Netzentgelte Strom vor der Neuordnung: Der AgNes-Zwischenstand der Bundesnetzagentur

Zudem wird die Kostenverteilung zwischen den Netzbetreibern neu geordnet. Grundsätzlich hält die BNetzA daran fest, die Netzentgelte weiterhin auf Basis der Kosten des jeweiligen Netzbetreibers zu ermitteln.

Als PDF lesen:

Jetzt hier
herunterladen  »

Warum die Netzentgelte neu geordnet werden

Aus Sicht der BNetzA ist das bestehende Entgeltsystem nicht mehr zeitgemäß. Die maßgeblichen Regeln stammen überwiegend aus der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) des Jahres 2005 und bilden ein Energiesystem ab, das sich in den vergangenen zwei Jahrzehnten grundlegend gewandelt hat. Mit der Reform reagiert die Behörde auf die wachsenden Herausforderungen im Stromsystem: steigende Netz- und Engpassmanagementkosten, eine zunehmend volatile Einspeisung sowie knapper werdende Netzanschlusskapazitäten.

Verschärft wird der Handlungsdruck durch die Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs, in deren Folge die gesetzlichen Vorgaben der StromNEV zum 31.12.2028 außer Kraft treten. Ohne eine Neuregelung entstünde eine erhebliche Unsicherheit über die künftige Entgeltbildung. Parallel verschiebt sich die Kostenlast zwischen den Netznutzern: Während die Systemkosten steigen, tragen einzelne Nutzergruppen einen immer größeren, andere einen immer kleineren Anteil. Da sich die Netzentgelte im Mittel auf rund 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts summieren, ist die Verteilungsfrage von hoher wirtschaftlicher Relevanz. Vor diesem Hintergrund ist das Ziel der Neuregelung, die zunehmenden Kosten auf ein größeres Nutzerkollektiv und zugleich verursachungsgerechter zu verteilen.

Überblick – wesentliche Regelungen

Zwei Funktionen, ein System: Finanzierung und Anreiz

Der Kern der Reform liegt in einer klaren Trennung zwischen Netzentgelten zur sicheren Refinanzierung der Netzkosten (Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion) und Netzentgelten, die ein besonderes, netzorientiertes Verhalten anreizen sollen (Netzentgelte mit Anreizfunktion). Damit verschiebt sich die Rolle der Netzentgelte grundlegend: Sie sollen künftig nicht nur Kosten decken, sondern auch aktiv das Verhalten der Netznutzer steuern.

Die planbare und sichere Finanzierung der Netzkosten von rund 860 Stromnetzbetreibern in Deutschland hat angesichts der anstehenden hohen Investitionen Priorität. Die Effizienzanforderungen an die Netzbetreiber hatte die BNetzA bereits 2025 im NEST-Prozess über die Anreizregulierung verschärft. Im AgNes-Verfahren geht es nun primär um die Verteilung der Kosten auf alle, die das Netz nutzen. Die Anreizkomponente wiederum stützt sich im Wesentlichen auf zwei Instrumente – dynamische Entgelte und Baukostenzuschüsse.

Haushalte und Prosumer: Grundpreis mit verbindlichen Leitplanken

Die Unterscheidung der Kundengruppen in der Niederspannung mit einem Verbrauch von bis zu 100.000 kWh und oberhalb von 100.000 kWh im Jahr soll bestehen bleiben.

Für die rund 40 Mio. Haushaltskunden in der Niederspannung würde sich dadurch systematisch wenig ändern: Die Netzentgeltbildung basiert weiterhin auf einem Grundpreis (Euro/Jahr) sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh). Neu hingegen wäre, dass es künftig verbindliche Vorgaben für die Erhebung eines Grundpreises für alle Netzbetreiber geben soll. Dies schließt die Verpflichtung ein, einen Grundpreis zu erheben, deckelt dessen Höhe zugleich aber auf ein nicht zu überschreitendes Niveau.

