West/Ost. 

• der Anzahl weiterer Versorgungssparten (Strom, sonstige). 

• der Anzahl der Ausspeisepunkte bzw. Entnahmestellen. 

Klassifizierung für die Analysen der Daten der Bundesnetzagentur 

Ziel der nachfolgenden Untersuchungen ist die Bildung von Zählerklassen. Von 

Bedeutung ist dabei der Umfang des Datenbestandes. Insbesondere für 

statistische Auswertungen ist eine hinreichend große Stichprobe notwendig, um 

aussagefähige Ergebnisse zu erzielen. Aus diesem Grund werden die in 

Abschnitt 4.2 analytisch hergeleiteten Klassen für Gas für die Zwecke der 


22.04.2008 • 118/295




Datenanalyse des vorliegenden Datenbestandes angepasst. Die Kriterien zur 

Bildung von Klassen entsprechen dabei den in Abschnitt 4.2 aufgestellten 

Kriterien; die Klassifizierung wurde lediglich den spezifischen Eigenschaften 

des vorliegenden Datenbestandes angepasst. 

Diese Anpassung erfolgt nach folgender Systematik: 

1. Bildung einer Matrix für Zählerkategorien. 

2. Analyse der Zählerkategorien auf Erreichung der Mindestgrößen für die 

Nutzung statistischer Verfahren, insbesondere Median und Quantil. 

3. Funktionale Zuordnung der Zählerkategorien. 

4. Bildung von Zählerklassen unter Berücksichtigung der vorherigen 

Bedingungen und der Verteilung von Entgelten unter Berücksichtigung der 

Qualitäten der Zählerkategorien. 

Bildung einer Matrix für Zählerkategorien 

Zur Bildung der neuen Klassen wird zunächst eine Matrix erstellt, die: 

• in den Spalten alle Zählertypen in den verschiedenen Größen und 

• in den Zeilen die Druckstufen sowie die verschiedenen Arten der 

Leistungswerterfassung zusammenführt. 

Da nicht alle Unternehmen den Zählertyp angegeben haben, werden die 

Angaben ohne Typ jedoch mit Angabe der Druckstufe und der Zählergröße in 

speziellen zusätzlichen Zeilen zusammengefasst. 

Bezüglich der Angaben für die Zählpunkte mit registrierender 

Leistungsmessung hat die Bundesnetzagentur den Netzbetreibern die 

Möglichkeit gegeben, diese Entgelte inklusive Zusatzgeräten (Datenspeicher, 

Modem, ggf. Zustandsmengenumwerter) anzugeben oder Entgelte für Zähler 

und Zusatzgeräte getrennt zu beantragen. Damit keine Entgelte aus deutlich 

unterschiedlichen Leistungsumfängen ermittelt werden, werden für die Entgelte 

für Messung und Messstellenbetrieb der Unternehmen mit Angabe von 

Entgelten für Zusatzgeräte und ohne Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte 

getrennt betrachtet. Bei den Unternehmen, welche keine Entgelte für 

Zusatzgeräte beantragt haben, ist davon auszugehen, dass es sich um 

komplette Messsätze handelt, welche alle Funktionalitäten zur Bereitstellung 

der Daten für Messung und Abrechnung bieten. Bei den Unternehmen, welche 

Entgelte für Zusatzgeräte angegeben haben, beinhaltet das Entgelt für 


22.04.2008 • 119/295




Messung und Messstellenbetrieb nur den Zähler ohne die Zusatzgeräte und 

damit eine Teilleistung aus Messung und Messstellenbetrieb. 

Jedes Feld bildet nun eine »Zählerkategorie«. 

Analyse der Zählerkategorien auf Erreichung der Mindestgrößen für die 

Nutzung statistischer Verfahren 

Für Messung und Messstellenbetrieb werden in einem ersten Schritt die 

Zählerkategorien, in denen sehr wenige Zähler erfasst sind, ausgegrenzt (in der 

Tabelle grau dargestellt; Abbildung nur für Messung, da Zähler-/Unternehmens- 

Werte für Messstellenbetrieb identisch). Diese sind als nicht relevant 

anzusehen und fließen in die nachfolgenden Analysen nicht mit ein. Die Grenze 

für Zählerkategorien mit sehr wenigen Zählern wurde so gewählt, dass sich 

möglichst wenige Unternehmen um diese Grenze herum befinden. Da oft 

weniger als 10 oder mehr als 20 Zähler in einer Kategorie vorhanden sind, 

wurde die Grenze mit 15 und weniger Zählern festgelegt. 


22.04.2008 • 120/295

Messung 

Hochdruck, 


Mitteldruck, 


Niederdruck, 


Ohne Typangabe 

Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Balgengaszähler 

G1.6 


G2.5 


G4 



G6 


G10 


G16 


G25 


G40 

Drehkolbengaszähler 

G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 13: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Zähler je Zählerkategorie, Standardlastprofil 

Turbinenradgaszähler 

G100 

- 1.214 319.641 21.339 43.646 5.042 3.780 2.782 1 87 37 8 96 1 126 8 32 3 15 18 1 2 3 1 - - - - - 

- 25.987 203.946 14.502 3.481 3.098 1.796 1.323 13 207 138 86 195 11 342 22 85 6 9 2 7 1 1 - - - - - - 

- 410.610 1.754.226 78.487 22.651 31.160 12.715 5.300 471 1.907 431 442 874 13 726 15 319 9 4 - - 1 1 - - - - - - 

- 13.281 - - 4.702 - - 1.117 1.117 573 573 228 228 228 75 75 - - 90 90 3 3 1 - - - - 3 - 

- 187.894 - - 3.703 - 9 1.234 1.234 - - 39 39 39 5 5 - - 260 260 - - - - - - - - - 

- 878.758 1.492.784 71.191 29.220 29.189 22.818 7.755 7.755 3.458 3.458 2.335 2.335 2.335 547 547 187 187 195 195 20 20 13 5 3 - - 20 5 


G160 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 

Ultraschallgaszähler 

G4000 

22.04.2008 • 121/295 

Wirbelgaszähler 

G650 


G1600



Messung (Zähler 

mit gesonderter 

Angabe von 

Zusatzgeräten) 

Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 



G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 14: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Zähler je Zählerkategorie, RLM, mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten 


G100 


G160 

- - 34 21 6 94 56 88 50 2 10 - 42 - 244 8 263 6 213 11 26 14 29 25 22 5 - - 1 

- 7 - - - 4 16 47 1 11 21 - 141 1 180 10 76 23 107 19 38 7 13 7 5 2 - - - 

- - - - 2 41 127 99 122 61 67 55 294 46 434 43 228 56 39 115 14 42 24 8 4 2 - - - 

- 197 - - 42 - - 69 69 208 208 231 231 231 231 231 3 3 10 10 81 81 30 22 13 8 8 81 22 

- 2.772 - - 47 - - 25 25 2 2 2 2 2 26 26 7 7 26 26 12 12 10 2 - - - 12 2 

- 205 5 5 5 15 9 33 33 47 47 462 462 462 186 186 338 338 88 88 112 112 14 21 2 - - 112 21 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600 

22.04.2008 • 122/295



Messung (Zähler ohne 

gesonderte Angabe 

von Zusatzgeräten) 

Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 



G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 15: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Zähler je Zählerkategorie, RLM, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten 


G100 


G160 

- - - - - 2 28 23 - - 4 - 6 1 15 6 12 13 11 10 1 7 1 7 2 - 5 2 3 

- - - - - - - 94 6 103 1 6 52 1 46 4 45 11 22 10 - 10 - 2 - - 1 - - 

- - - - - - - - - - 1 - 2 2 2 3 1 3 101 41 - 113 - 55 18 - 7 2 - 

- - - - - - 1 16 16 46 46 23 23 23 41 41 55 55 96 96 114 114 114 49 53 53 28 26 26 

- - - - 1 - - 54 54 26 26 44 44 44 64 64 67 67 141 141 77 77 77 48 21 21 9 1 1 

- - 17 9 5 20 27 157 157 188 188 363 363 363 422 422 272 272 70 70 23 23 23 12 5 5 1 - - 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 

22.04.2008 • 123/295



In einem zweiten Schritt werden zusätzlich die Zählerkategorien grau dargestellt, für die maximal 5 Unternehmen Entgelte beantragt haben, die tatsächlich Messstellen in der Zählerkategorie besitzen. 

Messung 

Hochdruck, 


Mitteldruck, 





Hochdruck, 



Mitteldruck, 






G1.6 



G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 16: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Unternehmen je Zählerkategorie, Standardlastprofil 


G100 


G160 

- 4 14 13 12 14 13 13 1 3 4 2 5 1 12 1 4 1 6 1 1 1 1 1 - - - - - 

- 6 7 6 8 6 6 8 4 5 5 2 6 2 10 2 6 3 3 1 2 - 1 - - - - - - 

- 11 18 16 17 18 17 20 5 12 8 8 9 3 12 4 5 1 1 - - 1 1 - - - - - - 

- 5 1 1 7 2 2 5 5 8 8 6 6 6 1 1 - - 2 2 1 1 1 - - - - 1 - 

- 5 1 1 5 1 3 5 5 - - 1 1 1 2 2 2 2 5 5 - - - - - - - - - 

- 16 15 16 19 15 17 20 20 9 9 14 14 14 9 9 8 8 11 11 2 2 3 1 1 - - 2 1 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600 

22.04.2008 • 124/295



Messung 

(Unternehmen mit 

gesonderter Angabe 


Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 



G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 17: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Unternehmen je Zählerkategorie, RLM, mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten 


G100 


G160 

- - 2 2 2 2 4 4 1 1 1 - 2 - 11 2 11 2 12 4 5 2 3 3 2 2 - - 1 

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 

- - - - 1 1 4 6 3 7 7 4 8 5 12 7 9 5 5 5 3 5 5 3 2 1 - - - 

- 3 - - 3 - - 4 4 4 4 6 6 6 6 6 5 5 7 7 7 7 7 4 3 2 2 7 4 

- 3 - - 3 - - 6 6 1 1 4 4 4 5 5 5 5 7 7 1 1 1 1 - - - 1 1 

- 1 1 1 1 2 2 8 8 3 3 9 9 9 8 8 8 8 8 8 3 3 2 3 2 1 1 3 3 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600 

22.04.2008 • 125/295



Messung 

(Unternehmen ohne 



Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 



G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 18: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Anzahl der Unternehmen je Zählerkategorie, RLM, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten 


G100 


G160 

- - - - - 1 1 1 - - 2 - 2 1 4 1 4 2 3 1 2 1 3 1 2 1 1 1 - 

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 

- - - - - - - - - - 1 - 1 1 2 1 1 1 2 2 - 1 1 1 1 1 - - - 

- - - - - - 1 5 5 4 4 6 6 6 3 3 4 4 5 5 5 5 3 3 2 2 2 5 3 

- - - - 1 - - 4 4 3 3 5 5 5 4 4 4 3 5 5 3 3 3 3 1 1 1 3 3 

- - 1 1 1 1 2 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 3 5 5 3 3 3 1 1 - - 3 1 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600 

22.04.2008 • 126/295




Diese Darstellungen verdeutlichen, dass im Bereich Gas zahlreiche 

verschiedene Zählertypen und Zählergrößen verwendet werden und sich keine 

eindeutigen Standards bezüglich der Funktionalität aus Kundenperspektive 

herausgebildet haben. 

Funktionale Zuordnung der Zählerkategorien 

Grundlage der funktionalen Zuordnung der Zählerkategorien ist die 

Systematisierung der Zähler nach Abschnitt 4.2.6. Die Auswertungen zeigen, 

dass der Nenndruck kein wesentlicher Kostentreiber ist. Daher wurde diese 

Unterscheidung bei der weiteren Zählerklassifizierung aufgegeben. 

Die Zählerkategorien werden wie folgt zusammengefasst: 




Messung 

Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 







Hochdruck, 


Mitteldruck, 





Hochdruck, 



Mitteldruck, 






G1.6 


G2.5 


G4 


G6 

3.2 


G10 


G16 


G25 


G40 

3.2 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 


G100 

Tabelle 19: Gas, Systematisierung der Daten, Messung 



G160 


G160 


G250 


G250 

2.1 2.2 

1.1 1.2 3.1 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




Zur Erläuterung der Ziffern auf Basis der Funktionalität der Zählertypen: 

Position Erläuterung 

Messung 

1.1 Kernbereich Messung für SLP-Kunden (jährliche Abrechnung/Ablesung) 

1.2 Ergänzungsbereich für SLP-Kunden, (Teilweise monatliche 

Abrechnung/Ablesung) 

2.1 RLM-Kunden ohne Zustandsmengenwerterfassung 

2.2 RLM-Kunden mit Zustandsmengenwerterfassung 

3.1 Nach GasNZV §29 nicht mehr SLP zurechenbar 

3.2 Nach GasNZV §29 noch nicht RLM zurechenbar 

Tabelle 20: Erläuterung zur Systematik Messung 

Graue Felder stehen dabei für wirtschaftlich nicht sinnvolle oder nach gültigen 

Verordnungen nicht zulässige Zählerkategorien. 



Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 







Hochdruck, 


Mitteldruck, 





Hochdruck, 



Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 

3.2 

1.2 

1.1 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 

1.5 


G100 


G100 


G100 


G160 

Tabelle 21: Gas, Systematisierung der Daten, Messstellenbetrieb 



G160 


G250 


G250 


G400 


G400 

2.1 2.2 

2.3 2.4 

1.4 3.1 

1.3 

1.6 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




Zur Erläuterung der dargestellten Einteilung der Gasklassen für 

Messstellenbetrieb und Abrechnung auf Basis der Funktionalität der 

Zählertypen: 

Position Erläuterung 

Messstellenbetrieb (dargestellt in Tabelle 21) 

1.1 Balgengaszähler für SLP-Kunden 

1.2 Mit Balgengaszähler nur als Entnahmestelle Mittel- oder Hochdruck, 

singulärer Gasdruckregelanlage und Niederdruckmessung realisierbar 

Alle enthaltenen Zählerkategorien werden 1.1 zugeordnet 

1.3 und 1.4 Ohne Typangaben, keine eindeutige Zuordenbarkeit 

Alle enthaltenen Zählerkategorien werden 1.1 zugeordnet 

1.5 und 1.6 Ergänzungsbereich für SLP-Kunden 

2.1 RLM-Kunden ohne Zustandsmengenwerterfassung 

2.2 RLM-Kunden mit Zustandsmengenwerterfassung 

2.3 und 2.4 RLM-Kunden ohne Typangaben, keine eindeutige Zuordenbarkeit 

3.1 Nach GasNZV §29 nicht mehr SLP zurechenbar 

3.2 Nach GasNZV §29 noch nicht RLM zurechenbar 

Abrechnung der Netzentgelte (dargestellt in Tabelle 23) 

Hoch-, Mittel- und 

Niederdruck mit 



Ohne Unterscheidung nach Zählergröße sowie mit/ohne 

Zustandsmengenwerterfassung 

Standardlastprofil Ohne Unterscheidung nach Größe und Druckstufe 

Tabelle 22: Erläuterung zur Systematik Messstellenbetrieb und Abrechnung 

Graue Felder stehen dabei wiederum für wirtschaftlich nicht sinnvolle oder nach 

gültigen Verordnungen nicht zulässige Zählerkategorien. 




Abrechnung 

Hochdruck, 



Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 


G100 

Tabelle 23: Gas, Systematisierung der Daten, Abrechnung 



G160 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




Bildung von Zählerklassen unter Berücksichtigung der vorherigen 

Bedingungen und der Verteilung von Entgelten unter Berücksichtigung 

der Qualitäten der Zählerkategorien 

Zur Bildung der Klassen wird geprüft, welche Median-Entgelte sich für die 

einzelnen Zählerkategorien ergeben. Diese Auswertung wird getrennt für die 

Bereiche Messung und Messstellenbetrieb für Unternehmen mit und ohne 

Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte durchgeführt. Bei den Medianen in 

Zählerkategorien mit maximal 5 Unternehmen ist zu beachten, dass diese 

aufgrund der geringen Datenbasis keine belastbaren Werte darstellen. Für die 

Bildung der Zählerklassen nicht ausschlaggebend sind außerdem 

Zählerkategorien, in denen weniger als 15 Zähler erfasst sind. Durch die 

Zusammenfassung mehrerer Zählerkategorien zu einer Zählerklasse lassen 

sich die Grenzen teilweise überwinden und so belastbare Mediane bilden. 

Bei der Bildung der Zählerklassen wird geprüft: 

1. Clusterung: 

Gibt es erkennbare Häufungen von Entgelten in den funktional 

zusammengehörenden Bereichen? 

2. Konsistenz: 

Gibt es Mediane funktional höherwertiger Zählerkategorien (mit 

höheren Leistungsparametern wie höherer Durchflussmenge, höherem 

Druck oder Erfassung von mehr Messdaten), die niedriger sind als die 

Mediane aus funktional niederwertigen Zählerkategorien? Wenn ja, 

kann eine Zusammenfassung zu einer Zählerklasse erfolgen. Die 

Preise der niederen Kategorien gehen zwar in die Bestimmung des 

Medians der Klasse ein. Voraussetzung ist, dass die höherwertige 

Zählerkategorien die Mindestanforderungen an die Besetzung 

(Zähleranzahl und Anzahl Unternehmen) erfüllt. 




Messung 

Hochdruck, 


Mitteldruck, 





Hochdruck, 



Mitteldruck, 






G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 24: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, SLP, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie und Klassenbildung (Werte in Euro) 



G100 


G160 

- 6 7 7 9 9 8 10 36 10 10 12 13 6 9 6 9 3 5 6 87 3 3 3 - - - - - 

- 6 6 6 9 7 7 9 46 17 36 12 76 4 8 4 95 5 51 3 130 - 3 - - - - - - 

- 6 8 6 9 9 9 11 9 37 22 13 57 83 11 54 170 213 5 - - 9 9 - - - - - - 

- 2 4 4 7 4 4 50 50 9 9 12 12 12 10 10 - - 182 182 17 17 11 - - - - 17 - 

- 2 4 4 7 4 4 50 50 - - 45 45 45 47 47 47 47 50 50 - - - - - - - - - 

- 4 4 5 6 4 4 35 35 6 6 35 35 35 8 8 26 26 45 45 4 4 6 10 6 - - 4 10 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




Hochdruck, 


Mitteldruck, 





Hochdruck, 



Mitteldruck, 






G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 

- 17 15 16 38 36 41 161 150 118 217 122 160 170 433 1.05 

8 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 25: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messstellenbetrieb, SLP, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie und Klassenbildung (Werte in Euro) 



G100 


G160 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 

447 604 498 1.05 

8 

- 18 19 19 36 35 35 131 338 73 361 122 167 244 760 596 760 444 549 698 1.46 

6 

- 17 16 16 36 30 30 120 162 78 170 138 166 170 266 353 207 484 1.75 

7 

- 14 14 14 41 34 34 468 468 211 211 194 194 194 290 290 - - 1.53 

0 

1.53 

0 


G650 


G650 


G1000 

365 817 1.30 

7 

937 1.14 

1 


G1600 

1.42 

5 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600 

- - - - - 

- - - - - - 

- - 86 92 - - - - - - 

483 483 389 - - - - 483 - 

- 14 14 14 53 33 33 468 468 - - 66 66 66 177 177 177 177 666 666 - - - - - - - - - 

- 13 13 13 33 33 34 107 107 180 180 141 141 141 

222 222 229 229 398 398 1.21 

0 

1.21 

0 

1.06 

0 

774 3.20 

9 

- - 1.21 

0 

774



Messung (mit 



Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 26: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, RLM, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) und Klassenbildung (Werte in Euro) 



G100 


G160 

- - 177 177 101 177 140 105 182 123 480 - 131 - 123 279 127 342 101 90 123 276 189 189 207 207 - - 480 

- 6 - - - 52 78 78 83 103 116 - 127 78 118 102 133 133 110 86 98 161 118 130 337 207 - - - 

- - - - 25 7 52 100 182 163 121 198 125 110 106 167 167 167 78 167 193 193 193 234 156 234 - - - 

- 2 - - 10 - - 72 72 105 105 90 90 90 50 50 50 50 50 50 156 156 156 141 203 201 201 156 141 

- 2 - - 10 - - 50 50 504 504 50 50 50 50 50 50 50 50 50 504 504 504 504 - - - 504 504 

- 2 205 205 10 354 109 50 50 205 205 50 50 50 47 47 47 47 47 47 504 504 109 504 358 703 703 504 504 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




(mit gesonderter 

Angabe von 


Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 

- - 11 11 36 34 34 179 366 118 1.13 

0 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 27: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messstellenbetrieb, RLM, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) und Klassenbildung (Werte in Euro) 



G100 


G160 


G160 


G250 

- 118 - 440 986 371 770 447 937 772 1.55 

3 

- 17 - - - 31 55 99 162 74 137 - 118 99 214 518 112 729 576 477 450 915 794 1.19 

1 

- - - - 32 31 31 148 212 99 149 269 161 99 341 560 271 878 1.22 

4 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 

962 693 1.46 

1 

- 17 - - 82 - - 409 409 194 194 194 194 194 182 182 154 154 210 210 483 483 589 651 825 1.31 

1 


G1000 

1.13 

4 

1.46 

7 


G1600 

1.51 

3 

2.15 

5 


G2500 

1.47 

4 

1.41 

5 

2.15 

5 


G4000 

2.10 

1 

2.10 

1 

2.82 

6 


G4000 

1.31 

1 


G650 


G1600 

- - 1.55 

3 

- - - 

- - - 

- 17 - - 82 - - 248 248 49 49 107 107 107 214 214 214 214 215 215 438 438 589 589 - - - 438 589 

- 17 13 13 84 28 45 91 91 139 139 107 107 107 215 215 215 215 229 229 731 731 790 1.30 

4 

1.71 

9 

1.92 

6 

1.92 

6 

483 651 

731 1.30 

4



Messung (ohne 



Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 

- - - - - 220 220 220 - - 866 - 396 697 885 702 885 1.15 

3 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 28: Gas, Strukturierung des Datenbestandes: Messung, RLM, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten (Werte in Euro) 



G100 


G160 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 

220 1.12 

7 


G650 

1.65 

1 


G650 

2.18 

5 


G1000 


G1600 

206 1.59 

2 

- - - - - - - 206 786 206 206 206 786 206 878 206 878 878 886 206 - 104 206 - 1.56 

7 


G2500 

1.76 

1 


G4000 

4.32 

1 


G4000 

3.10 

8 


G650 

2.64 

1 


G1600 

- - - - 

- - - - - - - - - - 95 - 95 95 48 95 95 95 154 121 - 180 180 180 148 148 - - - 

- - - - - - 322 186 186 273 273 271 271 271 326 326 324 324 322 322 322 322 322 322 607 607 607 322 322 

- - - - 81 - - 133 133 326 326 322 322 322 324 324 324 324 322 322 326 326 326 326 322 322 322 326 326 

- - 891 891 891 891 607 322 322 324 324 324 324 324 324 324 324 324 322 322 326 326 510 322 322 - - 326 322 

-




(ohne gesonderte 

Angabe von 


Hochdruck, 



Mitteldruck, 







Hochdruck, 




Mitteldruck, 








G1.6 


G2.5 


G4 


G6 


G10 


G16 


G25 


G40 


G40 


G65 


G65 


G100 


G100 

Tabelle 29: Gas, Strukturierung des Datenbestandes, Messstellenbetrieb, RLM, Mediane der Entgelte je Zählerkategorie, ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten (Werte in Euro) 



G100 


G160 

- - - - - 29 29 152 - - 4.262 - 1.813 3.623 787 3.682 817 2.590 586 5.894 8.579 11.463 4.701 8.294 6.322 22.686 16.314 13.867 - 

- - - - - - - 602 554 602 602 602 554 602 1.690 2.168 1.690 1.690 2.276 2.168 - 2.533 4.701 - 2.383 - - - - 

- - - - - - - - - - 256 - 256 513 356 513 417 749 424 483 - 217 217 989 989 989 - - - 

- - - - - - 1.016 568 568 550 550 981 981 981 1.536 1.536 1.491 1.491 2.145 2.145 2.145 2.145 2.740 2.740 2.964 2.964 2.964 2.145 2.740 

- - - - 152 - - 387 387 747 747 887 887 887 611 611 611 611 803 803 1.533 1.533 2.717 2.717 3.722 3.722 3.722 1.533 2.717 

- - 177 177 177 177 443 568 568 715 715 1.023 1.023 1.023 583 583 583 583 782 782 1.386 1.386 1.738 2.694 3.323 - - 1.386 2.694 


G160 


G250 


G250 


G400 


G400 


G650 


G650 


G1000 


G1600 


G2500 


G4000 


G4000 


G650 


G1600




In den Abbildungen sind die Zählerkategorien hellgrau markiert, die entweder 

wirtschaftlich nicht sinnvoll sind oder die nach der Netzzugangsverordnung der 

jeweiligen Leistungswerterfassung nicht zurechenbar sind (GasNZV §29). 

Dunkelgraue Markierungen zeigen Felder, in denen nicht mehr als 15 Zähler 

existieren. Diese Zählerkategorien werden bei der Klassifizierung nicht 

berücksichtigt. 

Die anders eingefärbten und dick schwarz umrandeten Gruppen von 

Zählerkategorien stellen die neu gebildeten Klassen dar. Bei der Bildung der 

Klassen wurden vergleichbare Funktionalitäten der Zählertypen und 

-größen berücksichtigt. Weitere Überlegungen bei der Bildung der Klassen 

waren: 

• In den Abbildungen ist erkennbar, dass es Entgeltangaben für funktional 

höherwertige Zähler gibt, die unter den Entgelten für funktional 

niederwertige Zähler liegen (in den Abbildungen rot umrandet). Um die 

Anzahl der Zählerklassen für die Entgeltgenehmigung zu reduzieren, 

erscheint es daher zulässig, diese Gruppen zusammenzufassen. 

• Zähler der Größe G1,6 sind zwar zulässig, aber in diesem Datenbestand 

nicht vertreten. Die kleinste Zählerklasse beginnt darum für Messung 

und Messstellenbetrieb bei der Zählergröße G 2,5. Liegen in weiteren 

Datensätzen beantragter Entgelte, die nicht in diesem Gutachten 

untersucht wurden, Zähler in der Größe G1,6 vor, so sind diese der 

Klasse beginnend ab G 2,5 zuzuordnen. 

• Beim Messstellenbetrieb ist die Situation der Daten ab G 160 so 

differenziert, dass keine Zusammenfassung von Klassen erfolgt (einfach 

umrandet, gelb eingefärbt). Bei Messung trifft dies für Zählertypen ab 

G 1000 zu. Diese Daten werden in diesem Gutachten nicht differenziert 

analysiert und keiner Ermittlung von Entgeltobergrenzen unterzogen, 

sondern bedürfen einer Einzelfallprüfung. 

• Beim Messstellenbetrieb ist zudem die Datensituation im gesamten 

leistungsgemessenen Bereich so differenziert, dass im Rahmen dieses 

Gutachtens keine belastbaren Vorschläge für Entgeltobergrenzen 

gemacht werden können. Bei Messung trifft dies auf den 

leistungsgemessenen Bereich mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten zu. Für Messung, Standardlastprofilzähler der Größen 

G40-G100 werden keine Vorschläge für Entgeltobergrenzen gemacht, 

da diese lediglich einen Ergänzungsbereich darstellen. In allen 

genannten Fällen sind die Entgeltobergrenzen per Einzelfallprüfung zu 

ermitteln. 


22.04.2008 • 140/295




• Im Bereich Abrechnung ist nur die Unterscheidung nach monatlicher 

oder jährlicher Abrechnung kostenrelevant (sowie der Einsatz von 

Zustandsmengenumwertern), was der Klassifizierung in 

Standardlastprofil- und leistungsgemessene Kunden entspricht. 

Allerdings wird die Datenanalyse zum Zweck der 

Transparenzherstellung zunächst auf Basis der vorliegenden 

Datenstruktur, das heißt mit Unterscheidung nach Druckstufen innerhalb 

der leistungsgemessenen Kunden, durchgeführt. Zukünftig sollten die 

Daten in einer Struktur erhoben werden, die die zu verarbeitende 

Datenmenge berücksichtigt. 

Folgende Bezeichnungen für die erarbeitete Zählerklassifizierung in der 

Messung und im Messstellenbetrieb wurden festgelegt (die gelb dargestellten 

Fälle sind dabei Zählerkategorien, die keiner Klasse zugeordnet sind): 


Farbe der Klasse 

/ Kategorie 


Bezeichnung der Klasse / Kategorie 




Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, mit und ohne 

Typangabe, G40 – G100 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Drehkolbengaszähler G160 

Mitteldruck, registrierende Leistungsmessung, Drehkolbengaszähler G160 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung, Drehkolbengaszähler G160 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler G160 

Mitteldruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler G160 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler G160 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe G160 

Mitteldruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe G160 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe G160 
















22.04.2008 • 141/295





/ Kategorie 



































Tabelle 30: Zählerklassen im Gasbereich, Messstellenbetrieb 

22.04.2008 • 142/295




Messung 


/ Kategorie 



Niederdruck - Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G25 

Niederdruck-Hochdruck, Standardlastprofil, G40 – G100 

Niederdruck-Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, mit und ohne Typangabe, 

G40 – G650 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler, G1000 

Mitteldruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler, G1000 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung, Turbinenradgaszähler, G1000 







Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe, G2500 

Mitteldruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe, G2500 

Niederdruck, registrierende Leistungsmessung, ohne Typangabe, G2500 













Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Ultraschallgaszähler, G4000 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Wirbelgaszähler, G4000 

Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, Wirbelgaszähler, G1600 

Tabelle 31: Zählerklassen im Gasbereich, Messung 

Auch wenn eine ganze Reihe von Zählerkategorien nicht einer Klasse 

zugeordnet sind, kann festgestellt werden, dass durch diese Klassifizierung 

99,9% der Zähler des Datenbestandes der Bundesnetzagentur erfasst sind. 

Lediglich 6.000 Zähler von 6 Mio. Zählern sind in den gelb markierten 

Zählerkategorien enthalten. Die Zähler dieser Kategorien müssen im Einzelfall 

bzw. innerhalb ihrer Zählerkategorie betrachtet werden. 

5.1.7 Beschreibung der Analysen: Gas 

Nachfolgend sind beispielhaft einige aussagekräftige Klassen dargestellt. Die 

vollständige Darstellung der Abbildungen ist in der Anlage enthalten. 

22.04.2008 • 143/295




5.1.7.1 Analyse Entgelt und Anzahl Sparten 


Abbildung 68: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb, Niederdruck – Hochdruck, 


Die Entgeltspreizung ist relativ hoch. Erkennbar sind Häufungen und Lücken in 

der Entgeltreihe mit stufenartigem Charakter. Eine klare Ungleichverteilung der 

Entgelte in Abhängigkeit von der Anzahl der Sparten ist nicht erkennbar. 

Abbildung 69: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 – G100 


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Abbildung 70: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 – G100 

Auch bei den Zählstellen mit registrierender Leistungsmessung sind keine 

Abhängigkeiten der Preise von der Anzahl der Sparten erkennbar. 

Messung 

Abbildung 71: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung, Niederdruck - Hochdruck, 

Standardlastprofil, G 2,5 – G25 

Die Entgelte für die Messung weisen eine sehr hohe Entgeltspreizung im 

Verhältnis von ca. 1:10 auf. Um 4 Euro/Abnahmestelle ist eine Häufung 

erkennbar, die meisten Anbieter liegen jedoch darüber. Die Anbieter mit 

unterschiedlicher Kombination weiterer Sparten sind relativ gleich verteilt. 


22.04.2008 • 145/295




Abbildung 72: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Messung (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 

In der registrierenden Leistungsmessung, Niederdruck bis Hochdruck, 

Zählergröße G40 bis G650 ist eine hohe Entgeltspreizung erkennbar. Bei den 

Unternehmen mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte ist um 50 

Euro/Abnahmestelle eine Häufung der Entgelte erkennbar. Es gibt deutliche 

Lücken in den Entgeltreihen. 

Eine Abhängigkeit des Entgeltes von der Anzahl der Sparten ist nicht 

erkennbar. 


Abbildung 73: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung der Netzentgelte, Standardlastprofil 

In der Abrechnung verläuft im Standardlastprofil eine relativ stetige Steigung der 

Entgelte zwischen ca. 8 und 16 Euro/Abnahmestelle. Eine deutliche Häufung 


22.04.2008 • 146/295




von Unternehmen mit bestimmten Spartenanzahlen ist nicht erkennbar. 

Insbesondere gibt es reine Gasnetzbetreiber sowohl bei den Unternehmen mit 

den höchsten als auch den niedrigsten Entgelten. 

Abbildung 74: Gas, Analyse der Entgelte und Sparten: Abrechnung der Netzentgelte (mit gesonderter Angabe 

von Zusatzgeräten) Niederdruck, registrierende Leistungsmessung 

Die spezifischen Entgelte für die Abrechnung der Netzentgelte von Kunden mit 

registrierender Leistungsmessung weisen im Niederdruck eine sehr hohe 

Spreizung auf: Es gibt Entgelte von unter 30 Euro/Abnahmestelle und Entgelte 

von über 200 Euro/Abnahmestelle. Zwischen 100 und 180 Euro/Abnahmestelle 

ist der Verlauf relativ stetig. Die Unternehmen mit verschiedenen 

Kombinationen von Sparten sind über den gesamten Entgeltverlauf verteilt. 


22.04.2008 • 147/295




5.1.7.2 Analyse Entgelt und Belegenheit 


Abbildung 75: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Niederdruck - Hochdruck, 


Im Messstellenbetrieb, Niederdruck bis Hochdruck, für Standardlastprofilkunden 

mit Zählergröße G2,5-G6 gibt es keine deutlich unterschiedliche Verteilung 

zwischen den Unternehmen nach Belegenheit. 

Abbildung 76: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb, Niederdruck - Hochdruck, 


In der Klasse für Zählergröße G40-G100, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil ist ebenfalls kein Zusammenhang zwischen Entgelten und 

Belegenheit erkennbar. 


22.04.2008 • 148/295




Abbildung 77: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 - G100 

Abbildung 78: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck - Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 - G100 

Die Unternehmen mit Ost-Belegenheit weisen bei den RLM-Kunden tendenziell 

häufiger keine Zusatzgeräte aus. Gegenüber dem besten Unternehmen dieser 

Kategorie weisen die Unternehmen mit Ost-Belegenheit ein höheres Niveau 

aus. Eine Ursache könnte hier sein, dass die Unternehmen in den neuen 

Bundesländern die Messgeräte zu einem anderen Zeitpunkt ersetzt haben und 

daher einen höheren spezifischen Beschaffungspreis zahlen mussten. 

Das Niveau der Entgelte liegt bei den Entgelten inklusive Zusatzgeräte deutlich 

über dem ohne Zusatzgeräte. 


22.04.2008 • 149/295




Messung 

Abbildung 79: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung, Niederdruck - Hochdruck, 

Standardlastprofil, G 2,5 – G25 

Bei Standardlastprofilkunden der Zählergröße G2,5-G25 ist kein Unterschied 

zwischen den beantragten Entgelten von Unternehmen mit Ost- und denen mit 

West-Belegenheit zu erkennen. 

