Die bestehende Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) stammt aus dem Jahr 2005. Sie tritt aufgrund eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 außer Kraft. Ab dem 1. Januar 2029 müssen die neuen AgNes-Regeln praktisch anwendbar sein — ein sehr enger Zeitplan für eine Reform dieser Größenordnung.
Der interne Fahrplan der Bundesnetzagentur sieht vor, noch in diesem Sommer einen ersten Festlegungsentwurf zur förmlichen Konsultation zu veröffentlichen. Bis Ende 2026 soll die AgNes-Rahmenfestlegung beschlossen sein. Ab 2027 beginnen dann die Umsetzungsvorbereitungen sowie die ersten Folgefestlegungen — unter anderem zu Industrienetzentgelten, dynamischen Netzentgelten für Speicher und der Weiterentwicklung der § 14a-Regelungen.
Die Dimension der Reform ist erheblich: Die jährlichen Netzkosten belaufen sich aktuell auf rund 37 Milliarden Euro und werden nach Schätzungen der Bundesnetzagentur bis 2035 auf etwa 67 Mrd. Euro und bis 2045 auf rund 79 Mrd. Euro steigen. Sie machen heute bereits mehr als 30 % des Industriestrompreises aus — eine Kostenposition, die kaum noch zu ignorieren ist.
Das neue Grundmodell für Großverbraucher: Kapazitätspreis statt Leistungspreis
In unserem Bericht vom Mai 2026 haben wir das neue Preismodell für leistungsgemessene Verbraucher bereits skizziert. Der Zwischenstand bestätigt diese Einschätzung. Für Verbraucher mit einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh — also Gewerbe- und Industriekunden — gilt ab 2029:
Bestellkapazität (kW) × Kapazitätspreis (€/kW/Jahr) + Arbeitspreis AP1 (ct/kWh) + Arbeitspreis AP2 (ct/kWh)
Der bisherige Leistungspreis, der sich an der gemessenen Jahreshöchstlast orientiert, entfällt. An seine Stelle tritt ein Kapazitätspreis auf eine ex-ante bestellte Leistung. Das ist konzeptionell ein fundamentaler Wechsel: Nicht mehr die tatsächlich gemessene Spitzenlast entscheidet über die Kostenbelastung, sondern die vom Verbraucher selbst vorab bestellte Kapazität.
Wie funktioniert die Bestellkapazität?
Jedes Jahr können Industriekunden nach Veröffentlichung der Preisblätter ihrer Netzbetreiber eine Bestellkapazität in kW festlegen — maximal bis zur Höhe der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität, mindestens 10 % der individuellen Jahreshöchstlast des Vorjahres. Liegt zum 1. Januar keine Bestellung vor, leitet der Netzbetreiber die Kapazität aus den vorliegenden Lastgangdaten ab.
Für Mengen innerhalb der bestellten Kapazität gilt der günstigere AP1. Für Mengen oberhalb der bestellten Kapazität greift der deutlich höhere AP2 — mindestens das Doppelte, maximal das 3,5-fache von AP1. Das ist das eigentliche Flexibilitätssignal: Wer kurzfristig mehr verbraucht als bestellt, zahlt so einen spürbaren Aufschlag, kann aber dennoch reagieren — ohne wie bisher durch eine neue Lastspitze dauerhaft im Leistungspreis belastet zu werden.
Die Netzbetreiber erhalten dabei Spielräume: Zwischen 30 % und 60 % ihrer Erlöse dürfen sie über Arbeitspreise erzielen. Diese Bandbreite erklärt, warum die regionalen Netzentgeltunterschiede auch künftig bestehen bleiben werden.
Was ändert sich für Energiemanager konkret?