Verbraucher mit eigenen Erzeugungsanlagen (Prosumer) sollen künftig durch einen Aufschlag auf den Grundpreis stärker belastet werden. Der Hintergrund: Wer seinen Strom selbst erzeugt und deshalb weniger aus dem Netz bezieht, trägt bislang weniger zur Netzfinanzierung bei – verlässt sich aber weiterhin auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz, etwa wenn die Sonne nicht scheint und der Speicher leer ist. Mit der Änderung sollen Prosumer wieder stärker an den Netzkosten beteiligt werden. Die Mehrbelastung fällt lokal unterschiedlich aus und wird im Durchschnitt auf unter 100 Euro pro Jahr geschätzt. Steckersolargeräte sollen von dem erhöhten Grundpreis ausgenommen werden. Ebenfalls sind weiterhin Sonderentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG zu erheben, die sukzessive weiterentwickelt werden sollen.

Großverbraucher: Vom Leistungs- zum Kapazitätspreis

Für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch ist ein neues System vorgesehen: An die Stelle des heutigen Leistungspreises tritt ein Kapazitätspreis (Euro/kW/Jahr), ergänzt um einen Arbeitspreis (ct/kWh) für Verbräuche im Rahmen der bestellten Kapazität sowie einen Preisaufschlag (ct/kWh) bei Überschreitung dieser Kapazität. Damit will die BNetzA für gewerbliche und industrielle Verbraucher eine erhöhte Verbrauchsflexibilität schaffen und wirtschaftliche Beschränkungen für einen punktuell höheren Strombezug bei sehr niedrigen Strompreisen auflösen – ein Vorteil, von dem Großverbraucher und Stromsystem gleichermaßen profitieren sollen.

Für die etablierten Sonderentgelte der Industrie sind Übergangsregelungen vorgesehen. Die bisherige Regelung zur Bandlast soll für Bestandskunden generell bis zum 31.12.2031 verlängert werden. Für die atypische Netznutzung soll die geltende Rabattstruktur für wirkmächtige industrielle Abnehmer übergangsweise erhalten bleiben.
Es ist geplant, über die konkrete Ausgestaltung der künftigen Regelungen für industrielle Verbraucher Anfang 2027 in einer gesonderten Folgefestlegung zu entscheiden, damit die Erkenntnisse aus den bis Ende 2026 laufenden Pilotprojekten einfließen können.

Speicher: moderater Kapazitätspreis, kein Arbeitspreis

Aufgrund der Netznutzung sollen Betreiber von Batterie- und Pumpspeichern künftig einen moderaten Kapazitätspreis (ca. 4 bis 7 Euro/kW/Jahr) zahlen, um sich an der Finanzierung des Stromnetzes zu beteiligen. Ein Arbeitspreis soll nicht erhoben werden. Damit trägt die BNetzA der besonderen Funktion der Speicher als Flexibilitätsbereitsteller im Stromversorgungssystem der Zukunft Rechnung.

Beim Zeitpunkt der Einführung ist die Behörde von ihrer ursprünglichen Überlegung abgerückt, die Entgelte für alle Speicher bereits ab dem 1.1.2029 zu erheben. Die Einführung des Kapazitätsentgelts soll vielmehr erst nach dem Auslaufen bestehender Befreiungstatbestände gemäß § 118 Abs. 6 EnWG erfolgen. Vertrauensschutz genießen nach Aussage der BNetzA alle Speicher, die bis zum 4.8.2029 in Betrieb genommen worden sind oder für die vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens 4.8.2029 erfolgt. Faktisch zahlen damit vor allem neue Speicher, deren finale Investitionsentscheidung erst nach Inkrafttreten der Festlegung fällt. Ausgenommen von der Neuregelung sind Heimspeicher in der Niederspannung bis zu einer Anschlussleistung von 30 kW (Prosumer), die kein gesondertes Netzentgelt zahlen sollen.