Abbildung 80: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung (mit gesonderter Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 

Für Messung mit registrierender Leistungsmessung in der Klasse G40-G650 

liegen die Entgelte der Ost- und West-belegenen Unternehmen mit Angabe von 

Entgelten für Zusatzgeräte gleichmäßig verteilt. 


22.04.2008 • 150/295




Abbildung 81: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Messung (ohne gesonderte Angabe von 

Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 

Bei der Bepreisung inklusive Zusatzgeräten sind die Unternehmen aus den 

neuen Bundesländern relativ mit einer höheren Anzahl vertreten. Unternehmen 

mit West-Belegenheit liegen in dieser Kategorie tendenziell preislich über 

Unternehmen mit Ost-Belegenheit. 


Abbildung 82: Gas, Analyse der Entgelte und Belegenheit: Abrechnung der Netzentgelte, Standardlastprofil 

Bei der Abrechnung der Netzentgelte für Standardlastprofilkunden sind keine 

systematischen Unterschiede zwischen den Entgelten nach Belegenheit 

erkennbar. 


22.04.2008 • 151/295




5.1.7.3 Analyse Entgelt und Anzahl Entnahmestellen 


Abbildung 83: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb, Niederdruck - 

Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G6 

Im Messstellenbetrieb für Standardlastprofilkunden, Niederdruck bis Hochdruck, 

Zählergröße G2,5 bis G6, wird ein leicht negativer Zusammenhang zwischen 

Entgelt und Anzahl der Entnahmestellen erkennbar, der vor allem von einem 

großen Unternehmen getrieben wird, das mit seinem Entgelt im unteren 

Mittelfeld liegt. 

Abbildung 84: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb (mit 

gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, 

G40 – G100 


22.04.2008 • 152/295




Abbildung 85: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messstellenbetrieb (ohne 

gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 

– G100 

Die Entgelte für den Messstellenbetrieb in der registrierenden 

Leistungsmessung steigen mit der Anzahl der Messstellen leicht an. Eine 

Degression der Kosten bei höheren Stückzahlen ist nicht erkennbar. Insgesamt 

ergibt sich kein einheitliches Bild für den Zusammenhang zwischen Entgelt und 

Anzahl der Entnahmestellen im Messstellenbetrieb. 

Messung 

Abbildung 86: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung, Niederdruck bis 

Hochdruck, Standardlastprofil, G2,5 – G25 

In der Messung für Standardlastprofilkunden, Niederdruck bis Hochdruck, 

Zählergröße G2,5 bis G25, ist kein eindeutiger Zusammenhang zwischen 

Entgelt und Anzahl der Entnahmestellen erkennbar. Ein Ausreißerunternehmen 

mit einem Entgelt von 108,33 Euro verzerrt dabei die Regressionslinie in eine 


22.04.2008 • 153/295




positive Richtung. Insgesamt gesehen weisen jedoch sowohl Unternehmen mit 

vielen als auch mit wenigen Entnahmestellen sowohl hohe als auch niedrige 

Entgelte auf. 

Abbildung 87: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung (mit gesonderter Angabe 

von Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 – G650 

Abbildung 88: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Messung (ohne gesonderte 

Angabe von Zusatzgeräten), Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 – G650 

In der Messung für Kunden mit registrierender Leistungsmessung, Niederdruck 

bis Hochdruck, Zählergröße G40 bis G650 ist kein eindeutiger Zusammenhang 

zwischen der Anzahl der Entnahmestellen und der Höhe der Entgelte 

erkennbar. 


22.04.2008 • 154/295




Abrechnung 

Abbildung 89: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Niederdruck bis 

Hochdruck, Standardlastprofil 

In der Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck bei Standardlastprofilkunden, ist 

ein leicht negativer Zusammenhang zwischen Entgelt und Anzahl 

Entnahmestellen erkennbar. Unternehmen mit vielen Entnahmestellen weisen 

Entgelte im mittleren bis unteren Entgeltspektrum auf. 

Abbildung 90: Gas, Analyse der Entgelte und Anzahl der Entnahmestellen: Abrechnung, Niederdruck, 


Bei der Abrechnung im Niederdruck für Kunden mit registrierender 

Leistungsmessung ist ein leicht negativer Zusammenhang erkennbar. Dies 

Ergebnis kann allerdings von einem einzelnen Unternehmen getrieben sein, 

das zugleich ein sehr niedriges Entgelt sowie die größten Anzahl an 

Entnahmestellen aufweist. Die Signifikanz des dargestellten negativen 

Zusammenhangs ist darum nicht gegeben. 


22.04.2008 • 155/295




5.1.8 Ergebnis der Analysen: Gas 

Die Spreizung der Preise ist aus den Analysen nicht erklärbar. Es gibt keinen 

signifikanten Zusammenhang zwischen den möglichen Strukturunterschieden 

und den Preisen. 

Bei Gas sind Unterschiede zwischen Unternehmen, die gesonderte Entgelte für 

Zusatzgeräte angeben, und solchen, die keine gesonderten Entgelte dafür 

angeben, erkennbar. Obwohl bei der Messung und der Abrechnung der 

Netzentgelte die Unterscheidung nach Einpreisung/Nicht-Einpreisung von 

Zusatzgeräten keine Auswirkungen auf das Entgelt haben dürfte, sind 

Unterschiede erkennbar. Eine Erklärung dafür könnte in unterschiedlichen 

Kostenrechnungen, Leistungszuordnungen oder Entgeltstrategien liegen. 

Bezüglich der untersuchten Strukturmerkmale lassen sich folgende Ergebnisse 

festhalten: 

• Sparten: 

Es ist durchgängig kein Zusammenhang zwischen dem Entgelt und der 

Anzahl und Art der Sparten eines Unternehmens erkennbar. 

• Belegenheit: 

Die Verteilung der Unternehmen mit West- und Ost-Belegenheit ist 

insgesamt vergleichbar über das Entgeltspektrum verteilt. Es ist kein 

eindeutiger, durchgehender Unterschied zwischen den Entgelten der 

Unternehmen der einen gegenüber der anderen Belegenheit erkennbar. 

• Entnahmestellen: 

Es ist insgesamt kein eindeutiger Zusammenhang zwischen dem Entgelt 

und der Anzahl der Entnahmestellen eines Unternehmens nachweisbar. 

In einigen Kategorien und Klassen tendieren große Unternehmen zu 

niedrigeren Entgelten als kleine Unternehmen, was auf Skaleneffekte 

hindeutet. In anderen Kategorien und Klassen hingegen ist der 

Zusammenhang umgekehrt oder nicht eindeutig. 

Der fehlende Nachweis bedeutet nicht zwingend, dass es keinen 

Zusammenhang gibt. Vielmehr ist zu untersuchen, ob es weitere 

Einflussgrößen gibt, deren Auswirkungen aktuell größer sind als die Einflüsse 

der untersuchten Größen. Hierzu wird in Abschnitt 5.2 aus den Daten der 

Markterhebung die Sicht der Unternehmen zu den Einflussgrößen analysiert 

und in Abschnitt 5.5 eine weiterführende Analyse der Wert- und Kostentreiber 

vorgenommen. 


22.04.2008 • 156/295




5.2 Befragung der Marktteilnehmer 


Es soll ein umsetzungsfähiges Konzept für eine durch die Bundesnetzagentur 

durchzuführende Benchmark der Mess- und Abrechnungsentgelte erarbeitet 

werden. Zur weiteren Plausibilisierung der Daten soll eine Befragung von 

verschiedenen Marktteilnehmern (Dienstleister, Hersteller von Messtechnik, 

Unternehmensberatungen, Netzbetreiber) durchgeführt werden. 

Mit der Markterhebung soll ermittelt werden, 

• welche Leistungen am Markt erhältlich sind und 

• welche Leistungspakete in welcher Höhe bepreist werden. 

• Für die erhältlichen Leistungen soll ermittelt werden, ob die Preise sich 

an die der Netzbetreiber anlehnen. 

Zusätzlich soll die Einschätzung der Marktteilnehmer zu den Wert- und 

Kostentreibern in den Prozessen abgefragt werden. 

5.2.2 Methodisches Vorgehen zu der Marktbefragung 

Potenzielle Teilnehmer der Marktbefragung wurden durch die LBD recherchiert 

und mit der Bundesnetzagentur abgestimmt. 

Aufgrund des engen Zeitplanes wurden am 10.08.2007 eine Vorabinformation 

durch die Bundesnetzagentur erstellt und an die Marktteilnehmer versendet. In 

diesen Anschreiben wurde über die anstehende Marktbefragung informiert. 

Über ein beigefügtes Rückantwortfax wurden die Teilnehmer gebeten zu- oder 

abzusagen. 

Parallel zur Recherche und zum Versand der Vorabinformation wurden der 

Erhebungsbogen sowie eine Anleitung zum Bogen erstellt. 

Die Erhebung sollte dabei so umfassend sein, dass die Leistungen ausreichend 

beschrieben und definiert sind, damit alle Teilnehmer ein gleiches 

Grundverständnis haben. Die Preisbildung sollte auf möglichst gleicher 

Systematik und Grundlage erfolgen. Ferner sollten die Unterschiede bei der 

Leistungserstellung deutlich werden. Die Systematik wurde so gewählt, dass 

Netzbetreiber ihre Kosten, Dienstleistungsunternehmen ihre Preise und 

Unternehmensberater ihre Kennzahlen angeben konnten. Aufgrund der 


22.04.2008 • 157/295




Freiwilligkeit der Teilnahme sollte die Bearbeitung des Befragungsbogens mit 

vertretbarem Zeitaufwand erfolgen können. 

Der Erhebungsbogen wurde am 17.08.2007 an die Teilnehmer versandt. Der 

Rücksendetermin war der 31.08.2007. 

Durch die Bundesnetzagentur und die LBD wurden zudem einige der 

Unternehmen telefonisch angefragt und um die Teilnahme gebeten. Für 

eventuell auftretende Rückfragen standen Mitarbeiter der Bundesnetzagentur 

und der LBD zur Verfügung. 

Die Auswertung der Erhebungsbögen erfolgte bei der LBD. 

5.2.3 Strukturierung der Markterhebung 

Teilnehmer der Markterhebung 

Für die Erhebung der Daten wurden verschiedene Unternehmen angefragt, bei 

denen mit einer aussagekräftigen und somit das Gutachten informierenden 

Rückantwort zu rechnen ist. Durch die LBD wurden Hersteller von 

Gerätemesstechnik, Dienstleister für Gerätemesstechnik, Messstellenbetreiber 

und Abrechnungsdienstleister recherchiert. Zusätzlich wurden renommierte 

Beratungsunternehmen, welche in der Branche beratend tätig sind, ermittelt. 

Die Kontaktdaten der Netzbetreiber wurden kurzfristig von der 

Bundesnetzagentur zur Verfügung gestellt. 

Abfrage der Leistungen 

Auf Basis der Prozessbeschreibung aus Kapitel 4.1 wurde für die Bereiche 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte jeweils ein 

Leistungsverzeichnis definiert. Für die Definition der Leistungen wurden aus 

den im Prozessmodell aufgeführten Aktivitäten die Leistungsverzeichnisse 

erstellt. Die Leistungen wurden in Pakete gebündelt, die üblicherweise am 

Markt durch Dritte bezogen werden können. 

Die Abfrage ging von der Prämisse aus, dass alle Steuerungsprozesse (z.B. 

Geschäftsführung, Planung etc.) und Unterstützungsprozesse (z.B. 

Personalabrechnung, Finanzbuchhaltung) für alle Bereiche gemeinsam 

erbracht werden, und führte diese somit nicht separat auf. Es wurde ferner 

unterstellt, dass die Kosten für die Steuerungs- und Unterstützungsprozesse 

bereits anteilig in den Preisen bzw. Kosten enthalten sind. Das betrifft auch alle 

Steuerungsprozesse, die durch den Netzbetreiber bei Nutzung eines 

Dienstleisters zusätzlich zu erbringen sind. 


22.04.2008 • 158/295




Der Erhebungsbogen ist bewusst so erstellt worden, dass eine Vielzahl 

unterschiedlicher Teilnehmer (Netzbetreiber, Dienstleister, Hersteller und 

Händler von Messtechnik, Beratungsunternehmen) die eigenen Leistungen, 

Leistungspakete und Leistungseinheiten eingeben kann. Damit konnten 

jeweilige Abweichungen in den Leistungen und Leistungseinheiten mit den 

entsprechenden Preisen im Erhebungsbogen eingegeben werden. 

Die Teilnehmer waren gebeten, ergänzende Angaben in den vorgesehenen 

Eingabefeldern zu tätigen, damit durch die Analyse ein umfassendes Bild 

entstehen kann. 

Leistungsverzeichnis Messstellenbetrieb 

Zählerbeschaffung / Einkauf 

Vorqualifizierung Lieferanten 

Ausschreibung und Vergabe 

Einzeltransaktionen abschließen 

Rahmenverträge abschließen 

Zählerlogistik 


Materialbestandsführung 

Informationsbereitstellung (technische Daten, Zählpunkte, Einbauorte etc.) 

Überwachung der Eichfristen 

Zuordnung der Geräte zum physischen Einbauort oder Lagerort 

Lagerhaltung 

Annahmeprüfung 

Wareneingang 

Buchung Wareneingang 

Warenausgang / Bereitstellung 

Buchung Warenausgang 

Lagerung 

Reklamation / Reparatur 

Transport 

Entsorgung 

Eichung / Stichprobenprüfung 

Stichprobe bestimmen 

Zähler für Eichung aus Lager und aus Netz bereitstellen 

Durchführung der Eichung 

Durchführung Reparatur 

Prüfung auf Reparaturmöglichkeiten 

Entsorgung 

Messstellenbetrieb (Betrieb) 

Projektierung 

Angebotserstellung 

Anlagenplanung 

Arbeitseinsatzplanung 

Absprachen mit Kunden / Terminkoordination 


22.04.2008 • 159/295




Anlagenplanung 

Geräteauswahl 

Arbeitseinsatzplanung (Routen- und Teamplanung) 


Störungsannahme vom VNB (Abstimmung mit Herstellern und Netzbetreibern, Second-Level) 

Beschwerdemanagement (Second-Level) 

Fehleranalyse (Ferndiagnose und vor Ort) 

Störungsbehebung (Tagesschichtbetrieb vor Ort) 

Zählereinbau 

Vormontage 

Anfahrt 

Einbau (Neustellung) 

Abfahrt 

Einlagerung 

Entsorgung 

Zählerwechsel 

Vormontage 

Anfahrt 

Wechsel 

Abfahrt 

Einlagerung 

Entsorgung 

Zählerumbau 

Vormontage 

Anfahrt 

Umbau 

Abfahrt 

Einlagerung 

Entsorgung 

Zählerausbau 

Anfahrt 

Ausbau 

Demontage 

Abfahrt 

Einlagerung 

Entsorgung 

Tabelle 32: Leistungsverzeichnis Messstellenbetrieb (aus Prozessmodell abgeleitet) 


22.04.2008 • 160/295




Leistungsverzeichnis Messung 

Registrierende Leistungsmessung mit Zählerfernauslesung 

Ablesung der Lastgangdaten / Synchronisation mit der ZFA Leitstelle 

Plausibilisierung / Validierung 

Ersatzwertbildung 

Betrieb der ZFA-Leitstelle 

Betrieb Telefonanlage für ZFA 

Übermittlung der Zählerstände und Gasmengen an Dritte (MSCONS-Versand) 

Prüfung und Abnahme von Anlagen 

Ablesung der Zählerstände von Standardlastprofilkunden 

Ablesung der Zählerstände 

Plausibilisierung / Validierung 


Energiemengenermittlung 

Archivierung 

Übermittlung der Zählerstände und Gasmengen an Dritte (MSCONS-Versand) 

Prüfung und Abnahme von Anlagen 

Tabelle 33: Leistungsverzeichnis Messung (aus Prozessmodell abgeleitet) 

Leistungsverzeichnis Abrechnung der Netzentgelte 

Netzkundenbetreuung Backoffice 

Lieferantenstammdaten verwalten 

Kundenbetreuung (Lieferanten, Netzkunden) 

Bearbeitung von Lieferantenwechsel 

Bearbeitung von Lieferbeginn 

Bearbeitung von Lieferende 

Bearbeitung von Stammdatenänderung 

Bearbeitung von Geschäftsdatenanfragen 

Zugangs-, Abgangs- und Bestandslisten 


Pflege der Abrechnungsstammdaten (Tarifentwicklung, Terminsätze etc.) 

Verarbeitung der Messwerte (Gasumrechnung) 

Plausibilitätsprüfung der Rechnungsinhalte (Aussteuerung) 

Erstellung Netznutzungsrechnung 

Erstellung Faktura / Abschlagsplan 

Rechnungsversand 

Bilanzielle Abgrenzung 

Jahres- und quartalsweise 

Bei Netzentgeltveränderungen 

Forderungsmanagement / Debitorenbuchhaltung 

Zahlungseingangsmanagement 

Forderungsüberwachung -zuordnung 

Datenbereitstellung für die Hauptbuchhaltung 

Tabelle 34: Leistungsverzeichnis Abrechnung der Netzentgelte (aus Prozessmodell abgeleitet) 


22.04.2008 • 161/295




Zusätzlich wurden einzelne Unterstützungsleistungen (Statistiken, 

Dokumentation etc.) zur Erbringung der Dienstleistungen mit abgefragt. 

Abfrage der Preise 

Über die Markterhebung wurden die Einkaufspreise von Gerätemesstechnik 

erhoben. Grundlage hierfür war die analytisch erarbeitete Klassifikation für die 

Strom- und Gaszähler (Abschnitt 4.2 Systematisierung der Zähler). Die 

Teilnehmer waren aufgefordert, den günstigsten Zähler der jeweiligen Klasse 

anzugeben. 

Zusätzlich wurden die Preise für die erstellten Leistungspakete über ein 

Preisblatt im Erhebungsbogen angefragt. In den Preisblättern wurden die 

Leistungen aus den Datenblättern der Leistungsverzeichnisse in 

Leistungspakete gebündelt und bepreist. Für die Teilnehmer bestand die 

Möglichkeit, eigene Leistungspakete und Preise im Preisblatt anzugeben. 

Die Teilnehmer wurden aufgefordert, die angegebenen Leistungspakete so, wie 

sie sie üblicherweise in den einzelnen Angebotspositionen ausweisen, 

anzugeben. Sowohl Einzelleistungen als auch All-inclusive-Pakete konnten 

angegeben werden. 

Es wurde definiert, dass die Unterstützungs- und Steuerungsprozesse zur 

Erbringung der einzelnen Leistungspakete in dem angegebenen Preis 

inbegriffen sind. 

Bei der Preisangabe wurden die Kosten (Netzbetreiber), marktüblichen Preise 

(Dienstleister) oder Kennzahlen (Unternehmensberater) abgefragt. Die 

Dienstleister wurden gebeten, Angaben aus Ihren aktuellen Verträgen oder 

Angeboten im Preisblatt zu verwenden. 

Ein wesentlicher Aspekt der Kosten oder Preise sind neben den Leistungen die 

Mengen. Diese wurden ebenfalls abgefragt. Es sollte der Preis angegeben 

werden, bei dem ein relatives Optimum an Leistungseinheiten erreicht wird und 

durch Zunahme der Leistungseinheiten keine deutliche Verbesserung des 

Preises mehr zu erreichen ist. 

Die Dienstleister wurden aufgefordert, zusätzlich zum »Optimumpreis« Preise 

bei variierenden Mengen anzugeben. Diese waren für die Hälfte und für das 

Doppelte des angegebenen »Optimums« zu nennen. Zusätzlich wurde um die 

Angabe eines Preises für eine fest vorgegebene Anzahl von Leistungseinheiten 

gebeten. Weitere Anmerkungen zu Kosten oder Preisgestaltung konnten 

ebenfalls angegeben werden. 


22.04.2008 • 162/295




Die angegebenen Kosten oder Preise sollten nur für die Durchführung der 

Dienstleistung gelten und keine Kosten für die Erstimplementierung von 

Systemen und Voraussetzungen in der IT und der Organisation beinhalten. Die 

Erbringung der Leistung sollte im »eingeschwungenen Zustand« erfolgen. 

Hintergrund hierbei war die Annahme, dass die Dienstleister in den Preisen in 

der Regel nur die laufenden Kosten kalkulieren und Aufwendungen für IT- 

Implementierungen oder Migrationsprojekte extra berechnen. 

Abfrage der Kosten- und Werttreiber 

Es wurden Effizienzkriterien und Kostentreiber zu den Prozessen abgefragt. Die 

Teilnehmer sollten beurteilen, ob eine Reihe vorgegebener Kriterien und 

Kostentreiber für die Prozesse Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung 

der Netzentgelte aus ihrer Einschätzung bedeutend oder weniger bedeutend 

sind. Zusätzlich bestand die Möglichkeit, eigene Kriterien einzugeben und zu 

bewerten. 

5.2.4 Deskriptive Analyse 

5.2.4.1 Teilnahmestatistik 

Insgesamt wurden 125 Unternehmen angefragt, die sich in Netzbetreiber, 

Dienstleister, Hersteller für Messtechnik und Unternehmensberatungen gliedern 

lassen. 

Insgesamt haben 26 Unternehmen die Teilnahme zugesagt. 57 Unternehmen 

haben trotz mehrfacher Kontaktversuche keine Zu- oder Absage mitgeteilt. Eine 

Absage erteilten 35 Unternehmen. Insgesamt sind 18 Erhebungsbögen 

ausgefüllt zurückgesandt wurden. Einer der Netzbetreiber hat dabei zwei 

Erhebungsbögen für zwei seiner Netzgebiete zurückgesendet. Die folgende 

Tabelle liefert eine Übersicht der Teilnehmerstatistik, wobei einige der 

Unternehmen den Dienstleistern sowie den Herstellern für Geräte- und 

Messtechnik zugeordnet wurden. 


22.04.2008 • 163/295




Status Netzbetreiber Dienstleister Hersteller von 

Messtechnik 


Unternehmensberatungen 

Zusagen 8 14 9 0 

Zusage über 

Teilnahme vom 

Partnerunternehmen 

Rücklauf 

Erhebungsbögen 

0 3 1 0 

4 12 4 0 

Absagen 9 11 9 3 

Keine Antwort 5 26 23 4 

Anzahl der 

angefragten 

Unternehmen 

22 54 42 7 

Tabelle 35: Markterhebung: Teilnahmestatistik 

Eine Übersicht darüber, welche Unternehmen den ausgefüllten 

Erhebungsbogen zurückgesendet haben, welchen Schwerpunkt diese 

Unternehmen haben und wie viele Zählpunkte in den Bereichen 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte durch die 

Unternehmen betreut werden, ist dem Anhang beigefügt (Anhang 8.3). 

Insgesamt decken die Teilnehmer rund 13 Millionen von insgesamt knapp 48 

Millionen Zählpunkten in Deutschland ab. Somit wurde in der Markterhebung 

eine signifikante Marktabdeckung erreicht. 

Teilweise wurden der Netzbetreiber und die Dienstleistungsgesellschaft, welche 

die Leistungen für den Netzbetreiber erbringt, angefragt. In diesen Fällen haben 

die Dienstleister auf die Teilnahme verzichtet und der Netzbetreiber hat die 

Erhebung durchgeführt. Einige Unternehmen haben nicht den Erhebungsbogen 

ausgefüllt, aber wichtige und umfassende Informationen in einem Freitext 

geliefert; diese Informationen wurden für das Gutachten verwendet und sind in 

der Zählung der rückgelaufenen Erhebungsbögen enthalten. 

Im Rahmen des Versandes der Erhebungsbögen haben darüber hinaus der 

Verband der Netzbetreiber (VDN) sowie die EDNA-Initiative aktiv mitgewirkt und 

zahlreiche Anmerkungen und Beiträge für die Erhebung und das Gutachten 

beigesteuert. 

22.04.2008 • 164/295




5.2.4.2 Auswertung der zusätzlich angegebenen Leistungen 

Die zusätzlich angegebenen Leistungen, welche durch die Teilnehmer im 

Erhebungsbogen eingegeben wurden, lassen sich folgenden vier Bereichen 

zuordnen: 

• Leistungen, die bereits im Soll-Prozess enthalten sind, aber von den 

Teilnehmern entweder anders bezeichnet oder einem anderen 

Prozessschritt zugeordnet wurden. 

• Leistungen, die nicht in der Abfrage enthalten waren, weil sie Leistungen 

sind, die grundsätzlich in der Verantwortung des Netzbetreibers liegen. 

• Leistungen, die von den Teilnehmern dem Netz-Leistungsprozess 

zugeordnet wurden, aber eigentlich dem Unterstützungs- oder 

Steuerungsprozess oder dem Vertrieb zugeordnet werden müssen. 

• Tatsächlich zusätzliche Leistungen, die in den Prozessen berücksichtigt 

werden müssen. 

In den nachfolgenden Tabellen sind die zusätzlichen Leistungen dargestellt. In 

der Spalte Bemerkungen wird erläutert, ob es sich um abgefragte Leistungen 

mit anderer Bezeichnung, um Unterstützungsleistungen, um auszuschließende 

Leistungen oder um zusätzlich aufzunehmende Leistungen handelt. Für alle 

zusätzlich aufzunehmenden Leistungen wird geprüft, ob die angegebenen 

Preise der Befragten aufgrund der Zusatzleistungen signifikant von den Daten 

der Bundesnetzagentur und den weiteren Daten aus der Markterhebung 

abweichen. 


22.04.2008 • 165/295




Zusätzlich angegebene Leistungen zum Messstellenbetrieb 

Zählerbeschaffung/Einkauf Bemerkungen 

Dienstleistungsbeschaffung / 

Einkauf (inkl. div. Unterpunkte) 


Bei der Vergabe von Dienstleistungen an Dritte. Die Aufwendungen 

dafür sind dann dem Preis der eingekauften Dienstleistung 

zuzurechnen. 

Interne Dienstleistungsverträge Bei der Vergabe von Dienstleistungen an Dritte. Die Aufwendungen 


zuzurechnen. 

Technologieauswahl Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 

Prozessen jedoch berücksichtigt ist. 

Buchhaltung Unterstützungsleistung, die nicht mit abgefragt wurde, weil davon 

ausgegangen wird, dass die Kosten dafür anteilig in die Preise für 

die Leistungen einkalkuliert sind. 

Dienstleistungsbeschaffung / 

Einkauf 

Technologieauswahl und 

Pilotprojekte 

Bei der Vergabe von Dienstleistungen an Dritte. Die Aufwendungen 


zuzurechnen. 

Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Bedarfsplanung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Buchhaltung, 

Rechnungsprüfung, 

Zahlungsverkehr 

Grundsatz-, Bedarfs- u. 

Turnusplanung 

Einhaltung Richtlinien u. 

gesetzl. Vorschriften 

Finanzierung u. 

Zahlungsverkehr 

Buchhaltung u. 

Rechnungsprüfung 

Zählerlogistik 

Ersteichung Lastgangzähler, 

Sonderzähler, Wandler 

Unterstützungsleistung, die nicht mit abgefragt wurde, weil davon 





Ist keine Leistung. Eventuell sind damit Management- und 

Controlling-Aktivitäten gemeint, die zu den jeweiligen 

Management- und Unterstützungsleistungen zuzuordnen sind. 







Die Ersteichung inklusive Konformitätserklärung nach 

Messgeräterichtlinie ist nicht berücksichtigt, da nur geeichte 

Messtechnik beschafft werden darf. 

Betrieb IT-Systeme Unterstützungsleistung, die nicht mit abgefragt wurde, weil davon 



Fehleranalyse Ist über die Leistung Fehleranalyse im Prozess 

Störungsmanagement berücksichtigt. 

Bearbeitung von 

Kundenreklamationen 

Ist über die Leistung Störungsbehebung im Prozess 

Störungsmanagement berücksichtigt. 

Zählpunktvergabe Ist über die Leistung Zuordnung des Einbauortes zum Gerät im 

Prozess Zählerverwaltung oder im Prozess Angebotserstellung 

unter der Aktivität Angebotserstellung berücksichtigt. Ist nicht als 

Leistung definiert, da die Zählpunktnummer fortlaufend in der im 

Metering Code vorgegebenen Struktur automatisiert vom 

Abrechnungssystem vergeben wird. 


Betrieb IT-Systeme Unterstützungsleistung, die nicht mit abgefragt wurde, weil davon 



Eichung wird eingekauft Bei der Vergabe von Dienstleistungen (DL) an Dritte. Die 

Aufwendungen sind dem Preis der eingekauften DL zuzurechnen. 

Reparatur wird eingekauft Bei der Vergabe von Dienstleistungen (DL) an Dritte. Die 

Aufwendungen sind dem Preis der eingekauften DL zuzurechnen. 

Nachweis der Einhaltung der Mit der Aktivität Überwachung der Eichfristen im Prozess 

22.04.2008 • 166/295




eichrechtl. Bestimmungen Zählerverwaltung berücksichtigt. 

Parametrierung elektr. Geräte Mit der Aktivität Vormontage in den Außendienstprozessen 


Vormontage 

(Zählerwechseltafel) 

Eichung/Stichprobenprüfung (Fortsetzung) 


Mit der Aktivität Vormontage in den Außendienstprozessen 


Vorhaltung von Prüfmitteln Im Prozess Eichung/Stichprobenprüfung berücksichtigt. 


Zertifizierung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Mitarbeit in Gremien Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Gesellschaftliche 

Verpflichtungen (Ausbildung 

über Bedarf) 

Diese Leistungen sind den Unterstützungsprozessen im Rahmen 

der Personalprozesse zuzuordnen. 

Projektarbeit Für die IT-Projekte sind diese Leistungen dem 

Unterstützungsprozess IT-Betrieb und Entwicklung zuzuordnen. 

Die sonstigen Projekte sind der Grundsatzplanung 

(Konzepterstellung) zuzuordnen. (Leistung des Netzbetreibers, die 

nicht mit abgefragt wurde, in den Prozessen jedoch berücksichtigt 

ist.) 

Verfolgung Stromdiebstahl Im Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt. 

Zählerbefundprüfung Im Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt 

Stichprobenverfahren Im Prozess Eichung / Stichprobenprüfung berücksichtigt. 

Eichrechtliche Überwachung Im Prozess Zählerverwaltung berücksichtigt. 

Zertifizierung, Gremienarbeit, 

interne Dienstleistungsvertr. 

Störungsbehebung 

Bereitschaftsdienst (24h- 

Service) 

Messstellen-Doku. 

(Geräteverwaltung u. 

Datenpflege) 

Prüfung/Kontrolle der Mess- u. 

Zählanlage vor Ort 

Anschlussnehmer-/-nutzer- 

/MSB-Betreuung 



Ein 24 h Bereitschaftsdienst für die Geräte- und Messtechnik am 

Zählpunkt ist aus Effizienzgesichtspunkten nicht erforderlich. 

(Siehe unten) 

Im Unterstützungsprozess Statistik / Dokumentation 


Im Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt. 

Im Prozess Netzkundenbetreuung berücksichtigt. 

Grundsatzplanung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Konzepterstellung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Technologiebeobachtung, - 

evaluation und -auswahl 

IT-Systembereitstellung und - 

betrieb Gerätemanagement 






Tabelle 36: Markterhebung: zusätzlich angegebene Leistungen im Messstellenbetrieb 

Ergänzend ist festzuhalten: Die Leistung »Störungsbehebung – 

Bereitschaftsdienst 24h-Service« ist für die Geräte- und Messtechnik nicht 

zwingend erforderlich. Bei den Anlagen ohne Leistungsmessung werden in der 

Regel Fehler in der Messung mit der jährlichen Ablesung des Kunden 

festgestellt. Durch ein unplausibles Ableseergebnis werden eventuelle Fehler 

am Gerät erkannt und über die tägliche Arbeitseinsatzplanung in die 

Außendienstaktivitäten eingetaktet. Bei den leistungsgemessenen Kunden 

würden mit der täglichen Übermittlung der Zählerstände durch die 

22.04.2008 • 167/295




Zählerfernauslesung Unplausibilitäten identifiziert. Mit dem GPKE-Beschluss 

der Bundesnetzagentur sind die Netzbetreiber verpflichtet, die Viertelstunden- 

Messwerte bis 10:00 Uhr an die Lieferanten zu versenden. Unplausible Werte 

würden über die Ersatzwertbildung korrigiert und die Prüfung und 

Fehlerbehebung der Anlage über die tägliche Arbeitseinsatzplanung in die 

Außendienstaktivitäten eingetaktet. Bei den leistungsgemessenen Kunden in 

der Hochspannung wird in der Regel eine Kontrollmessung durch den Kunden 

durchgeführt. Diese Werte können für die Ersatzwertbildung herangezogen 

werden und die Prüfung und Fehlerbehebung in der Anlage über die tägliche 

Arbeitseinsatzplanung in die Außendienstaktivitäten eingetaktet werden. 

Zusätzlich angegebene Leistungen zur Messung 

Registrierende 

Leistungsmessung mit ZFA 

Registrierende 

Leistungsmessung ohne ZFA 

Schnittstellenbetrieb und 

-pflege 


Siehe Anmerkungen zur sonstigen Leistungsmessung unter 5.1 

Analyse der Daten der Bundesnetzagentur 




Zertifizierung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Mitarbeit in Gremien Leistung des Netzbetreibers, die nicht mit abgefragt wurde, in den 


Sperrung und 

Wiedereinschalten 

Sperrung und Wiederinbetriebnahmen führt der Netzbetreiber 

nach Beauftragung durch den Vertrieb durch. Die Kosten dafür 

sind nicht in den Messentgelten zu berücksichtigen, sondern dem 

Vertrieb in Rechnung zu stellen. 

Leeranlagenbegehung Im Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt. 

Außerbetriebnahme und 

Versorgungseinstellung 

In den Prozessen Zählerausbau und Lieferende berücksichtigt. 

Pflege Orts-Straßen-Relationen Im Prozess Arbeitseinsatzplanung berücksichtigt. 

Bereitstellung GSM-Karten Im Prozess Zählerbeschaffung berücksichtigt. 

Notablesung bei gestörter 

Komm.-Verbindung 

Datenaufbereitung für 

Abrechnung, Bilanzierung 

Über den Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt. 

Die Datenaufbereitung für die Bilanzierung ist laut VDN-Richtlinie 

nicht der Abrechnung zuzuordnen. Die Datenaufbereitung für die 

Abrechnung der Netznutzung ist über die Plausibilisierung, 

Ersatzwertbildung und Energiemengenermittlung im Prozess 

Messung berücksichtigt. 

Energiemengenermittlung Im Prozess Messung berücksichtigt. 

Terminsteuerung / syst. 

Ablesevorbereitung 

Bereitstellung, Hosting, 

Wartung, Pflege des 

Abr.systems 

IT-Systembereitstellung und 

-betrieb EDM 

Sonstige Leistungen 

Energiedatenmanagement 


-betrieb EDM 



Im Unterstützungsprozess IT-Betrieb, Wartung und Entwicklung 


Im Unterstützungsprozess IT-Betrieb, Wartung und Entwicklung 


Die EDM-Leistungen sind auszuschließende Leistungen und 

können nicht in den Messentgelten berücksichtigt werden. 







