Die Bundesnetzagentur hat heute ihren vorläufigen Zwischenstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgestellt. „Das ist keine Vorstellung eines fertigen Festlegungsentwurfs“, betonte Barbie Haller, Vizepräsidentin der Bundesnetzagentur, bei der Vorstellung des Zwischenstands. Der präsentierte Stand wird allerdings in den Entwurf einer Festlegung einfließen, die im Sommer veröffentlicht und im Nachgang förmlich konsultiert werden soll. Künftig werden neben Stromverbrauchern auch Einspeiser und Speicheranlagen mit Netzentgelten belegt. Gerade mit Blick auf die Speicherbranche betont die Netzbehörde, dass man die Argumente der Branche stark berücksichtigt habe – so ist auch die vorzeitige Beendigung der Netzentgeltbefreiung vom Tisch.
„Die Systematik der Netzentgelte wird der Energieversorgung der Gegenwart und Zukunft nicht mehr gerecht“, sagte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. „Mit einer neuen Netzentgeltsystematik wollen wir die Kosteneffizienz stärken und eine faire Verteilung der Belastungen erreichen. Unsere Ziele: Kosten da veranschlagen, wo sie entstehen. Knappe Kapazitäten mit einem Preis versehen. Engpassmanagementkosten vermeiden. Flexibilität unterstützen und den Netzausbau dämpfen. Den Vertrauensschutz gewichten wir höher als in unseren bisherigen Vorschlägen.“
Prosumer zahlen künftig einen höheren Grundpreis als reine Stromkunden
Für ca. 40 Mio. Haushaltskunden in der Niederspannung ändert sich systematisch nicht viel. Ihr Netzentgelt besteht weiterhin aus einem Grundpreis in Euro/Jahr und einem Arbeitspreis in Cent/kWh. Es gibt künftig aber verbindliche Vorgaben für die Grundpreise. Dazu gehört, dass Netzbetreiber einen in der Höhe gedeckelten Grundpreis erheben müssen. Verbraucher, die mit einer eigenen Erzeugungsanlage (z.B. PV Anlage) Strom erzeugen und daher weniger Strom aus dem Netz beziehen („Prosumer“), zahlen künftig einen höheren Grundpreis. „Damit beteiligen sie sich wieder stärker an der Netzfinanzierung. Das ist sachgerecht, da sie sich auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz verlassen können“, betont die BNetzA. Die zusätzlichen Kosten für diese Verbraucher werden lokal unterschiedlich sein und „voraussichtlich unter 100 Euro im Jahr“ betragen. Steckersolaranlagen zahlen diesen erhöhten Grundpreis nicht.
Wer seinen Strom selbst erzeugt, trage bisher weniger zur Finanzierung des Netzes bei. „Aber auch er verlässt sich auf das Netz, wenn die Sonne nicht scheint und der Speicher leer ist“, sagt BNetzA-Präsident Müller. „Wir wollen Stromerzeuger deswegen ein wenig stärker an den Kosten beteiligen. Das ist ein Gebot der Fairness. Sonst würden zunehmend nur Verbraucher ohne eigene Erzeugung die steigenden Kosten tragen.“
Großverbraucher mit mehr als 100 MWh Jahresverbrauch: Bestellte Kapazität wichtig
Für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch wird der heutige Leistungspreis durch einen Kapazitätspreis in Euro/kW/Jahr und einen Preisaufschlag in Cent/kWh bei Überschreitung der Bestellkapazität ersetzt. Zusätzlich gibt es auch hier weiter einen Arbeitspreis in Cent/kWh für den Verbrauch bis zur Höhe der bestellten Kapazität. Damit fördere die Bundesnetzagentur für gewerbliche und industrielle Verbraucher die Flexibilität und löst wirtschaftliche Beschränkungen zu punktuell höherem Strombezug bei sehr niedrigen Strompreisen.
Zu Sonderentgelten für die Industrie (Bandlast und atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung) werden in der AgNes-Rahmen-Festlegung Grundregelungen getroffen werden, u.a. zu Übergangsvorschriften. Die bisherige Regelung zur Bandlast wird für Bestandskunden generell bis zum 31. Dezember 2031 verlängert. Für die atypische Netznutzung bleibt die geltende Rabattstruktur für große Abnehmer übergangsweise erhalten. Über die konkrete Ausgestaltung der zukünftigen Regelungen für industrielle Verbraucher soll Anfang des Jahres 2027 entschieden werden. So können die Erkenntnisse aus den bis Ende 2026 laufenden Pilotprojekten einfließen.
Erzeuger und Speicher werden an Netzfinanzierung beteiligt
Die Bundesnetzagentur kündigt an, künftig auch Erzeugungsanlagen an der Netzfinanzierung zu beteiligen. Diese sind bisher entgeltbefreit. Sie sollen künftig durch einen begrenzten jährlichen Kapazitätspreis zur Finanzierung der Netze beitragen. Das Einspeiseentgelt wird zu Beginn voraussichtlich 4 bis 7 Euro/kW/Jahr betragen. Ausnahmen gibt es für Bestandsanlagen für 20 Jahre ab ihrer erstmaligen Inbetriebnahme. Ein Entgelt in dieser Höhe wirke sich kaum auf den Marktpreis aus, könne aber über die Jahre bis zu 2 Mrd. Euro/Jahr zu den Netzkosten beitragen. Steckersolargeräte und „Prosumer“ sind hiervon nicht betroffen.