Der Wechsel vom Leistungspreis zum Kapazitätspreis verändert die Optimierungslogik erheblich. Bisher galt: Spitzenlast vermeiden um jeden Preis. Künftig gilt: Bestellkapazität intelligent wählen und bei günstigen Spotpreisen gezielt ausnutzen. Für Unternehmen mit flexiblen Lasten — Ladeinfrastruktur, Elektroöfen, Druckluft, Kühlung, Elektrolyse — entstehen damit neue Handlungsspielräume.
Die neue Kostenwälzung verschiebt bisherige Strukturen
Wer in der Veranstaltung genau zugehört hat, der weiß: Neben dem neuen Grundmodell bedeutet die Reform der Kostenwälzung zwischen den Netzbetreibern eine weitere systemverändernde Weichenstellung. Hier findet die entscheidende Umverteilung statt — und sie wird sich in den Netzentgelten für Industriekunden stärker auswirken als das Grundmodell allein.
Das Problem des Status quo
Heute orientiert sich die Kostenwälzung ausschließlich an den tatsächlich gemessenen Entnahmen eines nachgelagerten Netzes aus der vorgelagerten Netzebene. Die Logik ist simpel: Wer wenig Strom aus dem übergeordneten Netz bezieht, zahlt wenig vorgelagerte Netzkosten.
Dieses Prinzip führt zu einer Schieflage. Verteilnetze mit hoher dezentraler Einspeisung — vor allem durch PV und Wind — weisen häufig nur noch geringe physikalische Restlasten gegenüber der vorgelagerten Ebene auf. Ihre gewälzten Netzkosten sinken entsprechend. Gleichzeitig nutzen sie das Gesamtsystem aber weiterhin intensiv: bei Dunkelflauten, für den Redispatch, für Systemdienstleistungen, für Verlustenergie und für den Abtransport hoher EE-Einspeisungen.
Die Bundesnetzagentur hat das Ergebnis dieser Systematik klar benannt: Tarifanomalien. Netzentgelte in nachgelagerten Netzebenen sind heute häufig niedriger als in den vorgelagerten Ebenen — ein Fehlanreiz auch bei der Wahl des Netzanschlusspunkts.
Der neue Schlüssel: Netzbezogener Letztverbrauch
Künftig soll die Kostenwälzung nicht mehr auf den gemessenen Entnahmen aus der vorgelagerten Ebene beruhen, sondern auf dem sogenannten „netzbezogenen Letztverbrauch”. Dieser umfasst alle Letztverbraucherentnahmen innerhalb der eigenen Netzebene sowie die Entnahmen aller nachgelagerten Netzebenen bis hin zur Niederspannung.
Die Logik dreht sich damit grundlegend: Nicht mehr die lokale Restlast gegenüber der vorgelagerten Ebene entscheidet, sondern der gesamte hinter dem Netz liegende Verbrauch. Dezentrale Erzeugung verliert damit erheblich an Bedeutung für die Kostenzurechnung. Ein Verteilnetzbetreiber mit viel PV-Einspeisung wird künftig genauso an den vorgelagerten Systemkosten beteiligt wie eines ohne.
Technisch basiert der Wälzungsschlüssel auf Ist-Werten aus dem Jahr zuvor und passt sich jährlich an. Bei sehr signifikanten Änderungen ist eine Härtefallregelung vorgesehen.
Die Konsequenz: Höhere Netzentgelte in Mittel- und Niederspannung
Die Präsentation der Bundesnetzagentur enthält Modellrechnungen zur Wirkung dieser Systemumstellung. Das Ergebnis ist eindeutig:
In der Höchstspannung und der Höchst-/Hochspannungsumspannung sinken die von Letztverbrauchern zu tragenden Kosten um rund 48 % bis 53 % gegenüber dem Status quo. Industriekunden, die direkt an Hochspannungsnetze angeschlossen sind und heute traditionell hohe Entnahmen aus der vorgelagerten Ebene haben, profitieren von der Reform.