Tages-/Wochen-/ Unterstützungsleistung, die nicht mit abgefragt wurde, weil davon 

22.04.2008 • 168/295




Monatsberichte ausgegangen wird, dass die Kosten dafür anteilig in die Preise für 


Erstellung von Abrechnungen 

für Liegenschaften 

Ablesung der Zählerstände für 

SLP-Kunden 

Schnittstellenbetrieb und 

-pflege 


Sofern die Liegenschaften einen eigenen Vertrag mit dem 

Netzbetreiber geschlossen haben. Die Abrechnung erfolgt in 

diesem Falle analog der anderen Kunden mit registrierender 

Leistungsmessung. 




Zertifizierung Leistung des Netzbetreibers, die nicht mir abgefragt wurde, in den 


Ablesung der Zählerstände für 

SLP-Kunden 

(Fortsetzung) 

Mitarbeit in Gremien Leistung des Netzbetreibers, die nicht mir abgefragt wurde, in den 




über Bedarf) 

Sperrung und 

Wiedereinschalten 



Sperrung und Wiederinbetriebnahmen führt der Netzbetreiber 

nach Beauftragung durch den Vertrieb durch. Die Kosten dafür 

sind nicht in den Messentgelten zu berücksichtigen, sondern dem 

Vertrieb in Rechnung zu stellen. 

Leeranlagenbegehung Im Prozess Prüfung und Abnahme berücksichtigt. 

Außerbetriebnahme und 

Versorgungseinstellung 

In den Prozessen Zählerausbau und Lieferende berücksichtigt. 

Pflege Orts-Straßen-Relationen Im Prozess Arbeitseinsatzplanung berücksichtigt. 



Abr.systems 


-betrieb EDM 




-betrieb EDM 














Tabelle 37: Markterhebung: zusätzliche angegebene Leistungen zur Messung 

22.04.2008 • 169/295




Zusätzlich angegebene Leistungen zur Abrechnung der Netzentgelte 


Qualitätssicherung der 

Prozesse 


Ist den Managementleistungen zuzuordnen. 

Mitarbeit in Gremien Leistung des Netzbetreibers, die nicht mir abgefragt wurde, in den 




über Bedarf) 



Projektarbeit, Test-/Pilotbetrieb Für die IT-Projekte sind diese Leistungen dem 

Unterstützungsprozesse IT-Betrieb und Entwicklung zuzuordnen. 

Netzkundenbetreuung 

Frontoffice / Kundenzentrum 

Kündigungsbearbeitung, 

Vertragsverh., 

Vertragsdatenverw. 

Zertifizierung, Gremienarbeit, 

interne Dienstleistungsvertr. 

Bearbeitung von 

Rechnungskorrekturen 



Abrechnungssystems 


-betrieb Kundenbetreuung 


-betrieb Kundenbetreuung 

Die sonstigen Projekte sind der Grundsatzplanung 

(Konzepterstellung) zuzuordnen. (Leistung des Netzbetreibers, die 

nicht mir abgefragt wurde, in den Prozessen jedoch berücksichtigt 

ist.) 



Leistung des Netzbetreibers, die nicht mir abgefragt wurde, in den 


Im Prozess Abrechnung der Netzentgelte berücksichtigt. 










Tabelle 38: Markterhebung: zusätzlich angegebene Leistungen zur Abrechnung der Netzentgelte 

Fazit zu den zusätzlich angegebenen Leistungen 

Zusammengefasst ist festzustellen, dass die angegebenen 

Leistungsdifferenzen sich größtenteils aus anderer Zuordnung ergeben 

beziehungsweise aus einer organisatorischen statt einer prozessualen 

Betrachtungsweise. Es wurden keine Leistungen angegeben, welche nicht 

bereits im Prozessmodell enthalten sind. 

5.2.4.3 Auswertung der Preise 

Die Erhebung der Mindesteinkaufspreise hat ergeben, dass teilweise 

signifikante Unterschiede in den Beschaffungskosten innerhalb der 

Zählerklassifizierung zu verzeichnen sind. Die nachfolgende Tabelle gibt einen 

Überblick über die angegebenen Preise sowie jeweils den geringsten und den 

teuersten Preis und den Median. 

22.04.2008 • 170/295




Strom 

1. Niederspannung 

1. Standardlastprofil 

1. Arbeitszähler Eintarif 

1. Wechselstrom ohne 

Wandler Genauigkeitsklasse 

2 

2. Drehstrom 

Genauigkeitsklasse 2 

2. Arbeitszähler Mehrtarif 

2. Sonderfall SLP 

1. Wechselstrom 


2. Drehstrom 


1. Sonstige Leistungsmessung 

1. Drehstrom 



Preis Max. Min. Me dia n 

70,00 

18,82 

21,98 

15,00 

65,00 

22,00 

17,50 

17,50 

28,50 

18,50 

90,00 

30,87 

30,98 

25,00 

65,00 

29,50 

27,50 

27,50 

41,50 

31,50 

70,00 

92,24 

101,00 

42,50 

90,00 

146,19 

33,60 

120,00 

106,00 

40,00 

40,00 

55,50 

110,00 

158,13 

93,83 

235,00 

210,00 

150,00 

150,00 

70,00 15,00 20,40 

90,00 25,00 30,93 

101,00 42,50 81,12 

146,19 33,60 72,75 

365,00 93,83 158,13 

22.04.2008 • 171/295




3. RLM-Niederspannung 

1. Registrierende Leistungsmessung 

1. Drehstrom 


4. Stromwandler Niederspannung 0,4 kV 

2. Mittelspannung 



365,00 

312,70 

342,61 

349,28 

280,00 

240,00 

750,00 

300,00 

300,00 

365,00 

312,70 

1. Bis 200 A 31,90 

90,00 

69,00 

2. Über 200 A 39,36 

1. RLM-Mittelspannung 


1. Drehstrom 


50,15 

110,00 

64,00 

300,00 

300,00 

70,04 

342,61 

349,28 

300,00 

540,00 

750,00 

300,00 

290,00 

365,00 

312,70 

2. Stromwandler 378,65 

288,00 

465,00 

490,00 

3.000,00 

3.000,00 

565,50 

3. Spannungswandler 576,04 

415,23 

547,00 

750,00 240,00 312,70 

90,00 31,90 69,00 

300,00 39,36 70,04 

750,00 290,00 342,61 

3.000,00 288,00 490,00 

3.000,00 415,23 576,04 

22.04.2008 • 172/295




3. Hochspannung 

1. RLM-Hochspannung 


1. Drehstrom 

Genauigkeitsklasse 0,5 



550,00 

3.000,00 

3.000,00 

1.297,80 

658,86 

360,00 

540,00 

1.457,00 

2. Stromwandler 12.250,00 


4. Höchstspannung 

1. RLM-Höchstspannung 



1. Drehstrom 

Genauigkeitsklasse 0,2 


5. TK-Anlagen 

Gas 

1. Gaszähler SLP 

1. G 1.6 - G 10 

8.940,00 

40.000,00 

40.000,00 

360,00 

1.900,00 

1.900,00 

1. Balgengaszähler 36,00 

2. G 16 - G 25 

2. Gaszähler RLM 

39,20 

424,00 

44,00 


181,00 

737,00 

515,00 

1.457,00 360,00 599,43 

40.000,00 8.940,00 26.125,00 

1.900,00 360,00 1.900,00 

424,00 36,00 41,60 

737,00 181,00 388,50 

2. Drehkolbengaszähler 515,00 515,00 515,00 515,00 

3. Turbinenradgaszähler 515,00 515,00 515,00 515,00 

1. G 40 - G 100 

22.04.2008 • 173/295







2.524,00 

4.030,00 

3.280,00 

2. Drehkolbengaszähler 1.380,00 

4.122,00 

3.310,00 

3.280,00 

3. Turbinenradgaszähler 1.175,00 

5.520,00 

3,280,00 

4.030,00 650,00 2.902,00 

4.122,00 

5.520,00 

1.380,00 

3.295,00 

1.175,00 3.280,00 

4. Wirbelgaszähler 3.280,00 3.280,00 3.280,00 3.280,00 

2. G 160 - G 400 


4.481,00 

5.880,00 

5.000,00 


11.580,00 

5.000,00 

5.880,00 2.430,00 4.740,50 

11.580,00 1.690,00 5.000,00 


4. Ultraschallgaszähler 5.000,00 5.000,00 5.000,00 5.000,00 

3. G 650 - G 1600 


11.520,00 

8.127,00 


7.564,00 

27.430,00 

8.127,00 

11.520,00 5.264,00 

27.430,00 

2.960,00 

8.127,00 

7.845,50 


4. Ultraschallgaszähler 8.127,00 8.127,00 8.127,00 8.127,00 

6. >= G 2500 

3. Umwerter 

1. Turbinenradgaszähler 43.720,00 43.720,00 43.720,00 43.720,00 

2. Wirbelgaszähler 


1. Temperatur-Mengenumwerter 370,00 

2. Elektronische 

Zustandsmengenumwerter 

3. Mechanische 


4. Kalorimeter 

330,00 

1.970,00 

3.290,00 

10.225,80 

1.980,00 

370,00 330,00 350,00 

10.225,80 

1.970,00 

2635,00 

22.04.2008 • 174/295





Tabelle 39: Markterhebung: Aufstellung der angegebenen Preise 

Die Auswertung der Preise für die angegebenen Leistungspakete wird im 

Abschnitt 5.4 »Zusammenfassende Datenanalyse« dargestellt. Dort sind die 

angegebenen Entgelte aus dem Datenbestand der Bundesnetzagentur, die 

Preise der Markterhebung sowie die kosteneffizienten Preise integriert 

dargestellt. 

22.04.2008 • 175/295




Auswertung der Preise für die Leistungspakete 

Die folgende Tabelle zeigt die angegebene Preisspanne (Minimal- und 

Maximalwert) sowie den Median in den vorgeschlagenen Leistungspaketen im 

Erhebungsbogen. 

Leistungspakete 

Messstellenbetrieb gesamt 


Max. Min. Median Spreizung % vom 

Minimum 

SLP-Zähler Strom 18,00 0,69 10,60 17,31 2509% 

RLM-Zähler Strom 

Niederspannung 


Mittelspannung 

RLM-Zähler Strom Hoch- und 

Höchstspannung 

637,20 3,75 349,00 633,45 16892% 

1.290,40 27,75 693,00 1262,65 4550% 

2.900,00 136,52 804,28 2763,48 2024% 

SLP-Zähler Gas 22,23 0,64 12,70 21,59 3373% 

RLM-Zähler Gas Niederdruck 1.399,00 31,65 432,50 1367,35 4320% 

RLM-Zähler Gas Mitteldruck 2.830,00 247,79 1.079,50 2582,21 1042% 

RLM-Zähler Gas Hochdruck 5.405,00 482,80 1.827,00 4922,20 1020% 

Zählereinkauf (Beschaffung) 2.000,00 76,63 1.038,32 1923,37 2510% 


SLP-Zähler Strom 80,00 5,90 10,50 74,10 1256% 




Mittelspannung 

RLM-Zähler Strom Hoch- und 

Höchstspannung 

533,50 40,00 100,00 493,50 1234% 

533,50 80,00 225,00 453,50 567% 

140,00 140,00 140,00 0,00 0% 

SLP-Zähler Gas 40,00 2,97 16,30 37,03 1247% 

RLM-Zähler Gas Niederdruck 104,78 5,82 57,00 98,96 1700% 

RLM-Zähler Gas Mitteldruck 180,00 7,52 120,00 172,48 2294% 

RLM-Zähler Gas Hochdruck 190,00 8,92 99,46 181,08 2030% 

Gewerbl. Leistungen 

(Stundenlohn) 

Messung 

75,00 14,80 45,00 60,20 407% 

RLM-Messung ZFA pro Jahr 1.290,00 24,51 293,15 1265,49 5163% 

RLM-Messung manuell 

(Chipaustausch) 

4.548,62 35,47 80,00 4513,15 12724% 

SLP-Selbstablesung 20,00 0,07 3,20 19,93 28471% 

SLP-Fremdablesung 20,00 1,10 2,50 18,90 1718% 


SLP-Zählpunkt und Jahr 26,00 6,34 11,63 19,66 310% 

RLM-Zählpunkt und Jahr 320,00 15,83 186,30 304,17 1921% 

Tabelle 40: Markterhebung: Preisübersicht (Werte in Euro, wenn nicht anders angegeben) 

Die angegebenen Preise zeigen deutliche Unterschiede. Vor allem in der 

registrierenden Leistungsmessung bestehen Preisunterschiede von mehreren 

100%. 

22.04.2008 • 176/295




Diese Spreizungen in den Preisen lassen sich aus unterschiedlichen 

Kostenansätzen oder Kostendegressionen nicht erklären. Es ist daher davon 

auszugehen, dass erhebliche Unterschiede im Leistungsumfang bezüglich 

Wertschöpfungstiefe oder Zuordnung von Leistungen bestehen. 

5.2.4.4 Auswertung der Effizienzkriterien 

Die folgende Tabelle stellt die Auswertung der abgefragten Wert- und 

Kostentreiber in den Prozessen dar. 

Allgemein 


Anzahl 

Antwort. 

Davon 

Ja 

Anteil 

Ja 

I. Wodurch kann die Effizienz der Prozesse verbessert werden? 

1. Integration der IT - 

Automatisierung, 

Schnittstellenreduzierung 

2. Dokumentation und 

Integration der Prozesse 

3. Automatisierung / 

Technologisierung (MDE- 

Geräte, Barcode etc.) 

4. Skalen (Kritische 

Größen) 

5. Spezialisierung in der 

Leistungserstellung 

6. Medienübergreifende 

Prozessabwicklung 

(Strom, Gas, Wasser, 

Wärme etc.) 

Davon 

Bedingt 

Anteil 

Bedingt 

Davon 

Nein 

Anteil 

Nein 

16 11 69% 4 25% 1 6% 

16 7 44% 7 44% 2 13% 

15 7 47% 6 40% 2 13% 

14 3 21% 9 64% 2 14% 

15 4 27% 7 47% 4 27% 

15 11 73% 4 27% - - 

7. Tarifverträge 12 - - 5 42% 7 58% 



1. Ausschreibungsverfahre 

n für Zählereinkauf 

2. Einkaufsgemeinschaften 

in der Zählerbeschaffung 

3. Schnittstellenoptimierung 

zwischen Lagerhaltung 

und Zählerverwaltung 

(organisatorisch und IT) 

4. Automatisierung in der 

Zählerfassung 

(Handheld, 

Barcodezähler) 

5. Durchgängige effiziente 

kostenoptimierte Logistik 

6. Kommissionslager und 

Abrufverträge beim 

Hersteller oder Händler 

der Gerätetechnik 

7. Protokollierung und 

Nachhaltung der 

Reaktionszeiten im 


13 3 23% 7 54% 3 23% 

13 4 31% 8 62% 1 8% 

12 8 67% 2 17% 2 17% 

13 8 62% 3 23% 2 15% 

11 7 64% 2 18% 2 18% 

12 3 25% 6 50% 3 25% 

12 2 17% 6 50% 4 33% 

22.04.2008 • 177/295




II 

. 

Messung 

8. Standardisierung der 

Zähler 


Anzahl 

Antwort. 

Was sind die Kostentreiber im Prozess? 

1. Größe von Zählerchargen 

bei der Beschaffung 

Davon 

Ja 

Anteil 

Ja 

Davon 

Bedingt 

Anteil 

Bedingt 

Davon 

Nein 

Anteil 

Nein 

13 9 69% 3 23% 1 8% 

14 4 29% 7 50% 3 21% 

2. Losgrößen in der Eichung 11 5 45% 2 18% 4 36% 

3. Anzahl der 

unterschiedlichen 

Zählerklassen in der 

Beschaffung 



Zählerklassen in der 

Zählerverwaltung / 

Lagerhaltung 

5. Kundenbedürfnis / 

Kundenzufriedenheit in 

der Anlagenplanung und 

der Angebotserstellung 


II 

. 

1. Internetbasierte Eingabe 

von Zählerständen 

2. Zählerfernauslesung für 

Standardlastprofilkunden 

3. Selbstablesung durch 

den Kunden 


1. Durchführung 

unterschiedlicher 

Ablesearten 

(Fremdablesung, 

Selbstablesung) 



Zählerklassen 



II 

. 

1. Internetbasierte An- und 

Abmeldung 

12 6 50% 5 42% 1 8% 

12 4 33% 7 58% 1 8% 

11 4 36% 3 27% 4 36% 

15 2 13% 10 67% 3 20% 

16 11 69% 4 25% 1 6% 

15 2 13% 5 33% 8 53% 

15 4 27% 7 47% 4 27% 

14 4 29% 5 36% 5 36% 

13 5 38% 4 31% 4 31% 

2. Elektronische Rechnung 14 5 36% 6 43% 3 21% 

3. Bearbeitung von 

Posteingängen nach 

Archivierung 

(papierloses Büro) 

4. Einsatz von 

Workflowmanagementsystemen 


1. Anteil der 

leistungsgemessenen 

Kunden 

14 7 50% 4 29% 3 21% 

14 9 64% 2 14% 3 21% 

14 10 71% - - 4 29% 

2. Anzahl der Tarife 14 6 43% 5 36% 3 21% 

22.04.2008 • 178/295





Anzahl 

Antwort. 

Davon 

Ja 

Anteil 

Ja 

Davon 

Bedingt 

Anteil 

Bedingt 

Davon 

Nein 

Anteil 

Nein 

3. Anzahl der Lieferanten 14 5 36% 6 43% 3 21% 

Tabelle 41: Markterhebung: Aufstellung der angegebenen Wert- und Kostentreiber 

Alle zusätzlich durch die Teilnehmer eingegebenen Effizienzkriterien sind in der 

nachfolgenden Tabelle dargestellt. 

Allgemein 


1 Komplexitätsreduzierung des Ordnungsrahmens 

II. Was sind die Kostentreiber im Prozess? 

1 Zugänglichkeit der Kundenanlagen (z.B. Kunde nicht angetroffen) 

2 Kundenwunschtermine außerhalb der Regelarbeitszeit 


I. Was sind die Kostentreiber im Prozess? 

Messung 

1 Durchführung unterschiedlicher Ablesearten (Fremdablesung, Selbstablesung) 

2 Anzahl der unterschiedlichen Zählerklassen 

3 Hohes Verkehrsaufkommen und Parkplatzprobleme 

4 Problemfallbearbeitung bei Einsatz externer Dienstleister 

5 Bearbeitung von Zählervertauschung 

6 Falschanmeldungen insb. bei großen Wohneinheiten 

7 Zählertausch wg. Tarifwechseln durch fremde Vertriebe angestoßen 

8 QM, Zertifizierung, Einhalten der Arbeitssicherheitsanforderungen 

9 Steuerung und QS der Fremddienstleister 

10 Reklamationen und Manipulationen 

11 Großbaustellen mit besonderen Anforderungen an Zählermontage 

12 Einführung neuer Zählertechnologien im Massenmarkt 

13 Ausbildung und weitere soziale Verpflichtungen eines Großunternehmens 

14 Aufwand für Industrie- und Sondermesseinrichtungen 

15 Komplexe IT Systeme bei sehr großem Zählerbestand 

I. Was sind die Kostentreiber im Prozess? 

1 Zugänglichkeit der Kundenanlagen (Kunde nicht angetroffen, Hausmeister als 

Schlüsselverwalter, …) 

2 Kundenwunschtermine außerhalb Regelarbeitszeit 

3 Hohes Verkehrsaufkommen und Parkplatzprobleme in Ballungsgebieten 

4 Problemfallbearbeitung bei Einsatz externer Dienstleister (Restantenbearbeitung) 

5 QM, Zertifizierung, Einhalten der Arbeitssicherheitsanforderungen 

6 Steuerung und QS der Fremddienstleister 


8 Aufwand für Industrie- und Sondermessung 

9 Komplexe IT Systeme bei sehr großem Zählerbestand 

10 Lieferung unplausibler Zählerdaten (Ablesung vor Ort) 

22.04.2008 • 179/295




11 TK-Störung bei RLM Messung (Ablesung vor Ort) 

12 Vertriebsgesteuerte Stichtags- und Zusatzablesung 



1 Rechnungsprüfkriterien zur Minimierung der ausgesteuerten Rechn. 

II. Was sind die Kostentreiber im Prozess? 

1 Bearbeitung unplausibler / fehlender Zählerstände 

2 Mehrfacher Lieferantenwechsel im Jahr 

3 Rechnungsreklamationen durch Lieferanten oder Netzkunden 

4 Hohe Umzugsfrequenz in Ballungsgebieten 

II. Abrechnung/Was sind die Kostentreiber im Prozess? (Fortsetzung) 


6 Komplexe IT Systeme aufgrund sehr großen Kundenbestands 

7 Anforderungen der BNetzA (bspw. BK-6-06) 


Tabelle 42: Markterhebung: zusätzlich angegebene Wert- und Kostentreiber 

Durch die Teilnahme der verschiedenen Unternehmen mit unterschiedlichen 

Schwerpunkten und unterschiedlicher Größe konnte eine hohe 

Marktdurchdringung erreicht werden. Vor allem auf dem Dienstleistungssektor 

handelt es sich um namhafte Unternehmen der Branche, die eine hohe Anzahl 

von betreuten Zählpunkten aufweisen. 

Die Recherche der Unternehmen ergab, dass wenige unabhängige Anbieter der 

abgefragten Leistungen in den Bereichen Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte am Markt agieren. In der Regel handelt es sich 

um ausgegliederte Tochterunternehmen der Versorgungsunternehmen in den 

Bereichen Messen und Abrechnen. An der Erhebung nahmen in diesen Fällen 

die Versorgungsunternehmen an der Befragung teil und nicht das 

Dienstleistungsunternehmen, mit der Begründung, dass die Daten im 

gewünschten Umfang beim Netzbetreiber vorhanden seien. 

Es bestehen teilweise erhebliche Unterschiede in angebotenen Teilleistungen 

und im angegebenen Umfang der Leistungen. Wo diese nicht den 

unterschiedlichen Aufgaben in den Klassen zuzuschreiben sind, waren die 

Leistungsdifferenzen zu untersuchen. Die Analyse zeigt, dass sich die 

Leistungsdifferenzen größtenteils aus anderer Zuordnung beziehungsweise aus 

einer organisatorischen statt einer prozessualen Betrachtungsweise ergeben: 

Einige der als zusätzlich ausgeführt angegebenen Leistungen verbleiben beim 

Netzbetreiber und wurden darum nicht mit abgefragt, andere sind den 

Management- oder Unterstützungsleistungen zuzuordnen, was in der 

Befragung anteilig in den anderen Prozessen berücksichtigt wurde. Abgesehen 


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von diesen differierenden Zuordnungen unterscheidet sich das Verständnis der 

Teilnehmer zu den in den Prozessen enthaltenen Leistungen nur wenig. 

Die Angaben der Teilnehmer zu den Leistungen und die telefonische 

Teilnehmerbetreuung haben die Vermutung der Bundesnetzagentur, dass 

teilweise Differenzen im Verständnis zu den Leistungen und dem 

Leistungsumfang vorhanden sind, bestätigt. Vor allem im Bezug auf den 

Leistungsumfang wird nicht immer konsequent zwischen Netz- und 

Vertriebsleistungen getrennt. Darüber hinaus herrscht keine eindeutige Meinung 

darüber, welche Leistungen sich in den Entgelten niederschlagen dürfen und 

welche den Lieferanten oder Kunden gesondert in Rechnung zu stellen sind. 

Zu den Leistungen der Netzkundenbetreuung im Bereich Abrechnung der 

Netzentgelte wurde von einigen Unternehmen angemerkt, dass diese 

Leistungen der Netznutzung zuzuordnen sind. Dabei ist festzuhalten, dass die 

ausschließliche Verantwortung für diese Prozesse (nach GPKE, GeLi) beim 

Netzbetreiber liegt. Die operative Durchführung der Leistungen (beispielsweise 

der elektronische Datenaustausch oder die Durchführung des 

Lieferantenwechsels im Abrechnungssystem) sind unter dem Gesichtspunkt 

einer effizienten und durchgängigen Prozessintegration jedoch der Abrechnung 

der Netzentgelte zuzuordnen. 

Die teilweise erheblichen Spreizungen in den Preisen von mehreren 1.000% 

lassen sich aus unterschiedlichen Kostenansätzen oder Kostendegressionen 

nicht erklären. Es ist daher davon auszugehen, dass erhebliche Unterschiede 

im Leistungsumfang bezüglich Wertschöpfungstiefe oder Zuordnung von 

Leistungen bestehen. 

Die Preisunterschiede bei den Beschaffungskosten zeigen, dass die 

Einkaufskonditionen der Unternehmen stark differieren. Diese Unterschiede 

können durch verschiedene Beschaffungsstrategien, Vertragsverhandlungen 

sowie Abnahmemengen entstehen. Mit einer optimierten Beschaffung, einer 

standardisierten Zählerinfrastruktur sowie großen Chargen können die 

Beschaffungskosten erheblich reduziert werden. Die Aussagen zu den Kosten- 

und Werttreibern in den Prozessen Einkauf zeigen jedoch, dass nur wenige 

Teilnehmer meinen, dass Ausschreibungsverfahren, Einkaufsgemeinschaften 

sowie die Größe von Zählerchargen oder die unterschiedlichen Zählerklassen 

Kostentreiber der Prozesse sind. Die Preise einiger Marktteilnehmer sind so 

niedrig, dass anzunehmen ist, dass sie nur die Dienstleistungen zum Einkauf 

und nicht den Beschaffungspreis selbst enthalten 

Viele der Teilnehmer äußerten die Einschätzung, dass IT-Optimierung, 

Schnittstellenreduzierung, Automatisierung und Technologien für die 


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automatisierte Vorgangserfassung Effizienzkriterien der Prozesse sind, dass 

jedoch eine internetbasierte Eingabe der Zählerstände nur bedingt die 

Prozesseffizienz verbessert. Kritische Unternehmensgrößen, Skalen sowie 

Tarifverträge haben nach Marktmeinung nur wenig Einfluss auf die 

Prozesseffizienz. 

Die Aussage eines Teilnehmers, dass die Periodizität (Häufigkeit pro Jahr) der 

Ablesung einen Kostentreiber darstellt, erscheint plausibel. Jedoch können 

diese Mehrkosten teilweise an den Lieferanten weiterberechnet werden, da die 

Ableseturnuse für die Zählerstände verpflichtend festgelegt sind und alle 

darüber hinausgehenden Zählerstandsablesungen auf Kunden- und/oder 

Lieferantenwunsch nicht in den Messentgelten geltend gemacht werden dürfen. 

Ein hohes Aufkommen von Lieferantenwechseln, Lieferbeginn- und -ende führt 

jedoch zu Mehrkosten im Prozess. 

Grundsätzlich ist festzustellen, dass die Meinungen zu den abgefragten 

Effizienzkriterien zwischen den Teilnehmern weit auseinandergehen. 

Die Leistungen des Messstellenbetriebs, der Messung und Abrechnung 

standen bisher nicht im Fokus einer prozessorientierten Kostenrechnung. Somit 

ist davon auszugehen, dass die Datenbasis der einzelnen Unternehmen 

quantitativ und qualitativ sehr unterschiedlich ist. Verschärfend wirkt, dass die 

Trennung von Kosten zwischen Vertriebs- und Netzleistungen in einem 

integrierten Unternehmen teilweise nur durch Abschätzung und Schlüsselung 

möglich ist. 

5.3 Kosteneffizienter Preis 


Ziel der Bestimmung eines kosteneffizienten Preises ist es, auf Basis der 

Überlegungen zur effizienten Prozessgestaltung eine Überleitung zu den 

Kosten zu erhalten. 

Es soll unabhängig vom Datenbestand der Bundesnetzagentur eine 

Einschätzung zur effizienten Kostenhöhe und der Auswirkungen der möglichen 

Kostentreiber ermöglicht werden. 

5.3.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens 

Für die Bestimmung des kosteneffizienten Preises erfolgt eine Transformation 

von den Leistungen der Bereiche Messung, Messstellenbetrieb und 


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Abrechnung der Netzentgelte zu einer Kostenrechnungsstruktur. Diese soll sich 

in Aufbau und Genauigkeit an Methoden der Businessplanung orientieren. 

Die Struktur der Berechnung des kosteneffizienten Preises soll folgende 

Anforderungen erfüllen: 

• Abbildung der wesentlichen Kostentreiber, 

• Abbildung unterschiedlicher Leistungsumfänge (Dienstleister und 

Netzbetreiber). 

Für die Bestimmung von spezifischen Ansätzen für die Kosten wurden folgende 

Quellen genutzt: 

• Öffentlich zugängliche Daten wie die Statistik der deutschen 

Bundesbank, 

• Die Ergebnisse aus der Markterhebung und ergänzenden Befragungen 

der Teilnehmer, 

• Geschäftsberichtsdatenbank der LBD. 

Es wurden keine Daten aus einzelnen Projekten der LBD als Basis verwendet. 

5.3.3 Strukturierung 

Es werden folgende Kostenarten und -gruppen abgebildet: 


Kostenart / Kostengruppe 

Personalkosten 

Direkte Kosten 

Abschreibungen 

Finanzierung 

Gemeinkosten 

Kalkulatorischer Gewinn 

Management Fee 

Tabelle 43: Kosteneffizienter Preis: Ableitung der Kostenstruktur 

Die Kostenarten und -gruppen bis einschließlich kalkulatorischer Gewinn gibt es 

bei Dienstleistern und Netzbetreibern. Die Management Fee gilt nur für die beim 

Netzbetreiber zwingend verbleibenden Steuerungsprozesse und die 

Grundsatzplanung. 

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Um Analysen von Kostentreibern durchzuführen, werden folgende Stufen für die 

Kosten abgebildet: 

Leistungsbereich Betrachtungsstufe Anmerkung 

Abrechnung der 

Netzentgelte 

Messung 



Ohne Inkasso Abrechnungsdienstleister ohne 

Abwicklung Zahlungsverkehr 

Mit Inkasso Abrechnungsdienstleister mit 

Abwicklung Zahlungsverkehr / 

Netzbetreiber 

Mit Inkasso einschließlich Steuerung 

durch den Netzbetreiber 

(Management Fee) 

Ohne laufende Kosten für 

Telekommunikation 

Mit laufenden Kosten für 

Telekommunikation 

Mit laufenden Kosten für 

Telekommunikation einschließlich 


Asset-Management und Pflichten 

nach EnWG einschl. Verordnungen 

des Netzbetreibers 

TK-Kosten beim Kunden 

TK-Kosten beim Messdienstleister / 

Netzbetreiber 

Netzbetreiber 

Laufender Betrieb Nur administrative Betreuung der 

Zähler, z.B. durch Zählerhersteller 

Laufender Betrieb mit Störungsdienst Nur Betreuung des Zählerbestandes, 

Neubau durch Netzbetreiber/Kunde 

Laufender Betrieb mit Störungsdienst 

und Zählerneustellung 

Laufender Betrieb mit Störungsdienst 

und Zählerneustellung einschließlich 


Wie vor, zuzüglich Kapitalkosten für 

Zähler inklusive TK-Einrichtung 

Wie vor, zuzüglich 

Strom: Kapitalkosten Wandler 

Gas: Kapitalkosten 

Messwertumformer 

Einschließlich Planung und 

Kundenbetreuung sowie Installation 

Asset-Management und Pflichten 

nach EnWG einschl. Verordnungen 

des Netzbetreibers 

Kosten des Eigentümers 

Tabelle 44: Strukturierung des kosteneffizienten Preises 

Finanzierung teilweise als singuläre 

Betriebsmittel bzw. über 

Hausanschlusskosten 

5.3.4 Beschreibung der Stellgrößen und Kennzahlen 

Zunächst werden einige übergreifende Stellgrößen beschrieben, anschließend 

spezifische Kennzahlen für Strom und Gas. Für diverse Einschätzungen 

wurden von der LBD einzelne Marktteilnehmer befragt. 

5.3.4.1 Zentrale Stellgrößen 

Die zentralen Stellgrößen wirken auf alle Kundensegmente (Standardlastprofil 

und Registrierende Leistungsmessung), auf alle Wertschöpfungsbestandteile 

(Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung der Netzentgelte) und 

Energieträger (Strom und Erdgas). 

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Zählstellenanzahl Strom: 100.000 Zählstellen, davon 97.000 

Standardlastprofil und 3.000 Zählstellen mit registrierender 


Zählstellenanzahl Gas: 100.000 Stück Standardlastprofil und 1.000 

Zählstellen mit registrierender Leistungsmessung 

Bemessungsgröße ist ein mittelgroßes Versorgungsunternehmen. Die Anzahl 

der Zähler ist für die Umlage der Investitionen in IT-Systeme entscheidend. 

Komplexere Systeme, wie sie größere Unternehmen benötigen, rechnen sich 

nur bei entsprechend größeren Zählerzahlen. Unternehmen mit weniger 

Zählern können zum Erreichen der kritischen Größe auf Dienstleister oder 

Kooperationen zurückgreifen. 

Die Anzahl der SLP-Zählstellen und der RLM-Zählstellen können durch die 

jeweilige Zählstellenart sowohl im Gas- als auch im Strombereich erreicht 

werden. Nach unserer Einschätzung ist bei geringerer Zählstellenanzahl ein 

effizienter Betrieb nur bei sehr effizienten Prozessen und einer hohen Flexibilität 

der Mitarbeiter möglich. 

Spezifische Personalkosten: 35 Euro/h 

Zum Ansatz kommt ein durchschnittliches Arbeitgeberbruttogehalt über alle 

sachbearbeitenden Tätigkeiten, einschließlich aller weiteren Personalkosten, 

personalbezogener Steuern und Abgaben, Beiträge zur Berufsgenossenschaft 

usw. für ein Vollzeitstelle mit 40 h/Woche. 

Die Datenerhebung hat einen Median Stundenlohn für gewerbliche Leistungen 

von 45 Euro ergeben. Der Personalkostenansatz von 35 Euro/h zuzüglich 

Personalnebenkosten ergibt 43,75 Euro/MWh und erscheint somit plausibel. 

Spezifische Personalnebenkosten: 25% der Personalkosten 

Die spezifischen Personalnebenkosten beinhalten alle personalspezifischen 

Kosten, insbesondere Bereitstellung eines Arbeitsplatzes einschließlich 

arbeitsplatzbezogener IT sowie ggf. notwendige Fahrzeuge. 

Spezifische Gemeinkosten: 20% der direkten Kosten 

Außer beim Messstellenbetrieb handelt es sich überwiegend um 

personalintensive Tätigkeiten. Wir sehen keine prozessspezifischen 

Unterschiede im Ansatz der effizienten Gemeinkosten. Mit unserem Ansatz 

können alle Kosten für Verwaltung, Versicherungen, Finanzbuchhaltung, 


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Personalmanagement und -abrechnung, Büro- und Geschäftsbedarf usw. 

abgedeckt werden. Je nach Geschäftsmodell sind andere Schlüssel möglich. 

Zins: 6% 

Für die Finanzierung der Investitionen wurde ein für mittelständische 

Unternehmen banküblicher Zinssatz gewählt. Nachweis: Deutsche 

Bundesbank, »Jahresabschlüsse von Unternehmen 2004 bis 2005. Erbringung 

von wirtschaftlichen Dienstleistungen, Unternehmen der Größenklasse 2 bis 

unter 50 Millionen Euro«. Wert auf volle % aufgerundet. 

Umsatzrendite: 7% 

Quelle: Deutsche Bundesbank, »Jahresabschlüsse von Unternehmen 2004 bis 

2005. Erbringung von wirtschaftlichen Dienstleistungen, Unternehmen der 

Größenklasse 2 bis unter 50 Millionen Euro«. Wert auf volle % aufgerundet. 

