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Netzentgeltreform: Diese Änderungen kommen auf Industrieunternehmen zu
Written by:
Anne Fischer
Die Art, wie Netzentgelte in Deutschland berechnet werden, steht vor einem grundlegenden Wandel. Die aktuelle Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) tritt zum 31. Dezember 2028 außer Kraft. [1]
Mit der Netzentgeltreform zur AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik) hat die Bundesnetzagentur einen Reformprozess angestoßen, der für Industrie- und Gewerbeunternehmen erhebliche Auswirkungen haben kann. [1] Wer die Mechanismen frühzeitig versteht, kann seine Energiestrategie rechtzeitig anpassen und auch Geld sparen.
Dieses Dokument gibt Ihnen einen kompakten Überblick:
Was ist die Netzentgeltreform und warum ist sie notwendig?
Was ist bisher passiert und wann treten Änderungen ein?
Welche Änderungen werden aktuell diskutiert?
Gerne unterstützt Sie unser Experten-Team auch über diesen Beitrag hinaus, mit einem Beratungsangebot zu den geeigneten Handlungsmöglichkeiten für Ihr Unternehmen.
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Was ist die Netzentgeltreform?
Die Netzentgeltreform beschreibt die grundlegende Weiterentwicklung der Systematik, nach der Stromnetzentgelte in Deutschland festgelegt und auf verschiedene Netznutzer verteilt werden. Im Kern geht es darum, zu bestimmen, welche Akteure künftig in welcher Form an den Kosten für Betrieb, Erhalt und Ausbau der Stromnetze beteiligt werden.
Die neue Systematik trägt den Namen AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik) und löst 2029 die bisherige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) ab.
Betrachtet werden dabei unter anderem:
Verteilung der Netzkosten zwischen Akteursgruppen
Ausgestaltung einzelner Entgeltkomponenten
Zeitliche und regionale Differenzierungen der Netzentgelte
Mögliche Vereinheitlichung der Netzentgelte
Geeignete Entgeltregelung für Speicher
Warum ist die Netzentgeltreform notwendig?
Hohe Netzkosten durch die Energiewende
Bis 2045 werden Ausbau- und Ersatzinvestitionen in die Stromnetze voraussichtlich über 600 Milliarden Euro kosten.Steigende Anforderungen durch die dezentrale Energiewende
Der Ausbau erneuerbarer Energien, dezentrale Einspeisung sowie steigender Stromverbrauch durch Elektromobilität, Wärmepumpen und die Elektrifizierung der Industrie verändern die Anforderungen an die Stromnetze grundlegend.Einseitige Kostenverteilung
Bislang tragen ausschließlich Stromverbraucher die Netzkosten. Erzeuger, Einspeiser und Speicher zahlen hingegen keine Netzentgelte, obwohl sie das Netz ebenfalls nutzen und Ausbaukosten mitverursachen.Fehlende Standortanreize
Die bundesweit einheitliche Preiszone kombiniert mit lokal fragmentierten Netzentgelten setzt kaum wirtschaftliche Anreize für eine netzoptimale Standortwahl oder Fahrweise von Anlagen.Netzdienliches Verhalten wird nicht belohnt
Das bestehende System begünstigt konstante Verbräuche (Bsp. Bandlastprivileg) und bestraft Flexibilität – etwa die Anpassung der Last bei Erneuerbaren-Überschuss oder Engpässen – durch höhere Spitzenlastentgelte.
Welche Änderungen werden aktuell diskutiert?
Die Bundesnetzagentur hat am 27. Mai 2026 ihr erstes vollständiges Gesamtkonzept für die neue Netzentgeltsystematik ab 2029 präsentiert. Die förmliche Konsultation des Rahmenfestlegungsentwurfs beginnt voraussichtlich Sommer 2026 und soll Ende 2026 abgeschlossen sein. [8]
Die nachfolgenden Reformelemente spiegeln diesen aktuellen Stand wider, sind jedoch noch nicht beschlossen.
Die 6 Reformelemente im Überblick
Im Folgenden finden Sie die bisherigen Vorschläge – kompakt zusammengefasst.
