Netzentgelte 2029: Was sich mit der AgNES-Reform für Industriekunden ändert

Einleitung

Ein mittelständischer Gewächshausbetrieb mit 2.000 Kilowatt Anschlussleistung zahlt heute rund 253.000 Euro Netzentgelte pro Jahr. Ab 2029 könnten es entweder 313.000 Euro sein oder weniger als 150.000 Euro. Den Unterschied von 160.000 Euro pro Jahr für denselben Betrieb würde nicht die Bundesnetzagentur entscheiden. Den entschiede, wer in den nächsten drei Jahren in Flexibilität investiert.

Die Reform heißt AgNES (Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik) und ist das Festlegungsverfahren GBK-25-01-1#3 der Bundesnetzagentur (BNetzA, Pressemitteilung 12.05.2025). Sie soll die heutige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), die zum 31. Dezember 2028 ausläuft, ersetzen. Auslöser ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021, das die Festlegungskompetenz von der Bundesregierung auf die unabhängige Regulierungsbehörde übertragen hat (EuGH C-718/18).

Hinweis zum aktuellen Stand: Die AgNES-Reform befindet sich derzeit noch in der Festlegungsphase. Die hier beschriebenen Regelungen basieren auf dem aktuellen Diskussionspapier der Bundesnetzagentur und sind noch nicht endgültig beschlossen oder verabschiedet. Aufgrund der regulatorischen Dynamik und der weit fortgeschrittenen Konsultationsphase ist jedoch höchstwahrscheinlich, dass die Reform in der hier dargestellten oder einer sehr ähnlichen Form umgesetzt wird.

Dieser Artikel erklärt, was sich konkret ändern soll, warum Bandlast-Privilegien wegfallen würden, wie die neue Mechanik mit Kapazitätspreis (KP), zwei Arbeitspreisen (AP1, AP2) und der dynamischen Komponente (AP3) funktionieren soll, und warum der 3. August 2029 ein harter Stichtag für jedes Speicherprojekt wäre. Mit konkreten Zahlen, drei Szenarien für denselben Betrieb und Hinweisen, was Unternehmer, Installationsbetriebe und Energieversorger jetzt tun sollten.

Was soll sich bei den Netzentgelten ab 2029 ändern?

Ab dem 1. Januar 2029 soll AgNES die bisherige Netzentgeltsystematik ersetzen. Die heutige Zwei-Komponenten-Logik aus Leistungspreis und Arbeitspreis soll einem dreigliedrigen System aus Kapazitätspreis, zwei Arbeitspreisen und einer dynamischen Engpasskomponente weichen. Gleichzeitig sollen alle bisherigen Sonderprivilegien für Großverbraucher entfallen.

Vier Veränderungen wären besonders folgenreich für die Wirtschaftlichkeit Ihres Betriebs.

Erstens: Aus Messen soll Bestellen werden. Der Leistungspreis basierte bisher auf der höchsten 15-Minuten-Spitze des Jahres, die nachträglich gemessen wurde. Künftig soll der Kunde seine Kapazität in Kilowatt jährlich im Voraus bestellen. Eine bewusste Entscheidung mit ökonomischer Konsequenz.

Zweitens: Aus statisch soll dynamisch werden. Die neue Komponente AP3 soll auf reale Netzengpässe reagieren und könnte positive Aufschläge ebenso wie negative Auszahlungen erzeugen. Wer einen Engpass entlastet, würde daran verdienen.

Drittens: Aus Konstanz soll Flexibilität werden. Das alte System belohnte gleichmäßigen Bandlastbetrieb mit Rabatten bis zu 90 Prozent. Das neue System soll verschiebbare Lasten und intelligente Kapazitätsplanung belohnen.

Viertens: Aus Briefmarkentarif soll Engpass-Logik werden. Das heutige Netzentgelt ist überall im Netzgebiet gleich. AP3 soll nach realer Auslastung des Netzes differenzieren und über Spannungsebenen kumulieren.