Management Fee: 5% 

Eine Management Fee beinhaltet die Durchführung von: 

• Grundsatzplanung 

• Interne und externe Vergabe 

• Controlling 

• Überwachung der Zahlungsströme 


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5.3.4.2 Spezifische Kennzahlen Strom 




1. Abrechnung der Netzentgelte 

Einheit Bezugsgröße 


RLM NS RLM MS RLM HS 

1. Abrechnung – nur elektronische Rechnung Euro/a je Zähler 6,50 133,50 133,50 261,10 

1. Personalkosten Euro/a je Zähler 2,80 6,00 6,00 8,00 

Der Ansatz umfasst den gesamten Personalbedarf für alle Leistungen der Abrechnung, 

insbesondere Plausibilitätsprüfungen, manuelle Korrekturen, Überwachung der 

Rechenprozesse, Bedienung der IT. 

Bei den RLM-Zählstellen kommen spezifisch höhere Werte zum Ansatz, weil monatliche 

Teilrechnungen zu stellen sind (RLM nur Abschläge), die Datenbasis umfangreicher ist (z.B. 

die Daten der Zustandsmengenumwerter). Außerdem ist bei den Zählstellen mit hohen 

Abnahmemengen eine umfangreichere Qualitätssicherung erforderlich. 

1. Personalbedarf h/a je Zähler 0,08 0,18 0,18 0,22 

2. Spez. Personalkosten Euro/h 35,00 35,00 35,00 35,00 

2. Direkte Kosten Euro/a je Zähler 0,70 1,50 1,50 2,00 

Summe aus Personalnebenkosten und Betriebskosten der IT 

Spez. Personalnebenkosten % je Zähler 25% 25% 25% 25% 

Spezifischer Ansatz bezogen auf Personalkosten 

3. Betriebskosten IT Euro/a je Zähler 0,60 13,80 13,80 20,70 

15% der Anschaffungskosten der IT. 

Beinhaltet Wartung und Instandhaltung, Hardware und Software, Updates. Die Wartungskosten 

von IT liegen marktüblich je nach Anwendung zwischen 5% bis 18%. Aufgrund der 

hohen Anforderungen Komplexität an die Software haben wir einen hohen Wert angesetzt. 

1. Betriebskosten IT 

1. Spez. Betriebskosten bezüglich Anschaffungswert % Gesamt 15% 

2. Gesamt Euro/a Gesamt 97.500 

2. IT-Kosten Euro/a je Zähler 1,50 840,00 840,00 1.886,00 

3. Spez. IT-Kosten je Zähler Euro/a je Zähler 1,50 35,00 35,00 52,40 

Der Wert ist die Summe aus Abschreibung u. Finanzierung und der als 

Deckungsbeitrag für die IT zur Verfügung steht. 

4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 1 24 24 36 

Berücksichtigung des unterschiedlichen Aufwands bei der Anschaffung, 

Implementierung und Betrieb des IT-Systems zwischen SLP-Zählpunkten und RLM- 

Zählpunkten. 

SLP-Zählpunkte Basisfaktor 1: Nur Arbeit, jährlich ein neuer Ablesewert, jährliche 

Rechnung, monatliche Abschläge. 

RLM NS und MS Basisfaktor 3: 12 Monatsrechnungen und 1 Jahresschlussrechnung, 




Leistung und Arbeit aus ¼-Stundenwerten p.a., 2 Quadranten (Wirk- und Blindleistung) 

RLM HS Basisfaktor 4: 12 Monatsrechnungen und 1 Jahresschlussrechnung, Leistung 

und Arbeit aus ¼-Stundenwerten p.a., 4 Quadranten wegen vermaschter Netze (Wirk- 

und Blindleistung, jeweils beide Energieflussrichtungen). 



5. Summe Bewertungseinheiten Stück 169.360 


Bewertungseinheit Stück 97.000 36.000 35.280 900 

6. Anschaffungskosten Euro Gesamt 650.000 

650.000 Euro anteilige IT-Anschaffungskosten für Netzabrechnungssystem 

einschließlich Hardware und Implementierung. 

1. Investition System Euro Gesamt 250.000 

2. Implementierung System Euro Gesamt 400.000 

4. Abschreibung Euro/a je Zähler 0,80 18,40 18,40 27,60 

Abschreibungszeit 5 Jahre, Mischwert für Hard- und Software. 

Für eine Dienstleistungsgesellschaft sind die Investitionszyklen in IT kürzer. Wir 

kalkulieren daher mit den angenommenen Jahren. Basis sind die steuerlichen 

Nutzungsdauern. In die Berechnung fließt nur die Abschreibung auf Basis der Anschaffungs- 

und Herstellkosten ein. Bewertung mit Auslastungsfaktor und Gesamtanzahl Zählpunkte. 

1. Abschreibung Euro/a Gesamt 130.000 

2. Abschreibungszeit a Gesamt 5 

5. Finanzierung Euro/a je Zähler 0,10 2,80 2,80 4,10 

Durchschnittlicher Finanzierungsbedarf (50% Anschaffungskosten). Verzinsung mit Zins. 

Bewertung mit Auslastungsfaktor und Gesamtanzahl Zählpunkte. 

1. Finanzierung Euro/a Gesamt 19.500 

2. Zinssatz % Gesamt 6% 

6. Gemeinkosten Euro/a je Zähler 0,90 5,70 5,70 8,30 

Summe aller zuvor berechneten Kosten, bewertet mit Gemeinkostenfaktor. 

Die Gemeinkosten beinhalten die Umlage für Steuerungs-, Management- und 

Unterstützungsprozesse des Dienstleisters sowie nicht direkt zuordenbare Material- und 

Fremdleistungskosten. 

Spezifische Gemeinkosten % 20% 20% 20% 20% 

7. Gewinn Euro/a je Zähler 0,60 85,30 85,30 190,40 

Summe aller zuvor berechneten Kosten, bewertet mit Umsatzrendite 

Umsatzrendite % 10% 10% 10% 10% 







2. Abrechnung mit Inkasso Euro/a je Zähler 6,70 133,70 133,70 261,30 

0. Zusatzkosten Inkasso für Personal, pro Zähler (gehen ein in 1.2.1. Personalkosten) 

Es sind Kosten, die zusätzlich zu den Kosten entsprechend 1.1 entstehen. Bei den 

Inkassokosten werden nur die Personalkosten und die Personalnebenkosten für das 

Inkasso ohne gerichtliches Mahnwesen berücksichtigt. 

Es handelt sich überwiegend um Vertriebsorganisationen von Energieversorgern mit hoher 

Bonität. Daher wurde kein Rechnungsausfall berücksichtigt. Da es sich bei den Netzkunden 

um Unternehmen mit professionellen Zahlungsmanagementsystemen handelt, ist davon 

auszugehen, dass bei falschen Rechnungen diese nicht vollständig oder nur unter 

Vorbehalt gezahlt werden. Durch das Forderungsmanagement sind daher alle Schritte zur 

Prüfung der Rechnungen zu koordinieren. 


Für die Bearbeitung der Debitoren und Forderungen sowie die Betreuung der 

Netzkunden wurde ¼ Stelle (40 Stunden pro Monat) unterstellt. Bei hoher 

Wettbewerbsintensität und/oder vielen Endkunden mit getrennten 

Netznutzungsverträgen kann eine Anpassung erforderlich werden. Unterstellt ist eine 

geringe Wettbewerbsintensität mit ca. 20 Netznutzungskunden. Bei mittlerer oder hoher 

Wettbewerbsintensität bzw. sinkender Bonität der Netznutzungskunden ist eine 

Erhöhung des Ansatzes notwendig. 

Unterstellt werden die spezifischen Personalkosten. 

1. Personalkosten Gesamt Euro/a Gesamt 16.800 

2. Personalbedarf pro Netznutzungskunde h/a Gesamt 480 

3. Netznutzungskunden Anzahl Gesamt 20 

4. Spez. Personalkosten Euro/h Gesamt 35,00 

2. Personalnebenkosten Euro/a je Zähler 0,04 0,04 0,04 0,04 

Spezifischer Aufschlag auf Personalkosten. 

1. Personalnebenkosten Gesamt Euro/a Gesamt 4.200 

2. Spez. Personalnebenkosten % Gesamt 25% 














3. Abrechnung mit Inkasso inklusive Management Fee Euro/a je Zähler 7,00 140,40 140,40 274,40 

2. Messung 

Die Werte für 1.1 und 1.2 wurden beispielhaft für einen Dienstleister bestimmt. Es geht um die 

Werte, die der Netzbetreiber für die Steuerung des Dienstleisters sowie zur Grundsatzplanung 

für die Steuerungs-, Management- und Unterstützungsprozesse des Netzbetreibers benötigt. 

Grundlage sind Abschätzungen, welcher Betreuungsaufwand für Dienstleistungen notwendig ist. 

Bezogen auf ein mittelgroßes Stadtwerk mit 100.000 SLP-Abnahmestellen und 3.000 RLM- 

Abnahmestellen ergibt sich aus der Summe der Steuerungsumlagen für Abrechnung der 

Netzentgelte, Messung und Messstellenbetrieb ein Betrag von ca. 150.000 Euro, das entspricht 

ca. 2 Mitarbeitern. 

0. Management Fee (geht ein in 1.3.8. Management Fee) Euro/a 0,30 6,70 6,70 13,10 

Spez. Management Fee % 5% 5% 5% 5% 








8. Management Fee Euro/a je Zähler 0,30 6,70 6,70 13,10 

1. Messung ohne Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 73,90 106,90 263,90 


Der Ansatz umfasst den gesamten Personalbedarf für alle Leistungen der Messung, 

insbesondere Plausibilitätsprüfungen, Ersatzwertbildung, manuelle Korrekturen, 

Überwachung der Rechenprozesse, Bedienung der IT. 

Bei SLP-Kunden ist eine überwiegende Selbstablesung oder Ablesung durch externe 

Ableser/Dienstleister unterstellt. Bei Einsatz eigenen Personals würde für die Ablesung bei 

gleichem Endergebnis mit niedrigeren spezifischen Personalkosten bei der Ablesung und 

einer geringeren Nacharbeitsquote kalkuliert werden. 

Bei den RLM-Zählstellen kommen spezifisch höhere Werte zum Ansatz, weil die Datenbasis 

umfangreicher ist, z.B. 8.750 Stundenwerte, die Daten der Zustandsmengenumwerter. 

Außerdem ist bei RLM der Betrieb der Messleitstelle erforderlich. 

1. Personalbedarf h/a je Zähler 0,06 0,55 1,10 3,10 









Spez. Personalnebenkosten % je Zähler 25% 25% 25% 25% 

Spezifischer Ansatz bezogen auf Personalkosten 


15% der Anschaffungskosten der IT 

Beinhaltet Wartung und Instandhaltung, Hardware und Software, Updates. Die 

Wartungskosten von IT liegen marktüblich je nach Anwendung zwischen 5% bis 18%. 

Aufgrund der hohen Anforderungen Komplexität an die Software haben wir einen hohen Wert 

angesetzt. 

1. Betriebskosten 

1. Spez. bezüglich Anschaffung % Gesamt 15% 

2. Betriebskosten Gesamt Euro/a Gesamt 45.000 45.000 

2. IT-Kosten Euro/a je Zähler 1,20 384,00 384,00 1.534,00 

3. Spez. IT-Kosten je Zähler Euro/a je Zähler 1,20 32,00 32,00 63,90 

Der Wert ist die Summe aus Abschreibung und Finanzierung und der als 


Für SLP-Kunden kommt ein anderes Datenerfassungs- und Auswertesystem zum 

Einsatz als bei den RLM-Kunden, für die eine Messleitstelle zur täglichen Erfassung der 

Stundenwerte aller RLM-Zählpunkte unterstellt wird. 

4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 1 12 12 24 

Berücksichtigung des Unterschiedlichen Aufwands bei der Anschaffung, 

Implementierung und Betrieb des IT-Systems. Zwischen den Abnahmestellen NS und MS 

sowie HS wird unterschieden, da der Messdatenumfang in HS höher ist und die 

Prozesse und Routinen komplexer sind. 

SLP-Zählpunkte Basisfaktor 1 bezogen auf die IT für SLP-Zählstellen. Volumenzähler mit 

manueller Ablesung. 

RLM NS und MS Basisfaktor 1 bezogen auf die IT für RLM-Zählstellen. Zähler mit 

Datenschnittstelle, Messwertumformer und Speicher für Energiemenge aus 8.760 

Stundenwerten p.a. 

RLM HS Basisfaktor 2 bezogen auf die IT für RLM-Zählstellen. Zähler mit 

Datenschnittstelle, Messwertumformer und Speicher für Energiemenge aus 8.760 

Stundenwerten p.a. und Zustandsmengenumwerter, ggf. Angaben zur 

Vergleichsmessung. 

5. Summe Bewertungseinheiten Stück 97.000 36.360 


6. Anschaffungskosten Euro Gesamt 300.000 225.000 

300.000 Euro anteilige IT-Anschaffungskosten für Datenerfassungs- und 




Verarbeitungssystem SLP und 225.000 Euro für die RLM-Kunden einschließlich 

Messleitstelle und einschließlich Hardware und Implementierung. 




1. Investition System Euro Gesamt 100.000 75.000 

2. Implementierung System Euro Gesamt 200.000 150.000 


Abschreibungszeit 5 Jahre, Mischwert für Hard- und Software. 

Für eine Dienstleistungsgesellschaft sind die Investitionszyklen in IT kürzer. Es wird mit 

den angenommen Jahren kalkuliert. Basis sind die steuerlichen Nutzungsdauern. In die 

Berechnung fließt nur die Abschreibung auf Basis der Anschaffungs- und Herstellkosten ein. 

Bewertung mit Auslastungsfaktor und Gesamtanzahl Zählpunkte. 

1. Abschreibung Euro/a Gesamt 60.000 45.000 

2. Abschreibungszeit a Gesamt 5 5 


1. Finanzierung Euro/a Gesamt 9.000 6.750 

2. Zinssatz % Gesamt 6% 6% 


Summe aller zuvor berechneten Kosten, bewertet mit Gemeinkostenfaktor. 




Spez. Gemeinkosten % 20% 20% 20% 20% 




2. Messung mit Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 173,90 206,90 363,90 

0. Telekommunikationskosten (gehen ein in 2.2.2. Direkte Kosten) Euro/a je Zähler – 100,00 100,00 100,00 

Bewertet werden die direkt der Messung zuordenbaren Telekommunikationskosten 

zwischen Zähler und Kunde. 

Am Markt erkennbar ist ein deutlich unterschiedlicher Umgang mit den 

Telekommunikationskosten für die Fernauslesung des Zählers. Die Spannbreite reicht von 

Unternehmen, die diese Kosten komplett auf den Kunden wälzen bis zu Unternehmen, die 

Ausschließlich GSM-Funkmodems nutzen. 

Es sind Kosten, die zusätzlich zu den Kosten entsprechend Messung ohne TK entstehen. Bei 

den Inkassokosten werden nur die Personalkosten und Personalnebenkosten für das 

Inkasso ohne gerichtliches Mahnwesen berücksichtigt. Unterschiede in den 

Telekommunikationskosten können außerdem bei der Nutzung eigener TK-Netze entstehen. 

Unterstellt haben wir für die RLM-Kunden einen Anschluss, der je Zählpunkt Kosten von 100 




Euro/a verursacht. 











3. Messung ohne Telekommunikation, mit Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 82,90 116,90 281,90 

0. Management Fee (geht ein in 2.3.8 Management Fee) Euro/a 0,30 3,70 5,30 13,20 



2. Direkte Kosten (Werte aus 2.1.2) Euro/a je Zähler 0,50 5,00 10,00 27,00 







4. Messung mit Telekommunikation und Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 182,90 216,90 381,90 




2. Direkte Kosten (Werte aus 2.2.2) Euro/a je Zähler 0,50 105,00 110,00 127,00 










3. Messstellenbetrieb 




1. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb Euro/a je Zähler 6,50 71,20 77,20 190,90 


Der Ansatz umfasst den gesamten Personalbedarf für alle Leistungen des 

Messstellenbetriebes, insbesondere Zählerbeschaffung, Zählerverwaltung, Überwachung 

der Eichfristen, Austausch von Zählern mit abgelaufener Eichfrist, jedoch keine Aufwände 

für Störungsdienst und Zählerneustellung. 

Bei den RLM-Zählstellen kommen spezifisch höhere Werte zum Ansatz, weil die 

Messtechnik komplexer und individueller auf den Kunden zugeschnitten ist. 

Austauscharbeiten erfordern umfangreiche Vorbereitungen und Abstimmungen mit dem 

Kunden. Der Anschluss der Fernauslesung und die Verbindung zwischen Messgerät, 

Datenumwerter, Datenspeicher, TK-Modul und ggf. Zustandsmengenumwerter treiben die 

Kosten bei RLM-Zählstellen hoch. 

Je Nutzungszyklus ist ein Austausch des Zählers notwendig. 

1. Personalbedarf h je Zähler 2 12 12 28 

2. Jahre Abschreibung a 21 12 12 12 


2. Direkte Kosten 0,80 14,20 18,20 39,10 

Summe aus Personalnebenkosten und Betriebskosten der IT und Eichkosten 


1. Spezifische Personalnebenkosten % je Zähler 25% 25% 25% 25% 

2. Eichung Euro/a je Zähler – 3,00 7,00 12,00 

Eichkosten entsprechend Minimalwert der Markterhebung 

Nutzungszeit der Nacheichung ergibt sich aus Verteilung sowohl der Kapitalkosten des 

Zählers bei der Anschaffung auf eine Eichperiode des Neuzählers und eine Eichperiode 

des nachgeeichten Zählers. Bei SLP-Zählern ist zusätzlich noch eine Verlängerung der 

Nutzungszeit des Neuzählers um eine Periode durch eine Stichprobenprüfung kalkuliert. 

1. Eichkosten Euro – 40,00 80,00 140,00 

2. Nutzungszeit a 21 12 12 12 



15% der Anschaffungskosten der IT 

Beinhaltet Wartung und Instandhaltung, Hardware und Software, Updates. Die 

Wartungskosten von IT liegen marktüblich je nach Anwendung zwischen 5% bis 18%. 

Aufgrund der hohen Anforderungen Komplexität an die Software haben wir einen hohen 




Wert angesetzt. 



1. Spez. bezüglich Anschaffungswert % Gesamt 15% 

2. Betriebskosten Gesamt Euro/a Gesamt 33.750 


2. IT-Kosten Euro/a je Zähler 0,80 12,00 12,00 78,00 

3. Spez. IT-Kosten je Zähler 

Der Wert ist die Summe aus Abschreibung und Finanzierung und der als 


4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 

Berücksichtigung des unterschiedlichen Aufwands bei der Anschaffung, 

Implementierung und Betrieb des IT-Systems. SLP-Zählstellen erhalten den Basiswert 1, 

RLM NS und MS den Basiswert 4, und RLM HS den Basiswert 10. Bei RLM sind neben 

dem Zähler auch die Zusatzgeräte zu verwalten. Zwischen den Abnahmestellen NS und 

MS sowie HS wird unterschieden, da der Anlagenumfang HS höher ist und die Prozesse 

und Routinen komplexer sind. Bei HS sind ggf. auch die Daten der Vergleichsmessung 

des Kunden mit zu erfassen und zu verwalten. 

Euro/a je Zähler 0,80 3,00 3,00 7,80 


1 4 4 10 


6. Anschaffungskosten 

225.000 Euro anteilige IT-Anschaffungskosten für die Zählerverwaltung einschließlich 

Hardware und Implementierung. 

Euro Gesamt 225.000 




Abschreibungszeit 5 Jahre, Mischwert für Hard- und Software 

Für eine Dienstleistungsgesellschaft sind die Investitionszyklen in IT kürzer. Wir 

kalkulieren daher mit den angenommen Jahren. Basis sind die steuerlichen 

Nutzungsdauern. In die Berechnung fließt nur die Abschreibung auf Basis der Anschaffungs- 

und Herstellkosten ein. 

Bewertung mit Auslastungsfaktor und Gesamtanzahl Zählpunkte 




Durchschnittlicher Finanzierungsbedarf (50% Anschaffungskosten). Verzinsung mit Zins. 

Bewertung mit Auslastungsfaktor und Gesamtanzahl Zählpunkte 










Summe aller zuvor berechneten Kosten, bewertet mit Gemeinkostenfaktor 




Spez. bezüglich der direkten Kosten % 20% 20% 20% 20% 




2. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst Euro/a je Zähler 7,20 76,20 82,20 197,90 

0. Störungsdienst (geht ein in 3.2.1 Personalkosten) Euro/a je Zähler 0,40 2,00 2,00 3,00 

1. Störhäufigkeit in % 

Einflussgröße sind die Montageorte der Zähler (Im Haus oder Zählersäule sowie die 

Häufigkeit und der Umfang von Stromdiebstählen, welche insbesondere auf Manipulationen 

des Zählers oder der Zählertafel beruhen. 

% 1% 1% 1% 1% 

2. Personalkosten Euro 35,00 210,00 210,00 280,00 

Umfasst Aufwand für Befundprüfung, der Vorbereitung und Durchführung der 

Störungsbeseitigung. Bewertung mit spezifischen Personalkosten 

1. Personalbedarf h 1 6 6 8 


0. Direkte Kosten (geht zusätzliche ein in 3.2.2 Direkte Kosten) Euro/a je Zähler 0,30 3,00 3,00 4,00 

1. Personalnebenkosten Euro 8,80 53,00 53,00 70,00 

Produkt aus Personalkosten und Faktor für Personalnebenkosten 

2. Spezifische Personalnebenkosten % 25% 25% 25% 25% 

3. Materialkosten Euro 25,00 240,00 290,00 360,00 

Anschaffungskosten Zähler, Minimalwert aus der Datenerhebung 














3. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst und Zählerneustellung Euro/a je Zähler 7,70 90,20 96,20 232,90 

0. Zählerneustellung Euro/a je Zähler – 0,30 0,30 0,70 

Zählerneustellungen sind abhängig von Umstrukturierungen im Versorgungsgebiete (Zu- 

und Wegzüge in der Bevölkerung, Wirtschaftswachstum). 

Zuwachsrate % 1,0% 2,0% 2,0% 2,0% 

0. Personalkosten (geht zusätzlich ein in 3.3.1 Personalkosten) Euro/a je Zähler 0,40 11,00 11,00 28,00 

1. Personalbedarf h 1 16 16 40 

Kosten der Vorbereitung und Durchführung der Zählerinstallation 


3. Personalnebenkosten (geht zusätzlich ein in 3.3.2 Direkte Kosten) Euro/a je Zähler 0,10 3,00 3,00 7,00 

Spezifischer Ansatz, bezogen auf Personalkosten 

4. Spez. Personalnebenkosten % 25% 25% 25% 25% 








4. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst und Zählerneustellung und 




Spezifische Management Fee % 5% 5% 5% 5% 















5. Messstellenbetrieb inklusive Kapitalkosten Zähler und Wandler Euro/a je Zähler 10,60 136,20 267,60 2.476,90 

0. Kapitalkosten Zähler ggf. inkl. Synchronisation, Unmwerter, Speicher, Modem Euro/a je Zähler 2,40 33,00 39,00 48,00 

1. Anschaffungskosten Euro 27,00 259,20 313,20 388,80 

Externe Anschaffungskosten: Minimalwerte der Markterhebung. 

Transaktionskosten: Bewertung mit spezifischen kapitalbezogenen Transaktionskosten 

von 8%. 

1. Fremdkosten Euro 25,00 240,00 290,00 360,00 

2. Transaktionskosten Euro 2,00 19,20 23,20 28,80 

3. Spez. Transaktionskosten % 8% 8% 8% 8% 

2. Abschreibung Euro/a 1,30 22,00 26,00 32,00 

Nutzungszeit der Nacheichung ergibt sich aus Verteilung sowohl der Kapitalkosten des 

Zählers bei der Anschaffung auf eine Eichperiode des Neuzählers und eine Eichperiode 

des nachgeeichten Zählers. Bei RLM-Zählern gibt es zusätzlich noch eine Verlängerung 

der Nutzungszeit des Neuzählers um eine Periode durch Stichprobenprüfung. 

Abschreibungszeit a 21 12 12 12 

3. Finanzierung Euro/a 0,80 8,00 9,00 12,00 

Durchschnittlicher Finanzierungsbedarf (50% Anschaffungskosten), Verzinsung mit 

Zins. 

Zinssatz % 6% 6% 6% 6% 

4. Gemeinkosten Euro/a 0,10 2,00 2,00 2,00 

Summe aller zuvor berechneten Kosten bewertet mit Gemeinkostenfaktor. Die 

Gemeinkosten beinhalten die Umlage für Steuerungs-, Management- und 

Unterstützungsprozesse des Dienstleisters sowie nicht direkt zuordenbare Material- 

und Fremdleistungskosten. 

Spez. bezüglich direkte Kosten % 5% 5% 5% 5% 

5. Gewinn Euro/a 0,20 1,00 2,00 2,00 

Ansatz: Zähler befinden sich im Eigentum des Netzbetreibers 

Eigenkapitalverzinsung in Anlehnung an StromNEV. 1,5% zusätzliche 

Eigenkapitalverzinsung auf den Tagesneuwert. Eigenkapital 40% 

1. Zusätzliche Gewinnmarge % 1,5% 2% 2% 2% 

2. EK-Anteil % 40% 40% 40% 40% 

0. Kapitalkosten Wandler Euro/a je Zähler – 7,60 127,00 2.183,00 

1. Anschaffungskosten Euro – 103,36 1.684,54 28.965,60 

1. Fremdkosten 

Minimalwerte der Markterhebung 

Euro – 31,90 519,92 8.940,00 




2. Anzahl 

Anzahl der Wandler je Messsatz, 3 Stück = 1 je Phase 

3. Transaktionskosten 

Wert; Ergebnis aus Fremdkosten x spezifische Transaktionskosten 

4. Spezifische Transaktionskosten 

Ansatz 8% der Fremdkosten 




Stück – 3 3 3 

Euro – 2,55 41,59 715,20 

% – 8% 8% 8% 

2. Abschreibung Euro/a – 4,00 67,00 1.159,00 

Spezifischer Wert je Zählpunkt für Wandler. 

Abschreibungszeit a – 25 25 25 

3. Finanzierung Euro/a – 3,00 51,00 869,00 

Zinssatz % – 6% 6% 6% 

4. Gemeinkosten Euro/a – 0,40 6,00 101,00 

Spez. bezüglich der direkten Kosten % – 5% 5% 5% 

5. Gewinn Euro/a – 0,20 3,00 54,00 

1. Zusätzliche Gewinnmarge % – 1,5% 1,5% 1,5% 

2. EK-Anteil % – 40% 40% 40% 




4. Abschreibung Euro/a je Zähler 1,70 27,60 94,60 1.195,10 





Tabelle 45: Spezifische Kennzahlen Strom 




5.3.4.3 Spezifische Kennzahlen Gas 

1. Abrechnung 

Einheit Bezugsgröße 

SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

1. Abrechnung - nur elektronische Rechnung Euro/a je Zähler 6,50 6,50 6,50 99,20 99,20 120,60 

1. Personalkosten 

Der Ansatz umfasst den gesamten Personalbedarf für alle 

Leistungen der Abrechnung, insbesondere 

Plausibilitätsprüfungen, manuelle Korrekturen, Überwachung 

der Rechenprozesse, Bedienung der IT. 

Bei den RLM-Zählstellen kommen spezifisch höhere Werte 

zum Ansatz, weil monatliche Teilrechnungen zu stellen sind 

(SLP nur Abschläge), die Datenbasis umfangreicher ist (z.B. 

die Daten der Zustandsmengenumwerter). Außerdem ist bei 

den Zählstellen mit hohen Abnahmemengen eine 

umfangreichere Qualitätssicherung erforderlich. 

2,80 2,80 2,80 34,00 34,00 34,00 

1. Personalbedarf h/a je Zähler 0,08 0,08 0,08 0,96 0,96 0,96 

2. Spez. Personalkosten Euro/h 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 

2. Direkte Kosten Euro/a je Zähler 0,70 0,70 0,70 8,50 8,50 8,50 

1. Personalnebenkosten Euro/a je Zähler 0,70 0,70 0,70 8,50 8,50 8,50 

spez. Personalnebenkosten % je Zähler 25% 25% 25% 25% 25% 25% 

3. Betriebskosten IT Euro/a je Zähler 0,60 0,60 0,60 13,80 13,80 20,70 


1. spez. bezüglich Anschaffungswert % Gesamt 15% 

2. Betriebskosten gesamt Euro/a Gesamt 97.500 

2. IT-Kosten Euro/a je Zähler 1,50 1,50 1,50 35,00 35,00 52,00 

3. Spez. IT-Kosten je Zähler Euro/a je Zähler 1,50 1,50 1,50 35,00 35,00 52,40 

4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 1 1 1 24 24 36 

Berücksichtigung des unterschiedlichen Aufwands bei 

der Anschaffung, Implementierung und Betrieb des IT- 

Systems zwischen SLP-Zählpunkten und RLM 

Zählpunkten. 

SLP-Zählpunkte: Nur Arbeit, Zustandsdaten Erdgas aus 

Durchschnitt im Netz, jährlich ein neuer Ablesewert,



jährliche Rechnung, monatliche Abschläge. 

RLM bis G250: 12 Monatsrechungen und 1 

Jahresschlussrechnung, Leistung und Arbeit aus 8760 

Stundenwerten p.a.; Zustandsdaten Erdgas aus 

Durchschnitt Netz. 

RLM ab G400: 12 Monatsrechungen und 1 

Jahresschlussrechnung, Leistung und Arbeit aus 8760 

Stundenwerten p.a.; Brennwert aus 

Zustandsmengenumwerter. 


SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 


RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

Bewertungseinheit Stück 84.000 10.000 3.000 36.000 35.280 1.080 


Einschätzung LBD, 650.000 Euro anteilige IT- 

Anschaffungskosten für Netzabrechnungssystem 

einschließlich Hardware und Implementierung. 



4. Abschreibung Euro/a je Zähler 0,80 0,80 0,80 18,40 18,40 27,60 



5. Finanzierung Euro/a je Zähler 0,10 0,10 0,10 2,80 2,80 4,10 



6. Gemeinkosten Euro/a je Zähler 0,90 0,90 0,90 12,70 12,70 14,80 

spez. bezüglich direkte Kosten % 20% 20% 20% 20% 20% 20% 

7. Gewinn Euro/a je Zähler 0,60 0,60 0,60 9,00 9,00 10,90 

Umsatzrendite % 10% 

2. Abrechnung mit Inkasso Euro/a je Zähler 6,70 6,70 6,70 99,40 99,40 120,80 

0. Zusatzkosten Inkasso pro Zähler 

1. Personalkosten Euro/a je Zähler 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 

1. Personalkosten gesamt Euro/a Gesamt 16.800 

2. Personalbedarf pro Netznutzungskunde h/a Gesamt 480 

3. Netznutzungskunden Anzahl Gesamt 20




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

4. Spez. Personalkosten Euro/h Gesamt 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 


1. Personalnebenkosten gesamt Euro/a Gesamt 4.200 

2. spez. Personalnebenkosten % Gesamt 25% 








3. Abrechnung mit Inkasso inkl. Management Fee Euro/a je Zähler 7,00 7,00 7,00 104,40 104,40 126,80 

2. Messung 

0. Management Fee (geht ein in 1.3.8 Management Fee) Euro/a 0,30 0,30 0,30 5,00 5,00 6,00 

spez. Management Fee % 5% 5% 5% 5% 5% 5% 








8. Management Fee Euro/a je Zähler 0,30 0,30 0,30 5,00 5,00 6,00 

1. Messung ohne Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 5,10 5,10 106,90 106,90 128,30 


Der Ansatz umfasst den gesamten Personalbedarf für alle 

Leistungen der Messung, insbesondere 

Plausibilitätsprüfungen, Ersatzwertbildung, manuelle 

Korrekturen, Überwachung der Rechenprozesse, Bedienung 

der IT.



Bei SLP-Kunden ist eine überwiegende Selbstablesung oder 

Ablesung durch externe Ableser/Dienstleister unterstellt. Bei 

Einsatz eigenen Personals würde für die Ablesung bei 

gleichem Endergebnis mit niedrigeren spezifischen 

Personalkosten bei der Ablesung und einer geringeren 

Nacharbeitsquote kalkuliert werden. 

Bei den RLM-Zählstellen kommen spezifisch höhere Werte 

zum Ansatz, weil die Datenbasis umfangreicher ist, z.B. 8760 

Stundenwerte, die Daten der Zustandsmengenumwerter. 

Außerdem ist bei RLM der Betrieb der Messleitstelle 



SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

1. Personalbedarf h/a je Zähler 0,06 0,06 0,06 1,10 1,10 1,10 






1. spez. bezüglich Anschaffungswert % Gesamt 15% 

2. Betriebskosten gesamt Euro/a Gesamt 45.000 45.000 



4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 1 1 1 12 12 18 

Berücksichtigung des Unterschiedlichen Aufwands bei 


Systems. Zwischen den Abnahmestellen unter G650 

und ab G650 wird unterschieden, da der 

Messdatenumfang ab G650 höher ist und die Prozesse 

und Routinen komplexer sind. 

SLP-Zählpunkte Basisfaktor bezogen auf die IT für SLP- 

Zählstellen. Volumenzähler mit manueller Ablesung 

RLM bis G650 Basisfaktor bezogen auf die IT für RLM- 

Zählstellen. Zähler mit Datenschnittstelle, 

Messwertumformer und Speicher für Energiemenge 

aus 8760 Stundenwerten p.a. 

RLM ab G650 Basisfaktor bezogen auf die IT für RLM- 

Zählstellen. Zähler mit Datenschnittstelle, 

Messwertumformer und Speicher für Energiemenge 

aus 8760 Stundenwerten p.a. und 

Zustandsmengenumwerter, ggf. Angaben zur



Vergleichsmessung. 


SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 

5. Summe Bewertungseinheiten Stück 97.000 36.180 


RLM 

G 400–G 1600 

Bewertungseinheit Stück 84.000 10.000 3.000 18.000 17.640 540 

6. Anschaffungskosten Euro Gesamt 300.000 225.000 

1. Investition System Euro Gesamt 100.000 75.000 

2. Implementierung System Euro Gesamt 200.000 150.000 


1. Abschreibung Euro/a Gesamt 60.000 45.000 

2. Abschreibungszeit a Gesamt 5 5 


1. Finanzierung Euro/a Gesamt 9.000 6.750 

2. Zinssatz % Gesamt 6% 6% 




Umsatzrendite % 10% 10% 10% 10% 10% 10% 

2. Messung mit Telekommunikationskosten Euro/a je Zähler 5,10 5,10 5,10 206,90 206,90 228,30 

0. Telekommunikationskosten (geht ein in 2.2.2 Direkte 

Kosten) 

Euro/a je Zähler - - - 100,00 100,00 100,00 








3. Messung mit Telekommunikation und Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 5,40 5,40 216,90 216,90 239,30 

0. Management Fee (geht ein in 2.3.8 Management Fee) Euro/a je Zähler 0,30 0,30 0,30 10,00 10,00 11,00 

spez. Management Fee % 5% 5% 5% 5% 5% 5% 

1. Personalkosten Euro/a je Zähler 2,10 2,10 2,10 39,00 39,00 39,00




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

2. direkte Kosten Euro/a je Zähler 0,50 0,50 0,50 110,00 110,00 110,00 








1. Messstellenbetrieb - laufender Betrieb Euro/a je Zähler 6,60 6,60 6,60 39,30 39,30 114,20 


1. Personalbedarf h je Zähler 1 1 1 6 6 16 

2. Jahre Abschreibung a 12 12 12 12 12 12 





2. Betriebskosten Euro/a je Zähler 0,40 0,40 0,40 2,00 2,00 4,00 

1. Betriebskosten Euro/a Gesamt 33.750 

2. spez. Bezüglich Anschaffung % Gesamt 15% 15% 15% 15% 15% 15% 

3. Eichung 

Eichkosten entsprechend Minimalwert der 

Markterhebung 

Nutzungszeit der Nacheichung ergibt sich aus 

Verteilung sowohl der Kapitalkosten des Zählers bei 

der Anschaffung auf eine Eichperiode des Neuzählers 

und eine Eichperiode des nachgeeichten Zählers. Bei 

SLP-Zählern ist zusätzlich noch eine Verlängerung der 

Nutzungszeit des Neuzählers um eine Periode durch 

eine Stichprobenprüfung kalkuliert. 

Euro/a 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,40 

1. Eichkosten Euro 7,52 7,52 7,52 7,52 7,52 8,92 

2. Nutzungszeit a 24 24 24 24 24 24 

3. Betriebskosten IT Euro/a je Zähler 0,30 0,30 0,30 1,20 1,20 3,10





SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

1. Spez. Kosten bezüglich Anschaffungswert % Gesamt 15% 

2. Kosten gesamt Euro/a Gesamt 33.750 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 



4. Auslastungsfaktor (Datenmenge) 

Berücksichtigung des unterschiedlichen Aufwands bei 


Systems. SLP-Zählstellen erhalten den Basiswert 1, 

RLM bis G250 4 und ab G400 10. Bei RLM sind neben 

dem Zähler auch die Zusatzgeräte zu verwalten. 

Zwischen den Abnahmestellen unter G400 und ab G400 

wird unterschieden, da der Anlagenumfang ab G400 

höher ist und die Prozesse und Routinen komplexer 

sind. Ab G650 sind ggf. auch die Daten der 

Vergleichsmessung des Kunden mit zu erfassen und zu 

verwalten. 


1 1 1 4 4 10 

Bewertungseinheit Stück 84.000 10.000 3.000 6.000 5.880 300 





1. Abschreibung gesamt Euro/a Gesamt 45.000 



1. Finanzierungskosten gesamt Euro/a Gesamt 6.750 





Umsatzrendite % 10% 10% 10% 10% 10% 10% 

2. Messstellenbetrieb - laufender Betrieb mit Störungsdienst Euro/a je Zähler 7,00 7,70 9,00 44,30 51,10 127,10 

0. Störungsdienst Euro/a je Zähler 0,20 0,20 0,20 1,00 1,00 1,00 

Störhäufigkeit % 0,5%




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

0. Personalkosten Euro 35,00 35,00 35,00 210,00 210,00 280,00 

1. Personalbedarf h 1 1 1 6 6 8 


0. Direkte Kosten (geht zusätzlich ein in 3.2.2 Direkte Kosten) Euro/a je Zähler 0,20 0,90 2,20 4,00 12,00 15,00 

1. Personalnebenkosten Euro 8,80 8,80 8,80 53,00 53,00 70,00 

2. spez. Personalnebenkosten % 25% 25% 25% 25% 25% 25% 

3. Materialkosten Euro 36,00 181,00 437,15 650,00 2.430,00 2.960,00 








3. Messstellenbetrieb - laufender Betrieb mit Störungsdienst und 

Zählerneustellung 

Euro/a je Zähler 7,90 9,50 10,80 58,30 65,10 153,10 

0. Zählerneustellung Euro/a je Zähler 0,00 0,00 0,00 0,30 0,30 0,50 

Zuwachsrate % 2% 

0. Personalkosten (geht zusätzlich ein in 3.3.1 Personalkosten) Euro/a je Zähler 0,70 1,40 1,40 11,00 11,00 21,00 

1. Personalbedarf h 1 2 2 16 16 30 



4. spez. Personalnebenkosten % 25% 25% 25% 25% 25% 25% 







7. Gewinn Euro/a je Zähler 0,60 0,60 0,60 4,00 4,00 16,00



4. Messstellenbetrieb - laufender Betrieb mit Störungsdienst, 

Zählerneustellung und Management Fee 


SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 


0. Management Fee (geht ein in 3.4.8 Management Fee) Euro/a 0,40 0,50 0,50 3,00 3,00 8,00 

spez. Management Fee % 5% 









5. Messstellenbetrieb komplett inkl. Kapitalkosten Zähler und 


0. Kapitalkosten Zähler ggf. inkl. Synchronisation, Umwerter, 

Speicher, Modem 



1. Anschaffungskosten Euro 38,88 195,48 472,12 702,00 2624,40 3196,80 

1. Fremdkosten Euro 36,00 181,00 437,15 650,00 2.430,00 2.960,00 

2. Transaktionskosten Euro 2,88 14,48 34,97 52,00 194,40 236,80 

3. spez. Transaktionskosten % 8% 

2. Abschreibung Euro/a 1,60 8,10 19,70 29,00 109,00 133,00 

Abschreibungszeit a 24 24 24 24 24 24 

3. Finanzierung Euro/a 1,20 5,90 14,20 21,00 79,00 96,00 

Zinssatz % 6% 6% 6% 6% 6% 6% 

4. Gemeinkosten Euro/a 0,10 0,70 1,70 3,00 9,00 11,00 

spez. bezüglich direkte Kosten % 5% 

5. Gewinn Euro/a 0,20 1,10 2,60 4,00 15,00 18,00 

1. zusätzliche Gewinnmarge % 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 

2. EK-Anteil % 40% 40% 40% 40% 40% 40%




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

0. Kapitalkosten Zustandsmengenumwerter Euro/a je Zähler - - - - - 225,00 

1. Anschaffungskosten Euro - - - - - 2.845,80 

1. Fremdkosten Euro - - - - - 2.635,00 

2. Anzahl St - - - 1 1 1 

3. Transaktionskosten Euro - - - - - 210,80 

4. spez. Transaktionskosten 8% 

2. Abschreibung Euro/a - - - - - 114,00 

Abschreibungszeit a 25 

3. Finanzierung Euro/a - - - - - 85,00 

Zinssatz % 6% 

4. Gemeinkosten Euro/a - - - - - 10,00 

spez. Bezüglich direkte Kosten % 5% 

5. Gewinn Euro/a - - - - - 16,00 

1. zusätzliche Gewinnmarge % 1,5% 

2. EK-Anteil % 40% 









Tabelle 46: Spezifische Kennzahlen Gas




Getrennt nach Zählerklassen und Leistungsbereichen sowie nach den Bereichen Strom und Gas ergeben sich die nachfolgend tabellarisch 

aufgeführten kosteneffizienten Preise. 

5.3.5.1 Strom 

1. Abrechnung der Netzentgelte 




1. Abrechnung – nur elektronische Rechnung Euro/a je Zähler 6,50 133,50 133,50 261,10 








2. Abrechnung mit Inkasso Euro/a je Zähler 6,70 133,70 133,70 261,30 














3. Abrechnung mit Inkasso inklusive Management Fee Euro/a je Zähler 7,00 140,40 140,40 274,40 

2. Messung 









1. Messung ohne Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 73,90 106,90 263,90 








2. Messung mit Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 173,90 206,90 363,90 














3. Messung ohne Telekommunikation, mit Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 82,90 116,90 281,90 









4. Messung mit Telekommunikation und Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 182,90 216,90 381,90 










1. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb Euro/a je Zähler 6,50 71,20 77,20 190,90 














2. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst Euro/a je Zähler 7,20 76,20 82,20 197,90 








3. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst und Zählerneustellung Euro/a je Zähler 7,70 90,20 96,20 232,90 








4. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst und Zählerneustellung und 

















5. Messstellenbetrieb inklusive Kapitalkosten Zähler und Wandler Euro/a je Zähler 10,60 136,20 267,60 2.476,90 




4. Abschreibung Euro/a je Zähler 1,70 27,60 94,60 1.195,10 





Tabelle 47: Übersicht kosteneffiziente Preise: Strom 




5.3.5.2 Gas 

1. Abrechnung 


SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 

1. Abrechnung - nur elektronische Rechnung Euro/a je Zähler 6,50 6,50 6,50 99,20 99,20 120,60 








2. Abrechnung mit Inkasso Euro/a je Zähler 6,70 6,70 6,70 99,40 99,40 120,80 








3. Abrechnung mit Inkasso inkl. Management Fee Euro/a je Zähler 7,00 7,00 7,00 104,40 104,40 126,80 






6. Gemeinkosten Euro/a je Zähler 0,90 0,90 0,90 12,70 12,70 14,80



2. Messung 


SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 



1. Messung ohne Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 5,10 5,10 106,90 106,90 128,30 








2. Messung mit Telekommunikation Euro/a je Zähler 5,10 5,10 5,10 206,90 206,90 228,30 








3. Messung mit Telekommunikation und Management Fee Euro/a je Zähler 5,40 5,40 5,40 216,90 216,90 239,30 




4. Abschreibung Euro/a je Zähler 0,60 0,60 0,60 14,90 14,90 22,40




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 






1. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb Euro/a je Zähler 6,60 6,60 6,60 39,30 39,30 114,20 








2. Messstellenbetrieb - laufender Betrieb mit Störungsdienst Euro/a je Zähler 7,00 7,70 9,00 44,30 51,10 127,10 








3. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst und 

Zählerneustellung 



2. Direkte Kosten Euro/a je Zähler 1,80 2,70 4,00 14,30 22,30 36,40




SLP 

G 1,6–G 6 

SLP 

G 10–G 25 

SLP 

G 40–G 100 

RLM 

G 40–G 100 

RLM 

G 160–G 250 


RLM 

G 400–G 1600 






4. Messstellenbetrieb – laufender Betrieb mit Störungsdienst, 

Zählerneustellung und Management Fee 










5. Messstellenbetrieb – komplett inkl. Kapitalkosten Zähler und 











Tabelle 48: Übersicht kosteneffiziente Preise: Gas




5.3.6 Ergebnis: Kosteneffizienter Preis 

Der kosteneffiziente Preis ist ein Instrument zur Abschätzung der 

wirtschaftlichen Effekte einzelner Kostentreiber. Ziel ist es, diese Bewertung für 

ein durchschnittliches Unternehmen durchführen zu können. 

Innerhalb der dargestellten Grenzen lassen sich mit dieser Methode 

Zusammenhänge erkennen und analysieren. Beim Verlassen des 

Analysebereichs müssen die Ergebnisse einer qualitativen Prüfung unterzogen 

werden. 

Die vorgenannten Ergebnisse gelten für Unternehmen, die über eine 

hinreichende Anzahl von Zählern verfügen (angesetzt wurden 100.000). 

Besonders die zu verteilenden sprungfixen Kosten (Investitionen in IT 

einschließlich Implementierung) können bei Unternehmen mit deutlich weniger 

Zählstellen dazu führen, dass Abrechnung und Messung nicht zu den 

dargestellten Preisen durchgeführt werden können. 

Die IT für die Messdatenerfassung und -auswertung wäre bei einer Zählerzahl 

von beispielsweise 1.000 leistungsgemessenen Abnahmestellen noch gut 

ausgelastet. Die Auslastung der Abrechnung dagegen wäre nur gering. Um 

effizient zu sein, müsste der Netzbetreiber die Abrechnung outsourcen. Jedoch 

sind auch hierfür entsprechende Schnittstellen zwischen dem 

Energiedatenmanagementsystem, der Messdatenerfassung und -aufbereitung 

sowie dem externen Abrechnungssystem zu schaffen. So könnte z.B. ein 

Netzbetreiber mit 500 Zählpunkten zwar seine IT-Kosten von beispielsweise 

450.000 Euro auf 150.000 Euro Implementierungskosten senken, der 

spezifische Abrechnungspreis wäre jedoch immer noch bei ca. 241 

Euro/Zählpunkt. 

Daneben können die sprungfixen Kosten auch dazu führen, dass Unternehmen 

mit einer größeren Anzahl von Messstellen komplexere IT-Systeme benötigen. 

Diese erreichen dann erst bei entsprechender Auslastung, d.h. bei einer 

wesentlich höherer Anzahl der Zähler, wieder eine vergleichbare oder bessere 

Wirtschaftlichkeit als dargestellt. 

Die Methode des kosteneffizienten Punktes in Verbindung mit qualitativen 

Überlegungen ist - wie bei der Abrechnung erkennbar – ein Instrument, mit dem 

sich unterschiedliche Ansätze zu Leistungserbringung und Leistungsumfang 

(z.B. mit und ohne GPKE/GeLi) identifizieren lassen. 





5.4 Zusammenfassende Datenanalyse 


Die monetäre Bewertung der Prozesse über die Ermittlung des 

kosteneffizienten Preises soll mit den Angaben der Netzbetreiber aus dem 

Datenbestand der Bundesnetzagentur und den Unternehmen aus der 

Marktbefragung verglichen werden. Durch den Benchmark mit einem effizienten 

Dienstleister oder Netzbetreiber sollen Optimierungspotenziale 

herausgearbeitet werden. 

Durch einen Vergleich der Produkte und Leistungen im Mess- und Zählwesen 

und die Ermittlung der wesentlichen geldwerten Unterschiede sollen die 

Nutzenunterschiede der Produkte im Entgeltvergleich berücksichtigt werden. 

Es soll untersucht werden, wie die unterschiedlichen Messeinrichtungen im 

Messstellenbetrieb, ein Lieferantenwechsel nach GPKE und GeLi-Gas oder 

strukturelle Unterschiede zwischen den Netzbetreibern die Prozesskosten 

beeinflussen. 

5.4.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens 

Für eine weitergehende Plausibilisierung und Analyse der Daten wurden die 

Entgelte der Netzbetreiber aus der 2. Kostenprüfungsrunde, die Angaben der 

Marktteilnehmer und der analytisch abgeleitete, kosteneffiziente Preis 

zusammengeführt. Die Daten wurden in geordneten Reihen dargestellt und 

farblich unterschiedlich markiert. 

Die Integration der Daten aus der Markterhebung und des kosteneffizienten 

Preises wurde nur in den Zählerklassen vorgenommen, die statistisch 

signifikante Aussagen zulassen. In Klassen wie der sonstigen 

Leistungsmessung oder Zähler ohne Zusatzgeräte wurde keine Integration der 

Marktdaten und des kosteneffizienten Preises vorgenommen, da beide Daten 

jeweils komplette Leistungspakete beinhalten sollen. Die geordneten Reihen 

enthalten in diesem Fall ausschließlich die erhobenen Daten der 

Bundesnetzagentur. 

Die Berechnung der statistischen Kennzahlen wurde weiterhin nur auf Basis 

des Datenbestandes der Bundesnetzagentur durchgeführt. Die Angaben aus 

der Marktbefragung oder des kosteneffizienten Preises flossen nicht in die 

Berechnungen ein, damit die Ermittlung der Quantile und Mediane allein auf 

Basis der Erhebungsdaten der Bundesnetzagentur erfolgt. In Übersichtstabellen 

werden nicht nur die statistischen Kennzahlen für die in den Abschnitten 5.1.3 





und 5.1.6 hergeleiteten Zählerklassen dargestellt, sondern ebenfalls für die 

weiter identifizierten Gas-Zählerkategorien, deren Analyse ansonsten im 

Einzelfall zu erfolgen hat. 

5.4.3 Analyse der Stromentgelte 

Nachfolgend werden für ausgewählte Klassen die spezifischen beantragten 

Entgelte je Unternehmen in Verbindung mit der kumulierten Anzahl der Zähler 

bzw. Entnahmestellen sowie den Medianen und Quartilen tabellarisch und 

grafisch dargestellt. 

So wird sichtbar, wie die Anzahl der Unternehmen und die Anzahl der 

Entnahmestellen in einer Klasse im Entgeltspektrum verteilt sind. Die Quartile 

stellen dabei Vergleichspunkte dar. Die vorhandenen Entgeltspreizungen 

können durch diverse Gründe verursacht sein, welche im Abschnitt 5.5 zu Wert- 

und Kostentreibern analysiert werden. Große Sprünge in der kumulierten 

Anzahl der Entnahmestellen zeigen an, dass die Anzahl der Entnahmestellen 

nicht gleichmäßig über die Unternehmen verteilt sind, sondern dass einzelne 

Unternehmen überdurchschnittlich viele Entnahmestellen betreuen. 

Über die Darstellung der Teilnehmer der Marktbefragung werden deren 

angegebene Werte ebenfalls in den Vergleich eingeordnet. Beim Vergleich der 

Marktdaten mit dem Datenbestand der Bundesnetzagentur muss berücksichtigt 

werden, dass die Preise der Markterhebung nicht die Leistungen beinhalten, 

welche beim Netzbetreiber verbleiben (Grundsatzplanung, Bedarfsplanung, 

etc.). Insofern ist bei den Daten der Markterhebung davon auszugehen, dass 

auf die Preise der Dienstleister noch eine Management-Fee aufzuschlagen ist, 

während die Preise von Netzbetreibern direkt vergleichbar sind. Vor allem im 

Messstellenbetrieb muss beachtet werden, dass die angegebenen Preise der 

Dienstleister in der Markterhebung keine Kapitalkosten für die Zähler enthalten, 

da weiterhin der Netzbetreiber Eigentümer der Messtechnik ist. 

In den nachfolgenden Abschnitten sind beispielhaft einige aussagekräftige 

Klassen grafisch dargestellt. Die vollständige Darstellung der Abbildungen 

findet sich in der Anlage. 





5.4.3.1 Messstellenbetrieb 

Abbildung 91: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler 

Kennzahl Einheit Wert 

Minimum Euro 3,36 

Mittelwert Euro 9,20 

Maximum Euro 16,14 


Quantil – Q25 Euro 6,51 

Median Euro 9,04 


Standardabweichung Euro 3,32 

Anzahl der Unternehmen 89 





Anzahl der Entnahmestellen 26.673.274 

Kosteneffizienter Preis Euro 10,60 

Tabelle 49: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler 

Der kosteneffiziente Preis befindet sich knapp unter dem dritten Quantil der 

Unternehmen. Die Ursache dafür ist aus den Daten nicht klar ersichtlich. Wir 

sind davon ausgegangen, dass im kosteneffizienten Preis alle Leistungen wie 

im Prozessmodell beschrieben durch den Netzbetreiber bzw. von ihm 

beauftragte Dienstleister auf Kosten des Netzbetriebes erbracht werden. Es ist 

bekannt, dass bezüglich z.B. der Leistung des Zählereinbaus bei Neuanlagen 

oder den Kapitalkosten der Zähler Gestaltungsspielräume bestehen. Diese 

könnten z.B. den Anschlusskosten zugeordnet sein oder die Leistungen werden 

durch den Anlagenmonteur des Kunden erbracht. 





Kennzahl 

Abbildung 92: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Niederspannung, registrierende 


Einheit Wert 














Anzahl der Entnahmestellen 109.219 


Tabelle 50: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederspannung, registrierende 


Die Preise der Markterhebung sind im unteren bis mittleren Bereich der 

geordneten Reihe verteilt. Der kosteneffiziente Preis befindet sich unter dem 

Q25-Quantil. Die Mediane der Unternehmen und der Entnahmestellen liegen 

mit 294,25 Euro und 283,80 Euro nah beieinander. 





Abbildung 93: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, registrierende 





Maximum Euro 1.280,93 













Tabelle 51: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Mittelspannung, registrierende 


In der Mittelspannung verteilen sich die Preise der Markterhebung gleichmäßig 

über die gesamte Reihe, wobei die Preise der Netzbetreiber mehr im oberen 

Bereich vorzufinden sind. 





Abbildung 94: Strom, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb, Hochspannung, registrierende 




Mittelwert Euro 2.756,46 




Median Euro 2.687,07 

Quantil – Q75 Euro 3.501,10 

Standardabweichung Euro 2.143,37 




Median Euro 3.458,25 



Kosteneffizienter Preis Euro 2.476,90 

Tabelle 52: Strom, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb Hochspannung, registrierende 


In der Hochspannung liegen die Preise der Markterhebung vorwiegend im 

unteren und mittleren Bereich der Reihe. 

Die nachfolgenden Übersichten geben einen Gesamtüberblick über die 

statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen für den Bereich 

Messstellenbetrieb. 





(Entgelte 

in Euro) 


Arbeitszähler, 

Eintarif ohne 

Wandler 



Eintarif mit 

Wandler 



Mehrtarif ohne 

Wandler 



Mehrtarif mit 

Wandler 


sonstige 


ohne 

Wandler 


sonstige 


mit 

Wandler 




Drehstrom, ohne 

Wandler, ohne 

TK-Komponente 





Wandler, mit TK- 

Komponente 

Minimum 3,36 3,50 3,50 4,90 6,25 6,25 59,40 38,81 

Mittelwert 9,20 39,57 22,07 61,17 69,53 103,36 253,39 240,30 

Maximum 16,14 156,50 56,69 196,41 201,00 274,22 780,60 486,76 

Kennzahlen zu 

Unternehmen 

Quantil – Q25 6,51 10,23 14,88 33,93 19,46 59,60 131,61 149,04 

Median 9,04 33,55 21,12 58,11 68,34 89,79 226,50 248,16 

Quantil – Q75 11,30 44,17 29,83 77,24 85,57 140,04 312,30 305,11 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 

Entnahmestellen 

3,32 37,69 11,38 41,89 58,93 66,85 174,46 121,86 

89 32 91 30 16 22 16 25 

Quantil – Q25 7,32 10,20 7,56 23,40 17,68 48,95 59,40 212,16 

Median 8,65 10,20 18,13 23,40 60,83 48,95 130,44 262,20 

Quantil – Q75 10,80 10,20 26,67 23,40 60,83 99,35 143,16 262,20 

Anzahl Entnahmestellen 

Kosteneffizienter 

Preis 

26.673.274 2.893.145 2.986.113 477.688 46.937 19.495 8.877 27.607 

10,60 18,20 - - - - 128,60 128,60 

Tabelle 53: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (I) 





(Entgelte 

in Euro) 




Drehstrom, mit 

Wandler, ohne TK- 

Komponente 






Komponente 


sonstige 




Komponente 


sonstige 




Komponente 






Komponente 






Komponente 

Hochspannung, 





Komponente 

Minimum 80,07 33,70 45,66 284,80 45,66 73,22 140,00 

Mittelwert 265,08 319,22 402,39 648,92 546,69 569,77 2.756,46 

Maximum 595,23 681,80 782,28 1.057,92 1.139,02 1.280,93 9.606,16 

Kennzahlen zu 

den Unternehmen 

Quantil – Q25 145,86 193,20 307,23 318,00 387,00 352,23 924,05 

Median 263,72 294,25 428,43 561,88 530,72 590,04 2.687,07 

Quantil – Q75 339,86 444,72 483,59 1.057,92 667,00 759,72 3.501,10 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 

den 


129,19 157,53 230,23 331,60 278,87 256,80 2.143,37 

29 69 8 9 28 70 22 

Quantil – Q25 162,60 232,15 360,09 318,00 195,66 562,00 1.981,02 

Median 234,10 283,80 447,60 669,03 531,96 601,32 3.458,25 

Quantil – Q75 332,54 449,36 782,28 1.057,92 595,09 765,77 3.895,53 




Preis 

17.150 109.219 438 2.152 7.002 38.954 1.004 

136,20 136,20 267,60 267,60 267,60 267,60 2.476,90 

Tabelle 54: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (II) 





5.4.3.2 Messung 

Abbildung 95: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler 

















Tabelle 55: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne Wandler 

In der Messung, Niederspannung, für Standardlastprofilkunden, spreizen sich 

die Entgelte zwischen 2 und 18 Euro, mit einem Median der Unternehmen von 

rund 5 Euro. Der Median der Entnahmestellen liegt leicht darunter. 

Die Preise aus der Markterhebung sind über das gesamte Entgeltspektrum 

verteilt. 

Der kosteneffiziente Preis liegt leicht über dem Median der Unternehmen. Der 

Grund für diesen relativ hohen Wert könnte in einem anderen Verständnis der 

Netzbetreiber als des Gutachters darüber bestehen, welche Positionen der 


22.04.2008 • 229/295




Messung respektive der Abrechnung zuzuordnen sind. Insbesondere die 

Kosten für die Aufbereitung der Messwerte werden zwischen Messung und 

Abrechnung sowie Energiedatenmanagement unterschiedlich zugeordnet, wie 

die Markterhebung verdeutlicht hat (siehe Abschnitt 5.2). Angesichts der 

flachen Entgeltkurve können einzelne Abweichungen hinsichtlich der 

Leistungen zu Messung bzw. Abrechnung hier bereits signifikante 

Preisunterschiede erzeugen und den kosteneffizienten Preis über den Median 

verschieben. 

Abbildung 96: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, 


















Tabelle 56: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Niederspannung, registrierende Leistungsmessung, 


In der Messung, Niederspannung, für Kunden mit registrierender 

Leistungsmessung, streuen die Entgelte zwischen 37 und knapp 800 Euro, mit 





einem Ausreißer bei 1.098 Euro und mit einem Median von rund 266 Euro. Der 

Median der Entnahmestellen liegt rund 30 Euro darüber. 


verteilt. Der kosteneffiziente Preis liegt nahe dem 1. Quartil der Unternehmen. 

Abbildung 97: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, 


















Tabelle 57: Strom, statistische Kennzahlen: Mittelspannung, registrierende Leistungsmessung, Drehstrom, 

mit Wandler, mit TK-Komponente 

In der Messung, Mittelspannung, für Kunden mit registrierender 

Leistungsmessung, spreizen sich die Entgelte zwischen rund 38 und 1.263 

Euro. Der Median bei den Unternehmen beträgt rund 347 Euro, der Median der 

Entnahmestellen liegt rund 45 Euro darunter. 






verteilt. Der kosteneffiziente Preis liegt nahe dem 1. Quartil der Unternehmen. 

Abbildung 98: Strom, Analyse der Entgelte: Messung, Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, 




Mittelwert Euro 1.010,15 






Standardabweichung Euro 1.014,35 








Tabelle 58: Strom, statistische Kennzahlen: Messung, Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, 



statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen für den Bereich Messung. 




Messung 

(Entgelte in 

Euro) 



Eintarif, ohne 

Wandler 



Eintarif, mit 

Wandler 



Mehrtarif, ohne 

Wandler 



Mehrtarif, mit 

Wandler 


sonstige 


ohne 

Wandler 


sonstige 


mit 

Wandler 





Wandler, ohne 

TK-Komponente 






Komponente 

Minimum 2,19 2,19 2,10 2,10 2,11 2,11 76,89 76,89 

Mittelwert 6,83 15,75 12,66 16,64 63,77 79,42 384,58 376,55 

Maximum 18,28 85,08 129,59 69,30 331,84 297,06 663,29 1.098,00 

Kennzahlen zu 

Unternehmen 

Quantil Q25 4,14 4,64 4,57 4,67 15,54 24,93 253,51 254,09 

Median 5,16 8,54 8,00 8,47 32,40 44,23 441,66 331,85 

Quantil Q75 8,99 16,36 15,00 23,14 60,19 120,24 491,60 458,64 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 


3,83 18,74 14,98 18,31 87,88 83,15 169,90 201,13 

103 36 105 32 19 26 24 26 

Quantil – Q25 3,72 5,80 4,25 5,80 19,13 22,30 162,48 223,80 

Median 4,40 5,80 6,12 5,80 32,09 22,30 506,00 249,96 

Quantil – Q75 6,17 5,80 6,75 5,80 49,97 60,60 663,29 277,31 

Anzahl Entnahmestellen 


Preis 

28.135.645 3.293.006 3.020.761 485.360 48.727 19.897 10.626 27.648 

5,40 5,40 - - - - 82,90 182,90 

Tabelle 59: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (I) 




Messung (Entgelte 

in Euro) 






Komponente 






Komponente 


sonstige 




Komponente 


sonstige 




Komponente 






Komponente 






Komponente 

Hochspannung, 





Komponente 

Minimum 65,21 37,91 4,69 37,91 87,36 37,91 39,25 

Mittelwert 350,13 302,13 226,49 241,36 481,12 416,36 1.010,15 

Maximum 1.094,64 1.098,00 586,80 804,00 1.301,04 1.262,70 3.348,88 

Kennzahlen zu den 

Unternehmen 

Quantil – Q25 187,21 166,11 39,50 47,88 257,25 225,91 300,53 

Median 318,09 265,82 187,99 156,11 451,60 347,26 525,92 

Quantil – Q75 465,82 424,36 383,16 373,30 673,16 524,80 1.344,65 



Unternehmen 



224,61 197,95 206,27 253,29 286,92 270,31 1.014,35 

31 76 10 10 36 78 23 

Quantil – Q25 250,81 205,56 19,20 47,88 250,81 250,81 250,81 

Median 350,23 296,65 398,27 127,20 379,32 302,40 250,81 

Quantil – Q75 588,01 316,65 433,32 477,00 617,04 394,26 296,65 




Preis 

18.965 113.219 606 2.170 8.347 40.177 1.006 

82,90 182,90 116,90 216,90 116,90 216,90 381,90 

Tabelle 60: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (II) 





5.4.3.3 Abrechnung der Netzentgelte 

Abbildung 99: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne 

Wandler 

















Tabelle 61: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederspannung, Arbeitszähler, Eintarif, ohne 

Wandler 


22.04.2008 • 235/295




Abbildung 100: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 


















Tabelle 62: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederspannung, registrierende 


Die angegebenen Entgelte unterliegen einer signifikant großen Spreizung, 

wobei die Daten aus der Markterhebung im unteren Bereich vorzufinden sind. 

Anhand des kosteneffizienten Preises wird das Einsparpotenzial an 

Betriebskosten dargestellt, das sich für die Unternehmen insbesondere durch 

die Einführung der Standards nach GPKE eröffnet. 


22.04.2008 • 236/295






















Tabelle 63: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Mittelspannung, registrierende 





22.04.2008 • 237/295




Abbildung 102: Strom, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, 
















Anzahl der Entnahmestellen 929 


Tabelle 64: Strom, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, 





statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen für den Bereich Abrechnung. 


22.04.2008 • 238/295



Abrechnung 

(Entgelte in Euro) 



Eintarif, ohne 

Wandler 



Eintarif, mit 

Wandler 



Mehrtarif, ohne 

Wandler 



Mehrtarif, mit 

Wandler 


sonstige 


ohne 

Wandler 


sonstige 


mit 

Wandler 


, registrierende 



Wandler, ohne 

TK-Komponente 


, registrierende 




Komponente 

Minimum 3,68 3,68 3,68 3,68 7,38 7,38 11,90 62,85 

Mittelwert 11,50 14,91 13,54 12,39 36,95 59,81 267,83 282,10 

Maximum 20,16 137,96 37,57 24,20 182,23 289,65 526,00 557,76 

Kennzahlen zu 


Quantil – Q25 8,95 9,18 9,58 10,18 11,46 12,20 182,20 176,80 

Median 11,49 11,31 12,22 12,32 15,05 14,69 273,04 281,52 

Quantil – Q75 13,59 13,54 14,83 13,92 40,24 73,07 306,10 368,08 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 

den Entnahmestellen 

3,63 21,68 6,84 4,01 50,64 77,12 122,16 135,34 

101 35 102 31 18 22 24 25 

Quantil – Q25 10,09 9,80 10,66 9,80 10,44 9,80 138,64 281,52 

Median 12,00 9,80 12,24 9,80 10,75 13,10 250,20 320,28 

Quantil – Q75 14,28 9,80 14,16 9,80 14,46 13,75 286,00 442,80 




Preis 

22.299.730 3.292.964 2.748.634 485.074 48.622 10.479 11.367 15.820 

7,00 7,00 - - - - 140,40 140,40 

Tabelle 65: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung (I) 

• LBD-Beratungsgesellschaft mbH 22.04.2008• 239/295



Abrechnung 





, Drehstrom, mit 


Komponente 







Komponente 


sonstige 




Komponente 


sonstige 




Komponente 






Komponente 






Komponente 

Hochspannung, 





Komponente 

Minimum 11,90 62,85 15,63 14,72 44,19 51,88 44,19 

Mittelwert 246,93 236,52 113,03 156,85 260,01 246,23 249,03 

Maximum 490,20 557,76 233,76 241,69 526,00 557,76 599,52 

Kennzahlen zu 


Quantil – Q25 156,46 143,34 35,05 141,22 172,44 154,25 158,46 

Median 232,09 216,92 117,63 142,44 271,08 227,83 207,48 

Quantil – Q75 344,67 319,74 173,35 184,00 300,12 319,95 315,02 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 

den Entnahmestellen 

133,65 117,27 80,86 61,62 121,40 121,13 137,09 

30 74 10 11 37 77 23 

Quantil – Q25 230,42 159,00 29,52 140,00 230,42 159,00 163,60 

Median 280,00 234,21 133,20 142,44 286,00 213,60 166,39 

Quantil – Q75 425,66 321,60 142,80 142,44 425,66 321,60 425,66 




Preis 

18.897 101.796 606 2.184 8.592 36.271 929 

140,40 140,40 140,40 140,40 140,40 140,40 274,40 

Tabelle 66: Strom, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung (II) 

22.04.2008 • 240/295




5.4.3.4 Ergebnis Analyse der Stromentgelte 

Die Analyse der integrierten Datenbestände hat gezeigt, dass über alle Klassen 

hinweg signifikante Entgeltspreizungen vorliegen. Die Preise aus der 

Markterhebung sind dabei über das gesamte Entgeltspektrum verteilt. Die 

nachfolgende Tabelle soll Aufschluss geben, welche Entgeltspreizungen in den 

einzelnen Klassen und Leistungsbereichen in welcher Höhe vorliegen. 

