AgNes-Festlegungsentwurf 2026: Die Netzentgelt-Reform ab 2029 im Überblick

Am 6. August 2026 hat die Bundesnetzagentur den vollständigen Festlegungsentwurf zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgelegt und zur Konsultation gestellt. Damit liegt erstmals ein konkretes, konsultationsfähiges Regelwerk vor – nicht mehr nur ein Diskussionspapier oder ein Zwischenstand. Verbände und Unternehmen können bis zum 18. September 2026 Stellung nehmen; die endgültige Festlegung soll noch 2026 ergehen. Wirksam werden soll die neue Systematik grundsätzlich zum 1. Januar 2029, wenn die bisherige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) außer Kraft tritt.

Der Entwurf betrifft praktisch jeden Netznutzer: Industrie und Großverbraucher, Prosumer, PV-Einspeiser, Batteriespeicher und künftig auch Elektrolyseure. Dieser Beitrag ordnet die wichtigsten Regelungen ein – mit besonderem Fokus auf Photovoltaik und Batteriespeicher.

Wichtig: Der Festlegungsentwurf ist noch nicht endgültig. Die folgenden Angaben beziehen sich auf den Stand vom 6. August 2026 und können sich im weiteren Verfahren noch ändern.

Vom Diskussionspapier zum Festlegungsentwurf: Der AgNes-Prozess im Überblick

Die Bundesnetzagentur hatte das AgNes-Verfahren bereits im Mai 2025 mit einem Diskussionspapier eröffnet – Auslöser war ein EuGH-Urteil, das eine eigenständige, unabhängige Entgeltregulierung durch die Bundesnetzagentur erforderlich machte. Ende Mai 2026 folgte ein erster Zwischenstand, den wir in zwei Beiträgen eingeordnet haben: einen zum grundsätzlichen Kapazitätspreis-Modell und einen mit Fokus auf Industriekunden. Der jetzige Festlegungsentwurf bestätigt die dort skizzierten Grundzüge weitgehend, konkretisiert sie aber erheblich – etwa bei Fristen, Schwellenwerten und der Behandlung von Speichern und Erzeugungsanlagen.

Finanzierungsentgelte & Anreizentgelte: Die neue Systematik dahinter

Ein zentrales Ordnungsprinzip des Entwurfs ist die Unterscheidung zwischen zwei Entgeltarten:

• Finanzierungsentgelte sichern die Netzentgelteinnahmen der Netzbetreiber und decken deren Erlösobergrenzen.
• Anreizentgelte sollen Betreiber von Speichern und Erzeugungsanlagen zu netzdienlichem Verhalten bewegen – etwa dazu, Lastspitzen zu vermeiden oder Einspeisung zeitlich zu steuern.

Diese Unterscheidung zieht sich durch den gesamten Entwurf und ist wichtig für das Verständnis der folgenden Regelungen: Wenn im Weiteren von einer “Befreiung” die Rede ist, betrifft sie in aller Regel nur die Finanzierungsentgelte – nicht sämtliche Netzentgeltkomponenten.

Kapazitätspreis, AP1 und AP2: Das neue Modell für Industrie & Großverbraucher

Für Entnahmestellen mit einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh sowie für alle Anschlüsse oberhalb der Niederspannung ersetzt der Entwurf den bisherigen Leistungspreis durch ein dreiteiliges Modell:

• Kapazitätspreis (KP): ein jährlicher Preis in €/kW auf eine selbst bestellte Kapazität, die mindestens 10 % der individuellen Jahreshöchstlast des Vorjahres betragen muss.
• Arbeitspreis 1 (AP1): der reguläre Arbeitspreis für Verbrauch innerhalb der bestellten Kapazität.
• Arbeitspreis 2 (AP2): ein deutlich höherer Arbeitspreis für Mengen oberhalb der bestellten Kapazität – laut Entwurf zwischen 200 % und 350 % des AP1.

Entscheidend: Eine Überschreitung ist jederzeit zulässig, aber teuer. Das System soll Unternehmen dazu anregen, ihre Kapazität realistisch zu wählen und Lastspitzen aktiv zu managen – etwa durch Lastverschiebung oder den Einsatz von Batteriespeichern.

Prosumer & Niederspannung: Kurz zusammengefasst

Für Verbraucher in der Niederspannung mit einem Jahresverbrauch bis 100.000 kWh bleibt es beim vertrauten Modell aus Grundpreis und Arbeitspreis – der Grundpreis wird künftig verpflichtend. Für Prosumer (Verbraucher mit eigener Erzeugungsanlage hinter demselben Netzanschluss, ausgenommen Steckersolargeräte) ist ein Grundpreisaufschlag von 70 bis 90 Prozent vorgesehen. Netzbetreiber müssen Prosumer ab dem 1. April 2028 identifizieren und Stromlieferanten entsprechend informieren. Für die Kernzielgruppe dieses Beitrags – Industrie, PV-Investoren und Speicherbetreiber – ist dieser Teil der Reform in der Regel nicht relevant.

PV-Einspeiser: Kapazitätsbasiertes Einspeiseentgelt ab 30 kW

Für Erzeugungsanlagen mit einer installierten Bruttoleistung von mehr als 30 kW (laut Marktstammdatenregister) sieht der Entwurf ein neues, kapazitätsbasiertes Einspeiseentgelt vor. Entscheidend ist künftig nicht mehr allein die eingespeiste Strommenge, sondern die vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität in kW. Damit gewinnt die Dimensionierung des Netzanschlusses – und mit ihr Abregelungs- und Vermarktungsstrategien – für PV-Projekte zusätzlich an Bedeutung. Für bestimmte Bestandsanlagen und Projekte mit rechtzeitig getroffener Investitionsentscheidung sind Übergangsregelungen vorgesehen (siehe nächster Abschnitt).