Netzentgeltkomponenten
Dynamische Netzentgelte
Einspeiseentgelte
Speicherentgelte
Sondernetzentgelte für die Industrie
Letztverbrauchgeschlüsselte Kostenwälzung
Quelle: Bundesnetzagentur / trawa Analyse stand 27.05.2026
Netzentgeltkomponenten
Änderung des Leistungspreises zum Kapazitätspreis
Ein Teil der Netzkosten soll für Kunden mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch künftig nicht mehr direkt von der entnommenen Strommenge abhängen, sondern von der Vorhaltung der Netzkapazität. Dabei handelt es sich um den sogenannten Kapazitätspreis.
Anders als beim heutigen Leistungspreis (Jahreshöchstlast) können Kunden die Kapazität jährlich frei wählen.
Dieser Kapazitätspreis (€/kW/Jahr) wird für die bestellte Leistung fällig, ergänzt durch einen zweistufigen Arbeitspreis: Dieser ist günstiger innerhalb der bestellten Kapazität, und teurer bei Überschreitung.
Vorteil des Kapazitätspreises
Kosten werden planbarer und verursachungsgerechter. Flexibler Strombezug wird weniger gehemmt als beim alten Leistungspreis, da Überschreitungen erlaubt sind.
Nachteil des Kapazitätspreises
Unternehmen müssen ihre Kapazität genau prognostizieren. Zu niedrige Buchung führt zu höheren Arbeitspreisen bei Überschreitung, zu hohe Buchung zu unnötigen Fixkosten.
Dynamische Netzentgelte
Die Grundidee ist, dass Netznutzung teurer wird, wenn Netzkapazität knapp ist, und günstiger oder sogar vergütet wird, wenn freie Kapazitäten bestehen oder zusätzliche Last systemdienlich wirkt. Wer flexibel verbrauchen oder erzeugen kann, wird dadurch künftig belohnt. [8]
Die Einführung soll frühestens 2030 erfolgen. Die BNetzA entwickelt das Konzept erst 2027 (mit Wirkungsanalyse zu Rückwirkungen auf Großhandelsmarkt und Redispatch). Der aktuelle Zeitplan:
2030-33: Auf den obersten Netzebenen und bei Speichern mit eigenem Netzanschluss
2032–2035: Spezielle Entscheidung für Einspeiser
Noch nicht datiert: In der Mittelspannung und bei Einspeisern sowie zuletzt bei Verbrauchern
Die Einführungstermine können laut BNetzA noch justiert werden. Eine finale Festlegung ist für Ende 2026 angekündigt. [8]
Vorteil dynamische Netzentgelte
Bei erfolgreicher Umsetzung könnten Engpässe reduziert, Netze besser ausgelastet und der Netzausbaubedarf verringert werden. Flexible Verbraucher und Speicher können durch engpassentlastendes Verhalten sogar Erlöse erzielen.
Nachteil dynamische Netzentgelte
Die Dynamisierung ist mit hohen technischen und administrativen Herausforderungen verbunden. Preise werden täglich am Vortag in 15-Minuten-Intervallen festgelegt und bieten zusätzliche Preisunsicherheiten über das Energiepreisrisiko hinaus.
Einspeiseentgelte
Bislang werden Netzkosten im Wesentlichen von Verbrauchern getragen. Künftig könnten Einspeiser über drei Instrumente beteiligt werden:
Dynamische Netzentgelte (Anreizfunktion): engpassabhängig, zeitlich & räumlich variabel. Einführung frühestens 2032, spätestens 2035 (siehe Abschnitt Dynamische Netzentgelte)
Kapazitätspreise (Finanzierungsfunktion): basierend auf vertraglich vereinbarter Netzanschlusskapazität (4–7 €/kW/Jahr, ab 2029). Es werden keine Arbeitsbezogenen (mengenbezogenen) Entgelte erhoben [8]
Baukostenzuschüsse: einmalig bei Neuanschlüssen (Regelwerk ab 2027)
Die BNetzA hat klargestellt: Arbeitsbezogene Netzentgelte zur Finanzierung für Einspeiser sollen vollständig entfallen. Es gilt ein reines Kapazitätspreismodell. [8]
Vorteil der Einspeiseentgelte
Breitere, verursachungsgerechte Finanzierungsbasis mit regional fairer Kostenverteilung und Potenzial zur Engpassentlastung.