Klasse Leistungsbereich Entgeltspreizung 

in 

Euro 


Arbeitszähler, Eintarif, 

ohne Wandler 


Arbeitszähler, Eintarif, 

mit Wandler 



ohne Wandler 



mit Wandler 


sonstige 


ohne Wandler 


sonstige 

Leistungsmessung, mit 

Wandler 






Komponente 






Komponente 







Relatives 

Verhältnis 

Maximum zu 

Minimum 

Relatives 

Verhältnis 

0,75- zu 0,25- 

Quantil der 

Unternehmen 

Messstellenbetrieb 12,78 481% 174% 

Messung 16,09 835% 217% 

Abrechnung 

16,48 547% 152% 

Messstellenbetrieb 153,00 4.471% 432% 

Messung 82,89 3.885% 353% 

Abrechnung 

134,28 3.746% 147% 


Messung 127,49 6.171% 328% 

Abrechnung 

33,89 1.020% 155% 


Messung 67,20 3.300% 496% 

Abrechnung 

20,52 657% 137% 


Messung 329,73 15.727% 387% 

Abrechnung 174,85 2.469% 351% 


Messung 294,95 14.079% 482% 

Abrechnung 282,27 3.925% 599% 


Messung 586,40 863% 194% 

Abrechnung 514,10 4.420% 168% 


Messung 1.021,11 1.428% 181% 

Abrechnung 494,91 887% 208% 


Messung 1.029,43 1.679% 249% 

Abrechnung 478,30 4.119% 220% 

Entwurf 22.04.2008• 241/295




Klasse Leistungsbereich Entgeltspreizung 

in 

Euro 

Komponente 






Komponente 


sonstige 




Komponente 


sonstige 




Komponente 






Komponente 






Komponente 

Hochspannung, 





Komponente 


Relatives 

Verhältnis 

Maximum zu 

Minimum 

Relatives 

Verhältnis 

0,75- zu 0,25- 


Unternehmen 


Messung 1.060,09 2.896% 255% 

Abrechnung 494,91 887% 223% 


Messung 582,11 12.512% 970% 

Abrechnung 218,13 1.496% 495% 


Messung 766,09 2.121% 780% 

Abrechnung 226,97 1.642% 130% 

Messstellenbetrieb 1.093,36 2.495% 172% 

Messung 1.213,68 1.489% 262% 

Abrechnung 481,81 1.190% 174% 


Messung 1.224,79 3.331% 232% 

Abrechnung 505,88 1.075% 207% 


Messung 3.309,63 8.532% 447% 

Abrechnung 555,33 1.357% 199% 

Tabelle 67: Entgeltspreizungen in den Stromklassen 

In absoluten Zahlen variieren die Entgeltspreizungen zwischen rund 13 Euro in 

der Niederspannung und rund 9.500 Euro in der Hochspannung. Vor allem in 

der registrierenden Leistungsmessung unterscheiden sich die angegebenen 

Entgelte um mehrere Hundert bis Tausend Euro. 

Zur besseren Einordnung der absoluten Werte sind in der Tabelle ebenso die 

relativen Spreizungen zwischen Minimum- und Maximumwert sowie zwischen 

dem 1. und 3. Quartil der Unternehmen angegeben. Der Vergleich der beiden 

relativen Verhältnisse verdeutlicht, dass der Großteil des Spreizungsumfangs 

von Ausreißern am oberen oder unteren Ende des Entgeltspektrums getrieben 

scheint: Während der Maximumwert der beantragten Entgelte in allen Klassen 

außer einer den Minimumwert um das 10- bis 40- oder gar 150-fache 

übersteigt, unterscheiden sich die Entgelte der Unternehmen, die zwischen dem 

0,25- und dem 0,75-Quantil liegen (und damit 50% der Unternehmen 

22.04.2008 • 242/295




ausmachen), bis auf drei Ausnahmefälle nur maximal um das 1,3- bis 5-fache 

voneinander. 

Der Umfang der Entgeltspreizungen legt dennoch nahe, dass kein einheitliches 

Verständnis darüber besteht, wie die Leistungen zuzuordnen sind und in 


müssen. 

Im Messstellenbetrieb ist es die Entscheidung des Netzbetreibers, welche 

Technologien und Zählertypen eingesetzt werden. Die großen Spreizungen 

lassen vermuten, dass hier die Auswahl der Zähler sehr unterschiedlich ist, so 

dass die Anschaffung, der Betrieb und die Wartung zu unterschiedlich hohen 

Kosten führen. Die Berechnung des effizienten Preises im Messstellenbetrieb 

fand auf Basis derzeitiger Beschaffungspreise statt, welche in der 

Markterhebung abgefragt wurden. Haben sich die Bezugspreise in den letzten 

Jahren verändert, so kann es ebenfalls zu Abweichungen zum effizienten Preis 

und zu großen Entgeltspreizungen in den angegebenen Entgelten führen. 

Die angegebenen Entgelte in der Abrechnung der registrierenden 

Leistungsmessung unterliegen einer großen Entgeltspreizung. Der berechnete 

effiziente Preis liegt ebenfalls weit unter den angegebenen Entgelten. Die 

Erstellung der Abrechnung der Netznutzung ist zwar mit den Beschlüssen 

GPKE und GeLi standardisiert. Zum Zeitpunkt der Erhebung der Entgelte sind 

diese Beschlüsse jedoch noch nicht umgesetzt gewesen, so dass sich hier die 

Kosten vor der Standardisierung widerspiegeln. 

Zusätzlich können die unterschiedlichen Entgelte dadurch entstehen, dass die 

Kosten für Funktionalitäten und Aufgaben der Vertriebsabrechnung nicht 

eindeutig von der Netzabrechnung getrennt wurden. Sind die Systeme nicht auf 

Mandantenebene oder Systemebene getrennt, liegt keine interne 

Leistungsverrechnung vor. In diesem Fall werden die Kosten über die 

Umlagenschlüssel ermittelt. Dabei nimmt in der Regel die Exaktheit der 

verursachungsgerechten Kostenzuordnung stark ab. 

Ein weiteres Kriterium für die unterschiedlichen Entgelte in der Messung und 

der Abrechnung kann ein unterschiedliches Verständnis darüber sein, welche 

Leistungen speziell zur Messdatenaufbereitung der Messung, der Abrechnung 

oder dem Energiedatenmanagement zuzuordnen sind. Im Messstellenbetrieb 

sind unterschiedliche Entgelte besonders in jenen Zählerklassen zu erwarten, in 

denen die kundenindividuelle Gestaltung der Messeinrichtung an Bedeutung 

gewinnt. Mit steigender Spannungsebene nimmt diese Individualisierung zu. 


22.04.2008 • 243/295




Die zuvor genannten Faktoren in der Ermittlung der Entgelte können dazu 

führen, dass Einflussfaktoren wie Struktur- oder unternehmensspezifische 

Merkmale überlagert werden und sich daher nicht statistisch eindeutig 

nachweisen lassen (siehe Kapitel 5.1). 

5.4.4 Analyse der Gasentgelte 

Nachfolgend werden für ausgewählte Klassen die spezifischen beantragten 

Entgelte je Unternehmen in Verbindung mit der kumulierten Anzahl der Zähler 

bzw. Entnahmestellen sowie den Medianen und Quantilen tabellarisch und 

grafisch dargestellt. 

Die nach Preisen aufsteigend geordneten Daten zeigen, wie die Anzahl der 

Unternehmen und die Anzahl der Entnahmestellen in einer Klasse im 

Entgeltspektrum verteilt sind. Die Quantile stellen dabei Vergleichspunkte dar. 

Die vorhandenen Entgeltspreizungen können durch diverse Gründe verursacht 

sein, welche im Abschnitt 5.5 zu Wert- und Kostentreibern analysiert werden. 

Große Sprünge in der kumulierten Anzahl der Entnahmestellen zeigen an, dass 

die Anzahl der Entnahmestellen nicht gleichmäßig über die Unternehmen 

verteilt sind, sondern dass einzelne Unternehmen überdurchschnittlich viele 

Entnahmestellen betreuen. 

Es scheint unterschiedliche Auffassungen zur Zuordnung der Leistungen, 

insbesondere zwischen Messung und Abrechnung bei den Abnahmestellen mit 

registrierender Leistungsmessung, zu geben. Teilweise sind Entgelte beantragt, 

die mit der GasNEV nicht konform erscheinen. Das sind insbesondere 

Zählpunkte mit registrierender Leistungsmessung kleiner gleich G25 und von 

Zählpunkten ohne registrierende Leistungsmessung größer G100. 

Die von den Teilnehmern der Marktbefragung angegebenen Werte werden 

ebenfalls in den Vergleich eingeordnet. Beim Vergleich der Marktdaten mit dem 

Datenbestand der Bundesnetzagentur muss berücksichtigt werden, dass diese 

Preise nicht die Leistungen beinhalten, welche beim Netzbetreiber verbleiben 

(Grundsatzplanung, Bedarfsplanung etc.). Zielgruppe der Marktbefragung 

waren vor allem die Dienstleister, die den Aufwand des Netzbetreibers für die 

Steuerung ihrer Leistung nicht bewerten können. Vor allem im 

Messstellenbetrieb muss beachtet werden, dass die angegebenen Preise der 

Dienstleister in der Markterhebung keine Kapitalkosten für die Zähler enthalten, 

da weiterhin der Netzbetreiber Eigentümer der Messtechnik ist. Ein pauschaler 

Aufschlag für solche Leistungen wird nicht angewendet, da dieser 

notwendigerweise spekulativ und ungenau wäre und insgesamt nicht der für 

dieses Gutachten gewählten Methode entspricht. 


22.04.2008 • 244/295




In den nachfolgenden Abschnitten sind beispielhaft einige aussagekräftige 

Klassen grafisch dargestellt. Die vollständige Darstellung der Abbildungen 

findet sich in der Anlage. 

5.4.4.1 Messstellenbetrieb 


G2,5 – G6 

















Tabelle 68: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, 

G2,5 – G6 

Der Großteil der Unternehmen wie der Entnahmestellen liegt bei einem Entgelt 

zwischen ca. 10 und 17 Euro (Maximumwert nicht dargestellt). Die Preise der 


22.04.2008 • 245/295




Markterhebung sind über das gesamte Entgeltspektrum verteilt, wobei die 

Preise der Dienstleister tendenziell niedriger liegen als die der Netzbetreiber. 

Der kosteneffiziente Preis befindet sich knapp oberhalb des ersten Quartils der 

Unternehmen wie der Entnahmestellen. 


G10-G25 

















Tabelle 69: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb, Niederdruck bis Hochdruck, 

Standardlastprofil, G10-G25 

Der Großteil der Unternehmen hat Entgelte zwischen 25 und 55 Euro beantragt. 

Zwei Unternehmen mit hohen beantragten Entgelten, jedoch mit wenigen 

betreuten Entnahmestellen, übertreffen die Entgelte der übrigen Unternehmen 

um das Doppelte bis Dreifache. 


22.04.2008 • 246/295




Aus der Markterhebung liegen keine Daten vor. Der kosteneffiziente Preis 

befindet sich nahe dem 1. Quartil der Unternehmen wie der Entnahmestellen. 

Abbildung 105: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G40 – G100 
















Kosteneffizienter Preis Euro - 

Tabelle 70: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 



22.04.2008 • 247/295




Abbildung 106: Gas, Analyse der Entgelte: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 


















Tabelle 71: Gas, statistische Kennzahlen: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 


Sowohl bei den Unternehmen mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten als 

auch ohne gesonderte Angaben gibt es eine relativ hohe Entgeltspreizung von 

ca. 1:20. Ein Grund sind jeweils einzelne Unternehmen, deren Entgelte fast 

doppelt so hoch sind wie das 75%-Quantil. Der Median der Entnahmestellen 

liegt entsprechend der Größe der Ausreißerunternehmen ebenfalls über dem 

Median der Unternehmen. 

Der kosteneffiziente Preis (nur für Unternehmen ohne gesonderte Angabe von 

Zusatzgeräten) liegt relativ nahe dem Minimumwert der Unternehmen. Der 

Grund könnte in den spezifischen Geräten für Datenerfassung und - 

übermittlung vor Ort liegen, die die in dem vorliegenden Datensatz enthaltenen 


22.04.2008 • 248/295




Unternehmen eingesetzt haben. Die Kosten für diese Geräte unterscheiden 

sich teilweise stark, je nach Anschaffungszeitpunkt und Ausstattung. 

Die Teilnehmer der Marktbefragung sind über das gesamte Entgeltspektrum 

verteilt. 

Die nachfolgenden Tabellen geben einen Gesamtüberblick über die 

statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen sowie allen Zählerkategorien, 

die einer Einzelfallprüfung bedürfen, für den Bereich Messstellenbetrieb. 




Niederdruck 

Standardlastprofil, 

G2,5 – G6 



G10 – G25 



G40 – G100 

Minimum 3,99 3,99 41,32 

Mittelwert 15,33 44,92 202,21 

Maximum 43,40 202,28 614,91 


Unternehmen 

Quantil – Q25 10,52 26,55 108,43 

Median 15,09 34,44 160,72 

Quantil – Q75 17,40 53,37 233,46 



Unternehmen 



7,12 31,62 142,68 

54 57 51 

Quantil – Q25 10,50 25,22 141,00 

Median 14,81 30,91 196,32 

Quantil – Q75 17,35 50,77 359,36 




Preis 

5.473.860 217.010 31.160 

11,40 25,80 49,50 

Tabelle 72: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb, SLP 

22.04.2008 • 249/295





Angabe von 

Zusatzgeräten, 

Entgelte in Euro) 

Niederdruck – 

Hochdruck, 



G40 – G100 

Hochdruck, 




G160 

Mitteldruck, 




G160 





G160 





G160 

Minimum 41,32 72,55 41,32 41,32 47,88 

Mittelwert 215,35 552,21 443,58 534,16 691,58 

Maximum 804,83 1.553,00 1.036,00 1.460,76 1.460,76 


Unternehmen 

Quantil – Q25 96,53 262,84 88,25 214,30 177,34 

Median 147,60 440,06 214,30 341,12 560,00 

Quantil – Q75 232,10 813,84 946,56 946,56 1.208,87 



Unternehmen 



182,94 432,65 417,35 448,71 605,84 

35 12 13 13 7 

Quantil – Q25 136,81 286,79 769,60 88,25 47,88 

Median 217,48 433,48 946,56 769,60 47,88 

Quantil – Q75 408,43 433,48 946,56 986,41 986,41 




Preis 

2.133 244 180 434 43 

- - - - - 

Tabelle 73: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (I) 





(mit 

gesonderter 

Angabe von 



Hochdruck, 



ohne 

Typangabe G160 


Mitteldruck, 



ohne 





ohne 


Hochdruck, 


Leistungsmessung,Drehkolbengaszähler 

G250 

Mitteldruck, 



G250 




G250 

Mitteldruck, 


Leistungsmessung,Turbinenradgaszähler 

G250 




G250 

Minimum 139,07 139,07 139,07 41,32 41,32 47,88 150,03 47,88 

Mittelwert 192,02 185,51 218,59 477,42 287,81 477,31 660,81 827,07 

Maximum 289,97 215,12 419,78 1.553,00 837,01 1.460,76 1.036,00 1.460,76 


Unternehmen 

Quantil – Q25 146,86 144,55 149,36 187,46 64,49 137,94 553,21 392,22 

Median 182,00 214,25 214,56 370,60 112,48 270,65 728,60 878,01 

Quantil – Q75 213,47 214,56 229,00 534,30 447,43 717,20 836,20 1.320,10 



Unternehmen 



58,23 39,94 97,51 435,89 354,00 465,28 371,58 585,98 

6 5 7 12 7 10 4 6 

Quantil – Q25 289,97 144,55 214,56 286,79 125,25 112,48 687,60 47,88 

Median 289,97 214,56 419,78 433,48 769,60 769,60 687,60 986,41 

Quantil – Q75 289,97 214,56 419,78 433,48 837,01 986,41 687,60 1.460,76 




Preis 

231 26 186 263 76 228 23 56 

- - - - - - - - 

Tabelle 74: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (II) 

22.04.2008 • 251/295




(mit 


Angabe von 






ohne 



Hochdruck, 



G400 

Mitteldruck, 



G400 




G400 

Mitteldruck, 



G400 




G400 

Hochdruck, 



ohne 


Mitteldruck, 



ohne 


Minimum 214,56 82,64 82,64 172,73 266,43 47,88 437,64 437,64 

Mittelwert 334,54 772,08 680,96 1.178,55 477,01 883,40 1.381,03 1.152,02 

Maximum 444,90 1.757,28 1.757,28 1.757,28 687,60 1.602,06 1.873,72 1.831,71 

Kennzahlen zu 

Unternehmen 

Quantil – Q25 235,80 286,79 160,86 949,24 371,72 434,03 1.134,68 812,17 

Median 339,34 446,63 576,33 1.223,59 477,01 961,63 1.831,71 1.186,69 

Quantil – Q75 438,08 1.121,09 1.057,27 1.683,15 582,31 1.342,17 1.852,72 1.509,20 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 


122,79 618,12 619,35 609,34 297,81 623,22 817,27 697,68 

4 13 8 6 2 6 3 3 

Quantil – Q25 435,80 286,79 936,85 936,85 687,60 986,41 437,64 437,64 

Median 435,80 433,48 1.121,09 986,41 687,60 1.460,76 1.831,71 437,64 

Quantil – Q75 444,90 936,85 1.757,28 1.460,76 687,60 1.602,06 1.873,72 1.186,69 




Preis 

338 213 107 39 19 115 10 26 

- - - - - - - - 

Tabelle 75: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (III) 

22.04.2008 • 252/295





Angabe von 







ohne 


Hochdruck, 



G650 

Mitteldruck, 



G650 





G650 

Hochdruck, 



ohne 





ohne 


Hochdruck, 




G1000 

Minimum 242,88 82,64 82,64 47,88 223,46 437,64 108,30 

Mittelwert 437,01 855,39 924,03 1.294,30 561,01 705,37 990,89 

Maximum 630,52 1.587,35 2.785,91 2.785,91 940,28 947,31 1.587,35 


Unternehmen 

Quantil – Q25 340,26 425,71 365,17 574,90 413,15 584,40 622,80 

Median 437,64 772,09 449,58 1.460,76 482,97 731,15 1.133,95 

Quantil – Q75 534,08 1.398,96 936,85 1.602,06 727,05 839,23 1.502,04 



Unternehmen 



193,82 620,98 1.085,37 1.051,00 268,57 255,81 684,69 

3 6 5 5 7 3 4 

Quantil – Q25 437,64 936,85 449,58 574,90 482,97 731,15 1.473,60 

Median 630,52 936,85 936,85 1.602,06 541,50 947,31 1.587,35 

Quantil – Q75 630,52 936,85 936,85 1.602,06 912,59 947,31 1.587,35 




Preis 

88 26 38 42 81 112 29 

- - - - - - - 

Tabelle 76: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angaben von Entgelten für Zusatzgeräte) (IV) 

22.04.2008 • 253/295




(mit 


Angabe von 







G1000 

Hochdruck, 



ohne 


Hochdruck, 



G1600 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe 

G1600 




ohne 


Hochdruck, 



G2500 

Minimum 47,88 223,46 794,30 223,46 437,64 1.415,47 

Mittelwert 1.299,99 645,51 1.651,70 636,85 1.222,53 1.891,66 

Maximum 2.785,91 981,66 2.785,91 1.022,70 1.926,28 2.785,91 

Kennzahlen zu 

Unternehmen 

Quantil – Q25 568,19 435,81 1.303,77 347,35 870,66 1.444,53 

Median 1.467,18 588,96 1.513,30 650,62 1.303,67 1.473,60 

Quantil – Q75 1.689,25 926,44 1.861,23 940,12 1.614,97 2.129,76 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 


1.010,33 301,37 829,26 390,47 747,63 774,99 

6 7 4 4 3 3 

Quantil – Q25 1.460,76 482,97 1.553,00 912,59 1.926,28 2.785,91 

Median 1.761,13 912,59 2.785,91 1.022,70 1.926,28 2.785,91 

Quantil – Q75 1.761,13 912,59 2.785,91 1.022,70 1.926,28 2.785,91 




Preis 

24 30 25 22 21 22 

- - - - - - 

Tabelle 77: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (V) 

22.04.2008 • 254/295




(ohne gesonderte 

Angabe von 




Niederdruck – 

Hochdruck, 



mit/ohne Typangabe 

G40 – G100 

Mitteldruck, 




G160 

Hochdruck, 



ohne Typangabe 

G160 

Mitteldruck, 




G160 





G160 

Minimum 66,26 1.211,75 516,12 139,79 66,26 

Mittelwert 593,52 1.690,01 1.471,31 676,04 612,04 

Maximum 1.424,20 2.168,28 2.361,48 1.342,92 1.216,44 


Unternehmen 

Quantil – Q25 318,21 1.450,88 1.026,23 285,69 269,10 

Median 536,16 1.690,01 1.536,34 610,74 582,74 

Quantil – Q75 774,02 1.929,15 1.948,91 1.001,09 925,68 



Unternehmen 



430,02 676,37 924,40 545,78 511,84 

10 2 3 4 4 

Quantil – Q25 567,51 2.168,28 516,12 334,32 336,72 

Median 602,28 2.168,28 2.361,48 334,32 828,76 

Quantil – Q75 1.134,62 2.168,28 2.361,48 887,15 1.216,44 




Preis 

1.208 46 41 64 422 

118,30 281,30 281,30 281,30 281,30 

Tabelle 78: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (I) 

22.04.2008 • 255/295




(ohne 


von Zusatzgeräten, 



Mitteldruck, 



G250 

Hochdruck, 



ohne 


Mitteldruck, 



ohne 





ohne 


Mitteldruck, 



G400 




G400 




G400 

Minimum 1.211,75 516,12 139,79 336,72 2.168,28 217,00 217,00 

Mittelwert 1.690,01 1.465,05 676,04 793,97 2.275,86 424,09 482,82 

Maximum 2.168,28 2.361,48 1.342,92 1.216,44 2.383,45 631,17 748,63 


Unternehmen 

Quantil – Q25 1.450,88 1.213,71 285,69 582,74 2.222,07 320,54 349,91 

Median 1.690,01 1.491,29 610,74 828,76 2.275,86 424,09 482,82 

Quantil – Q75 1.929,15 1.742,63 1.001,09 1.022,60 2.329,65 527,63 615,72 



Unternehmen 



676,37 754,87 545,78 440,89 152,14 292,86 375,92 

2 4 4 3 2 2 2 

Quantil – Q25 1.211,75 516,12 334,32 828,76 2.383,45 217,00 217,00 

Median 1.211,75 1.446,24 334,32 1.216,44 2.383,45 217,00 217,00 

Quantil – Q75 2.168,28 2.361,48 887,15 1.216,44 2.383,45 217,00 217,00 




Preis 

45 55 67 272 22 101 41 

281,30 281,30 281,30 281,30 647,20 647,20 647,20 

Tabelle 79: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (II) 

22.04.2008 • 256/295




(ohne 

gesonderte 

Angabe von 



Hochdruck, 



ohne 



Mitteldruck, 



ohne 





ohne 





G650 

Hochdruck, 



ohne 


Mitteldruck, 



ohne 





ohne 





G1000 

Minimum 765,88 765,88 765,88 217,00 256,59 803,16 782,16 217,00 

Mittelwert 2.046,55 1.227,34 1.184,49 217,00 1.944,70 1.381,16 1.324,03 217,00 

Maximum 3.737,76 1.807,08 1.803,84 217,00 3.737,76 1.807,08 1.803,84 217,00 

Kennzahlen zu 

Unternehmen 

Quantil – Q25 938,76 793,84 778,09 217,00 938,76 1.168,20 1.084,13 217,00 

Median 2.145,12 1.168,20 1.084,13 217,00 2.145,12 1.533,24 1.386,09 217,00 

Quantil – Q75 2.645,25 1.601,70 1.490,53 217,00 2.645,25 1.670,16 1.594,97 217,00 



Unternehmen 

Kennzahlen zu 


1.234,47 523,62 503,77 - 1.379,10 518,95 513,66 - 

5 4 4 1 5 3 3 1 

Quantil – Q25 938,76 803,16 782,16 217,00 938,76 803,16 1.803,84 217,00 

Median 2.145,12 1.807,08 1.803,84 217,00 2.145,12 1.533,24 1.803,84 217,00 

Quantil – Q75 2.145,12 1.807,08 1.803,84 217,00 2.645,25 1.807,08 1.803,84 217,00 




Preis 

96 141 70 113 114 77 23 55 

647,20 647,20 647,20 647,20 647,20 647,20 647,20 647,20 

Tabelle 80: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (III) 

22.04.2008 • 257/295




(ohne 

gesonderte 

Angabe von 




Hochdruck, 



ohne 

Typangabe 

G1000 

Mitteldruck, 



ohne 

Typangabe 

G1000 




G1600 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe 

G1600 

Mitteldruck, 



ohne 

Typangabe 

G1600 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe 

G2500 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe 

G4000 

Minimum 1.393,80 1.341,72 989,00 1.393,80 1.341,72 1.718,28 1.718,28 

Mittelwert 2.623,80 2.471,43 989,00 2.623,80 2.471,43 2.964,18 2.964,18 

Maximum 3.737,76 3.355,41 989,00 3.737,76 3.355,41 4.210,08 4.210,08 


Unternehmen 

Quantil – Q25 2.066,82 2.029,44 989,00 2.066,82 2.029,44 2.341,23 2.341,23 

Median 2.739,84 2.717,16 989,00 2.739,84 2.717,16 2.964,18 2.964,18 

Quantil – Q75 3.238,80 3.036,29 989,00 3.238,80 3.036,29 3.587,13 3.587,13 



Unternehmen 



1.176,28 1.029,09 - 1.176,28 1.029,09 1.761,97 1.761,97 

3 3 1 3 3 2 2 

Quantil – Q25 1.393,80 1.341,72 989,00 1.393,80 1.341,72 1.718,28 1.718,28 

Median 1.393,80 2.717,16 989,00 1.393,80 2.717,16 1.718,28 4.210,08 

Quantil – Q75 2.739,84 2.717,16 989,00 2.739,84 2.717,16 4.210,08 4.210,08 




Preis 

49 48 18 53 21 28 26 

647,20 647,20 647,20 647,20 647,20 - - 

Tabelle 81: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messstellenbetrieb (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (IV) 

22.04.2008 • 258/295




5.4.4.2 Messung 

Abbildung 107: Gas, Analyse der Entgelte: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil, 

G2,5 – G25 

















Tabelle 82: Gas, statistische Kennzahlen: Messung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil, 

G2,5 – G25 

Die Preisspreizung ist mit 1:100 sehr hoch, wobei 75% der Unternehmen sowie 

der Entnahmestellen zwischen rund 1 und 13 bzw. 15 Euro liegen. 

Die Preise der Markterhebung sind über das gesamte Entgeltspektrum verteilt, 

wobei der Großteil im unteren Bereich liegt. Der kosteneffiziente Preis befindet 

sich zwischen 1. Quartil und Median der Unternehmen. 


22.04.2008 • 259/295




Abbildung 108: Gas, Analyse der Entgelte: Messung (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 
















Kosteneffizienter Preis Euro - 

Tabelle 83: Gas, statistische Kennzahlen: Messung (mit gesonderter Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 


22.04.2008 • 260/295




Abbildung 109: Gas, Analyse der Entgelte: Messung (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck- Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 

















Tabelle 84: Gas, statistische Kennzahlen: Messung (ohne gesonderte Angabe von Zusatzgeräten), 

Niederdruck- Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, G 40 – G 650 

Im Vergleich der Entgelte der Messung, Niederdruck – Hochdruck, 

registrierende Leistungsmessung, Zählergröße G40 – G650, zeigt sich, dass 

die Entgelte der Unternehmen ohne gesonderte Angaben von Entgelten für 

Zusatzgeräte (Median von 192,91 Euro) im Durchschnitt deutlich über denen 

mit gesonderter Angabe (Median von 109,79 Euro) liegen. Der Median der 

Entnahmestellen liegt in beiden Fällen leicht über dem der Unternehmen. 


22.04.2008 • 261/295




Die Preise der Markterhebung (nur Daten für die Klasse der Unternehmen ohne 

gesonderte Entgelte für Zusatzgeräte) sind gleichmäßig über das gesamte 

Entgeltspektrum verteilt. 

Der kosteneffiziente Preis befindet sich leicht über dem Median der 

Unternehmen, aber nur leicht über dem 1. Quartil der Entnahmestellen. Als 

möglicher Grund kann hier gesehen werden, dass bezüglich der Abgrenzung 

zwischen Messung und Abrechnung ein unterschiedliches Verständnis zur 

Leistungszuordnung bzw. Kostenschlüsselung zwischen dem effizienten Punkt 

und den Angaben der Netzbetreiber gibt. 


statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen sowie allen Zählerkategorien, 

die einer Einzelfallprüfung bedürfen, für den Bereich Messung. 

Messung (Entgelte in 

Euro) 


Niederdruck - 

Hochdruck, 


G2,5 – G25 

Niederdruck- 

Hochdruck, 


G40 – G100 

Minimum 1,12 1,12 

Mittelwert 13,32 40,02 

Maximum 108,33 348,24 


Unternehmen 

Quantil Q25 4,36 6,81 

Median 7,01 13,14 

Quantil Q75 12,99 49,56 

Standardabweichung 19,76 61,73 

Anzahl der Unternehmen 56 50 



Quantil – Q25 5,74 6,18 

Median 6,94 9,75 

Quantil – Q75 14,82 49,94 



5.445.635 29.941 

Kosteneffizienter Preis 5,40 5,40 

Tabelle 85: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung SLP 

22.04.2008 • 262/295



Messung (mit 





Hochdruck, 



G40 – G650 


Hochdruck, 


Leistungsmessung,Turbinenradgaszähler, 

G1000 




G1000 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe, 

G1000 

Hochdruck, 



G1600 

Hochdruck, 



ohne 

Typangabe, 

G1600 




ohne 

Typangabe, 

G1600 

Hochdruck, 



G2500 

Minimum 5,04 71,35 77,79 46,92 77,79 46,92 13,40 77,79 

Mittelwert 141,34 154,66 257,58 184,29 248,98 133,01 406,58 207,43 

Maximum 504,15 203,48 704,52 505,80 480,00 202,98 702,69 337,07 


Unternehmen 

Quantil Q25 49,56 130,25 78,14 90,12 133,47 106,64 258,52 142,61 

Median 109,79 189,15 193,20 155,61 189,15 141,08 503,64 207,43 

Quantil Q75 172,30 196,31 234,24 200,72 334,57 167,45 603,16 272,25 

Standardabweichung 131,31 72,50 259,31 154,92 207,67 65,47 354,75 183,34 


Unternehmen 



39 3 5 7 3 4 3 2 

Quantil – Q25 46,92 71,35 78,14 46,92 77,79 155,61 702,69 77,79 

Median 134,45 71,35 234,24 198,45 77,79 202,98 702,69 77,79 

Quantil – Q75 233,00 71,35 234,24 202,98 77,79 202,98 702,69 77,79 




Preis 

4.796 18 23 30 20 22 21 20 

- - - - - - - - 

Tabelle 86: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (mit gesonderter Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) 

22.04.2008 • 263/295



Messung (ohne 






Hochdruck, 



G40 – G650 




Turbinenradgaszähler, 

G1000 

Hochdruck, 



ohne Typangabe, 

G1000 

Mitteldruck, 



ohne Typangabe, 

G1000 




Turbinenradgaszähler, 

G1600 

Minimum 2,06 180,25 186,00 321,96 180,25 

Mittelwert 421,02 180,25 466,36 513,13 180,25 

Maximum 1.684,13 180,25 891,12 891,12 180,25 


Unternehmen 

Quantil Q25 110,85 180,25 253,98 324,14 180,25 

Median 192,91 180,25 321,96 326,32 180,25 

Quantil Q75 325,23 180,25 606,54 608,72 180,25 

Standardabweichung 543,35 - 374,08 327,35 - 


Unternehmen 



14 1 3 3 1 

Quantil – Q25 205,56 180,25 321,96 321,96 180,25 

Median 321,96 180,25 891,12 321,96 180,25 

Quantil – Q75 326,32 180,25 891,12 891,12 180,25 




Preis 

3.148 55 49 48 18 

223,10 239,30 239,30 239,30 239,30 

Tabelle 87: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (I) 

22.04.2008 • 264/295



Messung (ohne 

gesonderte Angabe von 

Zusatzgeräten, Entgelte 

in Euro) 



Leistungsmessung, ohne 

Typangabe, G1600 










Minimum 186,00 321,96 321,96 321,96 

Mittelwert 466,36 513,13 606,54 606,54 

Maximum 891,12 891,12 891,12 891,12 


Unternehmen 

Quantil Q25 253,98 324,14 464,25 464,25 

Median 321,96 326,32 606,54 606,54 

Quantil Q75 606,54 608,72 748,83 748,83 

Standardabweichung 374,08 327,35 402,46 402,46 

Anzahl der Unternehmen 3 3 2 2 



Quantil – Q25 321,96 321,96 321,96 321,96 

Median 891,12 321,96 891,12 321,96 

Quantil – Q75 891,12 891,12 891,12 891,12 



53 21 28 26 

Kosteneffizienter Preis 239,30 239,30 - - 

Tabelle 88: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Messung (ohne gesonderte Angabe von Entgelten für Zusatzgeräte) (II) 

22.04.2008 • 265/295




5.4.4.3 Abrechnung der Netzentgelte 

Abbildung 110: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil 

















Tabelle 89: Gas, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil 

Die Entgelte weisen – von Ausreißern abgesehen – eine Spreizung 1:5 auf. 

Um den Median gibt es eine deutliche Häufung der Unternehmen. Die 

Unternehmen mit den hohen Anzahlen von Abnahmestellen liegen vor oder auf 

dem Median. 

Der kosteneffiziente Preis liegt im ersten Quartil sowohl der Unternehmen als 

auch der Entnahmestellen. Die Teilnehmer der Markterhebung sind über das 

gesamte Entgeltspektrum verteilt. 


22.04.2008 • 266/295




Abbildung 111: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck, registrierende Leistungsmessung 

















Tabelle 90: Gas, statistische Kennzahlen: Abrechnung, Niederdruck, registrierende Leistungsmessung 

Die beantragten Entgelte spreizen sich zwischen rund 12 Euro und rund 450 

Euro, mit einem Ausreißer bei knapp 1000 Euro. Die Mediane der Unternehmen 

und der Entnahmestellen liegen nah beieinander. 

Der kosteneffiziente Preis liegt im ersten Quartil der Unternehmen. Die 

Teilnehmer der Markterhebung sind über das gesamte Entgeltspektrum verteilt. 


statistischen Kennzahlen in allen Zählerklassen für den Bereich Abrechnung. 


22.04.2008 • 267/295




Abrechnung (ohne 









Mitteldruck, 



Hochdruck, 



Minimum 4,52 12,60 13,30 0,15 

Mittelwert 14,38 174,60 191,94 310,35 

Maximum 136,07 996,43 996,43 4.398,32 


Unternehmen 

Quantil – Q25 10,33 123,44 124,14 126,41 

Median 12,00 144,00 153,11 156,35 

Quantil – Q75 14,28 227,55 231,06 245,50 



Unternehmen 



14,74 130,24 139,48 621,50 

90 67 59 56 

Quantil – Q25 9,48 15,82 123,11 123,11 

Median 10,60 156,84 147,97 147,97 

Quantil – Q75 14,82 254,40 238,87 274,20 




Preis 

8.296.309 16.823 5.393 4.251 

7,00 104,40 104,40 126,80 

Tabelle 91: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung der Netzentgelte 

Anzumerken ist, dass es im Leistungsbereich Abrechnung der Netzentgelte im 

Gas keine systematischen Unterschiede im Entgelt zwischen den Druckstufen 

in der registrierenden Leistungsmessung geben dürfte, da sich die Leistungen 

hier nicht unterscheiden. Unterschiedliche Kosten für die Leistungserbringung 

fallen nur nach folgenden Kriterien an: 

• Abrechnungsturnus monatlich oder jährlich, 

• Verwendung eines Zustandsmengenumwerters. 

Die Unterscheidung nach Standardlastprofil bzw. registrierender 

Leistungsmessung entspricht näherungsweise dem Abrechnungsturnus jährlich 

bzw. monatlich. Der Einsatz eines Zustandsmengenumwerters ist ab einer 

Zählergröße größer G250 vorgeschrieben. In den beantragten Entgelten sind 

allerdings für den Bereich Abrechnung keine Angaben zur Zählergröße 

gemacht worden. Diese Unterscheidung kann daher in diesem Gutachten nicht 

berücksichtigt werden. 

