Zwischen Konzept und Umsetzung: Sachstand zur Ausgestaltung der neuen Netzentgeltsystematik Strom

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Das EuGH-Urteil stellt den Startschuss für die Neugestaltung des Regulierungsrahmens dar, was zur Einleitung des sogenannten NEST‑Prozesses – Netze.Effizient.Sicher.Transformiert. – geführt hat. Im Rahmen des NEST‑Prozesses werden eine Vielzahl von Festlegungen erlassen, die zum Start der 5. Regulierungsperiode in Kraft treten sollen (Gas: 1.1.2028, Strom: 1.1.2029). Die Neuregelung der Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) erfolgt ergänzend zum NEST‑Prozess.

Neben dem EuGH-Urteil erfordert auch der Wandel von einer zentralen zu einer dezentralen Versorgungsstruktur eine Neuausrichtung der Netzentgeltsystematik. Mit dem Wandel des Energiesystems haben sich auch die Anforderungen an eine transparente, verursachungsgerechte und zukunftsfähige Netzentgeltstruktur grundlegend verändert. Der Ausbau erneuerbarer Energien, die zunehmende dezentrale Einspeisung in unteren Spannungsebenen sowie die wachsende Zahl von Prosumern und Speichern führen zu bidirektionalen Stromflüssen, steigenden systemischen Kosten wie Redispatch und einem erhöhten Bedarf an Netzflexibilität. Gleichzeitig nimmt die Eigenversorgung bei Haushalten und Gewerbe zu, sodass sich immer mehr Letztverbraucher der Netzentgeltfinanzierung teilweise entziehen, während die erforderliche Netzkapazität weiterhin vorzuhalten ist. Hohe Netzausbaukosten, Engpassmanagement und knappe Netzanschlusspunkte verschärfen diese Entwicklung. Infolgedessen verteilen sich die Netzkosten auf eine sinkende Zahl von Letztverbrauchern, was von der bestehenden Entgeltsystematik nur unzureichend abgebildet wird. Vor diesem Hintergrund wird mit dem AgNes-Prozess ein neuer Rahmen erarbeitet, der den veränderten Bedingungen der Energiewende Rechnung trägt, die langfristige Finanzierung der Netzinfrastruktur sicherstellt und Anreize für netzdienliches Verhalten setzt.

Diskussionsprozess mit der Branche weitestgehend abgeschlossen

Die Verfahrenseröffnung erfolgte im Mai 2025 mit der Veröffentlichung eines Diskussionspapiers, das die zentralen Herausforderungen analysiert und mögliche Ausgestaltungsoptionen aufzeigt. Es folgten weitere Orientierungspunkte sowie begleitende Workshops zu den Themen: Netzentgelte für Letztverbraucher, dynamische Netzentgelte, Speicherentgelte, Einspeiseentgelte und Kostenwälzung. Der Austausch mit der Branche ist seitens der BNetzA weitestgehend abgeschlossen. Der Festlegungsentwurf wird für Mitte des Jahres 2026 und die finale Festlegung für Ende des Jahres 2026 erwartet.

Abbildung 1: Zeitplan AgNes-Festlegungsverfahren

Neues Netzentgeltsystem soll Komponenten mit Finanzierungs- und Anreizfunktion enthalten

Die zukünftige Netzentgeltsystematik soll sich an der Finanzierungs- und Anreizwirkung ausrichten. Entgelte für Messung und Messstellenbetrieb sowie „anlassbezogene“ Entgelte wie zum Beispiel für Baukostenzuschüsse sind ebenfalls vorgesehen.

1. Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion

Mit der Finanzierungsfunktion verfolgt die BNetzA das Ziel einer möglichst vollständigen Refinanzierung der Netzkosten über die Netzentgelte, aber auch erschwingliche und damit verbraucherfreundliche Entgelte. Neben der Kostenreflexivität (d.h. Kosten, die von bestimmten Netznutzern verursacht werden, sollen möglichst auch durch diese getragen werden) soll auch die Kostentragfähigkeit (d.h. einzelne Nutzergruppen dürfen trotz Verursachungsgerechtigkeit nicht überfordert werden) nicht außer Acht gelassen werden. Das Netznutzerverhalten soll bei der Finanzierungsfunktion möglichst nicht gesteuert werden. Im Rahmen der Finanzierungsfunktion wird auch diskutiert, Prosumer wieder stärker an den Netzkosten zu beteiligen.

