Netzentgeltreform AgNes: Was die BNetzA ab 2029 ändern will

Die Bundesnetzagentur hat ihren Zwischenstand zur Netzentgeltreform vorgelegt. Speicher und Steckersolar bleiben verschont, die EE-starken Nord-Länder werden entlastet. Doch beim entscheidenden Hebel zur Reduktion der Redispatch-Kosten bleibt die Behörde zaghaft.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 Min. Lesezeit LESEN

37 Milliarden Euro im Jahr. So viel kostet das deutsche Stromnetz seine Nutzer*innen, etwa 30 Prozent eines durchschnittlichen Haushaltsstrompreises. Wie dieses Kostenvolumen ab 2029 auf Verbraucher*innen, Erzeuger und Speicher verteilt wird, hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 27. Mai 2026 in Bonn skizziert. Die Netzentgeltreform beim, Strom, kurz AgNes, ist der vielleicht wichtigste regulatorische Umbau der Energiewende in diesem Jahrzehnt.

Ausgelöst hat den Prozess ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs, das die bestehende Stromnetzentgeltverordnung aus dem Jahr 2005 zum 31. Dezember 2028 außer Kraft setzt. Ohne Neuregelung gäbe es ab 2029 keine klaren Spielregeln für die Entgeltbildung. Die BNetzA muss also liefern. Was sie heute vorgestellt hat, ist noch kein finaler Festlegungsentwurf, sondern ein „vorläufiger Meinungsstand" nach einem Jahr Konsultation mit allen Netznutzergruppen. Im Sommer 2026 beginnt die förmliche Konsultation, Ende 2026 soll die Rahmenfestlegung beschlossen werden.

Das Echo aus der Branche fällt gemischt aus. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) sieht zentrale Punkte gerettet, kritisiert aber strukturelle Rückschritte. Das Hamburger Unternehmen 1KOMMA5°, das Photovoltaik, Speicher und dynamische Stromtarife für Privathaushalte anbietet, spricht von einem ernüchternden Zwischenergebnis. Felix Dembski, Vice President Legal & Regulatory bei Sonnen, dem deutschen Heimspeicher-Spezialisten, sieht eine vertane Chance für eine effizientere und intelligentere Netznutzung. Die BNetzA selbst betont den Ausgleich zwischen Reformwillen und Vertrauensschutz. Wer hat recht?

Netzentgeltreform: Was sich für Haushalte, Speicher und Erzeuger ändert

Für die rund 40 Millionen Haushaltskunden in der Niederspannung ändert sich systematisch wenig. Das Netzentgelt setzt sich weiterhin aus einem Grundpreis in Euro pro Jahr und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde zusammen. Neu sind bundesweit verbindliche Vorgaben für den Grundpreis, inklusive einer Deckelung nach oben. Wer eine eigene PV-Anlage betreibt und damit weniger Strom aus dem Netz bezieht, ein sogenannter Prosumer, zahlt künftig einen höheren Grundpreis. Die zusätzliche Belastung soll laut BNetzA lokal unterschiedlich, aber unter 100 Euro im Jahr liegen. Steckersolaranlagen sind explizit ausgenommen.

Die Zahl von unter 100 Euro dürfte zu optimistisch sein. Dembski hat anhand der Strukturdaten und des Preisblatts des Bayernwerks eine Überschlagsrechnung angestellt und kommt auf bis zu 155 Euro pro Jahr inklusive Mehrwertsteuer. Dazu kommt ein grundlegender Konstruktionsfehler: Eine 3-Kilowatt-Peak-Anlage auf dem Reihenhausdach zahlt denselben Aufschlag wie eine 300-Kilowatt-Peak-Anlage auf dem Industriedach. Kostenreflexiv ist das nicht. Problematisch ist auch, dass eine Vertrauensschutzregelung für Bestandsanlagen bisher nicht vorgestellt wurde - Millionen Haushalte, die in den vergangenen Jahren eine PV-Anlage installiert haben, könnten also rückwirkend belastet werden.

Dembski benennt einen weiteren Schwachpunkt: Das intelligentere Modell, bei dem Prosumer ihre tatsächlich benötigte Netzkapazität selbst wählen und mit einem Speicher und Energiemanagementsystem einhalten könnten, bleibt kleinen Anlagenbetreibern verwehrt. Dieses sogenannte Kapazitätsmodell hat die BNetzA ausschließlich für Großverbraucher ab 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch vorgesehen. Ein opt-in für Prosumer, das echte Anreize zum sparsamen Umgang mit Netzkapazität gesetzt hätte, wurde nicht eingeführt. Das Ergebnis sei mehr Netzausbau statt intelligentere Netznutzung.

Für Großverbraucher mit mehr als 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch wird der bisherige Leistungspreis durch einen Kapazitätspreis in Euro pro Kilowatt und Jahr ersetzt, ergänzt um einen Aufschlag bei Überschreitung der bestellten Kapazität. Damit will die Behörde gewerblichen und industriellen Verbrauchern mehr Flexibilität ermöglichen, wenn die Strompreise an der Börse einbrechen.