Erzeuger: Erstmals an der Netzfinanzierung beteiligt

Eine wesentliche Neuerung von AgNes ist die Einbeziehung von Stromerzeugern in die Finanzierung der Netzkosten. Betreiber von Erzeugungsanlagen sind bislang entgeltbefreit. Künftig sollen sie – wie Betreiber von Speichern – einen moderaten Kapazitätspreis, aber keinen Arbeitspreis zahlen. Das Einspeiseentgelt wird zu Beginn ebenfalls ca. 4 bis 7 Euro/kW/Jahr betragen und ist durch EU-Recht begrenzt. Es wird argumentiert, dass sich ein solches Entgelt kaum auf den Marktpreis auswirkt, über die Jahre aber bis zu EUR 2 Mrd. pro Jahr zu den Netzkosten beitragen kann.

Auch beim Einspeiseentgelt bewegt sich die BNetzA beim Vertrauensschutz deutlich auf die Betreiber zu und lehnt ihn eng an die gesetzliche Wertung des § 118 Abs. 6 EnWG an. Für Bestandsanlagen soll für einen Zeitraum von 20 Jahren ab erstmaliger Inbetriebnahme eine Entgeltfreistellung gelten. Freigestellt werden sollen zudem Anlagen, für die vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine finale Investitionsentscheidung getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens 4.8.2029 erfolgt.

Elektrolyseure: eigene Regelung mit europarechtlichem Spielraum

Elektrolyseure bilden eine eigene Nutzergruppe, für die das Europarecht eine Sonderbehandlung erlaubt, weil in den nationalen Energie- und Klimaplänen explizite Ausbauziele festgelegt sind. Die BNetzA macht davon Gebrauch und sieht für Elektrolyseure zur Erzeugung von grünem und kohlenstoffarmem Wasserstoff ebenfalls ein Netzentgelt vor, dessen Höhe sich an den Kapazitätsentgelten für Speicher und Einspeiser orientiert und das ohne Arbeitspreisanteile auskommt.

Dynamische Netzentgelte: Anreiz mit klarem Zeithorizont

Ziel dynamischer Entgelte ist es, Marktteilnehmern in für das Netz schwierigen Situationen finanzielle Anreize zu geben, das Netz nicht weiter zu belasten. Die BNetzA ist überzeugt, dass dynamische Preissignale den Redispatchbedarf reduzieren können – ein Kostenblock, der sich allein im Jahr 2025 auf rund EUR 3,06 Mrd. (inklusive der Vorhaltekosten für Reservekraftwerke) belief. Zugleich betont die Behörde den hohen Analysebedarf: Rückwirkungen auf den Stromgroßhandelsmarkt, den Redispatch, Umverteilungswirkungen zwischen den Akteuren sowie die praktische Umsetzbarkeit müssen vertieft untersucht werden. Ein konkretes Konzept soll 2027 entwickelt und in seinen Wirkungen geprüft werden.

Flankierend soll ab 2027 an einem Regelwerk für Baukostenzuschüsse für Einspeiser sowie an Leitlinien für die Implementierung von Flexible Connection Agreements (FCA) gearbeitet werden. Beide Instrumente unterstützen die mit AgNes verfolgten Ziele und sind daher in der Gesamtabwägung zu berücksichtigen.

Kostenwälzung: netzbezogener Letztverbrauch statt Leistungsbezug

Die Kostenverteilung zwischen den Netzbetreibern (Kostenwälzung) soll ab dem 1.1.2029 einer systematischen Neuverteilung folgen.

Bislang bemisst sich die Höhe der vorgelagerten Netzkosten an der Strommenge, die aus den höheren Netzebenen entnommen wird. Diese Logik verzerrt jedoch die Kostenzuordnung: Kunden in Netzen mit geringem Anteil erneuerbarer Erzeugung tragen einen höheren Anteil der Systemkosten als Kunden in Netzen mit hoher dezentraler Einspeisung, obwohl beide Netze im Zweifel ihren gesamten Bedarf aus dem vorgelagerten Netz decken müssen und dieses wichtige technische Funktionen für die nachgelagerte Ebene wahrnimmt. Eine zwischen Netzbetreibern zu bestellende Kapazität ergibt zudem keinen Sinn, da Netzbetreiber die Strommenge in ihrem Netz nicht beeinflussen, sondern lediglich die Infrastruktur bereitstellen.