Netzentgeltkomponenten, die im Rahmen der Finanzierungsfunktion diskutiert wurden, sind insbesondere Kapazitätspreise, die sich an der Netzanschlusskapazität orientieren. Bei der Netzkapazität handelt es sich aber nicht um eine technische Netzanschlusskapazität oder „bestellte“ Kapazität, wie aus dem Gas bekannt, sondern vielmehr um eine jährlich durch den Netznutzer frei wählbare Kapazitätsgröße. Ergänzend werden Arbeitspreise weiterhin als wirkungsvolle Netzentgeltkomponenten betrachtet. Eine mögliche Arbeitspreiskomponente soll zukünftig dabei zweistufig ausgestaltet sein, wobei die erste Stufe (Arbeitspreis 1) alle Mengen abdeckt, die innerhalb der gewählten Kapazität bezogen werden, während die zweite Stufe (Arbeitspreis 2) für Mengen oberhalb der gewählten Kapazität gelten soll. Vorgenanntes Modell wird von der BNetzA auch als Grundmodell bezeichnet, das sie – mit Anpassungen – auf möglichst alle Nutzergruppen anwenden möchte.

2. Netzentgelte mit Anreizfunktion

Mit der Anreizfunktion soll das Ziel verfolgt werden, netz- und kostenorientiertes Nutzungsverhalten zu belohnen und den effizienten Einsatz von Flexibilitäten zu ermöglichen.
Im Mittelpunkt der Überlegungen steht dabei insbesondere eine bessere Netzauslastung und damit verbunden die Reduzierung von Engpassmanagementkosten. Die Erzielung von Mehreinnahmen ist ausdrücklich nicht das primäre Ziel von Netzentgelten mit Anreizfunktion. Sollten diese dennoch anfallen, werden sie zur Netzfinanzierung herangezogen.

Als „wirkungsvolles Mittel“ zur Steuerung des Nutzungsverhaltens werden insbesondere dynamische Arbeitspreise diskutiert. Diese sollen zeit- und ortsabhängig ausgestaltet werden und sich am aktuellen Netzzustand orientieren. Vorgesehen ist eine verpflichtende Anwendung in Engpassgebieten, zunächst mit dem Schwerpunkt auf den oberen Netzebenen 1 bis 3, perspektivisch sollen auch die nachgelagerten Ebenen einbezogen werden.

Die Umsetzung ist als komplexer, datenintensiver Prozess konzipiert, bei dem dynamische Entgelte kaskadenartig von vorgelagerten auf nachgelagerte Netzbetreiber wirken sollen.

Die BNetzA entwirft zwar ein idealisiertes, stark informationsgetriebenes Marktkonzept, dessen praktische Umsetzung jedoch von vielen Marktteilnehmern bezweifelt wird. Kritisch gesehen werden insbesondere der enge Zeitrahmen einer Umsetzung bis 2029 sowie der erhebliche technische und finanzielle Aufwand für den Aufbau einer flächendeckenden Kommunikationsplattform.

3. Baukostenzuschuss

Neben den Entgelten mit Finanzierungs- und Anreizfunktion sollen im zukünftigen System auch Baukostenzuschüsse eine wesentliche Rolle spielen. Über diese sollen ebenfalls Anreize gesetzt werden. Anders als bei den Netzentgelten mit Anreizfunktion betrifft dies aber weniger das tatsächliche Netznutzungsverhalten, sondern soll die potenziellen Anschlussnehmer bereits bei der Investitionsentscheidung (u.a. Standortwahl, Wahl der Netzebene, Wahl der Kapazität) „steuern“.

Darüber hinaus werden auch weiterhin Entgelte für Messung und Messstellenbetrieb erhoben werden. Diese sind aber nicht Gegenstand der aktuellen Diskussionen.

Die Bausteine der neuen Netzentgeltsystematik lassen sich damit wie folgt zusammenfassen:

Abbildung 2: Bausteine einer neuen Netzentgeltsystematik (aktueller Diskussionsstand)

Auch Speicher und Einspeiser sollen zukünftig an der Refinanzierung der Netzkosten beteiligt werden

Vor dem Hintergrund der erläuterten möglichen Bausteine einer neuen Netzentgeltsystematik hat die BNetzA in den veröffentlichten Orientierungspapieren sowie in den veranstalteten Workshops eine mögliche Ausgestaltung für unterschiedliche Netznutzergruppen diskutiert.