Der vielleicht weitreichendste Schritt: Erstmals werden auch Erzeugungsanlagen an der Netzfinanzierung beteiligt. Bislang waren sie entgeltbefreit. Künftig zahlen sie einen jährlichen Kapazitätspreis, der zu Beginn voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr betragen wird. Bestandsanlagen sind für 20 Jahre ab erstmaliger Inbetriebnahme ausgenommen. Über die Jahre könnte dieses Einspeiseentgelt bis zu 2 Milliarden Euro pro Jahr zur Netzfinanzierung beitragen, ohne den Strommarktpreis spürbar zu verzerren.

Wo die Reform mutiger ist als erwartet

An drei Stellen geht die BNetzA weiter, als viele in der Branche erwartet hatten. Erstens beim Vertrauensschutz für Stromspeicher: Die ursprünglich für den 1. Januar 2029 geplante Einführung von Kapazitätsentgelten für alle Speicher ist vom Tisch. Stattdessen beginnt die Entgelterhebung erst nach Auslaufen der Sonderregelungen des §118 Abs. 6 EnWG. Neue Speicher zahlen nur dann, wenn ihre finale Investitionsentscheidung nach Inkrafttreten der Festlegung getroffen wurde. Heimspeicher in der Niederspannung bleiben komplett befreit. BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser begrüßt diese Entscheidung ausdrücklich, weil sie den Vertrauensschutz für getätigte Investitionen sichere und damit den Hochlauf der Flexibilitätstechnologien nicht abwürge.

Zweitens beim Vertrauensschutz für EE-Ausschreibungen: Wer sein Gebot vor Inkrafttreten der AgNes-Rahmen-Festlegung abgibt, das nicht vor dem 1. Januar 2027 erfolgen wird, muss die neuen Kapazitätsentgelte nicht einkalkulieren. Auch für die anstehenden Kraftwerksausschreibungen will die BNetzA eine angemessene Regelung erlassen. Damit nimmt die Behörde dem Einwand viel Wind aus den Segeln, ihre Reform untergrabe die Investitionssicherheit für Wind und PV.

Drittens bei der Verteilung der vorgelagerten Netzkosten. Bisher trugen Kunden in EE-armen Netzgebieten einen überproportionalen Anteil der Systemkosten, weil sich die Umlage an der aus höheren Netzebenen entnommenen Strommenge orientierte. Wo viel dezentral erzeugt wird, sinkt diese Entnahmemenge, der Schlüssel verzerrt sich. Künftig werden die vorgelagerten Netzkosten nach dem Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher geschlüsselt. Der seit 2024 bestehende „Aufschlag für besondere Netznutzung", über den EE-bedingte Mehrkosten bundesweit gleichmäßig getragen werden, bleibt erhalten. 2026 handelt es sich dabei um 2,725 Milliarden Euro.

Das ist mehr als technische Detailregulierung. Es ist eine direkte Antwort auf die Süd-Nord-Debatte, die zuletzt auch die Energieministerkonferenz beschäftigt hat. Die EE-starken Nord-Länder werden faktisch entlastet, ihre Stromkundinnen und -kunden tragen nicht länger allein die Folgekosten des regional ungleichmäßigen Erneuerbaren-Ausbaus.

Wo die BNetzA zu zaghaft bleibt

So weit das Positive. Bei der eigentlichen Kernfrage der Reform jedoch, also der Frage, wie Netzentgelte ein flexibles, netzdienliches Verhalten anreizen können, bremst die Behörde. Dynamische Netzentgelte, die Markteilnehmer*innen in schwierigen Netzsituationen finanzielle Anreize geben, das Netz nicht weiter zu belasten, kommen erst ab 2030 für Speicher und ab 2032 für Einspeiser. Möglichst bis 2033 beziehungsweise 2035 sollen sie flächendeckend wirken. Für die Niederspannung ist ein opt-in geplant, „so früh wie technisch möglich". Konkrete Konzepte werden frühestens 2027 entwickelt.

Das Argument der BNetzA ist nachvollziehbar: Dynamische Entgelte erfordern hohe Detailtiefe in der Netzkommunikation und damit eine entsprechende Digitalisierung. Die rund 860 Stromnetzbetreiber in Deutschland sind in dieser Hinsicht höchst ungleich aufgestellt. Eine Regelung müsse, so die Behörde, „positive Wirkungen für das Gesamtsystem auslösen und praktisch umsetzbar sein".

Genau hier setzt die schärfste Kritik aus der Branche an. 1KOMMA5°-CEO Philipp Schröder wirft der Behörde vor, sie mache den Digitalisierungsrückstand der Verteilnetzbetreiber zum Leitprinzip der gesamten Reform. „Ambition: Fehlanzeige." Statt Druck für eine schnellere Digitalisierung aufzubauen, warte die BNetzA auf den langsamsten Netzbetreiber. Bereits vor wenigen Wochen hatten rund 30 Unternehmen aus dem Energiesektor in einem gemeinsamen Appell ein höheres Ambitionsniveau gefordert.