Nachteil der Einspeiseentgelte
Einspeiser wälzen Kosten voraussichtlich auf Strompreise ab (intransparente Belastung energieintensiver Verbraucher), gefährden die Wirtschaftlichkeit von Bestandsanlagen und verschlechtern die Wettbewerbsposition deutscher Erzeuger gegenüber ausländischen Anlagen. Daher handelt es sich hierbei um das umstrittenste Element der AgNes-Reform.
Bestandsschutz für Einspeiser: 20 Jahre Entgeltbefreiung für Einspeiser
Die BNetzA hat in ihrem Gesamtkonzept vom 27. Mai 2026 klare Kriterien für den Bestandsschutz definiert. Anlagen, die beide der folgenden Voraussetzungen erfüllen, sind für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den neuen Kapazitätsentgelten befreit. [8]
Voraussetzungen
Inbetriebnahme der Anlage bis 4. August 2029
Finale Investitionsentscheidung (FID) bis Ende 2026
Beide Kriterien müssen kumulativ erfüllt sein.
Die FID-Deadline Anfang 2027 ist der eigentliche Knackpunkt: Wer die Investitionsentscheidung zu spät trifft, verliert den 20-jährigen Schutz – auch wenn die Anlage rechtzeitig vor August 2029 in Betrieb geht. Für Projektierer und Investoren in Solarparks, Gaskraftwerke und Elektrolyseure gilt: Jetzt Klarheit schaffen, nicht abwarten. [8]
Bestandsspeicher, die bisher unter § 118 Abs. 6 EnWG von Netzentgelten befreit sind, genießen diesen Schutz auch unter der neuen AgNes-Systematik weiter.
Speicherentgelte
Speicher nehmen eine Doppelrolle ein, da sie Strom aus dem Netz beziehen und zeitversetzt wieder einspeisen. Durch diese Doppelrolle tragen sie zu Flexibilität, Versorgungssicherheit und Preisdämpfung bei.
Die bisherige Netzentgelt-Vollbefreiung von Speichern ist bis zum 4. August 2029 befristet. Danach sollen alle Speicher (unabhängig ob Stand-Alone oder Co-Location) grundsätzlich der allgemeinen Netzentgeltsystematik unterliegen.
Speicher zahlen künftig einen moderaten Kapazitätspreis zur Netzfinanzierung. Arbeitsbezogene (mengenbezogene) Entgelte werden für Speicher nicht erhoben. Eine Saldierung von Ein- und Ausspeichermengen als Berechnungsgrundlage ist damit nicht mehr vorgesehen.
Heimspeicher in der Niederspannung bleiben vollständig entgeltbefreit.
Dynamische Netzentgelte mit Anreizfunktion werden für Speicher frühestens ab 2030 eingeführt. Die BNetzA plant zunächst eine Konzeptentwicklung im Jahr 2027. [8]
Vorteil der Speicherentgelte
Speicher würden angemessener an den Netzkosten beteiligt. Gleichzeitig eröffnen die dynamischen Entgelte mit Anreizfunktion bei netzdienlichem Verhalten erhebliche Optimierungs- und Ertragsmöglichkeiten.
Nachteil der Speicherentgelte
Zusätzliche Netzentgelte können in der Übergangsphase die Geschäftsmodelle und Investitionsanreize für Speicher beeinträchtigen.
Sondernetzentgelte für die Industrie
Atypik (§ 19 Abs. 2 S. 1)
Es ist keine dauerhafte Nachfolgeregelung geplant. Eine übergangsweise Verlängerung für Industrie-Bestandskunden mit mindestens 10 GWh wird geprüft.
Bandlast (§ 19 Abs. 2 S. 2–4)
Funktionale Nachfolge über ein Industrie-Sondernetzentgelt mit Flexibilitätsanforderungen. Rabatte bleiben ähnlich hoch (bis ~80 bis 90 %) möglich, aber nur mit echtem Systemnutzen. Für Bestandskunden ist eine Übergangsfrist bis Ende 2031 vorgesehen.
Vorteil der Sondernetzentgelte für die Industrie
Rabatte werden an tatsächlichen Systemnutzen gekoppelt statt an starres Abnahmeverhalten. Das schafft Anreize für netzdienliches und systemdienliches Verhalten der Industrie.
Nachteil der Sondernetzentgelte für die Industrie
Unternehmen müssen Flexibilität technisch und organisatorisch umsetzen können, Abschaffung bisheriger Regelungen könnten wirtschaftliche Unsicherheit für bisherige Begünstigte darstellen. Dies ist eine der größten aktuellen Wachstumschancen für den Flex-Bereich von trawa.