Netzentgelte für Letztverbraucher

In der neuen Netzentgeltsystematik ist geplant, auch weiterhin zwischen zwei Letztverbrauchergruppen zu unterscheiden: Letztverbraucher in der Niederspannung mit einem Jahresverbrauch <100.000 kWh sowie Letztverbraucher mit einem Jahresverbrauch >100.000 kWh.

Für die Letztverbraucher in der Niederspannung <100.000 kWh soll weiterhin ein Grund- und Arbeitspreis zur Anwendung kommen. Dabei ist geplant, den Grundpreis gegenüber dem heutigen Niveau anzuheben. Gegebenenfalls sollen zur Bemessung des Grundpreises einheitliche Regelungen für alle Netzbetreiber gelten. Gerade mit Blick auf Prosumer führt dieses Vorgehen zu einem höheren Finanzierungsbeitrag dieser Kundengruppe. Darüber hinaus sollen auch für Kunden <100.000 kWh perspektivisch dynamische Netzentgelte eingeführt werden – vorausgesetzt, diese verfügen über ein intelligentes Messsystem.

Für die Kundengruppe mit einem Verbrauch von >100.000 kWh soll hingegen die Leistungskomponente künftig durch ein Kapazitätsentgelt ersetzt werden, um ein flexibleres Verbrauchsverhalten zu fördern. Netznutzer sollen in Zukunft vorab eine verbindliche Jahreskapazität festlegen. Eine Überschreitung der „gebuchten“ Kapazität soll mit Zusatzentgelten belegt werden. Ergänzend sollen – wie im Grundmodell vorgesehen – zwei Arbeitspreise eingeführt werden: Wird der Strombezug innerhalb der vereinbarten Kapazitätsgrenzen gehalten, greift ein niedrigerer Arbeitspreis (Arbeitspreis 1). Sobald diese Grenze überschritten wird, fällt hingegen ein deutlich höherer Arbeitspreis (Arbeitspreis 2) an. Ergänzend sollen auch Nutzer mit einem Verbrauch von >100.000 kWh an einem System mit einer dynamischen Arbeitspreiskomponente partizipieren.

Netzentgelte für Speicher

Mit ihrem Orientierungspapier zu Speichernetzentgelten stellt die BNetzA die bislang geltende Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG grundsätzlich infrage. Sie hält eine vorzeitige Beendigung der Vollbefreiung aus rechtlicher Sicht für möglich, um eine Gleichbehandlung aller Speicher zu erreichen, verweist jedoch auf einen möglicherweise zu berücksichtigenden Vertrauensschutz. Ob und in welchem Umfang ein solcher Schutz greift, soll im Rahmen einer Abwägung mit den wirtschaftlichen Argumenten für ein einheitliches Regime geprüft werden.

Zukünftig sollen auch Speicher einen angemessenen Finanzierungsbeitrag leisten. Ein Sonderentgelt soll lediglich dann eingeräumt werden, wenn ein netz- oder systemdienliches Verhalten vorliegt und ohne eine solche Sonderregelung Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch usw. entstehen können. Das angedachte Grundmodell (Kapazitätspreis und zweistufiger Arbeitspreis) soll auf möglichst alle Speicher angewendet werden, wobei lediglich nicht wieder eingespeiste Mengen (saldierte Mengen) mit einem Arbeitspreis belegt würden. Für die konkrete Ausgestaltung unterscheidet die BNetzA zwischen unterschiedlichen Arten von Speichern (netzgekoppelte vs. Multi-Use-Speicher). So soll beispielsweise für netzgekoppelte Speicher eine doppelte Belastung durch Finanzierungsentgelte für Bezug und Einspeisung vermieden werden.

Ergänzend prüft die BNetzA eine dynamische Netzentgeltkomponente für Speicher, die effizientes Nutzungsverhalten fördern soll. Für die Nutzergruppe der Speicher hält die BNetzA diesen Ansatz für besonders geeignet und spricht sich für seine Einführung im Übertragungsnetz sowie auf der Hochspannungsebene ab 2029 aus.