Demgegenüber steigen die Kostenanteile vor allem in Mittel- und Niederspannungsnetzen — zum Teil erheblich. Besonders betroffen sind ländliche Verteilnetze mit hoher EE-Durchdringung. Diese höheren Kosten auf Ebene der Verteilnetzbetreiber werden letztlich über deren Preisblätter weitergegeben — als höhere Kapazitäts- und/oder Arbeitspreise. Für Industriekunden in der Mittelspannung in EE-starken Regionen bedeutet das: Die Netzentgeltreform wird teurer, als es das neue Grundmodell allein vermuten lässt.
Die Bundesnetzagentur nimmt diese Verschiebung bewusst in Kauf. Sie betrachtet die bisherige Begünstigung EE-starker Netze als netztechnisch und ökonomisch nicht sachgerecht.
Einspeiseentgelte: Erstmals zahlen auch Erzeuger
Ab dem 1. Januar 2029 sollen erstmals allgemeine Einspeiseentgelte eingeführt werden. Bisher sind Erzeugungsanlagen von der Zahlung allgemeiner Netzentgelte befreit — auch wenn sie maßgeblich zu den Netzkosten beitragen.
Das Einspeiseentgelt ist kapazitätsbasiert, bundeseinheitlich und trägt keine Arbeitspreiskomponente. Zahlungspflichtig sind Anlagen mit einer installierten Bruttoleistung von mehr als 30 kW. Die Höhe ermitteln die ÜNB jährlich auf Basis eines rollierenden 5-Jahres-Mittelwerts. Die Bundesnetzagentur nennt eine Größenordnung von 4 bis 7 €/kW/Jahr — ihre eigene Beispielrechnung zeigt rollierende Werte zwischen 5,38 und 5,65 €/kW/Jahr für die Jahre 2020 bis 2026.
Die Einnahmen fließen vollständig an die ÜNB und werden dort kostenmindernd in die bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelte eingerechnet — entlasten also alle Verbraucher indirekt. Die Bundesnetzagentur rechnet mit bis zu 2 Mrd. Euro pro Jahr.
Bestehende Anlagen sowie Anlagen, für die vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine finale Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde und die bis spätestens 4. August 2029 in Betrieb gehen, erhalten einen 20-jährigen Bestandsschutz.
Speicher: Vertrauensschutz bleibt — neue Entgelte kommen
BNetzA-Präsident Klaus Müller brachte die zentrale Botschaft auf den Punkt: „Den Vertrauensschutz gewichten wir höher als in unseren bisherigen Vorschlägen.” Die gesetzliche Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG für Batteriespeicher bleibt erhalten, wenn die FID vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung getroffen wurde und der Speicher bis spätestens 4. August 2029 ans Netz geht.
Für neue netzgekoppelte Speicher gilt ab der FID nach Festlegungsinkrafttreten ein moderater Kapazitätspreis — analog zum Einspeiseentgelt, also in der Größenordnung von 4 bis 7 €/kW/Jahr. Dieser gilt einmalig für beide Richtungen und Arbeitspreise fallen für Speicher nicht an. Die Bundesnetzagentur argumentiert dabei, dass diese jährliche Belastung im Verhältnis zu den annualisierten Investitionskosten eines BESS sehr gering seien.
Dynamische Netzentgelte für Speicher kommen frühestens 2030, möglichst bis 2033. Bei richtiger Ausgestaltung sieht die BNetzA darin für Speicherbetreiber eher eine Einnahmechance als eine Belastung — bei netzdienlichem Einsatz könnten Entgelte von bis zu 10 ct/kWh anfallen.
Industrienetzentgelte: Übergangsfrist bis Ende 2031
Das Bandlastprivileg (§ 19 Abs. 2 StromNEV) — ein seit Jahrzehnten umstrittener Rabatt für Hochlastzeiten-Verbraucher — wird für Bestandskunden bis 31. Dezember 2031 verlängert. Die künftige Ausgestaltung der Industrienetzentgelte soll Anfang 2027 entschieden werden, um die Erkenntnisse aus den bis Ende 2026 laufenden Pilotprojekten einzubeziehen. Auch die atypische Netznutzung bleibt für große Abnehmer übergangsweise erhalten.