Letztverbrauchgeschlüsselte Kostenwälzung
Heute tragen Netzgebiete mit hoher dezentraler Erzeugung unterproportional zu den Kosten vorgelagerter Netzebenen bei, obwohl diese Kosten dadurch kaum sinken. Das begünstigt Tarifanomalien und Fehlanreize bei der Standortwahl.
Die BNetzA schlägt vor, die Kostenwälzung vom bisherigen Entgeltsystem zu entkoppeln und stattdessen den netzbezogenen Letztverbrauch als Schlüssel zu nutzen. Das ermöglicht eine stabilere, regional ausgewogenere Kostenallokation und ergänzt den bestehenden EE-Mehrkostenausgleich.
Konkrete Wirkung: Die allgemeinen Netzentgelte in der Hochspannung sinken um 20–80%, was insbesondere Industriekunden auf dieser Ebene entlastet.
Vorteil der Letztverbrauchgeschlüsselte Kostenwälzung
Industriekunden auf höheren Spannungsebenen profitieren von deutlich niedrigeren allgemeinen Netzentgelten. Die bisherige Benachteiligung, für nicht direkt genutzte vorgelagerte Netzebenen anteilig aufkommen zu müssen, wird damit reduziert.
Nachteil der Letztverbrauchgeschlüsselte Kostenwälzung
Netzgebiete mit bisher geringen Herabwälzungsanteilen können höhere Kostenanteile tragen; die Umstellung erfordert Datenmeldungen aller Netzbetreiber.
Zeitplan: Wann kommen die Änderungen?
Der Reformprozess läuft schrittweise ab und der genaue Zeitplan kann sich noch verschieben. Folgende Meilensteine zeichnen sich jedoch ab:
Quelle: trawa
Fazit: Das ändert sich für Industrieunternehmen
Die AgNes-Reform macht Netzentgelte komplexer, aber auch steuerbarer. Wer Kapazität intelligent wählt, auf Markt- und Netzsignale reagiert und Speicher gezielt einsetzt, kann Kosten senken und neue Erlöse erschließen.
Konkret entstehen drei Hebel:
Kapazitätsoptimierung: Die neue Systematik belohnt präzise Lastprognosen und bestraft ungeplante Spitzen. Aktives Lastmanagement wird zum direkten Kostenfaktor.
Flexibilitätsrabatte: Industrierabatte werden künftig an nachweisbare Lastreaktionen geknüpft. Batteriespeicher sind dabei besonders wertvoll, weil sie flexibel reagieren, ohne den Produktionsprozess zu beeinträchtigen.
Dynamische Netzentgelte: Ab frühestens 2030 (Speicher) bzw. 2032 (Einspeiser) können flexible Verbraucher durch netzdienliches Verhalten aktiv Erträge erzielen. Vorausgesetzt, Steuerung und Handel greifen ineinander. Das Konzept wird erst 2027 finalisiert. [8]
Die Komplexität dieser Anforderungen lässt sich kaum ohne integrierte Lösung aus Speichersteuerung, Stromhandel und Beschaffung abbilden.
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Stand: 1. Juni 2026 – Die Angaben basieren auf dem vorläufigen Meinungsstand der Bundesnetzagentur und wurden aktualisiert auf Basis des Hintergundpapiers zum BNetzA-Gesamtkonzepts vom 27. Mai 2026. Die förmliche Konsultation beginnt voraussichtlich Sommer 2026. Da sich Zeitpläne und Details noch ändern können, empfehlen wir eine regelmäßige Aktualisierung Ihrer Einschätzung.
Quellen:
[1] September 2025, AgNes Diskussionspapier GBK
[2] 20.11.2025, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zu den Netzentgeltkomponenten
[3] 17.12.2025, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zu den dynamischen Netzentgelten
[4] 17.02.2026, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zur Beteiligung der Einspeiser
[5] 16.01.2026, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zu den Speichernetzentgelten
[6] 22.04.2026, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zu den Industrienetzentgelten
[7] 05.03.2026, Bundesnetzagentur: Orientierungspunkte zur Kostenwälzung
[8] 27.05.2026. Bundesnetzagentur: Hintergrundpapier zum BNetzA Gesamtkonzept
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