Im Bereich der Speicher sei die BNetzA der Branche sehr stark entgegen gekommen, sagte Achim Zerres, Leiter der Abteilung Energieregulierung bei der BNetzA. Betreiber von Stromspeichern (Batteriespeicher und Pumpspeicher) werden demnach im Grundsatz an der Finanzierung des Stromnetzes beteiligt. Sie zahlen einen moderaten Kapazitätspreis; in der Höhe analog zu demjenigen, den auch Erzeuger zahlen werden. Zuvor hatte man erwogen, die deutlich höheren Entgeltregelungen für Stromnutzer zur Anwendung zu bringen, dies ist nun vom Tisch. „Damit spiegelt die Bundesnetzagentur ihre besondere Funktion im Stromversorgungssystem der Zukunft als Flexibilitätsbereitsteller wider.“ Arbeitspreise zur Finanzierung werden für Speicher nicht anfallen.
Vertrauensschutz für Speicher wird nicht angetastet
Ebenfalls nimmt die Bundesnetzagentur Abstand von ihrer ursprünglichen Überlegung, die Entgelte für alle Speicher bereits ab 1. Januar 2029 einzuführen. Vielmehr beginnt die Entgelterhebung für Bestandsspeicher erst nach Auslaufen von Sonderregelungen des §118 Abs. 6 EnWG, soweit diese anwendbar sind.
Der Vertrauensschutz gilt mit Blick auf Neuprojekte, soweit vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung, die Ende des Jahres 2026 erwartet wird, eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und die Anlage bis spätestens 4. August 2029 in Betrieb genommen wird. „Eine endgültige Investitionsentscheidung gilt als getroffen, wenn verbindliche Bestellungen von Komponenten, die annähernd die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, erfolgt sind und von den hierzu geschlossenen Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden zurückgetreten werden kann und zusätzlich eine verbindliche Netzanschlusszusage vorliegt.“
Müller zu Speichern: „Wir brauchen noch viel mehr davon“
Speicher seien elementar für das Energiesystem der Zukunft und die Steigerung der Versorgungssicherheit, betont Müller. „Wir brauchen noch viel mehr davon. Speicher reagieren flexibel auf Preissignale und wir wollen verhindern, dass sie dabei Netzengpässe noch verschärfen. Wir wollen auch Speicher an der Finanzierung des Netzes beteiligen. Wir schlagen vor, dass Kapazitätsentgelte erst nach Auslaufen der geltenden Sonderregelungen zu zahlen sind. Daher führen wir sie für neue Speicher ein, für die eine finale Investitionsentscheidung erst nach Inkrafttreten der Festlegung getroffen wurde. Damit schaffen wir Planungssicherheit für laufende Projekte.“ Die Regelungen gelten nicht für Heimspeicher in der Niederspannung. Sie zahlen auch in Zukunft kein gesondertes Netzentgelt.
Elektrolyseure sind eine Nutzergruppe, bei denen das Europarecht eine Sonderbehandlung erlaubt, weil für sie in den nationalen Energie- und Klimaplänen explizite Ziele festgelegt sind. Davon macht die Beschlusskammer Gebrauch, indem sie bei Elektrolyseuren für grüne und kohlenstoffarmen Wasserstoff ebenfalls ein Netzentgelt vorsieht, dessen Höhe sich an den Kapazitätsentgelten für Speicher und Einspeiser orientiert, und auf Arbeitsentgelte verzichtet.
Dynamische Netzentgelte: Konkretes Konzept soll 2027 erarbeitet werden
Ziel dynamischer Entgelte ist es, Markteilnehmern in schwierigen Netzsituationen finanzielle Anreize zu geben, das Netz nicht weiter zu belasten. „Die Bundesnetzagentur ist überzeugt, dass dynamische Preissignale den Redispatchbedarf reduzieren können.“ Die Kosten hierfür betrugen schon im Jahr 2025 ca. 3,06 Mrd. Euro (inklusiver der Vorhaltekosten für Reservekraftwerke). „Diesen Gesamtkostenblock wollen wir reduzieren.“
Die Konzeptionierung dynamischer Netzentgelte erfordere einen „hohen Analysebedarf“, betont die BNetzA. Dies betreffe die Rückwirkungen auf den Stromgroßhandelsmarkt, auf den Redispatch, Umverteilungswirkungen zwischen Marktakteuren und die praktische Umsetzbarkeit. „Eine Regelung muss positive Wirkungen für das Gesamtsystem auslösen und praktisch umsetzbar sein.“ Ein konkretes Konzept soll im Jahr 2027 entwickelt und in seinen Wirkungen untersucht werden.