Beim Anschluss von Speichern sieht die BNetzA weiterhin die Erhebung von Baukostenzuschüssen entsprechend der aktuellen Regelungen vor. Hierüber kann die Wahl des Anschlusspunktes beeinflusst und Netzengpässe können vermieden werden. Eine rückwirkende Erhebung ist nicht angedacht.

Netzentgelte für Einspeiser

Auch die Pläne zu Einspeiseentgelten sind stark umstritten. Die BNetzA spricht sich dafür aus, ab 2029 für Einspeiser dynamische Entgeltbestandteile mit Steuerungswirkung einzuführen und prüft zusätzlich feste kapazitätsbasierte Komponenten zur langfristigen Kostendeckung.

Für die Beteiligung von Einspeisern wurde auch der Vertrauensschutz intensiv diskutiert. Dieser könnte lediglich für Anlagen gelten, die im Rahmen einer staatlichen Ausschreibung ein verbindliches Angebot abgegeben und einen Zuschlag erhalten haben. Anlagen ohne ausschreibungsbasierte Vergütung sollen hingegen keinen Vertrauensschutz genießen. Zudem will die BNetzA diesen Schutz auf Entgelte mit Finanzierungsfunktion begrenzen.

Eine erste Abschätzung für einen Kapazitätspreis bewegt sich in einer Größenordnung von ca. EUR 4 bis EUR 7 pro kW. Die Einführung eines „klassischen Arbeitspreises“ wird derzeit nicht weiterverfolgt, da dieser Einfluss auf das Gebotsverhalten am Strommarkt, die Umverteilung zulasten stromintensiver Verbraucher und Einfluss auf Export und Import haben kann.

Voraussetzung für die Einführung einer dynamischen Netzentgeltkomponente ist, dass diese symmetrisch und vorzeichengerecht ausgestaltet wird, um das Nutzungsverhalten zu steuern. Verbrauchsabhängige Entgelte („klassische Arbeitspreise“) sind jedoch nicht vorgesehen.

Zudem sollen auch für Einspeiser Baukostenzuschüsse etabliert werden. Hier sieht die BNetzA sowohl eine Finanzierungs- als auch eine Anreizfunktion, da ein Baukostenzuschuss Steuerungswirkung bezüglich der Standort- und Kapazitätswahl entfalten kann. Soweit dynamische Arbeitspreise und Baukostenzuschüsse eine ausreichende Refinanzierung sicherstellen, besteht kein zwingender Bedarf zur Erhebung von Kapazitätspreisen.

Auf Basis der veröffentlichten Orientierungspapiere sowie der geführten Diskussionen kann der aktuelle Diskussionsstand wie folgt zusammengefasst werden:

Abbildung 3: Neues Netzentgeltsystem (aktueller Diskussionsstand)

Kostenwälzung voraussichtlich anhand des netzbezogenen Letztverbrauchs

Die Kostenwälzung soll nach Vorschlag der BNetzA von der regulären Entgeltstruktur entkoppelt werden. Als Ausgestaltungsoptionen für die Kostenwälzung nennt die BNetzA in ihrem Orientierungspunktepapier nachfolgende Modelle:

Bidirektionale Kostenwälzung

Die Kostenwälzung orientiert sich an tatsächlichen Stromflüssen, d.h. neben Entnahmen würden auch Rückspeisungen bei der Kostenwälzung berücksichtigt. Diese Option wäre verursachungsgerecht, jedoch erscheint dieses Modell in der Umsetzung sehr komplex und mit einem sehr hohen administrativen Aufwand einhergehend. Aufgrund dessen wurde diese Option bereits verworfen.

Kapazitätsbasierte Netzentgeltstruktur

Bei der kapazitätsbasierten Netzentgeltstruktur wird das vorgestellte Entgeltmodell auch für Netzbetreiber angewendet. Bestellte Kapazitäten würden die gewälzten Kostenanteile bestimmen. Allerdings haben Netzbetreiber anders als Letztverbraucher keinen Anlass, die optimale Kapazität zu bestellen. Zudem würde ein zu hoher Kostenanteil in Regionen mit hoher erneuerbarer Erzeugung gewälzt, da in diesen Netzgebieten die Kapazität maßgeblich durch Rückspeisung determiniert wird.

Entkopplung der Kostenwälzung von der Struktur der Netzentgelte

Eine Entkopplung der Kostenwälzung von der Struktur der Netzentgelte bedeutet keine Entgeltzahlung zwischen Netzbetreibern, sondern Schlüsselung und Zuordnung der Wälzungsbeträge als vorgelagerte Netzkosten.