Für Industrieunternehmen, die heute noch durch hohe Rabatte aus Bandlast oder der atypischen Netznutzung profitieren, bedeutet das: Die Übergangsfrist ist zwar gesichert, aber jetzt gilt es sich auf 2031 vorzubereiten.
Der BEE bewertet diese Verlängerung als „schweren Rückschritt” und „lebensverlängernde Maßnahme für ein Relikt des vergangenen Jahrhunderts”. Die Kritik ist nachvollziehbar: In einem System, das zunehmend auf Flexibilität setzt, sendet das Festhalten an einem Bandlastprivileg das falsche Signal.
Unsere Einschätzung zum AgNes-Zwischenbericht
Der Zwischenstand der Bundesnetzagentur ist in vielen Punkten klarer als erwartet — und er bestätigt die Richtung, die wir in unserem skizziert haben. Das neue Grundmodell mit Bestellkapazität und zweigeteiltem Arbeitspreis kommt. Die Befreiung von Bestandsspeichern bleibt. Das Einspeiseentgelt kommt, moderater als zunächst befürchtet.
Der unterschätzte Hebel aber ist die Kostenwälzung. Sie verändert die Grundlage, auf der alle Netzentgelte berechnet werden. Wer als Industriekunde in einer EE-starken Region an einem Mittelspannungsnetz angeschlossen ist, wird die Auswirkungen in den Preisblättern spüren — unabhängig davon, wie das Grundmodell im Detail ausgestaltet wird. Die Entlastung der Übertragungsnetzebene ist die Kehrseite der Mehrbelastung der Verteilnetzebenen.
Die förmliche Konsultation des vollständigen Festlegungsentwurfs beginnt voraussichtlich im Sommer 2026. Bis Ende 2026 soll die AgNes-Rahmenfestlegung beschlossen sein. Ab 2027 starten die Umsetzungsvorbereitungen — und damit auch die konkreten Preisblattänderungen.
FAQ zum AgNes-Zwischenbericht
Ab wann gilt der neue Kapazitätspreis für Industriekunden?
Der neue Kapazitätspreis für Großverbraucher (> 100.000 kWh/Jahr) gilt ab dem 1. Januar 2029. Die Rahmenfestlegung soll Ende 2026 beschlossen werden, konkrete Preisblätter der Netzbetreiber folgen ab 2027/2028.
Was ersetzt den bisherigen Leistungspreis?
Der Leistungspreis (€/kW, bemessen an der gemessenen Jahreshöchstlast) wird durch einen Kapazitätspreis auf eine ex-ante bestellte Leistung ersetzt. Mengen innerhalb der Bestellung kosten AP1, Mengen darüber AP2 (mindestens 200 %, maximal 350 % von AP1).
Warum können Netzentgelte in Mittelspannungsnetzen trotz EE-Einspeisung im eigenen Netz steigen?
Weil die neue Kostenwälzung nicht mehr auf die physikalische Restlast gegenüber der vorgelagerten Ebene schaut, sondern auf den gesamten netzbezogenen Letztverbrauch im eigenen und allen nachgelagerten Netzen. Lokale EE-Einspeisung reduziert diesen Wälzungsschlüssel nicht mehr.
Müssen Industriekunden mit eigenem BESS oder Erzeugungsanlage jetzt Einspeiseentgelte zahlen?
Ja. Bei PV-Anlagen > 30 kW installierter Bruttoleistung — sofern keine FID vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung (frühestens 1. Januar 2027) vorliegt. Für Bestandsanlagen gilt ein 20-jähriger Schutz ab Erstinbetriebnahme. Für BESS gilt Vertrauensschutz und FID bis zum 4. August 2029.
Bleibt das Bandlastprivileg erhalten?
Für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031. Die Neuregelung für die Zeit danach wird Anfang 2027 entschieden.