Auch beim sogenannten Bandlastprivileg bleibt die Behörde hinter den Erwartungen zurück. Industriekund*innen mit gleichmäßig hohem Stromverbrauch erhalten seit Jahrzehnten Rabatte auf die Netzentgelte, die die Energiewende-Logik konterkarieren: Flexibilität wird bestraft, starre Bandlast belohnt. Die BNetzA verlängert diese Regelung für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031. Erst dann, nach Auswertung laufender Pilotprojekte, soll Anfang 2027 über die Zukunft entschieden werden. Für Heinen-Esser ist das ein „schwerer Rückschritt", ein Relikt des vergangenen Jahrhunderts werde lebensverlängert.

Der eigentliche Engpass liegt in den Verteilnetzen

Die Redispatch-Kosten beliefen sich 2025 auf 3,06 Milliarden Euro, inklusive der Vorhaltekosten für Reservekraftwerke. Tendenz steigend. Jedes Jahr, in dem dynamische Netzentgelte nicht greifen, summieren sich diese Kosten weiter auf die Stromrechnungen. Die BNetzA weiß das. Sie nennt diese Kosten selbst als Hauptmotiv für die Reform. Und sie sieht dennoch keinen Weg, die Einführung vor 2030 zu wagen.

Die Lücke wird damit absehbar: Speicher, Wallboxen, Wärmepumpen und perspektivisch auch Elektrolyseure können ihre Flexibilität wirtschaftlich nur dann optimal einsetzen, wenn ihnen das Netz dafür den richtigen Preis signalisiert. Solange dieses Signal fehlt, optimieren sie auf den Großhandelspreis allein, was zu Netzengpässen genau in den Momenten führt, in denen der Strom günstig ist. Die strukturelle Asymmetrie zwischen dem schnell laufenden Strommarkt und den langsam reagierenden Netzentgelten bleibt erhalten, mindestens bis Anfang der 2030er Jahre.

Das ist kein BNetzA-spezifisches Problem. Die Behörde regelt das System, das sie vorfindet. Aber sie hätte die Verteilnetzbetreiber stärker in die Pflicht nehmen können, ihre Digitalisierung zu beschleunigen, statt deren Status quo zur Planungsgrundlage zu machen. Dass sie es nicht tut, ist die eigentliche politische Aussage des heutigen Tages.

Was bis Ende 2026 noch verhandelbar ist

Der Zwischenstand vom 27. Mai ist explizit nicht das letzte Wort. Im Sommer 2026 beginnt die förmliche Konsultation des vollständigen Festlegungsentwurfs, abgeschlossen werden soll der Prozess Ende 2026. Konkretisierende Folgefestlegungen folgen 2027, darunter die endgültige Regelung der Sondernetzentgelte für die Industrie und damit die Zukunft des Bandlastprivilegs. Auch das Regelwerk für Baukostenzuschüsse und Flexible Connection Agreements wird erst 2027 entwickelt.

Verhandelbar bleibt damit vor allem die zeitliche Streckung der dynamischen Komponenten und die Frage, wie ambitioniert die Niederspannungs-Flexibilisierung tatsächlich angegangen wird. Wenn die Bundesregierung ihren energiepolitischen Anspruch ernst meint, die Strompreise zu senken und die Energiewende zu beschleunigen, dann liegt hier der Hebel. BNetzA-Präsident Klaus Müller hat den Anspruch der Behörde so formuliert, dass die Netzentgelte fit für die Herausforderungen der Energiewende werden sollen. An diesem Maßstab wird sich die Reform messen lassen müssen.

Bis dahin gilt: Die BNetzA hat den Rahmen für die Netzentgeltreform geliefert, was sie konnte, und ein Stück mehr. Aber die Electrotech-Revolution braucht keine zaghaften Schritte, sondern den Druck, die Verteilnetze für ein flexibles Energiesystem fit zu machen. Dieser Druck fehlt in AgNes bislang.

QUELLEN

Bundesnetzagentur: „BNetzA präsentiert erstmals ein Gesamtkonzept für zukünftige Netzentgelte Strom ab 2029", 27. Mai 2026 - bundesnetzagentur.de
Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur stellt aktuelle Überlegungen zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom vor", 27. Mai 2026 - bundesnetzagentur.de
Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE): Pressemitteilung zu AgNes-Zwischenergebnissen, Ursula Heinen-Esser, 27. Mai 2026 - bee-ev.de
1KOMMA5°: Stellungnahme zum AgNes-Zwischenstand, Philipp Schröder, 27. Mai 2026 - 1komma5grad.com
Felix Dembski (Sonnen): LinkedIn-Analyse zum AgNes-Zwischenstand, 27. Mai 2026 - linkedin.com