Dynamische Netzentgelte für Einspeiser sollen frühestens 2032 kommen
Schon heute skizziert die Bundesnetzagentur einen Zeitplan zur Einführung dynamischer Netzentgelte. Für Speicher sollen dynamische Netzentgelte frühestens 2030 eingeführt werden, möglichst aber bis 2033. Dynamischen Entgelten könne der Speicherbetreiber durch verändertes Verhalten gut vermeiden oder sie nutzen ihm sogar als zusätzliche Einnahme. Es ist daher geplant, dass alle Speicherbetreiber in der skizzierten zeitlichen Perspektive dynamischen Entgelten unterworfen werden. „Wenn dynamische Netzentgelte für das Gesamtsystem einen Vorteil bringen, dann überwindet dies auch den Vertrauensschutz, dann gelten sie für alle“, sagte Zerres im Rahmen der Vorstellung des Zwischenstands.
Dynamische Netzentgelte für Einspeiser sollen frühestens 2032 möglichst aber bis 2035 eingeführt werden. Eine Ausnahme gilt hier für Offshore-Windenergieanlagen. Dynamische Netzentgelte für Elektrolyseure bleiben – nach einer erfolgreichen Einführung für Speicher – „vorstellbar“, weil diese Verbraucher über hohes Flexibilitätspotential verfügen und die jetzt entstehenden Elektrolyseure bei einer passenden Standortwahl von den dynamischen Netzentgelten profitieren würden. Gleichzeitig sollte vor Einführung Klarheit über die rechtlichen Anpassungen auf der europäischen Ebene bestehen.
In Bezug auf Flexibilitätspotentiale in der Niederspannung soll schnell und kontinuierlich an den Potentialen der Weiterentwicklung des zeitvariablen Netzentgelts für Heimspeicherbetreiber und Elektroautos weitergearbeitet werden. Denkbar sei die Einbeziehung von Verbrauchern in der Niederspannung im Rahmen eines opt-in, welches so früh wie technisch möglich eingeführt werden soll.
Ab 2027 soll auch an Regeln für Baukostenzuschüsse sowie Leitlinien für Flexible Connection Agreements gearbeitet werden.
Auch Kostenverteilung der Netzbetreiber untereinander neu geregelt
Neu geregelt wird auch die Kostenverteilung der Netzbetreiber untereinander. Das Netzentgelt eines lokalen Netzbetreibers umfasst auch die Kosten der vorgelagerten Netzebenen (sog. vorgelagerte Netzentgelte). Ihre Höhe bemisst sich aktuell an der Strommenge, die aus den höheren Netzebenen entnommen wird.
Diese Regel sei nicht mehr sinnvoll, da der steigende Anteil dezentraler Erzeugung die Kostenzuordnung verzerre. Kunden in Netzen mit geringem Anteil erneuerbarer Erzeugung tragen einen höheren Anteil der Systemkosten als Kunden in Netzen, die wegen eines hohen Anteils dezentraler Erzeugung weniger Strom aus den vorgelagerten Netzen beziehen, obgleich beide Netze im Zweifel ihren Strombezug in vollem Umfang aus dem vorgelagerten Netz beziehen müssen und das vorgelagerte Netz wichtige technische Funktionen für die nachgelagerte Netzebene wahrnimmt.
Die Bundesnetzagentur beabsichtigt nun, die Verteilung der Kosten aus vorgelagerten Netzen gerechter zu verteilen. Künftig sollen die vorgelagerten Netzkosten nach dem Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher geschlüsselt werden. An der Festlegung zur Verteilung von Mehrkosten in Netzen aus der Integration von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien werde nicht gerüttelt. „Diese Entlastung der Regionen mit besonders hohem EE-Zubau bleibt.“
Netzentgelte: Es geht um faire Verteilung von rund 37 Mrd. Euro pro Jahr
Bei den Netzentgelten gehe es um ein Kostenvolumen von ca. 37 Mrd. Euro im Jahr. Sie machen ca. 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts aus. Bei der Systematik der Netzentgelte geht es um die Verteilung der Kosten. Zu Effizienz und Einsparungen hat die Bundesnetzagentur im letzten Jahr im NEST-Verfahren zur Anreizregulierung entschieden. Gleichzeitig sollen durch die richtigen Anreize zu netzorientiertem Verhalten Redispatch-Kosten und Netzausbaukosten gespart werden.
Die jetzt kommunizierten Informationen stellten den „vorläufigen Meinungsstand“ der BNetzA dar. Vorausgegangen waren zahlreiche Expertenanhörungen und Konsultationen zu Einzelthemen. Die vorgestellten Grundpositionen werden nach dem Stand der aktuellen Diskussion nun in einen Festlegungsentwurf einfließen. „Das Verfahren und auch der Meinungsbildungsprozess sind damit nicht abgeschlossen“, betont die BNetzA Eine förmliche Konsultation des vollständigen Festlegungsentwurfs beginnt voraussichtlich im Sommer 2026 und soll mit dem Erlass der Rahmenfestlegung Ende 2026 abgeschlossen werden. Konkretisierende Folgefestlegungen folgen in 2027.