Reform der Netzentgelte: der AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur

Warum die Netzentgelte reformiert werden

Netzentgelte finanzieren den Bau, den Betrieb und die Instandhaltung der Stromnetze. Nach Angaben der Bundesnetzagentur (BNetzA) belaufen sie sich auf rund 37 Milliarden Euro pro Jahr und machen etwa 30 % der Stromkosten eines Haushalts aus. Die Regeln für die Verteilung dieser Kosten auf die Netznutzer stammen weitgehend aus der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) von 2005. Seitdem hat sich das Energiesystem grundlegend verändert: Die Erzeugung wird zunehmend dezentral und volatil, die Anschlusskapazität ist knapp, und die Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement steigen. Vor diesem Hintergrund wird seit Längerem diskutiert, ob die bisherige Kostenverteilung noch zu den Anforderungen eines Energiesystems passt, das zunehmend auf erneuerbaren Energien und Flexibilität beruht.

Den unmittelbaren Anstoß für die Änderung gab jedoch ein rechtlicher Anlass auf europäischer Ebene. In seinem Urteil vom 2. September 2021 in der Rechtssache C-718/18, Kommission/Deutschland, stellte der Gerichtshof fest, dass Deutschland der nationalen Regulierungsbehörde nicht die nach Unionsrecht erforderliche ausschließliche Zuständigkeit für die Festlegung der Netzzugangsbedingungen und der Entgeltmethoden übertragen hatte. Deutschland reagierte, indem es diese Zuständigkeiten auf die BNetzA übertrug. Die verordnungsbasierten Regeln über die Netzentgelte laufen daher Ende 2028 aus und werden durch Festlegungen der BNetzA ersetzt.

Dieser Beitrag erläutert den AgNes-Prozess, die wichtigsten vorgeschlagenen Änderungen für die verschiedenen Gruppen von Netznutzern, den Zeitplan und das, was Unternehmen jetzt tun sollten. Er soll Verbrauchern, Erzeugern, Speicherbetreibern und Netzbetreibern helfen, die Auswirkungen der neuen Systematik auf ihre Kosten und Verträge frühzeitig einzuschätzen.

Der AgNes-Prozess und der Zeitplan

AgNes steht für die „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“. Die BNetzA hat den Prozess 2025 begonnen, am 27. Mai 2026 einen Zwischenstand vorgestellt und am 6. August 2026 die Konsultation ihres finalen Festlegungsentwurfs begonnen. Die Beteiligten konnten bis zum 18. September 2026 Stellung nehmen. Nach Angaben der BNetzA soll die Rahmenfestlegung Ende 2026 erlassen werden, gefolgt von detaillierteren Festlegungen im Jahr 2027. Sie ersetzt die StromNEV, die am 31. Dezember 2028 außer Kraft tritt.

Rechtsgrundlage ist die Zuständigkeit der BNetzA nach § 21 EnWG und den damit zusammenhängenden Vorschriften, die Bedingungen und Methoden für die Netzentgelte festzulegen. Diese müssen angemessen, diskriminierungsfrei und transparent sein und auf den Kosten eines effizienten Netzbetreibers beruhen. Die BNetzA hat betont, dass die Reform die Verteilung der Kosten betrifft; Effizienz und Höhe der zulässigen Erlöse werden gesondert im Verfahren der Anreizregulierung behandelt. Für die Netznutzer bedeutet dies, dass sich die Gesamtkosten des Netzes durch die Reform nicht unmittelbar verändern, wohl aber die Frage, wer welchen Anteil davon trägt.

Netzentgelte für Großverbraucher

Für Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh schlägt der Zwischenstand der BNetzA vom Mai 2026 vor, den heutigen Leistungspreis, der auf der jährlichen Höchstlast beruht, durch einen Kapazitätspreis in Euro je kW und Jahr für die gebuchte Kapazität zu ersetzen. Der Verbrauch bis zur gebuchten Kapazität unterliegt einem Arbeitspreis in Cent je kWh; ein Verbrauch darüber hinaus löst einen Aufschlag aus. Ziel ist es, wirtschaftliche Hindernisse für einen höheren Verbrauch in Zeiten sehr niedriger Strompreise zu beseitigen und Flexibilität zu fördern.

Im geltenden System kann eine einzige Verbrauchsspitze die Netzentgelte für das gesamte Jahr erhöhen, was Unternehmen davon abhält, ihren Verbrauch zu steigern, wenn erneuerbarer Strom reichlich vorhanden ist. Die neue Struktur würde es erleichtern, auf Preissignale zu reagieren, etwa indem Elektrokessel oder Elektrolyseure bei niedrigen Preisen betrieben werden. Unternehmen müssen jedoch entscheiden, wie viel Kapazität sie buchen, was gute Lastprognosen und für viele Unternehmen neue interne Prozesse im Energiemanagement erfordert.