Batteriespeicher: Kapazitätsentgelt & Vertrauensschutz

Für rein netzgekoppelte Batteriespeicher sieht der Entwurf ein jährliches Kapazitätsentgelt auf die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität vor – in gleicher Höhe wie das Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen. Nach bisherigen Berechnungen der Bundesnetzagentur ist mit einem Kapazitätsentgelt von etwa 4 bis 7 €/kW und Jahr zu rechnen; einen konkreten Betrag nennt der aktuelle Entwurf noch nicht.

Rechenbeispiel: Ein netzgekoppelter Batteriespeicher mit 10 MW vertraglich vereinbarter Netzanschlusskapazität (= 10.000 kW) würde bei diesem Rahmen ein Kapazitätsentgelt in der Größenordnung von rund 40.000 bis 70.000 € pro Jahr auslösen. Verbrauchsabhängige Arbeitspreise auf Strommengen, die ein Speicher aus dem Netz lädt und – soweit messtechnisch abgrenzbar – wieder zurückspeist, sollen dagegen nicht anfallen: keine Doppelbelastung für Entnahme und Einspeisung.

Der Vertrauensschutz: Warum jetzt Zeitdruck besteht

Für neue Speicher besteht keine automatische Fortführung der bisherigen Netzentgeltbefreiung. Der Entwurf sieht jedoch eine 20-jährige Befreiung von den Finanzierungsentgelten vor – allerdings nur, wenn die endgültige Investitionsentscheidung vor der Bekanntgabe der AgNes-Festlegung getroffen wurde. Als Tag der Bekanntgabe ist im Entwurf der 1. Januar 2027 vorgesehen. Diese Befreiung gilt nicht für dynamische Netzentgelte.

Der 31. März 2027 ist nicht die Frist für die Investitionsentscheidung selbst, sondern nur für deren Nachweis. Die Entscheidung muss bereits vorher gefallen sein.

Als endgültige Investitionsentscheidung gilt laut Entwurf, wenn kumulativ:

Als endgültige Investitionsentscheidung gilt laut Entwurf, wenn kumulativ:

• verbindliche Bestellungen von Anlagenkomponenten erfolgt sind,
• diese mindestens 50 % des Investitionsvolumens abdecken und
• eine Lösung von den geschlossenen Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden möglich ist (als Orientierung nennt die Entwurfsbegründung mindestens 25 % des Investitionsvolumens).

Geeignete Nachweise sind etwa unterschriebene EPC- oder Lieferverträge, verbindliche Purchase Orders, Anzahlungsnachweise oder ein ergänzender Gesellschafterbeschluss. Nicht ausreichend sind unverbindliche Angebote, Reservierungen, Letters of Intent, ein Business Case oder eine reine Netzanschlussanfrage – entscheidend ist die tatsächliche vertragliche Bindung.

Elektrolyseure: Kurzer Ausblick

Auch Elektrolyseure für grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff sollen künftig ein Sondernetzentgelt in Form eines reinen Kapazitätspreises ohne Arbeitspreisanteile zahlen. Wer nach heutigem EnWG eine 20-jährige Netzentgeltbefreiung genießen würde, behält dieses Privileg, sofern bis Ende 2026 eine endgültige Investitionsentscheidung vorliegt und bis Ende März 2027 gegenüber dem zuständigen Netzbetreiber nachgewiesen wird – die Fristenlogik ist damit an die der Batteriespeicher angelehnt.

Dynamische Netzentgelte: Der Zeitplan bis 2033

AgNes schafft die Grundlage für künftige dynamische, zeitvariable Netzentgelte, führt sie aber nicht sofort ein – auch wegen des schleppenden Smart-Meter-Rollouts. Für Speicher sollen entsprechende Entgelte spätestens Anfang 2033 abgerechnet werden, für Erzeugungsanlagen zwischen 2032 und Anfang 2035 (Windenergieanlagen auf See ausgenommen). Übertragungsnetzbetreiber müssen zunächst eine gemeinsame Plattform für Preissignale aufbauen; die konkrete Ausgestaltung soll die Bundesnetzagentur zwei Jahre vor Einführung festlegen. Gelingt das nicht bis Anfang 2028, verschiebt sich der Zeitplan entsprechend. Für Verbraucher sieht die Behörde vorerst keine dynamischen Netzentgelte vor, sondern will stattdessen die zeitvariablen Entgelte nach § 14a EnWG (Modul 3) weiterentwickeln.

§ 19 StromNEV: Übergangsregelungen für Bestandskunden

Die bisherigen Sonderregelungen für atypische Netznutzung und Bandlast fallen nicht sofort weg:

• Atypische Netznutzung (§ 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV) bleibt bis 31.12.2031 anwendbar – für Letztverbraucher mit wirksamer individueller Netzentgeltvereinbarung zum 31.12.2028, mindestens einmaliger Erfüllung der Rabattvoraussetzungen 2026–2028 und einem Durchschnittsbezug über 10 GWh/Jahr (2024–2027).
• Bandlast & Bandstrom (§ 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV) bleibt unter vergleichbaren Voraussetzungen ebenfalls bis 31.12.2031 anwendbar.

Wie geht es weiter?

Verbände und Unternehmen können bis zum 18. September 2026 zum Festlegungsentwurf Stellung nehmen. Die Bundesnetzagentur will das Verfahren noch 2026 mit der endgültigen Festlegung abschließen. 2027 beginnen die Umsetzungsvorbereitungen bei den Netzbetreibern, bevor die neue Systematik zum 1. Januar 2029 wirksam wird. Änderungen gegenüber dem aktuellen Entwurf sind im weiteren Verfahren ausdrücklich möglich.

Häufige Fragen zum AgNes-Festlegungsentwurf