In diesem Kontext stehen zwei Schlüsselungsmöglichkeiten zur Diskussion:

• Schlüsselungsmöglichkeit 1: vertragliche oder technische Netzanschlusskapazität
  Hauptargument gegen diesen Verteilungsschlüssel ist auch hier, dass Regionen mit hoher erneuerbarer Erzeugung über Gebühr belastet würden und als Ausgleich ein hohes Einspeiseentgelt erforderlich würde.
• Schlüsselungsmöglichkeit 2: netzbezogener Letztverbrauch in kWh
  D.h. Summe aller Letztverbraucherentnahmen aus einer Ebene und allen nachgelagerten Ebenen: Demnach würde über den Netzabsatz der Wälzungsbetrag definiert, was zu einer gleichmäßigeren Kostenallokation führen würde, da die Verteilung keine Sensitivität gegenüber Leistungsspitzen aufweist und unabhängig vom Umfang der dezentralen Erzeugung erfolgt. Weitere Vorteile liegen in der Reduzierung von Tarifanomalien und es erfordert keine zusätzlichen Regelungen für das Pooling.

Aktuell favorisiert die BNetzA das Modell der Entkopplung der Kostenwälzung von der Struktur der Netzentgelte mit einer Schlüsselung anhand des netzbezogenen Letztverbrauchs. In der nachfolgenden Grafik ist die entsprechende Systematik am Beispiel der Kostenwälzung aus dem Übertragungsnetz abgebildet.

Abbildung 4: Favorisiertes Modell Kostenwälzung (aktueller Diskussionsstand)

Die Entlastung der Hochspannungsebenen führt zu einer Kostenverschiebung in die nachgelagerten Spannungsebenen. Dies betrifft insbesondere kleine Gewerbe- und Haushaltskunden und steht damit teilweise im Spannungsverhältnis zu den ursprünglichen Zielsetzungen der BNetzA. Aufgrund des größeren Kollektivs an Letztverbrauchern fallen die Entgeltbelastungen in den unteren Spannungsebenen jedoch insgesamt weniger stark ins Gewicht als in den höheren Spannungsebenen. Gleichzeitig bewirken regionale Kostenverschiebungen zwischen den Netzbetreibern eine Annäherung des Entgeltniveaus, wobei einzelne Netzbetreiber mit Mehr‑ oder Minderbelastungen konfrontiert sein werden.

Im Zuge der Kostenwälzung wird ebenfalls die Abschaffung der Umspannebenen diskutiert, um günstigere Netzentgelte zu erreichen. Die BNetzA erkennt hier Fehlanreize u.a. Tarifanomalien sowie höhere Netzanschlusskosten bei der Standortwahl. Die Reduzierung auf vier Netzebenen vereinfacht die Netzentgeltabrechnung deutlich. Da in den Umspannebenen nur geringe Strommengen verbraucht werden, ist zugleich von einer Stabilisierung der Entgelthöhen auszugehen. Aus der Branche wird diese Thematik kritisch bewertet, da betroffene Umspannungskunden höhere Entgelte erwarten und standortbedingt nicht ausweichen können. Zudem erwartet die BNetzA mit der Abschaffung der Umspannebenen einhergehend weitreichende eigentumsrechtliche Fragestellungen. Daher wird diese Möglichkeit der Vereinfachung zwar weiterhin diskutiert. Die BNetzA hat aber bereits signalisiert, dass eine derartige Anpassung wohl nicht bis zum 1.1.2029 umgesetzt wird.

Fazit: Was folgt aus der neuen Netzentgeltsystematik für Netzbetreiber

Die von der BNetzA geplanten Reformen führen zu einem grundlegenden Wandel der Netzentgeltsystematik mit erheblichen wirtschaftlichen Auswirkungen, vor allem für Einspeiser und Batteriespeicherbetreiber. Kernstreitpunkt ist der Vertrauensschutz für getätigte Investitionen, dessen Reichweite nach der EuGH‑Entscheidung vom 2.9.2021 rechtlich unsicher ist und im AgNes‑Prozess eine zentrale Rolle spielen dürfte. Einigkeit besteht über die Notwendigkeit neuer Finanzierungsmodelle für steigende Netzkosten, nicht jedoch über deren konkrete Ausgestaltung.

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