Künftig werden die vorgelagerten Netzkosten deshalb nach der Stromverbrauchsmenge geschlüsselt. Die BNetzA nennt dies den „netzbezogenen Letztverbrauch“. Maßgeblich ist der Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher. Angenähert festgestellt wird dieser Verbrauch durch den gemessenen Verbrauch des der Entgeltbildung vorangehenden Jahres. Sachlich begründet wird der Ansatz damit, dass das vorgelagerte Netz jederzeit – auch bei Ausfall der dezentralen Einspeisung – in der Lage sein muss, diese Verbrauchsmenge bereitzustellen. Die Verteilung wird dadurch unabhängiger vom Umfang der dezentralen Erzeugung. Die bereits 2024 verfügte Wälzung der EE-bedingten Mehrkosten – als bundesweit gleichmäßig getragener „Aufschlag für besondere Netznutzung“, der sich 2026 auf EUR 2,725 Mrd. beläuft – wird fortgesetzt und um die neue Verteilung der übrigen vorgelagerten Netzkosten ergänzt.

Umsetzung als technische und organisatorische Herausforderung

Die BNetzA weist darauf hin, dass sowohl das Verfahren als auch der Meinungsbildungsprozess noch nicht abgeschlossen sind. Vorausgegangen sind dem Zwischenstand nach dem Auftakt am 2.6.2025 und 3.6.2025 zahlreiche Expertenanhörungen und Konsultationen zu Einzelthemen. Bis zur finalen Konsultation sind weiterhin Änderungen möglich. Die förmliche Konsultation des vollständigen Entwurfs der Rahmenfestlegung AgNes ist für den Sommer 2026 vorgesehen und soll mit dem Erlass der Rahmenfestlegung bis Ende des Jahres abgeschlossen werden. In den darauffolgenden Jahren ist mit weiteren, konkretisierenden Folgefestlegungen im Rahmen des AgNes-Prozesses zu rechnen.

Für die praktische Umsetzung bleibt den Marktakteuren ein Zeitraum von rund zwei Jahren bis zum geplanten Inkrafttreten am 1.1.2029.

Diese Frist ist knapp bemessen, denn die Abrechnung von Millionen Netzanschlüssen und Lieferverträgen sowie die Kommunikation zwischen Netzbetreibern und Lieferanten müssen angepasst werden. Angesichts der Vielzahl an Änderungen gilt bereits jetzt als absehbar, dass die Umsetzung der neuen Netzentgeltsystematik sowohl technisch als auch organisatorisch eine zentrale Herausforderung darstellen wird.

Fazit

Mit dem Zwischenstand zu AgNes zeichnet sich ein weitreichender Umbau der Netzentgeltsystematik ab, der vor allem für Einspeiser und Batteriespeicherbetreiber – die erstmals zur Netzfinanzierung herangezogen werden – spürbare wirtschaftliche Auswirkungen haben dürfte. Ein zentraler Diskussionspunkt bleibt der Vertrauensschutz für getätigte Investitionen. Hier fasst die BNetzA die Übergangsregelungen in Anlehnung an § 118 Abs. 6 EnWG bewusst weit und geht damit erkennbar auf die Betreiber zu. Über die grundsätzliche Notwendigkeit neuer Finanzierungsmodelle für steigende Netzkosten besteht weitgehend Einigkeit. Über deren konkrete Ausgestaltung dürfte die Konsultation im weiteren Jahresverlauf entscheiden. Netzbetreiber sind gut beraten, die absehbaren Änderungen frühzeitig zu antizipieren und ihre Abrechnungs- und Kommunikationsprozesse rechtzeitig auf die neue Systematik vorzubereiten.

Save the Date!

Regulierte Netze und Infrastruktur 2027

3. bis 4. März 2027 in Köln

Jetzt vormerken

Aus dem Newsletter
„Kursbuch Stadtwerke“ Hier Newsletter
abonnieren