Individuelle Netzentgelte der Industrie

Viele energieintensive Unternehmen profitieren von individuellen Netzentgelten nach § 19 Abs. 2 StromNEV, entweder wegen atypischer Netznutzung oder wegen einer gleichmäßigen Bandlastabnahme von mindestens 7.000 Stunden im Jahr. Bandlastrabatte belohnen einen konstanten Verbrauch, was dem Ziel der Flexibilität widerspricht. Für viele Unternehmen sind diese Rabatte jedoch ein wesentlicher Bestandteil ihrer Kostenkalkulation, sodass der Übergang besondere Aufmerksamkeit verdient.

Nach Angaben der BNetzA wird die Rahmenfestlegung Grundregeln und Übergangsbestimmungen enthalten: Die Bandlastregel wird für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031 verlängert, und die geltende Rabattstruktur für atypische Netznutzung bleibt für Großverbraucher übergangsweise erhalten. Über die künftige Ausgestaltung für Industrieverbraucher soll Anfang 2027 entschieden werden, unter Berücksichtigung von Pilotprojekten, die bis Ende 2026 laufen.

Erzeuger und Speicher

Heute zahlen Erzeuger für die Einspeisung von Strom in das Netz keine Netzentgelte. Die BNetzA will dies ändern: Erzeuger sollen über einen begrenzten jährlichen Kapazitätspreis beitragen, der anfänglich bei 4 bis 7 Euro je kW und Jahr erwartet wird. Bestandsanlagen wären für 20 Jahre ab ihrer ersten Inbetriebnahme befreit. Nach Angaben der BNetzA würde ein solches Entgelt die Marktpreise kaum beeinflussen, könnte aber mit der Zeit bis zu 2 Milliarden Euro pro Jahr zu den Netzkosten beitragen. Steckersolargeräte und Prosumer sind nicht betroffen.

Auch Speicherbetreiber – Batterien und Pumpspeicher – sollen über einen moderaten Kapazitätspreis ähnlich wie Erzeuger beitragen, aber keine arbeitsbezogenen Entgelte zahlen. Dies spiegelt ihre Rolle als Anbieter von Flexibilität wider. Derzeit profitieren Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, für einen Zeitraum nach der Inbetriebnahme von einer Befreiung von den Netzentgelten für den zur Speicherung entnommenen Strom nach § 118 Abs. 6 EnWG. Investoren in Batterieprojekte sollten den Übergang sorgfältig modellieren; unser Beitrag zu Batteriespeicher-Projekten behandelt die Wirtschaftlichkeit.

Knappheit der Netzanschlusskapazität

Die Reform hängt eng mit der Knappheit der Netzanschlusskapazität zusammen. Netzbetreiber erhalten weit mehr Anschlussbegehren für Speicher, Rechenzentren und große Lasten, als sie bedienen können. Die Bepreisung von Kapazität – für Verbraucher über die gebuchte Kapazität, für Erzeuger und Speicher über ein kapazitätsbasiertes Entgelt – soll eine effiziente Nutzung knapper Kapazität fördern. Unternehmen, die neue Anschlüsse planen, sollten bedenken, wie sich die beantragte Kapazität in künftigen Entgelten niederschlägt und ob flexible Netzanschlussvereinbarungen sowohl Anschlusszeiten als auch Kosten verringern könnten.

Elektrolyseure

Elektrolyseure sind eine weitere wichtige Gruppe von Netznutzern, für deren Wirtschaftlichkeit die Netzentgelte von großer Bedeutung sind. Heute bestehen Befreiungen und Sonderregeln; wie sie sich in das neue System einfügen, wird Gegenstand der detaillierten Festlegungen sein. Entwickler von Wasserstoffprojekten sollten die Konsultation genau verfolgen, da das Ergebnis die Kosten der Wasserstofferzeugung aus Netzstrom und die Standortwahl für Elektrolyseure beeinflussen wird.

Haushalte und Prosumer

Für rund 40 Millionen Haushaltskunden in der Niederspannung ändert sich an der Struktur wenig: Das Netzentgelt besteht weiterhin aus einem jährlichen Grundpreis und einem Arbeitspreis je kWh. Die BNetzA schlägt jedoch verbindliche Regeln für Grundpreise vor, einschließlich eines gedeckelten Grundpreises. Verbraucher, die ihren Strom selbst erzeugen, etwa mit einer Photovoltaikanlage auf dem Dach, und daher weniger aus dem Netz beziehen, würden einen höheren Grundpreis zahlen, nach Angaben der BNetzA je nach Standort voraussichtlich weniger als 100 Euro pro Jahr. Steckersolargeräte sind ausgenommen.

Für Eigentümer von Gewerbeimmobilien und Vermieter, die Mieterstrommodelle anbieten, wirken sich diese Änderungen auf die Wirtschaftlichkeit der Erzeugung vor Ort aus. Unser Beitrag zu Direktleitungen und Kundenanlagen behandelt Modelle der Vor-Ort-Versorgung.

Netzentgelte in Verträgen und Transaktionen

Die Reform hat Folgen, die weit über die Preisblätter der Netzbetreiber hinausreichen und viele Vertragsbeziehungen berühren. Stromlieferverträge für Gewerbe- und Industriekunden behandeln Netzentgelte typischerweise als durchlaufenden Posten, teils mit detaillierten Definitionen, die auf Bestandteile der StromNEV verweisen, etwa den Leistungspreis oder individuelle Netzentgelte nach § 19 StromNEV. Sobald die Verordnung außer Kraft tritt, können solche Verweise unklar werden. Langfristige Verträge mit einer Laufzeit über 2028 hinaus sollten daher überprüft und gegebenenfalls so geändert werden, dass sie auf die Entgelte nach dem jeweils geltenden Regulierungsrahmen verweisen und einen Mechanismus für strukturelle Änderungen vorsehen.

