Newsletter Netzbetreiber | 20.01.2026 AgNes und die Netzentgelte – weiteres Vorgehen der Bundesnetzagentur Autoren: Micha Ries

Als sich unser Netzentgeltsystem noch vor der Jahrtausendwende aus Grund-, Arbeits- und Leistungspreisen sowie BKZ etablierte, gab es weder eine Energiewende noch dachte man an das ambitionierte Dekarbonisierungsvorhaben, das auf eine Reduzierung der CO2-Emissionen durch den Umstieg auf erneuerbare Energien und eine Steigerung der Energieeffizienz abzielt.

In der Zwischenzeit haben jedoch steigende dezentrale und volatile Einspeisungen in unsere Stromnetze nur für Probleme durch Ungleichgewichte zwischen Einspeisung und Netzlast gesorgt, sondern in der Folge auch für erhöhte Netzkosten durch Netzaus- und -umbau. Kann das so weitergehen?
 

Zur Bestimmung einer neuen Netzentgeltsystematik und zur Begegnung der deutlich veränderten und sich weiterhin ändernden Situation im Stromnetz hat die Bundesnetzagentur ein Festlegungsverfahren unter der Bezeichnung AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) eröffnet. Am 20. November 2025 hat sie das erste Sachstandspapier mit Darlegung verschiedener Orientierungspunkte zu den künftigen Netzentgeltkomponenten vorgestellt.

Status quo des Netzentgeltsystems für Kunden mit einem Verbrauch von unter 100.000 kWh:

Wesentliche Eigenschaften des heutigen AP/GP-Systems sind

1. Das System ist leicht verständlich und umsetzbar (für Verbraucher und NB)
2. Es liefert Anreize zur Energieeffizienz
3. Es ist finanziell eher vorteilhaft für Kunden mit geringem Stromverbrauch (inzwischen jedoch bereits stark abhängig von der Höhe des jährlichen Grundpreises).
    

Nachteil des aktuellen Systems: Es begünstigt den Eigenverbrauch, also den sog. Prosumer, der den Strom seiner eigenen Erzeugungsanlage nutzt. Dadurch entsteht eine Benachteiligung für die Kostenreflexivität der Entgeltsystematik und zudem ein Vergleich höherer Finanzierungsbeitrag für Verbraucher ohne Eigenerzeugung. Dabei geht es nicht um Kritik an Eigenerzeugung, sondern vielmehr um eine angemessene Tragung der Netzkosten.

Um nun die Verteilung der Netzkosten insgesamt gerechter und insbesondere verursachungsgerecht auszugestalten, soll die Netzentgeltsystematik geändert werden. Neben dem zuvor benannten Sachstandspapier geht die BNetzA zusätzlich mit den betroffenen Stakeholdern in die Diskussion. Dies ist zu begrüßen, denn es ist sinnvoll, die Betroffenen zu hören, Erfahrungen zu sammeln und auszutauschen.

Ein erster Austausch zu den Entgeltkomponenten für die Spannungsebenen oberhalb der Niederspannung fand bereits am 2. Dezember 2025 statt. Dabei ging es um die Gewerbe- und Industriekunden (> 100.000 kWh) mit registrierender Leistungsmessung in den oberen Spannungsebenen.

Ein weiterer Austausch zu den Entgeltkomponenten für die Niederspannung und die Entnahmen < 100.000 kWh fand am 19. Dezember 2025 statt.

Nach der Vorstellung der BNetzA sollen die Netzentgelte künftig vor allem durch zwei konzeptionell zu unterscheidende Arten von Entgeltkomponenten gebildet werden:

1. Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion
   1. Diese sollen das Verhalten der Netznutzer nach Möglichkeit wenig beeinflussen.
   2. Verbraucher ab der Umspannebe MS/NS und Verbraucher in der Niederspannung mit einem Verbrauch von über 100.000 kWh:
      1. Preis für eine „bestellte“ Kapazität sowie
      2. statischer Arbeitspreis (zweistufig)
   3. Der (statische) Arbeitspreis soll dabei zweistufig ausgestaltet werden:
      1. ein Arbeitspreis 1, der für die Bezugsmenge unterhalb der bestellten Kapazität gilt, und
      2. ein höherer Arbeitspreis 2, der für die Bezugsmengen oberhalb der Wahlkapazität anfällt.
   4. Verbraucher in der Niederspannung mit einem Verbrauch von unter 100.000 kWh/a
      1. grundsätzlich weiterhin eine Arbeitspreis- sowie eine Grundpreiskomponente
      2. Überlegungen zu einer saisonalen Unterscheidung (insb. WP)
      3. Kapazitätspreise für alle Kunden in der Niederspannung werden diskutiert.
   5. Prosumer:
      1. Beteiligung an den Netzkosten z. B. über einen erhöhten Grundpreis
          
2. Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion
   1. Ein netzorientiertes Nutzungsverhalten soll über dynamische Arbeitspreise erreicht werden.
   2. Die Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion zielen nicht auf Mehreinnahmen ab, können aber je nach Konstellation auch zu Mehr- oder Mindereinnahmen für Netzbetreiber führen, die dann der allgemeinen Netzfinanzierung dienen.
   3. Über Baukostenzuschüsse sollen Anreize gesetzt werden, auch bei Investitionsentscheidungen Netzbelange zu berücksichtigen.
   4. G-Komponente:
      1. Die Überlegungen zur Beteiligung von Einspeisern und Speichern an der Netzfinanzierung sind noch nicht abgeschlossen. Sie werden nachrangig in eigenen Diskussionen auf dem Prüfstand stehen.
          

Entgeltsystem ab Ebene MS/NS und NS-Entnahmen von über 100.000 kWh

Es kristallisiert sich eine Kombination aus einer mengenbezogener und einer kapazitätsbezogenen Komponente heraus.

Als mengenbezogene Komponente bietet es sich an, den Arbeitspreis beizubehalten. Demgegenüber scheint die Gleichzeitigkeitsfunktion (g-Funktion) aus Sicht der BNetzA als Bemessungsvorschrift für den Leistungspreis immer weniger geeignet zu sein. Die Annahme, über eine Gleichzeitigkeitsfunktion die Wahrscheinlichkeit eines Beitrags des Netznutzers zur (als Kostentreiber vermuteten) Jahreshöchstlast abzubilden, trägt nach Ansicht der BNetzA nicht mehr. Daher schlägt sie vor, die leistungsbezogene Entgeltkomponente hin zu einer Kapazitätskomponente zu modifizieren.

Die kapazitätsbezogene Komponente bezieht sich weder auf eine vertraglich gebuchte Kapazität nach dem Vorbild der Gasnetzentgelte noch auf die technische Netzanschlusskapazität, sondern auf eine jährlich in hohem Maße frei wählbare Kapazität. Überschreitungen der gewählten Kapazität sollen zugelassen werden. Diese sollen nicht derart bepreist werden, dass Leistungsspitzen prohibitiv hohe Mehrkosten auslösen.
Überschreitungen der gewählten Kapazität sind dabei zumindest bis zur Höhe der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität jederzeit möglich. Solange sich seine Strombezugskurve innerhalb seiner Kapazitätsbestellung bewegt, entrichtet der Netznutzer ein niedrigeres Arbeitsentgelt (AP1). Wenn die Bezugsleistung des Netznutzers die bestellte Kapazität jedoch übersteigt, bezahlt der Netznutzer für die Mengen, die oberhalb der bestellten Kapazität bezogen werden, einen höheren Arbeitspreis (AP2).

Für jede Spannungsebene sind somit folgende Parameter festzulegen:

a) Erlösanteil Arbeit
b) Erlösanteil Kapazität
c) Verhältnis AP1 zu AP2

Ob es konkretere Vorgaben zu diesen Parametern geben wird oder ob die Grenzen frei wählbar sein werden, ist aktuell noch offen.
Klar ist jedoch, dass für jeden RLM-Kunden nun folgende Informationen erforderlich werden:

a) Bestellkapazität (KP)
b) Bezugsmenge AP1 (unterhalb der Bestellkapazität) 
c) Bezugsmenge AP 2 (oberhalb der Bestellkapazität)

In Abhängigkeit des Lastgangs gibt es für jeden Kunden ein Optimum zwischen Bestellkapazität und AP1/AP2. Zur Mengenkomponente wird es weiterhin einen Plan/IST Abgleich geben müssen.