Für die Ermittlung von Vorschlägen für Entgeltobergrenzen wurde entsprechend 

für den Bereich Abrechnung die Klassifizierung angepasst: 

• Klasse »Standardlastprofil«: umfasst den Fall »jährliche Abrechnung«, 

22.04.2008 • 268/295




• Klasse »Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung«: 

umfasst den Fall »monatliche Abrechnung«. 

Die Berücksichtigung eines Einsatzes eines Zustandsmengenumwerters 

müsste bei der Ermittlung der Entgeltobergrenzen im Einzelfall nachgeprüft 

werden. 

Die nachfolgende Abbildung stellt die geordnete Entgeltreihe für die neue 

Abrechnungsklasse dar, und Tabelle 92 gibt einen Überblick über die 

statistischen Kennzahlen in den beiden Abrechnungsklassen, die zur Bildung 

der Vorschläge für Entgeltobergrenzen verwendet werden. 

Abbildung 112: Gas, Analyse der Entgelte: Abrechnung, Niederdruck - Hochdruck, registrierende 


Der Median der Entnahmestellen und der Median der Unternehmen liegen in 

dieser Klasse mit 147,97 zu 153,11 Euro nah beieinander. Der Minimumwert 

von 0,15 Euro erscheint nicht plausibel. Der kosteneffiziente Preis liegt bei 

111,87 Euro und stellt damit das Effizienzpotenzial der Einführung von GeLi 

Gas dar. 


22.04.2008 • 269/295




Abrechnung (Entgelte in Euro) Standardlastprofil Niederdruck - Hochdruck, 


Minimum 4,52 0,15 

Mittelwert 14,38 253,92 

Maximum 136,07 4.398,32 


Unternehmen 

Quantil – Q25 10,33 124,51 

Median 12,00 153,11 

Quantil – Q75 14,28 228,84 

Standard-abweichung 14,74 498,58 

Anzahl der Unternehmen 90 89 



Quantil – Q25 9,48 104,64 

Median 10,60 147,97 

Quantil – Q75 14,82 254,40 

Anzahl der Entnahmestellen 8.296.309 26.466 

Kosteneffizienter Preis 7,00 111,87 

Tabelle 92: Gas, Analyse der Entgelte, Ergebnisse: Abrechnung der Netzentgelte; Klassifizierung für 

Ermittlung der Vorschläge für Entgeltobergrenzen 

5.4.4.4 Ergebnis Analyse der Gasentgelte 

Zusammengenommen mit den Ergebnissen aus der Datenanalyse in den 

Abschnitten 5.1.6-8 dieses Gutachtens sowie der zusammenfassenden 

Datenanalyse lassen sich folgende Erkenntnisse festhalten: 

Ausprägungen, die sich analytisch aus der Analyse der Marktbefragung und 

des kosteneffizienten Preises ableiten lassen, sind statistisch nicht oder nur 

sehr schwach nachweisbar. Der Einfluss von Größendegressionen ist teilweise 

daran erkennbar, dass Unternehmen mit hohen Anzahlen von Zählpunkten 

tendenziell eher in den ersten beiden Entgelt-Quantilen zu finden sind und der 

Median der Unternehmen tendenziell höher ist als der auf die Zählpunktanzahl 

bezogene. 

Die Analyse der integrierten Datenbestände hat gezeigt, dass über alle Klassen 

hinweg signifikante Entgeltspreizungen vorliegen. Die Preise aus der 

Markterhebung sind dabei über das gesamte Entgeltspektrum verteilt. Die 

nachfolgende Tabelle 93 soll Aufschluss geben, welche Entgeltspreizungen in 

den einzelnen Klassen und Leistungsbereichen in welcher Höhe vorliegen. 

In absoluten Zahlen variieren die Entgeltspreizungen zwischen rund 39 Euro im 

Messstellenbetrieb, Standardlastprofil und rund 4.400 Euro in der Abrechnung, 

registrierende Leistungsmessung. Vor allem in der registrierenden 


22.04.2008 • 270/295




Leistungsmessung unterscheiden sich die angegebenen Entgelte um mehrere 

Hundert bis Tausend Euro. 

Klassen nach Leistungsbereichen Entgeltspreizung 

in 

Euro 


Niederdruck – Hochdruck, 

Standardlastprofil, G 2,5 – G 6 


Standardlastprofil, G 10 – 

G 25 



G100 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende 

Leistungsmessung, G 40 – G 100 (mit 

gesonderter Angabe von Entgelten für 

Zusatzgeräte) 


Leistungsmessung, G 40 – G 100 (ohne 

gesonderte Angabe von Entgelten für 


Messung 


Standardlastprofil, G 2,5 – G 25 



G 100 


Leistungsmessung, G 40 – G 650 (mit 

gesonderter Angabe von Entgelten für 



Leistungsmessung, G 40 – G 650 (ohne 

gesonderte Angabe von Entgelten für 


Abrechnung 

Niederdruck bis Hochdruck, 


Niederdruck, registrierende 






Niederdruck bis Hochdruck, registrierende 



Tabelle 93: Entgeltspreizungen in den Gasklassen 

Relatives 

Verhältnis 

Maximum zu 

Minimum 

Relatives 

Verhältnis 

0,75- zu 0,25- 


Unternehmen 

39,41 1.088% 165% 

198,29 5.070% 201% 

573,59 1.488% 215% 

763,51 1.948% 240% 

1.357,94 2.150% 243% 

107,21 9.672% 298% 

347,12 31.093% 727% 

499,11 10.003% 348% 

1.682,07 81.754% 293% 

131,55 3.010% 138% 

983,83 7.908% 184% 

983,13 7.492% 186% 

4.398,17 2.932.213% 194% 

4.398,17 2.932.213% 184% 

Zur besseren Einordnung der absoluten Werte sind in der Tabelle ebenso die 

relativen Spreizungen zwischen Minimum- und Maximumwert sowie zwischen 

dem 1. und 3. Quartil der Unternehmen angegeben. Der Vergleich der beiden 

relativen Verhältnisse verdeutlicht, dass der Großteil des Spreizungsumfangs 

von Ausreißern am oberen oder unteren Ende des Entgeltspektrums getrieben 

22.04.2008 • 271/295




scheint: Während der Maximumwert der beantragten Entgelte in allen Klassen 

außer einer den Minimumwert um das 10- bis 80- oder gar 3.000-fache 

übersteigt, unterscheiden sich die Entgelte der Unternehmen, die zwischen dem 

0,25- und dem 0,75-Quantil liegen (und damit 50% der Unternehmen 

ausmachen), bis auf eine Ausnahme (Messung, SLP, G40-G100), nur maximal 

um das 1,4- bis 3,5-fache voneinander. 

Der Umfang der Entgeltspreizungen legt dennoch nahe, dass kein einheitliches 

Verständnis darüber besteht, wie die Leistungen zuzuordnen sind und in 


müssen. 

Die angegebenen Entgelte in der Abrechnung der registrierenden 

Leistungsmessung unterliegen einer großen Entgeltspreizung. Der berechnete 

effiziente Preis liegt ebenfalls weit unter den angegebenen Entgelten. Die 

Erstellung der Abrechnung der Netznutzung ist zwar mit den Beschlüssen 

GPKE und GeLi Gas standardisiert. Zum Zeitpunkt der Erhebung der Entgelte 

sind diese Beschlüsse jedoch noch nicht umgesetzt gewesen, so dass sich hier 

die Kosten vor der Standardisierung widerspiegeln. 

Zusätzlich können die unterschiedlichen Entgelte dadurch entstehen, dass die 

Kosten für Funktionalitäten und Aufgaben der Vertriebsabrechnung nicht sauber 

von den Netzabrechnungskosten getrennt wurden. Sind die Systeme nicht auf 

Mandantenebene oder Systemebene getrennt, liegt keine interne 

Leistungsverrechnung vor und werden die Kosten über die Umlagenschlüssel 

ermittelt, entstehen hier große Ermessensspielräume für die Unternehmen. 

Ein weiteres Kriterium für die unterschiedlichen Entgelte innerhalb einer Klasse 

kann in Bezug auf die Bereiche Messung und Abrechnung ein unterschiedliches 

Verständnis darüber sein, welche Leistungen speziell zur 

Messdatenaufbereitung der Messung, der Abrechnung oder dem 

Energiedatenmanagement zuzuordnen sind. Im Messstellenbetrieb sind 

unterschiedliche Entgelte besonders in den Zählerklassen zu erwarten, in 

denen die kundenindividuelle Gestaltung der Messeinrichtung an Bedeutung 

gewinnt. Mit steigender Spannungsebene nimmt diese Individualisierung zu. 

Diese diversen Faktoren in der Ermittlung der Entgelte können dazu führen, 

dass Einflussfaktoren wie Struktur- oder unternehmensspezifische Merkmale 

überlagert werden und sich daher nicht statistisch eindeutig nachweisen lassen 

(siehe Kapitel 5.1). 


22.04.2008 • 272/295




5.5 Analyse der Wert- und Kostentreiber 


Aus den Erkenntnissen der vorliegenden Daten und der Kommunikation mit den 

Unternehmen sollen wesentliche energiewirtschaftliche, ggf. auch 

marktstrukturelle Parameter, die für die durch die Bundesnetzagentur 

durchzuführende Benchmark relevant sind, identifiziert und beschrieben 

werden. 

5.5.2 Beschreibung des methodischen Vorgehens und 

Strukturierung 

Aus den erarbeiteten Prozessen, den Erkenntnissen der Analysen in Bezug auf 

die Entgelte und Entgeltspreizungen, den Parametern des kosteneffizienten 

Preises sowie den Daten aus der Markterhebung wurden Wert- und 

Kostentreiber erarbeitet. 

Wert- und Kostentreiber sind die Größen, die entscheidenden Einfluss auf den 

Nutzen oder die Kosten eines Prozesses oder einer Leistung haben. Aus der 

Kostenstruktur und aus den Differenzierungen der Werttreiber lassen sich 

bestehende und potenzielle Wettbewerbsvorteile eines Unternehmens ermitteln 

bzw. Differenzen in den Entgelten ableiten. 

Die Identifizierung wurde durch folgende Fragestellungen vorgenommen: 

• Wodurch lassen sich die teilweise großen Streuungen in den einzelnen 

Entgeltdaten erklären? 

• Wodurch lassen sich die Unterschiede zwischen den Entgelten bzw. 

Preisen der Netzbetreiber und Marktteilnehmer sowie dem analytischen 

Ergebnis des kosteneffizienten Preises erklären? 

• Warum sind die Dienstleister teilweise in der Lage, die Leistungen 

preiswerter anzubieten als die Netzbetreiber? 

• Welche Leistungen sind Dienstleistungen, die von Dritten erbracht 

werden können? Welche Leistungen verbleiben bei einer Vergabe von 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung an Dritte beim 

Netzbetreiber? 

• Welche Unterschiede kann es in der Ausführung der Leistung geben, die 

zu geldwerten Unterschieden führen? 


22.04.2008 • 273/295




• Was sind prozessuale, organisatorische oder IT-technische 

Effizienzpotentiale in den Einzelprozessen? 

• Gibt es unterschiedliche gesetzliche Vorgaben für die Netzbetreiber und 

Dritte? 

• Gibt es Skaleneffekte bestimmter Größen in den Prozessen? 

Gleichzeitig soll ein Prüfraster entstehen, um in der Diskussion mit den 

Netzbetreibern mögliche Ursachen für wertmäßige Abweichungen zu 

lokalisieren. Dieses Prüfraster umfasst eine Reihe übergreifender Wert- und 

Kostentreiber und folgt der Einteilung in folgende sieben Dimensionen: 

• Sachgemäße Zuordnung der Aufgaben und Leistungen, 

• Sachgemäße Zuordnung und Berücksichtigung von Kosten: 

Remanenzkosten, Stranded Investments, Kosten der Migration, 

Unternehmensumlagen, Leistungsverrechnung, 

• Sachgemäße Höhe der Kosten: Höhe der Personalkosten, 

Beschaffungskosten der Zähler, Höhe und Notwendigkeit der IT-Kosten, 

• Produktivität: Effektivität bei der Leistungserstellung (das richtige tun), 

Effizienz bei der Leistungserstellung (es richtig tun), integrierte IT und 

Automatisierung, 

• Sachgerechte Qualität der Daten, 

• Sachgerechte Größen und Skalen, 

• Externe Ursachen. 


22.04.2008 • 274/295




5.5.3 Deskriptive Analyse der Wert- und Kostentreiber 

5.5.3.1 Übergreifende Wert- und Kostentreiber 

Sachgemäße Zuordnung der Aufgaben und Leistungen 

Dem Messstellenbetrieb, der Messung und der Abrechnung der Netzentgelte 

werden durch die Netzbetreiber teilweise Leistungen und Aufgaben zugeordnet 

und eingepreist, die nicht zum Leistungsumfang gehören (z. B. Kosten für Call 

Center Endkundenbetreuung, Ausbildung über Bedarf etc). 

Sachgemäße Zuordnung und Berücksichtigung von Kosten 

• Remanenzkosten: 

Die Kalkulation erfolgt bei den Netzbetreibern nicht auf Basis von 

Marktpreisen und Leistungen, sondern auf Basis der vorhandenen 

Kosten. Eine Prüfung der Notwendigkeit der Kapazitäten und 

Produktivität erfolgt nicht. 

• Stranded Investments: 

In der Kalkulation der Netzbetreiber werden alle noch vorhandenen 

Abschreibungen auf Sachanlagen entsprechend der StromNEV 

berücksichtigt, selbst dann, wenn Investitionen heute keinen Nutzen 

mehr haben. 

• Kosten der Migration: 

Die Markterhebung hat gezeigt, dass die angegebenen Preise der 

Dienstleister nur die laufenden Kosten beinhalten. Migrations- oder 

Implementierungsprojekte werden in der Regel nach Aufwand 

berechnet. Das Risiko trägt dabei der Auftraggeber. Ein wichtiges 

Kriterium ist dabei die Informationstechnologie. Die Trennung der 

Systeme sowie die Implementierung der Prozesse in den Netzsystemen 

(Abrechnung und Energiedatenmanagement) waren und sind mit hohem 

Aufwand verbunden. 

• Unternehmensumlagen: 

Eine wichtige Stellgröße stellen die teilweise anteilig hohen Beträge der 

Umlagen dar. Kostenarten, die über die Umlagen geltend gemacht 

werden, lassen den Unternehmen einen großen Handlungsspielraum. 

Ohne eine genaue Kostenzuordnung auf Kostenstellenebene kann hier 

keine Transparenz erreicht werden. Aus den teils unplausiblen Angaben 

zu den Kostenumlagen ist zu schließen, dass diese Transparenz in den 

Unternehmen teilweise nicht gegeben ist. 


22.04.2008 • 275/295




• Leistungsverrechnung. 

Sachgemäße Höhe der Kosten 

• Höhe der Personalkosten: 

Aus den strukturellen Unterschieden zwischen den Netzbetreibern und 

Dienstleistern ergeben sich zusätzliche Kostentreiber. So sind die 

Netzbetreiber durch die Bindung an Tarifverträge und damit 

verbundenen Remanenzkosten in der Vergangenheit und in den 

nächsten Jahren mit Mehrkosten belastet, welche ein Dienstleister nicht 

zu tragen hat. 

• Höhe und Notwendigkeit der IT-Kosten. 

Produktivität 

• Effektivität bei der Leistungserstellung 

• Effizienz bei der Leistungserstellung 

• Integrierte IT und Automatisierung 

Sachgerechte Größen und Skalen 

Im Zusammenhang mit der IT, aber auch dem Personal ist die Größe des 

Unternehmens ein Kostentreiber in den Prozessen. In der Marktbefragung 

waren nur 21% der Befragten der Meinung, dass Skalen (kritische Größen) 

Einfluss auf die Prozesskosten haben. In der Analyse des Datenbestandes der 

Bundesnetzagentur konnten sie ebenfalls nicht nachgewiesen werden. 

Eine bessere Auslastung der Systeme (Abrechnungssystem sowie 

Zählerfernauslesung) sowie eine, den Anforderungen entsprechende 

Dimensionierung der IT führen zwangsläufig zu mehr Effizienz. In den 

personalintensiven Außendienstprozessen kann mit dem Erreichen kritischer 

Größen eine bessere Auslastung des Personals erreicht werden. Die 

vielfältigen Outsourcing- und Kooperationsprojekte in der Branche in den letzten 

Jahren haben gezeigt, dass einige Unternehmen diesen Standpunkt vertreten. 

In der Markterhebung haben 73% der Unternehmen zugestimmt, dass eine 

spartenübergreifende Prozessabwicklung ein Kostentreiber der Prozesse ist. 

Die Messung und Abrechnung anderer Medien/Sparten führt in der IT zu dem 

gleichen Effekt, der Betreuung und Abrechnung von mehr Zählpunkten bei Gas 

und/oder Strom. Gleichzeitg können in der Messung und im Messstellenbetrieb 

durch den Betrieb mehrerer Sparten signifikante Einsparungen erreicht werden, 


22.04.2008 • 276/295




da nicht nur mehr Zählpunkte betrieben werden, sondern diese sich in der 

Regel räumlich an gleicher Stelle beim Anschlussnehmer befinden. 

Externe Ursachen 

Der statistische Nachweis zwischen einzelnen Strukturmerkmalen und den 

Entgelten konnte bisher nicht erbracht werden. Die Einschätzung des 

Gutachters ist es, dass derartige Zusammenhänge bestehen, dass sie jedoch 

von anderen Effekten überlagert werden, insbesondere der uneinheitlichen 

Zuordnung von Leistungen und Kosten. 

5.5.3.2 Wert- und Kostentreiber im Messstellenbetrieb und der 

manuellen Ablesung 

Kostentreiber im Messstellenbetrieb sind die Beschaffungs- und die 

Betriebskosten für die Zähler. Die in Abschnitt 5.2.4 aufgezeigte Spannweite der 

Angaben zu den Mindesteinkaufspreisen deutet darauf, dass durch bessere 

Einkaufskonditionen signifikante Einsparungen möglich sind. Die Analyse hat 

ergeben, dass vor allem die eingesetzte Technologie sehr heterogen ist und 

keine marktweite Standardisierung der Zählertechnologien und der Zählertypen 

vorherrscht. Beschaffungsstrategien, Beschaffungsgemeinschaften, 

Standardisierung der Zähler und der Bildung von großen Zählerchargen 

verbessern die Einkaufskonditionen. 

Untersucht man die Unterschiede in der Kalkulation des kosteneffizienten 

Preises und der Kalkulation der Kosten beim Netzbetreiber anhand der 

Vorgaben der Strom- oder Gas-Netzentgeltverordnung, so führen diese 

Unterschiede teilweise zu signifikanten Entgeltunterschieden. 

Position Ansatz kosteneffizienter Preis StromNEV/GasNEV 

Bewertung des Zählers Aktueller Anschaffungspreis Anschaffungswert für 

fremdkapitalfinanzierten Anteil 

Finanzierung 50% zu Marktzins (rollierende 

Finanzierung) 


Tabelle 94: Vergleich der Kalkulationsansätze 

Tagesneuwert für 

eigenkapitalfinanzierten Anteil 

Fremdkapitalfinanzierter Anteil 

zu Fremdkapitalzins 

Eigenkapitalfinanzierter Anteil 

max 6,5% für Altanlagen 

Insbesondere der Tagesneuwertansatz kann bei den Zählern mit langen 

Nutzungsdauern (Haushalte und Gewerbe) zu deutlichen Unterschieden 

gegenüber den Anschaffungswerten führen. Außerdem ist nicht immer 

transparent, inwieweit Zähler bei den Hausanschlusskosten einkalkuliert sind. 

22.04.2008 • 277/295




Die Außendienstaktivitäten im Messstellenbetrieb und der Ablesung sind 

personalintensiv und mit hohen Kosten verbunden. Die gegebenen 

Strukturparameter können hier, obwohl sie statistisch nicht nachgewiesen 

werden können, Einfluss auf die Kosten haben. Parametern wie dem 

Unterschied zwischen ländlicher Gegend oder Stadtgebiet sowie der 

Anschlussdichte und -zugänglichkeit kann durch eine zentrale 

Arbeitseinsatzplanung mit effizienten, flexiblen Planungsstrategien für die 

Einsatzteams und Routen entgegengewirkt werden. Eine Ausstattung der 

Außendienstmitarbeiter mit Technologien, mit denen Zählerstammdaten und 

Zählerbewegungen automatisiert erfasst werden können (Handheld, Barcode), 

führt zusätzlich zu Zeiteinsparungen bei der Bearbeitung der Aufträge sowie zu 

einer besseren Datenqualität. 

Die unterschiedliche Bereitschaft der Kunden zur Selbstablesung oder 

Internetnutzung kann ebenfalls als strukturelles Merkmal die Kosten 

beeinflussen. 

5.5.3.3 Wert- und Kostentreiber in der registrierenden 

Leistungsmessung mit Zählerfernauslesung (ZFA) 

In der registrierenden Leistungsmessung haben sich in der Analyse 

Entgeltunterschiede von teilweise mehreren tausend Prozent ergeben, wie in 

den Abschnitten 5.4.3 und 5.4.4 analysiert. 

Die Anschaffung und der Betrieb einer ZFA-Anlage sind sehr kostenintensiv. 

Bei einer geringen Anzahl leistungsgemessener Entnahmestellen führt dies 

daher zu signifikanten Kostensteigerungen. Ein weiterer Kostenblock in der 

Ablesung über ZFA ist die Datenübertragungsqualität. Eine Korrektur oder 

Ersatzwertbildung sowie eine Anfahrt und Prüfung der Anlage sind sehr 

personalintensiv und verursachen hohe Kosten. Eine gute Auslastung der ZFA- 

Anlage oder eine Vergabe an Dritte, wenn bestimmte Größen nicht erreicht 

werden können, kann zu Effizienzsteigerung und Kosteneinsparung führen. 

5.5.3.4 Wert- und Kostentreiber in der 

Netznutzungsabrechnung 

Die Netznutzungsabrechnung sowie die Abwicklungsprozesse zur Belieferung 

der Kunden mit Elektrizität und Gas (GPKE, GeLi) führen zu erheblichen 

Veränderungen in der Informationstechnologie der Unternehmen. 

Werden die Prozesse manuell oder teilautomatisiert in den Unternehmen 

durchgeführt, so führt dies zu erheblichem personellen Aufwand. Ein weiterer 

deutlicher Kostentreiber ist der Rechnungsdruck und Versand (Porto). Hier ist 


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ausschlaggebend, ob der Netzbetreiber aggregierende 

Netznutzungsrechnungen für die Lieferanten erstellt oder noch auf 

Einzelbelegebene abrechnet. Die Kosten entstehen hier auf Seiten der 

Netzbetreiber und auf Vertriebsseite. 

Eine vollautomatisierte Implementierung der GPKE- und GeLi-Prozesse führt zu 

signifikanten Kosteneinsparungen, wie sich an der durchgehend niedrigen Lage 

der kosteneffizienten Preise in den Entgeltreihen im Bereich Abrechnung 

ablesen lässt (siehe Abschnitte 5.4.3 und 5.4.4). Die Kosten für die IT-Projekte 

dafür können sich über das hohe Einsparpotenzial zeitnah amortisieren. 

Ein optimierter Netzmandant kann zukünftig automatisiert und standardisiert 

ohne hohen personellen Aufwand betrieben werden, da: 

• Mit dem elektronischen Datenaustausch und geeigneten Schnittstellen 

die Prozesse weitestgehend ohne personellen Aufwand durchgeführt 

werden können. 

• Die Netznutzungstarife standardisiert sind. 

• Die aggregierende Netznutzungsrechnung und die Bearbeitung des 

Zahlungsavis eine Zusammenfassung der Einzelbelege ermöglicht. 

• Das Zahlungseingangs- und Forderungsmanagement ausschließlich die 

Lieferanten und vereinzelten Netzkunden betrifft. 


In der folgenden Übersichtstabelle sind die Wert- und Kostentreiber noch 

einmal zusammengefasst den verschiedenen Bereichen zugeordnet. 


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Gutachten für die Ermittlung von Prozesskosten 

Abrechn u n g 

Leistungsbestandteile 

Erstellung der Netznutzungsrechnung 

• Übernahme der aufbereiteten und plausibilisierten Messdaten 

• Verarbeitung der Messwerte mit den Preisen zu Bestandteilen 

einer Sammelrechnung je Netznutzer Vertriebsorganisation/ 

Energielieferant 

• Plausibilitätsprüfung der Rechnungsinhalte 

• Erstellung Faktura 

• Elektronischer Rechnungsversand – GPKE 

Forderungsmanagement gegenüber den Vertriebsorganisationen/ 

Energielieferanten 

• Zahlungseingangsmanagement/Forderungsüberwachung/ 

Mahnungen 

Ingangsetzung Inkasso 

Kundenbetreuung 

• Beantwortung von Rückfragen der Vertriebsorganisationen/ 

Energielieferanten zu den Sammelrechnungen 

• GPKE- Datenaustausch 

• Pflege der Abrechnungsstammdaten 

• Stammdatenänderungen 

• Lieferantenwechsel, Lieferbeginn, Lieferende 

Nebenprozesse 

• Statistik, Dokumentation, Archivierung 

Messun g 


Ablesung der Lastgangdaten/Synchronisation mit der ZFA-Leitstelle 

Ablesung der Zählerstände SLP Abnahmestellen 

Eingabe der Zählerstände in das Abrechnungssystem 

Plausibilisierung/Validierung 

Anfrage an Zählerverwaltung, wenn Daten unplausibel 


Archivierung 

Energiemengenermittlung 

Übermittlung der Zählerstände an Dritte 

Messstelle n b etrieb 


Zählerbeschaffung 


Lagerhaltung 

Eichung und Stichprobenprüfung 

Zählerneustellung, Zählerwechsel 

Anlagenumbau 

Zählerausbau (Rückbau) 


Grundsatzplanung 

Bedarfsplanung 

Netzzugangsmanagement (Richtlinien und Spezifikationen bezogen auf 

Messung und Messstellen) 


Leistungen, die nicht im Abrechnungsentgelt 

enthalten sind 

• Betrieb eines Call-Centers für die 

Endkunden 

• Forderungsausfall: Es wird davon 

ausgegangen, dass es keine 

Totalabschreibungen gibt, weil die 

Energievertriebe im Allgemeinen eine 

relativ hohe Bonität haben. Zinsen 

wegen verzögerter Zahlung sind 

überwiegend dem allgemeinen 

Netznutzungsentgelt zuzuordnen 

(Anteilige Verteilung entsprechend des 

Gesamtumsatzes des Netzbetreibers) 

• Monatliche Einzelrechnungen je 

Abnahmestelle sind nach GPKE nicht 

mehr zulässig, Erstellung, 

Konfektionierung, Versand, Porto usw. 

sind nicht anzusetzen. 

• Die Aufbereitung der Daten für 

Vertriebsprodukte sind weder für den 

eigenen noch für fremde 

Vertriebsorganisationen Bestandteil der 

Abrechnung 

• Die manuelle Aufnahme von 

Stammdatenveränderungen des 

Endkunden sind nach GPKE nicht mehr 

zurechenbar 

Leistungen, die nicht im Messentgelt 

enthalten sind 

• Betrieb des EDM 

• Forderungsausfall: Es wird davon 

ausgegangen, dass es keine 

Totalabschreibungen gibt, weil die 

Energievertriebe im Allgemeinen eine 

relativ hohe Bonität haben. Zinsen 

wegen verzögerter Zahlung sind 

überwiegend dem allgemeinen 

Netznutzungsentgelt zuzuordnen 

• Die Aufbereitung der Daten für 

Vertriebsprodukte sind weder für den 

eigenen noch für fremde 

Vertriebsorganisationen Bestandteil 

• Die manuelle Aufnahme von 

Stammdatenveränderungen des 

Endkunden sind nach GPKE nicht mehr 

zurechenbar 

Leistungen, die nicht im 

Messstellenbetriebsentgelt enthalten sind 

• Ersteichung inklusive 

Konformitätserklärung nach 

Messgeräterichtlinie: nicht zu 

berücksichtigen, da nur geeichte 

Messtechnik beschafft werden darf 

• Störungsbehebung/Bereitschaftsdienst 

mit 24h-Service: ein 24h- 

Bereitschaftsdienst ist aus 

Effizienzgesichtspunkten für die Geräte- 

und Messtechnik am Zählpunkt nicht 


Voraussetzungen für Erreichen Best Practice 

• Nutzung der GPKE-Prozesse 

• Elektronische Rechnung 

• Nutzung eines integriertes IT-Systems 

• Alle Abrechnungen werden automatisch erstellt auf 

Basis der von der Messung erhobenen Daten 

• Hohe Betriebsstabilität des IT-Systems als 

Vorraussetzung für einen geringen Anteil manueller 

Nacharbeit 

• Das IT-System ist nur für relativ einfache Tarifsysteme 

der veröffentlichten Netznutzungsentgelte ausgelegt 

bzw. es erfolgt eine entsprechende Zuordnung der 

Kosten 


• Automatische Zählerfernauslesung bei RLM-Kunden 

• Elektronische Rechnung 

• Nutzung eines integrierten IT-Systems 

• Alle Abrechnungen werden automatisch erstellt auf 

Basis der von der Messung erhobenen Daten 

• Hohe Betriebsstabilität des IT-Systems als 

Vorraussetzung für einen geringen Anteil manueller 

Nacharbeit 

• Das IT-System ist nur für relativ einfache Tarifsysteme 

der veröffentlichten Netznutzungsentgelte ausgelegt 

bzw. es erfolgt eine entsprechende Zuordnung der 

Kosten 

• Optimale Auslastung der Messleitstelle und der ZFA 

• Gute Datenübertragungsqualität Messstelle an ZFA- 

Leitstelle als Voraussetzung für geringe manuelle 

Nacharbeiten 


• Standardisierung der technischen Spezifikationen 

• Optimale Beschaffungs- und Logistikstrategie 

• Höhe der spezifischen Beschaffungskosten inkl. 

Logistik im Verhältnis zum Wert 

• Standardisierung der Zählerklassen als Voraussetzung 

hohe Anzahl gleicher Zähler 

• Integriertes IT-System mit Schnittstellen zum Lager, 

Automatisierung der Zählerdatenerfassung, Nutzung 

Handheld/Barcodeleser 

• Qualität des IT-Systems als Voraussetzung für stabilen 

Betrieb des Systems und geringe manuelle 

Nacharbeiten 

• Zentrale Arbeitseinsatzplanung mit Optimierung der 

verschiedenen Teilprozesse 

Tabelle 95: Übersicht über Wert- und Kostentreiber nach Leistungsbereich 

Kostentreiber 

• Tarife/Remanenzkosten 

• Stranded Investments, überhöhte 

Ingangsetzungsaufwendungen 

• Leerkapazitäten 

Variable Zuordnungsmöglichkeiten von 

Kosten/angemessene Schlüssel 

• Aufteilung der IT-Kosten zwischen 

Netznutzungs- und Vertriebsanwendung 

• Umlagen allgemeine Betriebsführung 

und Geschäftsführung 

Kostentreiber 

• Sicherung der Datenqualität: 

Kundenselbstablesung oder eigene 

Ablesung in Abhängigkeit von Art und 

Struktur der Endkunden und des 

Versorgungsgebietes 



• Aufteilung der IT-Kosten zwischen 

Netznutzungs- und Vertriebsanwendung 

• Umlagen allgemeine Betriebsführung 

und Geschäftsführung 

Kostentreiber 

• Kapitalkosten für Zähler 

• Zählerbewegungen 

• Anzahl Zählerklassen und geringe 

Standardisierung 



• Neben- und Zusatzanlagen der 

Messeinrichtung (Wandler, 

Zustandsmengenumwerter) 

Auswertung der Teilnehmer der Marktbefragung zu 

Kostentreibern 

• Qualitätssicherung der Prozesse 

• Mitarbeit in Gremien 

• Gesellschaftliche Verpflichtungen (Ausbildung über 

Bedarf) 

• Projektarbeit, Test-/Pilotbetrieb 

• Zertifizierung, 

• interne Dienstleistungsverträge 

• IT-Systembetreuung, Bereistellung, Hosting, Wartung, 

Pflege des Abrechnungssystems 

• Bearbeitung von Rechnungskorrekturen (ggf. 

Endkunden?) 

Antworten, bei denen erkennbar eine nicht zulässige 

Kostenzuordnung erfolgt 

• Netzkundenbetreuung Frontoffice/ Kundenzentrum 

• Kündigungsbearbeitung, Vertragsverh., 

Vertragsdatenverw. 



• Zugänglichkeit der Kundenanlagen 

• Kundenwunschtermine außerhalb Regelarbeitszeit 

• Hohes Verkehrsaufkommen und Parkplatzprobleme in 

Ballungsgebieten 

• Problemfallbearbeitung bei Einsatz externer 

Dienstleister (Restantenbearbeitung) 

• Aufwand für Industrie- und Sondermessung 

• Lieferung unplausibler Zählerdaten (Ablesung vor Ort) 

• TK-Störung bei RLM Messung (Ablesung vor Ort) 



• Vertriebsgesteuerte Stichtags- und Zusatzablesung 



• Zugänglichkeit der Kundenanlagen 

• Kundenwunschtermine außerhalb Regelarbeitszeit 

• Hohes Verkehrsaufkommen und Parkplatzprobleme 

• Problemfallbearbeitung bei Einsatz externer 

Dienstleister 

• Reklamationen und Manipulationen 

• Großbaustellen mit besonderen Anforderungen an 

Zählermontage 

• Aufwand für Industrie- und Sondermesseinrichtungen 



• Zählertausch wg. Tarifwechsel des Vertriebes 

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6 Vorschlag zur Ableitung von Entgeltobergrenzen 

6.1 Aufgabenstellung an den Gutachter 

»Ermittlung von Obergrenzen anhand anerkannter betriebswirtschaftlicher 

Verfahren. Dieser Punkt ist für die zweite Kostenprüfung von zentraler 

Bedeutung«. Nach Auswertung der Daten wurde die Aufgabe dahingehend 

konkretisiert, dass in diesem Gutachten Vorschläge zur Bildung von 

Entgeltobergrenzen vorgelegt werden sollen. Die Bundesnetzagentur behält 

sich zudem vor, aufbauend auf die Ergebnisse des Gutachtens die ermittelten 

Entgeltobergrenzen in Abhängigkeit von weiteren Entwicklungen entsprechend 

anzupassen. 

Dabei war ebenfalls zu erarbeiten, ob die Entgeltobergrenzen für die Bereiche 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte einzeln zu 

ermitteln sind oder als Gesamtobergrenze für alle drei Bereiche zusammen. 

6.2 Ableitung der Anforderungen an die Bildung von 


Die Entgeltobergrenze soll den Kosten entsprechen, die für die Erbringung einer 

definierten Leistung maximal noch angemessen sind. 

Die Ermittlung eines Vorschlags zur Bildung von Entgeltobergrenzen erfolgte in 

fünf Schritten. 


Abbildung 113: Schritte zur Ermittlung von Entgeltobergrenzen 

Zunächst war zu prüfen, ob normative Vorgaben explizit vorhanden sind. 

