Die Finanzierung der Stromnetze in Deutschland steht vor einem grundlegenden Umbau. Die Bundesnetzagentur hat ihren vollständigen Entwurf für die neue Netzentgeltsystematik AgNes vorgelegt. Das bedeutet neue Netzentgelte ab 2029 mit der Folge, dass Haushalte mit Photovoltaik, größere Stromerzeuger und Batteriespeicher sich auf neue Kostenmodelle einstellen müssen. Gleichzeitig sollen flexible Verbraucher langfristig von dynamischen Netzentgelten profitieren.
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) treibt eine der weitreichendsten Reformen der Stromnetzentgelte seit Jahren voran. Anfang August hat die Behörde den vollständigen Festlegungsentwurf für die „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“, kurz AgNes, zur Konsultation gestellt. Stellungnahmen können bis zum 18. September 2026 eingereicht werden. Die endgültige Entscheidung soll noch in diesem Jahr fallen.
Damit konkretisieren sich Pläne, die seit 2025 gemeinsam mit Netzbetreibern, Energieunternehmen und weiteren Marktteilnehmern diskutiert werden. Nach mehreren Workshops und Konsultationen hatte die Bundesnetzagentur am 27. Mai 2026 erstmals ein zusammenhängendes Konzept vorgestellt. Die neuen Regeln sollen grundsätzlich ab 2029 gelten.
Aus Sicht der Bundesnetzagentur passt die heutige Finanzierung immer weniger zu einem Energiesystem, in dem Millionen Photovoltaikanlagen, Elektroautos, Wärmepumpen und Batteriespeicher mit dem Stromnetz verbunden sind.
Das finanzielle Volumen ist erheblich. Rund 37 Milliarden Euro werden nach Angaben der Behörde jährlich über Netzentgelte finanziert. Bei privaten Haushalten machen diese Kosten derzeit etwa 30 Prozent der Stromkosten aus. Gleichzeitig rechnen Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber bis 2045 mit Investitionen von rund 600 Milliarden Euro in die Netzinfrastruktur.
Damit stellt sich zunehmend die Frage, wer diese Kosten künftig trägt. Das bisherige Modell orientiert sich bei vielen Kunden stark an der Menge des aus dem Netz bezogenen Stroms. Das kann problematisch werden, wenn Haushalte mit eigener Photovoltaikanlage zwar deutlich weniger Kilowattstunden beziehen, aber weiterhin einen leistungsfähigen Netzanschluss benötigen. Genau hier setzt AgNes an.
Für Haushalte und kleinere Gewerbekunden mit einem Jahresverbrauch von höchstens 100 Megawattstunden soll es weiterhin einen Grund- und einen Arbeitspreis geben. Der Grundpreis bekommt allerdings deutlich mehr Gewicht.
Künftig soll er 20 bis 40 Prozent des gesamten Netzentgelts ausmachen. Damit würde nicht mehr allein entscheidend sein, wie viele Kilowattstunden ein Kunde aus dem Netz bezieht. Auch die vorgehaltene Anschlussleistung soll stärker berücksichtigt werden.
Die Bundesnetzagentur verfolgt damit ein grundlegendes Prinzip: Wer Netzkapazität benötigt und sich darauf verlässt, diese jederzeit nutzen zu können, soll sich entsprechend an deren Finanzierung beteiligen.
Besonders kontrovers dürfte die geplante Regelung für Prosumer werden. Gemeint sind Haushalte, die beispielsweise mit einer Photovoltaikanlage selbst Strom erzeugen, gleichzeitig aber mit dem öffentlichen Netz verbunden bleiben.
Für diese Kunden sieht das Konzept einen Aufschlag von 70 bis 90 Prozent auf den Grundpreis vor. Kleine Steckersolargeräte beziehungsweise Balkonkraftwerke sollen davon nach den bisher vorgestellten Plänen ausgenommen sein. Die Bundesnetzagentur hatte im Mai erklärt, dass die zusätzlichen Kosten für betroffene Haushalte regional unterschiedlich ausfallen und voraussichtlich unter 100 Euro pro Jahr liegen könnten.
Hinter der Regelung steckt ein Verteilungsproblem: Ein Haushalt mit großer PV-Anlage kann seinen jährlichen Netzbezug erheblich reduzieren. An einem dunklen Winterabend kann er dennoch nahezu dieselbe Anschlussleistung benötigen wie ein Haushalt ohne eigene Stromerzeugung. Die Infrastruktur muss deshalb weiterhin für entsprechende Leistungsspitzen ausgelegt werden.
Ein stärker kapazitätsorientiertes Entgelt soll diesen Unterschied berücksichtigen.
Für Betreiber kleiner Dachanlagen bedeutet der geplante Aufschlag zusätzliche laufende Kosten. Diese dürften bei typischen Anlagen allerdings deutlich geringer sein als die jährlichen Einsparungen durch Eigenverbrauch.
Dennoch verändert die Reform die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen: Wer seinen Netzbezug durch eine PV-Anlage stark reduziert, spart künftig möglicherweise einen geringeren Anteil der Netzkosten. Entscheidend wird sein, wie hoch die endgültigen Grundpreise ausfallen.
„Mit diesem Festlegungsentwurf machen wir einen großen Schritt auf dem Weg zu einer zukunftsgerichteten Netzentgeltsystematik Strom."
— Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur
Für Verbraucher mit mehr als 100 Megawattstunden Jahresverbrauch soll künftig stärker die benötigte Netzkapazität zählen. Unternehmen bestellen eine bestimmte Kapazität und zahlen zusätzlich einen Arbeitspreis für den Strombezug.