-> Inwieweit dieses Modell auch zwischen den verschiedenen Netzbetreibern (vorgelagerte Netzkosten) zur Anwendung kommt, ist noch offen.

Dynamische Netzentgelte

Um Engpässen mittels finanzieller Anreize zu begegnen, soll die dynamische Arbeitspreiskomponente symmetrisch und vorzeichengerecht ausgestaltet werden.  In Abhängigkeit zur Einsatzentscheidung und Position zum Engpass würde ein Netzentgelt zusätzlich vom Netznutzer erhoben oder ausgezahlt, und zwar nur dann – und auch nur dort und dann – wenn eine Engpasssituation droht.

Konkret diskutiert wird die Frage nach örtlich unterschiedlichen Entgelten, sowie die Möglichkeit, zeitvariable Netzentgelte zu etablieren. In engpassfreien Netzen/Netzbereichen soll die dynamische Arbeitspreiskomponente hingegen entfallen. Die Anwendung ist ansonsten für alle Netznutzer innerhalb der Netznutzergruppen verpflichtend. Es soll nämlich vermieden werden, dass sich nur diejenigen Netznutzer für eine Teilnahme entscheiden, die keine Verhaltensänderung vornehmen müssen und entsprechend mehr profitieren.

Aktuell geht die Diskussion dahin, dass ein dynamisches Entgelt zunächst für die Netzebenen Höchstspannung (NE1) bis zur Hochspannung (NE4) in Form einer gestaffelten Einführung dynamischer Entgelte umgesetzt werden könnte. 
Zum Start eines solchen Systems bieten sich Stand-alone-Speicher in den oberen Netzebenen an. Hier könnten erste Erfahrungen gesammelt werden, bevor das System nach Prüfung auf weitere Nutzergruppen und Ebenen ausgeweitet wird.

Anreize für Investitionsentscheidungen

Die direkteste Möglichkeit, Kostenwirkungen im Zusammenhang mit Netzanschlüssen zu reflektieren, bietet der Baukostenzuschuss (BKZ). Baukostenzuschüsse sind primär ein Instrument, um eine unnötig hohe Nachfrage nach Anschlusskapazität zu dämpfen. Dabei werden tatsächliche oder pauschalierte Ausbaukosten in angemessenem Umfang in den Preis für den Netzanschluss internalisiert. Darüber hinaus könnte die Wahl des Anschlussortes auch über BKZ beeinflusst werden, indem Anreize gesetzt werden, überlastete Anschlusspunkte und solche, die besonders hohe Ausbaumaßnahmen erfordern würden, zu meiden.
Dabei könnte nach Ort, Netzebene und NAK differenziert werden.

Die Erhebung von Baukostenzuschüssen ist den Netzbetreibern heute freigestellt. Angesichts des Mangels an Netzanschlusskapazität und der hohen Kosten des Netzausbaus wäre eine naheliegende verpflichtende Erhebung von Baukostenzuschüssen zu prüfen.

Im Netzentgeltmodell mit Kapazitätspreis könnte der BKZ eine flankierende Rolle übernehmen. Überlegungen zur Erhebung von BKZ gegenüber Einspeisern sind hingegen noch offen. Gleiches gilt für die Erhebung von BKZ gegenüber Batteriespeichern. In diesem Zusammenhang wurden bereits deutsche Gerichte eingeschaltet und die Netzbetreiber sind verunsichert, wie sie sich korrekt verhalten sollten.

Bei Fragen und/oder Gesprächsbedarf rund um das Thema melden Sie sich gerne. 

Micha Ries
Senior Manager
micha.ries@bet-consulting.de