Gegenwärtig, das heißt für die Phase der kostenbasierten Entgeltgenehmigung, 

bestehen allerdings keine konkreten gültigen Regelungen in den Gesetzen oder 

Verordnungen, aus denen sich Normen für Werte oder Methode zur 

Bestimmung der Entgeltobergrenze ableiten lassen. 

Weitere Anforderungen sind von Seiten der Bundesnetzagentur zu benennen. 

Für die Bundesnetzagentur ist entscheidend, dass die Entgeltobergrenzen 

einfach anwendbar sowie nachvollziehbar und damit insgesamt argumentierbar 

sind. Aktuell ist offen, ob die Netzbetreiber Ermessensspielraum in Hinblick auf 

Preiswürdigkeit sowie Zielvorgaben für Umweltschutz, Versorgungssicherheit 

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und Effizienz haben oder sich generell am Frontierunternehmen und an der 

jeweils preisgünstigsten Alternative zu orientieren haben. 

Aus diesen allgemeinen und reguliererseitigen Anforderungen werden folgende 

Kriterien für die Festlegung der Höhe der Obergrenzen für die Entgelte von 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte abgeleitet: 

• Keine Festlegung auf ein Frontierunternehmen, 

• Keine Berücksichtigung von Ausreißerwerten, 

• Berücksichtigung von Effizienz, Wirtschaftlichkeit, Preiswürdigkeit, 

Wettbewerb und langfristiger Leistungsfähigkeit, 

• Generierung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung, 

• Berücksichtigung von Strukturmerkmalen der Netzbetreiber sowie ihrer 

Versorgungsgebiete, 

• Analyse auf Basis der Angaben der Netzbetreiber in der 2. 

Kostenprüfungsrunde. 

6.3 Statistische Maße zur Bestimmung von Entgeltobergrenzen 

Da die Vorschläge für Obergrenzen auf Basis der beantragten Entgelte der 

Netzbetreiber ermittelt werden sollen, bietet sich als Verfahren zur Bestimmung 

der Entgeltobergrenzen die Verwendung eines Maßes der deskriptiven Statistik 

an. Es ist zu bestimmen, welche Kennzahl am besten geeignet ist, die oben 

abgeleiteten Kriterien zur Bildung der Entgeltobergrenzen zu erfüllen. Wie in 

Kapitel 4.3 ausgeführt, wurden die Quartile als geeignetes Maß identifiziert. 

Insbesondere die Mediane der Anzahl der Unternehmen sowie der 

Entnahmestellen scheinen geeignet, sowohl die allgemeinen als auch die 

reguliererseitigen Anforderungen zu erfüllen: Bestimmt der Median die 

Entgeltobergrenze, sind mindestens die Hälfte der Unternehmen bzw. der 

Entnahmestellen nicht von Entgeltkürzungen betroffen. Dies schließt einerseits 

den Einfluss von Ausreißern im obersten wie im untersten Entgeltspektrum aus 

und wirkt andererseits als Anreiz zur effizienten Leistungserbringung. Damit 

wird der Wettbewerb unter den Anbietern einschließlich des Auftretens von 

Dienstleistern am Markt gefördert. 


22.04.2008 • 282/295




Die Mediane können für die Bestimmung von einzelnen Entgeltobergrenzen für 

die Bereiche Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte 

genauso wie für Gesamtobergrenzen über alle drei Bereiche hinweg sinnvoll 

genutzt werden. 

6.4 Beschreibung der Anwendung der statistischen Maße 

Sämtliche Quartile für die untersuchten Klassen sind in Kapitel 5.4 aufgelistet 

und grafisch dargestellt. Durch die Ermittlung verschiedener 

Entgeltobergrenzen für verschiedene Klassen wird den unterschiedlichen 

Leistungsbedingungen Rechnung getragen. Strukturmerkmale der 

Versorgungsgebiete zeigen in dieser Analyse keinen statistisch nachweisbaren 

Zusammenhang mit den beantragten Entgelten der Netzbetreiber. Daher 

werden dafür keine entsprechend eigenen Klassen gebildet oder 

Entgeltobergrenzen ermittelt. 

Die Quartile der Gesamtkosten unterscheiden sich im Ergebnis von den 

Quartilen der summierten Einzelmediane. Sie liegen jedoch nicht systematisch 

darüber oder darunter. 

Bei einer Einzelbetrachtung der drei Leistungsbereiche wäre eine Situation 

möglich, in der einige Unternehmen – sofern ihre beantragten Entgelte in den 

drei Bereichen unterschiedlich ober- und unterhalb der Obergrenze verteilt 

liegen – Spielräume in der Zuordnung der Leistungen zu den Bereichen 

ausnutzen und sie entsprechend neu zuordnen, um einer Entgeltkürzung zu 

entgehen. Die Analyse zeigt, dass die meisten Unternehmen über die drei 

Bereiche hinweg preislich ähnlich verteilt sind, das heißt dass sie in der Regel 

in allen drei Bereichen günstiger (oder teurer) sind als der Durchschnitt oder 

nah am Median liegen. Eine Situation, in der Zuordnungsspielräume ausgenutzt 

werden können, besteht daher höchstens in Einzelfällen. 

6.5 Ermittlung von Vorschlägen für Entgeltobergrenzen 

Von der Bundesnetzagentur wurde festgelegt, dass unter den zur Auswahl 

stehenden Medianen a) der Anzahl der Unternehmen und b) der Anzahl der 

Entnahmestellen jeweils der Median zu wählen ist, der eine größere Anzahl von 

Unternehmen einschließt. 

Der Vorteil dieser fallabhängigen Bestimmung der Entgeltobergrenze anhand 

eines der beiden Mediane ist, dass dadurch etwaige Ungleichverteilungen der 

Unternehmensgröße im Entgeltspektrum ausgeglichen werden. Bei einer 

alleinigen Anwendung nur des Medians der Unternehmen etwa könnte die 

Situation entstehen, dass aufgrund anderer, in dieser Untersuchung quantitativ 


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nicht berücksichtigter struktureller Einflussfaktoren beispielsweise allein die 

kleineren Unternehmen im unteren Entgeltspektrum liegen und so bei der 

Obergrenze Median Unternehmen erst ein geringer Anteil der Entnahmestellen 

abgedeckt werden. Dies könnte zu struktureller Benachteiligung führen. 

Andersherum könnte es bei alleiniger Anwendung des Medians der 

Entnahmestellen zu einer Situation kommen, dass zu dem dort liegenden 

Entgelt nur wenige, große Betreiber anbieten können, was eine strukturelle 

Benachteiligung der kleineren Betreiber wäre. Diesem Umstand wird durch die 

fallabhängige Wahl des jeweils höheren Medians Rechnung getragen. 

Weiter erscheint es im Sinne der Aufgabenstellung des Gutachtens sinnvoll, die 

Entgeltobergrenzen jeweils getrennt für die Bereiche Messstellenbetrieb, 

Messung und Abrechnung der Netzentgelte zu ermitteln anstatt für die 

Gesamtkosten. Der Vorteil dieses Verfahrens besteht darin, dass bei der 

Einzelbetrachtung größere Transparenz darüber geschaffen wird, welche 

preisliche Leistungsfähigkeit bei dem Durchschnitt der Unternehmen in einem 

Leistungsbereich besteht. Dies vermittelt ein klareres Bild für den Abstand des 

Durchschnitts vom Best Practice in jedem Bereich. 

Für die Fälle, in denen in einer Klasse (insbesondere im Gasbereich) nur 

einzelne Unternehmen inbegriffen sind, sind in dieser Analyse keine Vorschläge 

für Entgeltobergrenzen ermittelt worden, da die Datenbasis zu klein ist, um 

belastbare Werte zu erhalten. In diesen Kategorien ist eine Einzelfallprüfung 

notwendig. 

Die Berücksichtigung vergleichbarer Qualität bei der technischen Ausstattung 

der Messstellen und der bereitgestellten Daten sowie eines vergleichbaren 

Umfangs der Wertschöpfung findet im Wesentlichen bereits bei der Bildung der 

Zählerklassen statt. Bei der Konsistenzprüfung der Entgeltobergrenzen wird 

zudem geprüft, ob funktional niederwertige Zählerklassen tatsächlich eine 

niedrigere Obergrenze aufweisen als funktional höherwertige Klassen (mit 

höheren Leistungsparametern wie höherer Durchflussmenge, höherem Druck 

oder Erfassung von mehr Messdaten). Ist das nicht der Fall und weist die 

funktional höherwertige Klasse eine ausreichende Datenbasis auf, wird – 

vergleichbar dem Vorgehen bei der Zählerklassenbildung – für den Vorschlag 

der Entgeltobergrenze der Wert der funktional höherwertigen Zählerklasse auf 

den Wert der funktional niederwertigen Klasse übertragen. 

Eine weitere Anpassung der Gas-Zählerklassen erfolgte in Bezug auf separat 

beantragte Entgeltkomponenten für Zusatzgeräte. Während dies im Bereich 

Messstellenbetrieb sachgerecht ist, ist eine separate Ausweisung von 

Entgeltkomponenten für Zusatzgeräte in den Bereichen Messung und 

Abrechnung nicht sachgerecht. Im Bereich Messung wurde während der 


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Datenanalyse noch nach mit und ohne separaten Zusatzgeräte-Angaben 

unterschieden, da diese unterschiedlichen Angaben von den Unternehmen in 

den Entgeltanträgen getätigt wurden. Um eine sachgerechte Entgeltobergrenze 

zu erhalten, soll daher die Obergrenze, die für die Gruppe ohne separate 

Angaben von Entgelten für Zusatzgeräte ermittelt wurde, für alle Unternehmen 

in der registrierenden Leistungsmessung im Bereich Messung gelten, da in 

diesem Entgelt sämtliche notwendigen Kosten enthalten sein sollten. 

Eine weitere Klassenzusammenfassung erfolgt für Gas, Messung für 

Standardlastprofilkunden. Die Unterscheidung von zwei SLP-Klassen während 

der Datenanalyse diente der Schaffung von Transparenz über die Struktur der 

beantragten Entgelte, jedoch ist eine solche Unterscheidung sachlich nicht 

kostenrelevant. Daher soll bei den Vorschlägen für Entgeltobergrenzen die für 

die SLP-Klasse bis G25 ermittelte Entgeltobergrenze ebenfalls für den SLP- 

Ergänzungsbereich bis G100 gelten. 

Im Bereich Abrechnung der Gas-Netzentgelte ist für die Ermittlung der 

Entgeltobergrenzen nur die Unterscheidung nach monatlicher und jährlicher 

Abrechnung kostenrelevant, was der Klassifizierung in Standardlastprofil- und 

leistungsgemessene Kunden entspricht. Etwaige Kosten für einen Einsatz von 

Zustandsmengenumwertern sind mit dem ermittelten Entgelt ebenfalls 

abgegolten. 

In den nachfolgenden Tabellen sind getrennt für Strom und Gas alle Vorschläge 

für Entgeltobergrenzen, die nach dem oben beschriebenen Verfahren ermittelt 

worden sind, aufgelistet. Die Werte beziehen sich auf den jeweiligen 

Leistungsumfang pro Anschlusspunkt (Strom) bzw. Ausspeisepunkt (Gas) pro 

Jahr. Die ermittelten Obergrenzen gelten aufgrund des gewählten 

Untersuchungsgegenstandes nicht für Unternehmen mit Netzentgeltbildung 

nach Entry-/Exit-Preissystem (siehe Abschnitt 2.1). 

Die Bundesnetzagentur wird für die Kostenprüfungsrunde zusätzliche 

Plausibilisierungen der Daten durchführen und die Entgeltobergrenzen 

gegebenenfalls anpassen. 


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6.5.1 Ergebnis: Vorschläge für Entgeltobergrenzen im 

Strombereich 

Zählerklasse Messstellenbetrieb,Obergrenze 

In 

Euro/Jahr 

Niederspannung, Arbeitszähler (Drehstrom und 

Wechselstrom), Eintarif, ohne Wandler 


Wechselstrom), Eintarif, mit Wandler 

Niederspannung, Arbeitszähler (Drehstrom oder 

Wechselstrom), Mehrtarif, ohne Wandler 


Wechselstrom), Mehrtarif, mit Wandler 

Niederspannung, Drehstrom und Wechselstrom, 

sonstige Leistungsmessung, ohne Wandler 

Niederspannung, Drehstrom und Wechselstrom, 

sonstige Leistungsmessung, mit Wandler 





Leistungsmessung, Drehstrom, ohne Wandler, mit 

TK-Komponente 



TK-Komponente 



TK-Komponente 







TK-Komponente 



TK-Komponente 

Hochspannung, registrierende Leistungsmessung, 



Messung, 

Obergrenze 

in Euro/Jahr 

Abrechnung, 

Obergrenze 

in Euro/Jahr 

9,04 5,16 11,31 1 

33,55 8,47 2 

(8,54) 

(12,00) 

11,31 

21,12 8,00 12,24 

58,11 8,47 12,32 

68,34 32,40 14,69 3 

(15,05) 

89,79 44,23 14,69 

226,50 296,65 4 

506,00) 

262,20 296,65 4 

(331,85) 

263,72 296,65 4 

(350,23) 

234,21 5 

(273,04) 

234,21 5 

(320,28) 

234,21 5 

(280,00) 

294,25 296,65 234,21 

447,60 156,11 6 

(398,27) 

133,20 

669,03 156,11 142,44 

531,96 347,26 7 

(451,60) 

227,83 8 

(286,00) 

601,32 347,26 227,83 

3.458,25 525,92 207,48 

Tabelle 96: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Strom für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der 

Netzentgelte 

Werte in Fettdruck: Obergrenzen für die jeweilige Zählerklasse unter Berücksichtigung teilweise niedrigerer 

Obergrenzen in funktional höherwertigen Zählerklassen. 

Werte in Klammern: der obere Median der jeweiligen Zählerklasse nach Unternehmen bzw. Anzahl der 

Entnahmestellen; nur für Fälle mit niedrigeren Obergrenzen in höherwertigen Zählerklassen. 

1 aus Abrechnung, NS, Arbeitszähler, Eintarif, mit Wandler 

2 aus Messung, NS, Arbeitszähler, Mehrtarif, mit Wandler 

3 aus Abrechnung, NS, sonstige Leistungsmessung, mit Wandler 

4 aus Messung, NS, RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

5 aus Abrechnung, NS, RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

6 aus Messung, MS, sonstige Leistungsmessung, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

7 aus Messung, MS, RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

8 aus Abrechnung, MS, RLM, Drehstrom, mit Wandler, mit TK-Komponente 

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Die vorgenannte Tabelle enthält Entgeltobergrenzen für alle relevanten 

Zählerklassen. Es fehlen die Höchstspannungszähler, welche nur die 

Energieflüsse zwischen Übertragungsnetzbetreibern messen und daher keiner 

Regulierung bedürfen. 

6.5.2 Ergebnis: Vorschläge für Entgeltobergrenzen im 

Gasbereich 

Während bei Strom außer für die Höchstspannung für alle relevanten 

Zählerklassen eine Entgeltobergrenze errechnet werden kann, ist das bei Gas 

nicht möglich. Die extrem hohe Anzahl von Zählerkategorien bei der Erfassung 

für die Entgeltermittlung führt dazu, dass sich im Rahmen dieses Gutachtens 

keine Obergrenzenvorschläge für eine gewisse Anzahl von Zählerkategorien 

berechnen lassen, wie in Abschnitt 5.1.6 erläutert. Zudem wird die 

registrierende Leistungsmessung im Messstellenbetrieb sowie in der Messung 

für Zähler >G650 aus der Ermittlung der Entgeltobergrenzen ausgeklammert, 

da hier die Datensituation zu differenziert für eine belastbare Ermittlung 

einheitlicher Obergrenzen ist. In allen genannten Fällen sind die 

Entgeltobergrenzen per Einzelfallprüfung zu ermitteln. 


Zählerklasse im Messstellenbetrieb Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, bis G 6 15,09 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, G 10 – G 25 34,44 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil, G 40 – G100 196,32 

Messung 

Tabelle 97: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messstellenbetrieb 

Zählerklasse in der Messung Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck – Hochdruck, Standardlastprofil 7,01 

Niederdruck – Hochdruck, registrierende Leistungsmessung, 

G 40 – G 650 



Tabelle 98: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Messung 

321,96 

Zählerklasse in der Abrechnung der Netzentgelte Obergrenze In Euro/Jahr 

Niederdruck bis Hochdruck, Standardlastprofil 12,00 

Niederdruck bis Hochdruck, registrierende Leistungsmessung 153,11 

Tabelle 99: Vorschläge für Entgeltobergrenzen Gas für Abrechnung der Netzentgelte 

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6.5.3 Vergleichendes Fazit 

Die sich in der Datenanalyse zeigenden Unterschiede bei den 

Entgeltobergrenzen für Messung und Abrechnung zwischen Strom und Gas 

sind für uns insbesondere im Bereich der Standardlastprofilzähler nicht 

aufgrund inhaltlicher oder funktionaler Unterschiede erklärbar. Die Prozesse 

und Systeme sowie der Dateninhalt der Abrechnung für Netzentgelte sind in 

beiden Bereichen für Strom und Gas relativ vergleichbar. Daher wären keine 

signifikanten Unterschiede in den Kosten bzw. Entgelten zu erwarten. 


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7 Weitergehende Analysen 

7.1 Auswirkungen Smart Metering 

Die EU-Richtlinie zu Endenergieeffizienz und -dienstleistungen fordert, dass die 

Kunden »individuelle Zähler ... erhalten, die den tatsächlichen 

Energieverbrauch des Endkunden und die tatsächliche Nutzungszeit 

widerspiegeln« (Art. 13 Abs. 1 der Richtlinie 2006/32/EG). 

Welche Informationen die Zähler in Zukunft liefern können müssen, wird mit der 

Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht per Mai 2008 entschieden. Die 

Richtlinie zielt darauf ab, den Übergang von mechanischen/elektrome- 

chanischen zu elektronischen Zählern (»Smart Metering« – intelligente Zähler in 

einer Systemlandschaft) zu beschleunigen. Der Energiekunde erhält dann 

entweder monatlich eine Rechnung oder zumindest seinen Monatsverbrauch 

(besser noch: unterteilt in Tages- oder Stundenverbräuche) zeitnah mitgeteilt. 

Die Umsetzung dieser Technologie steht unter der Bedingung, dass die Kosten 

der neuen Zähler »im Vergleich zu den potenziellen Energieeinsparungen 

angemessen« sind. In Teilen der Branche herrscht die Überzeugung, dass 

diese Bedingung erfüllt ist – man müsse den Nutzen einer neuen 

Zählergeneration nur umfassend genug zur Kenntnis nehmen. 

Die Verringerung des Energieverbrauchs hat zur Voraussetzung, dass mit 

höherer Transparenz das Bewusstsein der Kunden für ihre häuslichen Gas- und 

Elektrizitätsverbräuche und deren gerätetechnische Bedingtheit deutlich 

ansteigt. Dies lässt eine Verhaltensänderung erwarten und als Folge eine 

höhere Energieeffizienz. Über Verhaltensänderungen hinaus ist als weitere 

zentrale Folge zu erwarten, dass die Bereitschaft der Haushalte, in 

Energieeffizienz zu »investieren«, steigt. 

Daneben besteht in der Möglichkeit, Tarifzeitzonen zu bilden und den 

Konsumenten mittels Smart Metering und modernen Kommunikationstechniken 

einen Anreiz zur besseren Auslastung der Kraftwerke zu geben, gegebenenfalls 

flexibel nach dem Angebot von regenerativer Energie in Abhängigkeit von 

Windstärke oder Sonneneinstrahlung (Einschätzung durch: Hans Jochen 

Luhmann, Wuppertal Institut). 

Während bei Strom die Energienutzung in wesentlichen Teilen zumindest 

wahrgenommen wird, entzieht sich der Gasverbrauch in Stunden- oder 

Tagesperioden der aktiven Wahrnehmung. Die hohe saisonale Schwankung 

des Wärmebedarfs macht es den Nutzern schwer, in Intervallen kleiner ein Jahr 

den Energieverbrauch zu bewerten. Eine kurzfristige Steuerung des 


22.04.2008 • 289/295




Energiebedarf in Zeitintervallen Stunden bis zu einem Tag ist nur eingeschränkt 

möglich. Die Regelung der Heizungsanlage für die Raumwärme erfolgt 

automatisch temperaturgeregelt und lässt sich vom Endkunden nicht 

beeinflussen. Durch Speicher und Vorrangschaltungen trägt die 

Warmwasserbereitung bereits zur Vergleichmäßigung der Bedarfskurve bei. 

Da Gas speicherbar ist, spielt die Strukturierung des Verbrauchs keine so große 

Rolle wie beim Strom. Die Vorteile des Smart Metering bei Gas durch eine 

Vergleichmäßigung der Nachfrage werden noch geringer ausfallen als bei 

Strom. 

Zusammenfassend ist zu sagen, dass Smart Metering ein Thema für den 

Vertrieb ist. Auf die Netzkapazität werden sich seine Auswirkungen allerdings 

erst niederschlagen, wenn seine Kosteneffizienz belegt ist, die Akzeptanz sich 

ausdehnt und es als Konsequenz daraus flächendeckend genutzt wird. 

7.2 Kurzanalyse über internationale Erfahrungen im Mess- 

und Zählwesen 

7.2.1 Liberalisierung des Mess- und Zählwesens in Europa 

In Deutschland sind die Leistungen des Messstellenbetriebes (Einbau, Betrieb 

und Wartung) liberalisiert und am Markt sind vereinzelt unabhängige 

Messstellenbetreiber vertreten. Für die Liberalisierung der Messung, von der 

Ablesung über die Aufbereitung der Daten bis hin zur Weitergabe, sind 

entsprechende Verordnungen notwendig. 

Derzeit positionieren sich in Deutschland unabhängige Unternehmen, die 

teilweise nicht direkt an der Energieversorgung beteiligt sind, im Markt, 

beispielsweise Zählerhersteller. Jedoch gestaltet sich der Markteintritt 

schwierig, da die technischen Vorraussetzungen für den Netzanschluss sowie 

der Einsatz der Messtechnik unter den Netzbetreibern sehr unterschiedlich 

sind. 

Allgemein sind die Ziele der Liberalisierung: 

• Mit einer schrittweisen Liberalisierung des Mess- und Zählwesens sollen 

Monopolgewinne unterbunden werden, der Kundenservice verbessert 

sowie die Motivation zu neuen technischen Lösungen (Smart Metering) 

und neuen Kundendienstleistungen erzeugt werden. 

• Durch die Verfolgung der oben genannten Ziele wird eine Senkung der 

Mess- und Abrechnungsentgelte, eine Automatisierung und 


22.04.2008 • 290/295




Kostenoptimierung der Prozesse erwartet sowie das Fundament für eine 

Dienstleistungsplattform rund um den Zähler geschaffen. 

Die Europäische Union (EU) ist die treibende Kraft für die Durchsetzung der 

Liberalisierung des Energiemarktes. Das Mess- und Zählwesen erfährt heute 

und zukünftig umfangreiche strukturelle und technologische Veränderungen, die 

durch folgende EU-Richtlinien unterstützt werden: 

• Effizienzrichtlinie 2006/32/EG, 

• Versorgungssicherheitsrichtlinie 2005/89/EG, 

• Messgeräterichtlinie 2004/22/EG. 

In den folgenden Abschnitten wird der Fortschritt der Liberalisierung über die 

Umsetzung der EU-Richtlinien in ausgewählten Mitgliedsstaaten untersucht. 

7.2.2 Niederlande 

In den Niederlanden sind aktuell die Netzbetreiber die Eigentümer und Betreiber 

der Messgeräte. 

Für das Messwesen haben alle Kundensegmente (Sonderkunden wie 

Haushaltskunden) die freie Wahl eines Messstellendienstleisters. Derzeit wird 

allerdings in der Regierung darüber diskutiert, die Wahlfreiheit für die Messung 

bei Haushaltskunden wieder zurückzunehmen. Die Aufwände und Risiken eines 

liberalisierten Modells sind im Vergleich zum regulierten Ansatz auf Kunden- 

wie auch auf Versorgerseite erheblich und führen nicht automatisch zu 

niedrigeren Preisen im Messwesen. 

In der Praxis übernehmen daher nach wie vor renommierte Serviceprovider für 

Messdienstleistungen die ganze Prozesskette vom Contracting, Metering bis 

zum Datenmanagement und der per Verordnung zugehörigen 

Qualitätssicherung der Daten und Prozesse. Ein weiterer Grund für die 

Kompetenzbündelung bei den Messdienstleistern ist die Zertifizierung durch 

den Regulator DTE. Denn der Aufbau eines zertifizierten und damit 

wettbewerbsfähigen Meteringservices lohnt sich nur in größerem Umfang. 

Derzeit gibt es etwa 30 Meteringdienstleister in den Niederlanden. Darunter 

sind 15-20 freie bzw. neue "Metering Operators", die meist aus der IT-Branche 

oder der Zählerherstellung stammen. Die größeren Unternehmen sind jedoch 

im Rahmen der Segmentierung großer Netzbetreiber als Ausgründung 


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entstanden – so wie die Essent Meetbedrijf, der größte Meteringbetrieb in 

Holland. 

7.2.3 Großbritannien 

Im Jahr 2000 wurden auf dem britischen Energiemarkt zunächst die 

Messdienstleistungen liberalisiert. Darauf folgte eine Entgeltregulierung für 

Zählerbereitstellung und -betrieb ab 2005 und seit April 2007 die Aufhebung der 

Pflicht zur Zählerbereitstellung durch den Netzbetreiber. 

Ab dem 31. März 2007 wurde für alle Strommesseinrichtungen, die nach 

diesem Datum neu installiert werden oder alte Einrichtungen ersetzen, die 

direkte Entgeltregulierung beendet (OFGEM 2006a). Im Gasbereich wird aktuell 

das Ergebnis einer entsprechenden Studie zur Entwicklung des Wettbewerbs 

abgewartet. 

Beim britischen Modell wählt allerdings nicht der Anschlussnehmer den 

Messstellenbetreiber aus, sondern der Energielieferant. Dies tut er in der Regel 

über eine Ausschreibung an Dritte oder er beauftragt eine interne Abteilung, 

falls diese technisch und wirtschaftlich zur Ausführung in der Lage ist. Die im 

Wettbewerb stehenden Lieferanten unterliegen dabei einem höheren 

Kostendruck als die Anschlussnehmer und weisen dadurch eine höhere 

Wechselbereitschaft auf. 

7.2.4 Italien 

In Italien werden die Messdienstleistungen weiterhin vom zuständigen 

Netzbetreiber durchgeführt. Allerdings wurden in Italien die ersten sogenannten 

»smart-meter« bereits im Jahr 2001 durch den Versorger ENEL im Rahmen 

ihres »Telegestore project« eingeführt. Seit Januar 2002 wurden inzwischen 

rund 30 Mio. elektrische Zähler installiert, damit ist nahezu ganz Italien mit 

smart-meter versorgt. Das Investitionsvolumen beträgt bisher rund 2,1 Mrd. 

Euro, das entspricht etwa 70 Euro pro Kunde. Durch die Möglichkeit, künftig 

Tarife mit Leistungsbegrenzung anbieten zu können, sollen nach dem 

vollständigen Umstieg auf smart-meter Kostenersparnisse von bis zu 500 Euro 

pro Kunde realisiert werden können. 

7.2.5 Frankreich, Belgien, Schweden, Dänemark 

Das Mess- und Zählwesen in Frankreich, Belgien, Schweden und Dänemark 

liegt noch vollständig in der Hand der Netzbetreiber. Eine Liberalisierung 

besteht aktuell noch nicht und ist auch nicht eingeleitet. 


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7.3 Ausblick 

Dieses Gutachten soll einen Beitrag für die Weiterentwicklung der Analyse der 

Prozesse und Prozesskosten von Messstellenbetrieb, Messung und 

Abrechnung der Netzentgelte leisten. 

Zentrale Erkenntnisse 

Die Untersuchung zeigt, dass erhebliche Unterschiede zwischen den 

angebotenen Leistungen bestehen. Unterschiede bestehen weniger im 

Gesamtumfang der Leistungen als in der Abgrenzung und Zuordnung: Die 

Abgrenzung von Kosten, Eigen- und Fremdleistungen und von individuellen 

Sonderleistungen sowie die Zuordnung von Leistungen und Kosten zu Netz und 

Vertrieb oder auf Netzentgelt und die einzelnen Leistungsbereiche sind 

uneinheitlich und unvollständig. Der Markt orientiert sich insgesamt nicht an 

Leistungs- und Funktionalitätsanforderungen aus Kundenperspektive, sondern 

vorrangig an technischen Normen. Dies zeigt sich in der Analyse der Zähler und 

der Marktangebote. Standardisierte Leistungen gemäß Anforderungen der 

Kunden spielen dagegen eine untergeordnete Rolle. 

Trotz dieser Einschränkungen ermöglichte die integrierte Untersuchung der 

Daten zu beantragten Entgelten bei der Bundesnetzagentur, der Erkenntnisse 

aus der Markterhebung sowie der theoretisch ermittelten effizienten 

Prozesskosten belastbare Erkenntnisse bezüglich der Prozesskosten. 

Die Prozesskosten werden in Messstellenbetrieb und Messung wesentlich 

durch die Auswahl der Technologien und Zählertypen beeinflusst, in der 

Abrechnung der Netzentgelte durch den Grad der Standardisierung. Zentrale 

Kostentreiber in diesen Bereichen sind: 

• Kapitalkosten für Zähler (Messstellenbetrieb), 

• der Einsatz von Technologien wie Zählerfernauslesung in der 

registrierenden Leistungsmessung, 

• Außendienstaktivitäten im Messstellenbetrieb, 

• manuelle statt standardisierte Abrechnungsprozesse nach GPKE bzw. 

GeLi Gas, 

• Anzahl der Tarife (Abrechnung). 

Die Analyse zeigt weiter, dass einzelne Struktur- und Unternehmensmerkmale 

wie Skalen und Größen Einfluss auf die Kosten haben. Diese konnten zwar 


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statistisch auf Basis der beantragten Entgelte nicht nachgewiesen werden, doch 

ist es die Einschätzung des Gutachters, dass derartige Zusammenhänge 

bestehen, dass sie jedoch in den vorliegenden Daten von anderen Effekten 

überlagert werden, insbesondere der uneinheitlichen Zuordnung von Leistungen 

und Kosten. 

Bei der Analyse der beantragten Entgelte zeigte sich, dass signifikante 

Entgeltspreizungen in allen analysierten Klassen bestehen. Die Analyse wurde 

auf Basis der bei der Bundesnetzagentur beantragten Entgelte aus der zweiten 

Kostenprüfungsrunde durchgeführt. Zur Einordnung und zum Vergleich der 

beantragten Entgelte mit marktüblichen Leistungen und Preisen wurden eine 

Markterhebung sowie eine theoretische Analyse der idealtypischen, effizienten 

Prozesse durchgeführt. Die kosteneffizienten Preise liegen in der Regel im 

Entgelt-Bereich der untersten 25% der Unternehmen je Klasse. Dies deutet auf 

ein Potenzial für Effizienzsteigerungen in einigen Leistungsbereichen und 

Zählerklassen. 

Als Verfahren zur Ermittlung von Obergrenzen für angemessene Entgelte wurde 

vorgeschlagen, auf Basis der beantragten Entgelte die Mediane in den 

einzelnen Zählerklassen zu bestimmen. Die Bundesnetzagentur behält sich vor, 

aufbauend auf die Ergebnisse des Gutachtens die ermittelten 

Entgeltobergrenzen in Abhängigkeit von weiteren Entwicklungen anzupassen. 

In unseren Analysen sind wir an zahlreiche Grenzen gestoßen. Darum sollen 

nun abschließend einige Anregungen für zukünftige und weitergehende 

Untersuchungen sowie für die Weiterentwicklung des gemeinsamen 

Verständnisses von Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der 

Netzentgelte gegeben werden. 

Klassifizierung bei der Datenerhebung 

Für die Entgeltregulierung ist es erforderlich, eine Datenbasis zu schaffen, die 

hinreichend große und repräsentative Stichproben ermöglicht. 

Eine Standardisierung des Umfangs der Leistungen ist zwingend, um die 

Anzahl der Klassen zu verringern. 

Abgrenzung Netznutzung – Vertriebliche Anforderungen an Messung und 


Da es für die Abrechnung sowohl der Netznutzung als auch der 

Energielieferung nur eine Messung und Messstelle gibt, bestimmt die jeweils 

komplexere Anforderung die Ausgestaltung. Meist kommen die höheren 


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Anforderungen vom Vertrieb. Hier ist abzuwägen, welche Leistungen durch ein 

reguliertes Entgelt zu erfassen sind und bei welchen Leistungen der Kunde eine 

gesonderte Vereinbarung mit dem für Messung und Messstellenbetrieb 

zuständigen Unternehmen abschließen muss. 

Regulierte Entgelte erscheinen hier besonders dann wettbewerbsfördernd, 

wenn eine hoch standardisierte Abwicklung notwendig ist. Hier sind die 

jeweiligen Standards zu definieren, damit regulierte Entgelte gebildet werden 

können. 

Kundenindividualisierung 

Der Regulierung zugänglich sind insbesondere jene Leistungen, die keine hohe 

Kundenindividualisierung haben. Beim Messstellenbetrieb der RLM-Kunden gibt 

es jedoch eine hohe Kundenindividualisierung. Die unterschiedlichen 

Anforderungen der Endkunden führen hier zu hohen Kostenspreizungen und 

erschweren so vergleichbare Entgelte. Beispiel sind Mittel- und 

Hochspannungsmessungen. 

Die Errichtung und der Betrieb des Zählers sind standardisierbar. Bezüglich der 

TK-Anbindung gibt es bereits erhebliche Unterschiede, je nachdem, ob der 

Kunde einen TK-Anschluss bereitstellt. Die Wandler sind oft an die 

Schaltanlage des Kunden anzupassen. Wenn diese nicht Bestandteil des 

Messstellenbetriebes sind, sondern der Kunde die Möglichkeit hat, eigene 

geeichte Wandler beizustellen, diese als singuläre Betriebsmittel mit dem 

Netzbetreiber zu vereinbaren oder im Rahmen der Vergabe des 

Messstellenbetriebes von einem Dienstleister zu beschaffen, würde dies 

wesentliche Teile der kundenindividuellen Kosten aus den zu genehmigenden 

Entgelten eliminieren. 

Konsequenzen aus den Erkenntnissen 

Ziel des Gutachtens war es, Prozess- und Kostentransparenz in den Leistungen 

Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung der Netzentgelte zu befördern. 

Um diese Transparenz vollständig und nachhaltig herzustellen, ist es 

notwendig, die Leistungen nach Umfang, Qualität und zugehörigen Kosten zu 

standardisieren. Wesentlicher Bestandteil davon sind einheitliche 

Funktionalitätsbeschreibungen, die sich an Funktionalitäten aus 

Kundenperspektive orientieren. Dieses Gutachten leistet einen ersten Beitrag 

zum Erreichen einer solchen Transparenz. Die Weiterentwicklung der hier 

dargestellten Ansätze und Vorschläge hin zur Marktstandardisierung ist nun 

Aufgabe des Regulierers sowie der Marktteilnehmer. 


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Ermittlung der Prozesskosten für - Bundesnetzagentur

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