AgNes steht für Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat das Festlegungsverfahren am 12. Mai 2025 unter dem Geschäftszeichen GBK-25-01-1#3 eröffnet. Es soll die auslaufende Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) ersetzen, die zum 31. Dezember 2028 außer Kraft tritt.
Einen ausführlichen Grundlagenbeitrag zur AgNes-Reform haben wir hier zusammengefasst: Reform der Stromnetzentgelte — Hintergrund und Überblick
Warum eine Reform — und warum jetzt?
Die noch geltende Netzentgeltsystematik stammt aus einer Zeit, in der der Strom hauptsächlich aus großen Kohle-, Gas- und Atomkraftwerken stammte. Industriekunden zahlen ihren Leistungspreis auf Basis der Jahreshöchstlast: Ein einziger Spitzenwert — oft nur wenige Minuten im Jahr — bestimmt einen Großteil der Netzkosten. Dieses System setzt kaum Anreize für netzdienliches Verhalten.
Gleichzeitig verändert sich das Netz fundamental: dezentrale Einspeisung aus Photovoltaik und Wind, wachsende Zahl von Prosumern, Batteriespeicher, Wärmepumpen und E-Mobilität. Rückspeisungen erzeugen neue Netzbelastungen, die das alte Entgeltsystem nicht abbildet. Die Reform soll das ändern.
Zusätzlichen Druck erzeugt ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde, das das Außerkrafttreten der StromNEV 2028 rechtlich besiegelt hat. Es gibt kein Zurück — die neue Systematik kommt.
Ein Grundmodell in der Diskussion: Kapazitätspreis & 2 Arbeitspreise
Im Zentrum der aktuellen Diskussion, steht ein Modell mit drei Entgeltkomponenten, das den bisherigen Leistungspreis ablösen könnte. Dazu veröffentlichte die Bundesnetzagentur Ende April 2026 “Orientierungspunkte” für den kurz bevorstehenden Expertenaustausch. Diese sehen folgendes System vor:
- Kapazitätspreis (KP): Der Netznutzer wählt seine Leistung in kW selbst. Diese frei gewählte Kapazität bildet die Grundlage für die Netzfinanzierung.
- Arbeitspreis 1 (AP1): Normaltarif für Verbrauch innerhalb der selbst gewählten Kapazität.
- Arbeitspreis 2 (AP2): Erhöhter Tarif bei Überschreitung der gewählten Kapazität — mit direktem Anreiz zur Einhaltung.
Der entscheidende Unterschied zum heutigen System: Die Kapazität wird nicht mehr rückblickend aus der Jahreshöchstlast ermittelt, sondern vom Netznutzer vorausschauend selbst definiert. Das schafft Planungssicherheit und setzt einen direkten Anreiz, das eigene Lastprofil gezielt zu optimieren.
Dynamische Anreizkomponente: Rabatte für Flexibilität
Ergänzend zum Grundmodell plant die BNetzA dynamische Entgeltkomponenten, die netzdienliches Verhalten systematisch honorieren. Wer auf Netz- oder Marktsignale reagiert und seine Last anpasst, zahlt weniger Netzentgelt. Die Höhe der Entlastung hängt von drei Kriterien ab:
- Ausmaß der Flexibilität: Spürbare Laständerungen ab ca. 3 % werden honoriert — je größer die Reaktion, desto höher die Entlastung.
- Verfügbarkeitsdauer: Wer Flexibilität dauerhaft, verlässlich und für längere Zeit anbieten kann, profitiert stärker als bei sporadischer und kürzerer Teilnahme.
- Reaktionsgeschwindigkeit: Kurzfristig aktivierbare Flexibilität — wie sie Batteriespeicher ermöglichen — wird besonders hoch bewertet.
Konkret geplant sind mehrere Zeitfenster mit drei Preisstufen (Hoch-, Normal- und Niedertarif), die einmal jährlich festgelegt und monatlich oder in mindestens zwei Quartalen abgerechnet werden. Damit wird Flexibilität zu einem messbaren, planbaren Renditefaktor.
Sonderentgelte für Industrie & Gewerbe: 2 Modelle in Pilotprojekten
Parallel zum allgemeinen Entgeltmodell erprobt die BNetzA seit Anfang 2026 zwei Ansätze für Industriekunden in Pilotprojekten. Das ursprünglich separate Verfahren zu Industrienetzentgelten (BK4-24-027) wurde im Juli 2025 in den AgNes-Prozess integriert, um eine konsistente Gesamtsystematik zu gewährleisten.
- Modell A — Spotmarktorientierte Flexibilität: Leistungspreise orientieren sich an Marktstress. Hohe Spotpreise und Systemlast erzeugen wenige, aber intensive Hochpreisfenster — mehrfach täglich, kurzfristig. Hohes Einsparpotenzial, aber hohe Anforderungen an Prognosesysteme und Dispatch-Qualität.