Wie funktionieren die Netzentgelte heute?

Bevor klar wird, was sich ändert, lohnt der Blick auf das aktuelle System. Es ist einfacher als sein Ruf.

Jeder Industrie- oder Gewerbekunde mit registrierender Leistungsmessung (also alles über 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch) zahlt einen zweiteiligen Tarif (§ 17 StromNEV). Erstens einen Leistungspreis in Euro pro Kilowatt pro Jahr, multipliziert mit der höchsten 15-Minuten-Spitze des Jahres. Zweitens einen Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde, multipliziert mit der Gesamtmenge.

Die zentrale Schwelle liegt bei 2.500 Benutzungsstunden pro Jahr. Wer darunter liegt, fällt in den Wenignutzer-Tarif mit niedrigem Leistungspreis und hohem Arbeitspreis. Wer darüber liegt, in den Vielnutzer-Tarif mit hohem Leistungspreis und niedrigem Arbeitspreis. Das System belohnt damit gleichmäßige Auslastung des Netzes. Konkrete Werte 2026 in der Mittelspannung:

Quelle: Preisblätter der Verteilnetzbetreiber 2026, Stand 1. Januar 2026.

Über den Grundtarif hinaus existiert ein Schattenreich von Privilegien, die heute den Unterschied zwischen rentabler und unrentabler Energiebilanz machen. Die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV gewährt bis zu 80 Prozent Rabatt auf den Leistungspreis, wenn ein Kunde seine Spitze außerhalb der Hochlastzeitfenster fährt. Rund 4.200 Unternehmen nutzen sie heute. Das Bandlastprivileg nach § 19 Abs. 2 Sätze 2 bis 4 StromNEV gewährt bis zu 90 Prozent Rabatt für Kunden mit mindestens 7.000 Benutzungsstunden und über 10 Gigawattstunden Jahresverbrauch. Rund 400 Bandlastkunden profitieren, vor allem Aluminium- und Stahlhütten, Chemie- und Papierwerke. Die Refinanzierung läuft über eine Umlage auf alle nicht-privilegierten Verbraucher, die 2026 bei 1,559 ct/kWh liegt.

Mit dem Auslaufen der StromNEV am 31. Dezember 2028 verschwinden beide Privilegien ersatzlos.

Die AgNES-Mechanik: KP, AP1, AP2, AP3

Das neue System soll aus vier Komponenten bestehen, die gleichzeitig wirken sollen. Die Bundesnetzagentur trennt sie konzeptionell in Entgelte mit Finanzierungsfunktion (sollen die Refinanzierung des Netzes sichern) und Entgelte mit Anreizfunktion (sollen Verhalten lenken).

Der Kapazitätspreis (KP) soll die neue Grundlage werden. Er soll den heutigen Leistungspreis ersetzen und in Euro pro Kilowatt pro Jahr berechnet werden. Anders als der Leistungspreis soll er nicht nachträglich an der höchsten Jahresspitze gemessen, sondern vom Kunden jährlich im Voraus bestellt werden. Wer 1.500 Kilowatt bestellen würde, zahlte einen festen Betrag dafür. Diskutiert wird zusätzlich eine Mindestkapazität, um die Finanzierung des Netzes zu sichern (BNetzA-Workshop 14.01.2026).

Der Arbeitspreis 1 (AP1) soll für jede Kilowattstunde gelten, die innerhalb der bestellten Kapazität bezogen wird. Niedriger Satz, der den Großteil des Strombezugs tragen soll.

Der Arbeitspreis 2 (AP2) soll für jede Kilowattstunde gelten, die oberhalb der bestellten Kapazität bezogen wird. Die Bundesnetzagentur diskutiert AP2 als das Dreifache von AP1. Das wäre keine Strafe, sondern Lenkungsinstrument: Der Kunde soll seine Kapazität realistisch wählen, nicht künstlich niedrig.