Power Purchase Agreements und Vereinbarungen über die Vor-Ort-Versorgung werfen ähnliche Fragen auf. Ein PPA mit physischer Lieferung über das öffentliche Netz kann die Netzkosten dem Käufer zuweisen; bei einem Sleeved PPA kann ein Lieferant die Netzkosten weitergeben; ein Vor-Ort-Modell kann sie teilweise vermeiden. Die Einführung kapazitätsbasierter Entgelte für Erzeuger und Speicher schafft einen neuen Kostenposten auf der Verkäuferseite. Verträge sollten festlegen, wer nach Vertragsschluss eingeführte neue Entgelte trägt.

Due Diligence

Beim Erwerb energieintensiver Unternehmen oder Energieprojekte sollten Erwerber die aktuellen Netzentgelte des Zielunternehmens, etwaige individuelle Netzentgelte und ihre Rechtsgrundlage, die erwarteten Auswirkungen der Reform und die vertragliche Verteilung künftiger Änderungen analysieren. Ein Geschäftsmodell, das auf Bandlastrabatten oder Befreiungen für Speicher beruht, kann sich nach 2028 oder 2031 erheblich verändern. Bewertungsmodelle sollten diese Szenarien abbilden. Zudem sollten die Transaktionsverträge regeln, wie mit Unsicherheiten über die künftige Entgeltstruktur umgegangen wird, etwa durch Garantien, Preisanpassungsmechanismen oder spezifische Freistellungen.

Stadtwerke und Netzbetreiber

Verteilnetzbetreiber müssen die neue Struktur in ihren Preisblättern, Abrechnungssystemen und Kundenverträgen umsetzen. Sie müssen die Änderungen zudem frühzeitig an ihre Kunden kommunizieren, da Großverbraucher Kapazität buchen müssen. Stadtwerke, die zugleich Netzbetreiber und Lieferanten sind, sollten sicherstellen, dass bei der Kundenkommunikation die Entflechtungsregeln eingehalten werden.

Was Unternehmen jetzt tun sollten

Die neuen Netzentgelte gelten ab 2029, doch Investitionsentscheidungen, die heute getroffen werden, sind bereits betroffen. Unternehmen sollten ihr Lastprofil analysieren und die Auswirkungen eines Kapazitätspreises und des Wegfalls der Bandlastrabatte abschätzen. Energieintensive Unternehmen, die sich auf individuelle Netzentgelte stützen, sollten den Übergangszeitraum bis 2031 bewerten und prüfen, ob Investitionen in Flexibilität künftige Entgelte senken könnten. Entwickler von Erzeugungs-, Speicher- und Elektrolyseprojekten sollten kapazitätsbasierte Entgelte modellieren und sich vertraglich absichern.

Unternehmen sollten zudem ihre Strom- und Netzanschlussverträge überprüfen. Lieferverträge geben Netzentgelte häufig an den Kunden weiter; strukturelle Änderungen können Anpassungen erfordern. Netzanschlussverträge müssen gegebenenfalls die gebuchte Kapazität regeln. Beteiligen sich Unternehmen 2027 an der Konsultation der Folgefestlegungen, haben fundierte Daten zu ihrem Lastprofil und ihrem Flexibilitätspotenzial mehr Gewicht als allgemeine Einwände.

Rechtsschutz

Auch gegen die neuen Regeln besteht Rechtsschutz. Festlegungen der BNetzA können mit der Beschwerde zum Oberlandesgericht Düsseldorf angefochten werden. Da die Rahmenfestlegung viele Marktteilnehmer betrifft, sind Beschwerden von Verbänden und einzelnen Unternehmen möglich. Die Fristen sind kurz – in der Regel ein Monat nach Zustellung oder Bekanntgabe –, sodass betroffene Unternehmen die endgültige Festlegung nach ihrer Veröffentlichung zügig auswerten sollten.

So unterstützt TRW & Co bei Fragen der Netzentgelte

Wir beraten Industrieunternehmen, Erzeuger, Speicherbetreiber, Wasserstoffentwickler und Netzbetreiber zu Netzentgelten und zur AgNes-Reform. Wir analysieren die Auswirkungen der neuen Struktur, erarbeiten Stellungnahmen in Konsultationsverfahren, prüfen Liefer- und Netzanschlussverträge, strukturieren Flexibilitäts- und Speicherprojekte und vertreten Mandanten in Beschwerdeverfahren vor dem Oberlandesgericht Düsseldorf und dem Bundesgerichtshof. Unsere Arbeit ist verbunden mit unseren Teams für Netze und EnWG, Energie und Versorgung sowie Industrie und Mittelstand. Bitte nehmen Sie Kontakt mit uns auf. Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und stellt keine Rechtsberatung dar.