- Modell B — Netzdienliche Flexibilisierung: Leistungspreise basieren auf der realen Netzbelastung (Hochlastzeitfenster, HLZF). Planbare, stabile Zeitfenster mit moderaterem Aufschlag. Konservativerer Ansatz — und der plausibelste Einstieg ab 2029.
Ein erster Austausch zwischen teilnehmenden Unternehmen, BNetzA, BDI und DIHK fand am 19. Februar 2026 statt. Die Rabattierung soll sich an den prozentualen Netzentgeltreduktionen der Vorjahre orientieren, damit aus der Pilotteilnahme kein ungerechtfertigter Wettbewerbsvorteil entsteht.
Die zwei Batteriespeicher-Szenarien im Detail
Auf Basis der laufenden BNetzA-Konsultationen hat die Technik-Abteilung von CUBE CONCEPTS zwei wahrscheinliche Ausgestaltungsvarianten für die neuen Leistungspreisfenster abgeleitet. Beide bauen auf dem gleichen Grundmodell auf, unterscheiden sich aber in Dynamik, Preishöhe und Zeitstruktur. Sie beleuchten das künftige Einsparpotential durch Batteriespeicher im klassischen Behind-the-Meter-Betrieb (BTM). Sofern die bisher geplanten Hochpreiszeitfenster ab 2029 kommen, sollten Unternehmen ihre Spitzenlasten währenddessen deutlich reduzieren. Zentrale Ausgangspunkte der beiden Szenarien sind folgende:
| Szenario A — Price-driven | Szenario B — Grid-driven | |
| Logik | Marktstress (Spotpreise) erzeugt Hochpreisfenster — mehrfach täglich, kurzfristig. | Reale Netzbelastung (HLZF) bestimmt die Fenster — planbar, stabil. |
| Peak-Preis | 450 €/kW/a (Faktor 2,8×) | 260 €/kW/a (Faktor 1,6×) |
| Zeitfenster | 3 Fenster/Tag · je 1–2 h | 2 Fenster/Tag · je 2 h |
| Einordnung | Hohes Einsparpotenzial, hohe Anforderungen. Eher ab 2031+. | Konservativer Basisfall. Plausibelster Einstieg ab 2029. |
Wichtiger Hinweis: Eine Reform wird kommen — die genaue Ausgestaltung steht jedoch noch nicht fest. Die beiden Szenarien sind keine Gewissheit, sondern Varianten auf Basis der aktuellen Konsultationen (Stand Februar 2026). Der erste Festlegungsentwurf folgt Mitte 2026.
Simulationsergebnisse: Was bedeutet das konkret?
Eine Standortsimulation für ein 1-MW/2-MWh-Batteriespeichersystem (Investition: 520.000 €) zeigt die Bandbreite des Business Case unter den verschiedenen regulatorischen Rahmenbedingungen. Hier lassen sich durch Lastspitzenkappung, Lastverschiebung und Eigenverbrauchsoptimierung die Bezugskosten wie folgt reduzieren:
| Ist-Zustand (2026) | Szenario A – Price-driven | Szenario B – Grid-driven | |
| Jahresertrag | 97.191 € | 320.105 € | 226.487 € |
| Amortisation | 5,3 Jahre | 1,5 Jahre | 2,2 Jahre |
| Rendite | 17,2 % | 94 % | 58,6 % |
| Jährl. Gesamtersparnis | 107.591 € | 333.105 € | 239.487 € |
| davon Leistungspreis-Ersparnisse | 10.017 € | 250.419 € | 157.574 € |
| davon Arbitrage-Ersparnisse | 97.574 € | 82.686 € | 81.913 € |
Der entscheidende Hebel ist die Leistungspreiseinsparung: Sie steigt von heute gut 10.000 € auf bis zu 250.000 € im Szenario A. Die neue Systematik verlagert den Wert eines Batteriespeichers damit klar in Richtung Netzentgeltoptimierung.
Kontroverse Themen: Was die Energie-Branche ablehnt
Diese drei Punkte im gesamten AgNes-Prozess der BNetzA sind in der Energie-Branche besonders umstritten:
- Einspeiseentgelte: Die BNetzA möchte künftig auch Einspeiser (PV, Wind) an den Netzkosten beteiligen. Im März 2026 lehnten alle großen Verbände — BDEW, VKU, BEE, BDI und bne — diesen Ansatz in Stellungnahmen geschlossen ab.
- Verpflichtende Baukostenzuschüsse: Die BNetzA tendiert zu einer Ausweitung und Verpflichtung von Baukostenzuschüssen (BKZ). Auch hier gibt es erheblichen Widerstand.