Der Arbeitspreis 3 (AP3) soll die eigentliche Innovation werden. Eine dynamische Komponente, die auf reale Netzengpässe reagieren und symmetrisch positiv und negativ wirken soll. Wer einen Engpass verschärft, würde einen Aufschlag zahlen. Wer einen Engpass entlastet, bekäme eine Auszahlung. Beispielwerte aus den Diskussionspapieren sprechen von plus minus 10 Cent pro Kilowattstunde. Das Signal soll vor dem Day-Ahead-Markt-Gate-Closure veröffentlicht werden, also vor 12 Uhr am Vortag. Effekte mehrerer Netzebenen könnten kumulieren (BVES-Vermerk AgNES Speichernetzentgelte 16.02.2026).

Praktisch würde das so funktionieren: Sie bestellten jährlich Ihre Kapazität. Innerhalb dieser zahlten Sie AP1 auf den Bezug. Übersteigen Sie die Kapazität, zahlten Sie AP2 auf die Mehrmenge. Reagieren Sie aktiv auf Engpasssignale, verdienten oder zahlten Sie AP3 zusätzlich.

Drei Szenarien für denselben Betrieb

Der wirtschaftliche Effekt von AgNES würde nicht von der Reform selbst abhängen. Er würde davon abhängen, wie ein Betrieb auf die Reform reagiert. Drei Szenarien für denselben Beispielbetrieb mit 2.000 Kilowatt Höchstlast und 8 Gigawattstunden Jahresbezug in der Mittelspannung machen das deutlich.

Szenario 1: Passiv. Der Kunde bestellte 2.000 Kilowatt Kapazität, weil er die alte Logik weiterführt. Er nutzte keine Flexibilität. Kapazitätspreis und AP1 ergäben rund 275.000 Euro pro Jahr. Die atypische Netznutzung, die heute jährlich 60.000 Euro spart, gäbe es nicht mehr. Nettoeffekt: rund 60.000 Euro mehr pro Jahr gegenüber dem heutigen Status.

Szenario 2: Aktiv. Der Kunde investierte in Lastmanagement und plante einen Batteriespeicher zur Spitzenglättung. Er bestellte 1.500 Kilowatt Kapazität. Die PV-Anlage deckte die Mittagsspitzen, der Speicher die Abendspitzen. AP2 fiele nicht an, weil die Kapazität sauber dimensioniert wäre. Nettoeffekt: rund 75.000 Euro Einsparung pro Jahr gegenüber heute.

Szenario 3: Voll integriert. PV-Eigenverbrauch maximiert, Batteriespeicher für Kapazitätsglättung und AP3-Optimierung, Wärmepumpe und Geothermie als verlagerbare Last. Kapazitätsbestellung 1.200 Kilowatt. Der Speicher führe aktiv gegen Engpasssignale, AP3-Auszahlungen würden zur eigenen Erlöskategorie. Nettoeffekt: über 100.000 Euro Einsparung pro Jahr plus mögliche AP3-Erlöse.

Die Spanne zwischen schlechtestem und bestem Szenario betrüge rund 160.000 Euro pro Jahr für denselben Betrieb. Das Vorzeichen der Reform würde nicht von der Bundesnetzagentur entschieden, sondern von der Investitionsentscheidung des Betreibers.

Der 3.-August-Stichtag und das Reifegradverfahren

Parallel zur Reform der Netzentgelte laufen zwei Stichtage, die jede Investitionsentscheidung in Speicher und Flexibilität prägen.

Der 3. August 2029 wäre der harte Stichtag für die Speicher-Befreiung. Nach § 118 Abs. 6 EnWG erhalten Stromspeicher mit Inbetriebnahme zwischen dem 4. August 2011 und dem 3. August 2029 zwanzig Jahre vollständige Befreiung von Netzentgelten auf den Strombezug zur Speicherung. Wer am 4. August 2029 in Betrieb ginge, fiele voraussichtlich voll in das AgNES-Regime mit Kapazitätspreis und Arbeitspreisen. Der wirtschaftliche Unterschied über 20 Jahre Betriebslaufzeit könnte sechs- bis siebenstellig sein.

Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) fordert eine Verlängerung der Befreiung bis 2034. Ob das politisch durchgesetzt würde, ist offen. Die sichere Strategie wäre die Inbetriebnahme bis zum Stichtag.

Das Reifegradverfahren regelt seit 1. April 2026, wer überhaupt einen Netzanschluss an das Übertragungsnetz bekommt. Es ersetzt das Windhundprinzip, weil die Pipeline der Anschlussanträge mit über 270 Gigawatt um den Faktor drei bis sieben überzeichnet ist und ein Großteil davon Phantomprojekte sind (4ÜNB-Verfahrensdokumentation v1.0, 05.02.2026).

Anträge werden nach vier Kategorien bewertet:

1. 1

   Flächensicherung und Genehmigung

   30 Prozent Gewichtung. Pacht- oder Kaufvertrag, Bauleitplanung, immissionsschutzrechtliche Genehmigung.

2. 2

   Technisches Anlagen- und Anschlusskonzept

   30 Prozent Gewichtung. Trassierungsstrategie, Raumwiderstandsanalyse, Anschlusstopologie.

3. 3

   Leistungsfähigkeit des Petenten

   30 Prozent Gewichtung. Bestellnachweise zeitkritischer Komponenten, Finanzierungsnachweis, Kreditwürdigkeit.

4. 4

   Netz- und Systemnutzen

   10 Prozent Gewichtung. Projekthybridisierung, Co-Location aus Last, Erzeugung und Speicher.

Die Antragsgebühr liegt bei 50.000 Euro, davon zur Hälfte erstattbar. Die Realisierungskaution bei 1.500 Euro pro Megawatt. Hauptkritik der Branche: Die Kategorie Leistungsfähigkeit bevorzugt strukturell etablierte Großspieler gegenüber mittelständischen Projektentwicklern.

Wer ein Speicherprojekt plant, müsste drei Tore in den nächsten drei Jahren passieren: Netzanschluss-Vergabe im Reifegradverfahren, Inbetriebnahme bis 3. August 2029, Wirtschaftlichkeit unter AgNES.

Wie cleverwatt unterstützt

cleverwatt begleitet Unternehmen end-to-end durch die Reform. Wir analysieren Ihren aktuellen Netzentgeltstatus, identifizieren die heutige Privilegierung und berechnen Ihre Exposition beim Wegfall. Auf Basis der Lastganganalyse modellieren wir Ihre AgNES-Wirtschaftlichkeit in drei Szenarien und zeigen die konkreten Flexibilitätshebel mit dem höchsten Sparpotenzial.

Fazit

Die geplante Netzentgelte-Reform AgNES dürfte eine der weitreichendsten regulatorischen Veränderungen für die deutsche Wirtschaft seit der Liberalisierung 1998 werden. Sie würde die Logik von Konstanz auf Flexibilität, von Messen auf Bestellen, von statisch auf dynamisch verschieben. Wer flexibel ist, dürfte gewinnen. Wer es nicht ist, dürfte verlieren.

Die Reform ist nicht ohne weiteres aufzuhalten, weil sie EU-rechtlich erzwungen wird. Die einzige offene Frage wäre, wie Ihr Betrieb darauf reagiert. Drei Schritte wären kurzfristig sinnvoll. Erstens: Lastganganalyse, um die tatsächliche Höchstlast und ihre Flexibilität zu kennen. Zweitens: Bewertung Ihrer heutigen Privilegierung und der möglichen Exposition beim Wegfall. Drittens: Investitionsplanung für PV, Speicher und Lastmanagement mit Inbetriebnahmeziel vor dem 3. August 2029.

Wer jetzt informiert handelt, könnte sechsstellige Beträge pro Jahr sparen. Wer wartet, dürfte strukturell mehr zahlen.

Häufige Fragen