Wer mehr Leistung beansprucht als vereinbart, muss mit höheren Kosten rechnen. Dadurch sollen vor allem Gewerbe-, Landwirtschafts- und Industriebetriebe einen Anreiz erhalten, Lastspitzen zu reduzieren und Netzanschlüsse effizienter zu nutzen.
Eine grundlegende Änderung betrifft die Erzeugungsseite. Bislang werden die Netzkosten überwiegend von Verbrauchern getragen. AgNes soll dieses Prinzip teilweise aufbrechen.
Für größere Erzeugungsanlagen ist unter bestimmten Voraussetzungen ein Einspeiseentgelt vorgesehen. Betroffen sein sollen Anlagen mit mehr als 30 Kilowatt Leistung. In die Berechnung fließen unter anderem die eingespeiste Energiemenge sowie Kosten für Regel- und Verlustenergie ein.
Damit reagiert die Bundesnetzagentur darauf, dass auch hohe Einspeisespitzen zusätzliche Netzkapazitäten und Eingriffe in den Netzbetrieb erforderlich machen können.
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sieht Einspeiseentgelte allerdings als weitreichenden Eingriff und fordert, mögliche Auswirkungen auf Investitionen und Anlagenstandorte zu berücksichtigen.
Auch eigenständige Großbatterien sollen stärker an den Netzkosten beteiligt werden. Für Standalone-Speicher ist ein jährliches Entgelt vorgesehen, das sich an der vertraglich vereinbarten Netzkapazität orientiert.
Die Branche fordert dabei eine stärkere Berücksichtigung der tatsächlichen Netzwirkung. Schließlich können Speicher das Netz sowohl entlasten als auch belasten. Lädt eine große Batterie während eines lokalen Engpasses, kann sie die Situation verschärfen. Zu anderen Zeiten kann sie dagegen zur Entlastung beitragen.
BVES und VKU fordern deshalb, Netzdienlichkeit und Flexibilität bei der Ausgestaltung stärker zu berücksichtigen.
Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hält eine Reform angesichts zunehmender Netzengpässe grundsätzlich für notwendig. Entscheidend sei jedoch, stärker danach zu unterscheiden, ob eine Anlage das Netz tatsächlich belastet oder entlastet.
Die Wirkung eines Speichers oder einer Erzeugungsanlage hängt schließlich vom Standort, vom Zeitpunkt und von der jeweiligen Netzsituation ab. Ein statisches Kapazitätsentgelt kann diese Unterschiede nur begrenzt berücksichtigen.
Langfristig setzt die Bundesnetzagentur deshalb auf dynamische Netzentgelte. Die Netznutzung könnte teurer werden, wenn lokal Engpässe drohen, und günstiger, wenn ausreichend Kapazität vorhanden ist.
Flexible Verbraucher und Speicher könnten ihren Betrieb entsprechend anpassen. Eine Batterie könnte beispielsweise bevorzugt dann laden, wenn viel erneuerbarer Strom verfügbar und das Netz wenig belastet ist.
Damit sollen Anreize für netzdienliches Verhalten entstehen und zugleich die Kosten für Eingriffe in den Netzbetrieb sinken. Die Redispatch- und damit verbundenen Reservekosten beliefen sich nach Angaben der Bundesnetzagentur 2025 auf rund 3,06 Milliarden Euro.
Dynamische Netzentgelte werden allerdings nicht flächendeckend bereits 2029 starten. Die Bundesnetzagentur will zunächst weitere Untersuchungen durchführen und ab 2027 ein konkretes Konzept entwickeln.
Für Speicher ist die Einführung frühestens ab 2030 und möglichst bis 2033 vorgesehen. Für Einspeiser nennt die Behörde einen Zeitraum zwischen frühestens 2032 und möglichst 2035.
Damit entsteht zunächst eine Übergangsphase mit stärker kapazitätsorientierten Entgelten, bevor zeit- und netzzustandsabhängige Preissignale hinzukommen.
Die Reform könnte auch Investitionsentscheidungen beeinflussen. Bei neuen Solarparks, Windkraftanlagen, Batteriespeichern oder großen Verbrauchern soll stärker berücksichtigt werden, ob am jeweiligen Standort ausreichend Netzkapazität vorhanden ist.
Ab 2027 will die Bundesnetzagentur zudem Regeln für Baukostenzuschüsse bei Einspeisern und sogenannte Flexible Connection Agreements entwickeln. Solche Vereinbarungen könnten einen schnelleren Netzanschluss ermöglichen, wenn Betreiber im Gegenzug zeitweise Leistungsbegrenzungen bei Engpässen akzeptieren.
Der VKU bewertet die Weiterentwicklung der Reform grundsätzlich positiv, sieht aber weiterhin Handlungsbedarf. Für Netzbetreiber müsse das neue System nicht nur verursachungsgerecht, sondern auch praktisch abrechenbar und für Millionen Kunden umsetzbar sein.
Darin liegt eine zentrale Herausforderung von AgNes: Die Netzkosten sollen die tatsächliche Belastung möglichst genau widerspiegeln, ohne ein unnötig kompliziertes System zu schaffen.
Noch handelt es sich um einen Festlegungsentwurf. Unternehmen, Verbände und andere Interessierte können bis zum 18. September 2026 Stellung nehmen.
Die endgültige AgNes-Festlegung soll noch 2026 beschlossen werden. Anschließend bleiben der Energiewirtschaft rund zwei Jahre für die Umsetzung, bevor die neue Netzentgeltsystematik ab 2029 die bisherigen Regelungen ablöst.
Damit verändert sich ein Grundprinzip der Netzentgelte: Künftig soll nicht mehr allein zählen, wie viel Strom durch das Netz fließt. Stärker berücksichtigt werden sollen auch die benötigte Kapazität und die Frage, ob die Netznutzung das System belastet oder entlastet.