- Komplexität der Dynamisierung: Der BEE begrüßt das Prinzip dynamischer Entgelte, mahnt aber an, die technischen Anforderungen nicht zu hoch anzusetzen und Übergangsmodelle mit verbindlichen Fristen zu verankern — damit der Umsetzungsdruck erhalten bleibt.
Zeitplan: Wo steht das Verfahren heute?
Nach der Verfahrenseröffnung und der ersten Veröffentlichung des Diskussionspapieres im Mai 2025 folgten im Sommer 2025 diverse Auftaktworkshops. Deren Auswertung zog sich bis Dezember als der erste Expertenworkshop zum “Grundmodell Netzfinanzierung & Niederspannung” startete. Etwa zeitgleich nahm im Winter die Arbeitsgruppe “dynamische Netzentgelte & Speicherentgelte” die interne Diskussion auf. Bei den Tagungen im Februar und März 2026 zum Thema “Einspeiseentgelte & Kostenwälzung” trafen die Experten auf großen Widerstand durch alle Verbände, so dass hier noch keine Ergebnisse zu erwarten sind.
Der hier vorgestellte Workshop und Expertenaustausch “Industrienetzentgelte” fand am 30. April 2026 statt und die ersten Pilotprojekte laufen seit Februar 2026. Teilnehmende Unternehmen und Netzbetreiber haben dabei 6 oder 12 Monate Zeit, neue individuelle Netzentgeltsysteme zu testen.
Nächste Milestones:
- Mitte 2026 – Erster förmlicher Festlegungsentwurf mit Konsultation (geplant)
- Ende 2026 – Finale Festlegung – Befassung Länderausschuss
- 2027–2028 – Umsetzung in Marktkommunikation und technische Systeme
- 1. Jan 2029 – Inkrafttreten der neuen Netzentgeltsystematik
Fazit: Flexibilität wird zum Renditefaktor
Das AgNes-Verfahren nimmt konkrete Konturen an. Mit dem Kapazitätspreismodell und den geplanten dynamischen Anreizkomponenten entsteht eine Systematik, die Flexibilität nicht mehr nur belohnt — sondern voraussetzt. Der Wert eines Batteriespeichers verlagert sich dabei klar in Richtung Netzentgeltoptimierung: Während Arbitrage-Erlöse vergleichsweise stabil bleiben, kann die Leistungspreiseinsparung ab 2029 auf ein Vielfaches des heutigen Niveaus steigen.
Für Unternehmen gilt: Eine Reform ist beschlossen, die Ausgestaltung folgt Mitte 2026. Wer jetzt analysiert, welche Leistungsspitzen er in künftigen Hochpreisfenstern kappen kann — und welche Investitionen sich dafür rechnen —, hat einen klaren Vorsprung. Die Pilotprojekte zeigen bereits, dass der Business Case für Batteriespeicher unter den neuen Rahmenbedingungen deutlich attraktiver wird.
FAQ
Was ist AgNes?
AgNes steht für Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom. Die Bundesnetzagentur hat das Festlegungsverfahren am 12. Mai 2025 eröffnet, das die auslaufende StromNEV ab dem 1. Januar 2029 ersetzen soll.
Was ist der Kapazitätspreis im AgNes-Modell?
Der Netznutzer wählt seine Leistung in kW selbst. Er zahlt einen Kapazitätspreis (KP) für diese Leistung, einen Arbeitspreis AP1 für Verbrauch innerhalb der Kapazität und einen höheren Arbeitspreis AP2 bei Überschreitung. Damit ersetzt das Modell den bisherigen Leistungspreis auf Basis der Jahreshöchstlast. Die Verhältnisse zwischen den drei Preiskomponenten sind noch nicht definiert.
Wann gilt die neue Netzentgeltsystematik?
Die StromNEV läuft am 31. Dezember 2028 aus. Die finale Festlegung der AgNes ist für Ende 2026 geplant, die Umsetzung in der Marktkommunikation für 2027–2028, sodass die neuen Regeln ab dem 1. Januar 2029 gelten.
Welche Modelle werden für Industrie und Gewerbe erprobt?
Die Bundesnetzagentur erprobt in Pilotprojekten zwei Modelle: Modell A „Spotmarktorientierte Flexibilität” und Modell B „Netzdienliche Flexibilisierung”. Beide testen, wie flexibles Lastverhalten durch Sondernetzentgelte honoriert werden kann.
Was bedeutet die AgNes-Reform für Batteriespeicher (BESS)?
Batteriespeicher können im neuen System gezielt Leistungsspitzen kappen und so den Kapazitätspreis sowie künftige Hochpreiszeitfenster optimieren. Simulationen zeigen je nach Szenario eine Verkürzung der Amortisationszeit von 5,3 Jahren heute auf 2,2 Jahre (Szenario B) bzw. 1,5 Jahre (Szenario A).