Update zum AgNes-Ver­fah­ren

Im sog. AgNes-Verfahren (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) hat die Große Beschlusskammer Energie der Bundesnetzagentur (BNetzA) am 27. Mai 2026 ihre aktuellen Überlegungen zu einem neuen Gesamtkonzept der Netzentgeltsystematik veröffentlicht, das nach Außerkrafttreten der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zum 31. Dezember 2028 zur Anwendung kommen soll. Die BNetzA hält zwar nach wie vor an ihren bisher bereits geäußerten Grundüberlegungen fest (siehe hierzu die bereits veröffentlichten Diskussionspapiere und Orientierungspunkte der BNetzA im AgNes-Verfahren). Neuerungen haben sich aber insbesondere bei Stromspeichern und beim Vertrauensschutz ergeben. Zudem will die BNetzA teilweise verlängerte Umsetzungsfristen für Folgefestlegungen vorsehen. Einen konkreten Festlegungsentwurf hat die BNetzA jedoch nach wie vor nicht veröffentlicht.

Hintergrund des AgNes-Verfahrens: EuGH-Urteil zur Rolle der BNetzA

Auslöser des AgNes-Verfahrens war ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) aus dem Jahr 2021 (Urteil vom 2. September 2021 – C-718/18). Der EuGH hat entschieden, dass die bisherigen Regelungen in den Verordnungen zur Anreizregulierung (z.B. StromNEV, ARegV) gegen die in der europäischen Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt (Richtlinie 2009/72/EG) festgelegten Zuständigkeiten verstoßen. Die BNetzA verfüge als Regulierungsbehörde bei der Bestimmung der Bedingungen für Netzanschluss und -zugang und der anwendbaren Tarife über keinen ausreichenden Entscheidungsspielraum und sei daher nicht unabhängig genug.

Infolge des Urteils hat der Gesetzgeber mit der EnWG-Novelle 2023 die Verordnungsermächtigung für die Bundesregierung aufgehoben und durch eine Festlegungskompetenz zugunsten der BNetzA ersetzt. Die StromNEV, die bislang die Bildung von Netzentgelten regelt, tritt daher mit Ablauf des 31. Dezember 2028 außer Kraft und muss durch Festlegungen der BNetzA ersetzt werden. 

Neben dem NEST-Prozess (Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.) der BNetzA zur Neuregelung der Anreizregulierungsverordnung, den die BNetzA im Dezember 2025 mit der Veröffentlichung der finalen Festlegungen abgeschlossen hat, ist das AgNes-Verfahren ein wesentlicher Bestandteil der Neuregelung.

Veränderte Rahmenbedingungen aufgrund der Energiewende

Eine wichtige Rolle bei der Festlegung einer neuen Netzentgeltsystematik spielen die veränderten Rahmenbedingungen aufgrund der fortschreitenden Energiewende. Die Netzentgeltsystematik muss an die zunehmende dezentrale Einspeisung aus erneuerbaren Energien, neue Flexibilitäten wie Speicher, das Verhalten von Prosumern, die zunehmende Eigenerzeugung von Industrie, Gewerbe und Haushalten sowie steigende Netzkosten angepasst werden. Auf höheren Spannungsebenen sind Mehrbedarfe aufgrund der Elektrifizierung von Produktionsprozessen und des Zubaus von Elektrolyseuren zu berücksichtigen. Auf der Niederspannungsebene führen zudem E-Mobilität und Wärmepumpen perspektivisch zu zusätzlichen Verbräuchen mit einer höheren Gleichzeitigkeit. 

Die Kosten des Netzes werden derzeit allein durch die entnehmenden Netznutzer getragen. Sie basieren auf den Kosten, die den Netzbetreibern für Betrieb, Unterhaltung und Ausbau der Netze entstehen. Die BNetzA möchte nun auch Netzbetreiber, Betreiber von Speicheranlagen und Elektrolyseuren, Betreiber von Erzeugungsanlagen sowie Stromhändler und Aggregatoren mit in die Verantwortung nehmen.

Ziel des AgNes-Verfahrens ist es daher, eine diskriminierungsfreie Netzentgeltsystematik festzulegen, welche die Finanzierung der Netze sicherstellt und zugleich Anreize für netz- und systemdienliches Verhalten setzt. 

Bisheriger Verlauf des AgNes-Verfahrens

Das AgNes-Verfahren wurde von der Großen Beschlusskammer Energie der BNetzA am 12. Mai 2025 eröffnet (GBK-25-01-1#3). Mit der Verfahrenseröffnung hat die BNetzA ein Diskussionspapier veröffentlicht, welches zum einen den Status Quo der Netzentgeltbildung Strom analysiert, zum anderen mögliche Anpassungsoptionen zur Diskussion stellt. Aufgeworfen wurden insbesondere folgende Themen:

• Eine Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten durch Einspeiseentgelte (entgegen § 15 Abs. 1 Satz 2 StromNEV) und/oder Baukostenzuschüsse (im Spannungsverhältnis zu § 17 EEG).
• Die Einführung neuer Entgeltkomponenten (verpflichtender Grundpreis, Ersatz des Leistungspreises durch einen Kapazitätspreis).
• Die Dynamisierung der Netzentgelte.
• Ein Ausgleich regionaler Sonderbelastungen durch die vollständige Angleichung der Netzentgelte auf Verteilernetzebene.
• Eine Nachfolgeregelung für Speicherentgelte.
• Eine Zusammenfassung von Netz- und Umspannungsebenen als Kostenstelle und eine Anpassung der Kostenwälzung.

In der weiteren Folge hat die BNetzA eine ganze Reihe themenspezifischer Orientierungspunkte veröffentlicht, in welchen sie diese Fragestellungen vertieft aufgegriffen sowie für den Austausch mit Experten* und Branchenworkshops bestimmte Fragen zur Diskussion aufbereitet hat (insbesondere zur dynamischen Netzentgeltkomponente, zu Speichernetzentgelten, zu Einspeiseentgelten, zur Kostenwälzung und zu Industrienetzentgelten).

Das nun veröffentlichte Hintergrundpapier sowie die Vorstellung der Grundsätze bei der entsprechenden Informationsveranstaltung sollen die bisherigen Erwägungen zusammenführen und ein einheitliches System für die Netzentgelte schaffen.

Grundlegende Netzentgeltsystematik nach AgNes: Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion und mit Anreizfunktion

Im Zentrum des künftigen Systems der Netzentgelte steht die Trennung zwischen Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion und Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion. Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion sollen die Netzkosten bereits hinreichend refinanzieren und Fehlanreize möglichst vermeiden, während die Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion Investitions- und Einsatzentscheidungen so beeinflussen sollen, dass Netzkostenwirkungen stärker internalisiert werden. Daneben sollen Messung, Messstellenbetrieb und anlassbezogene Entgelte wie Baukostenzuschüsse erhalten bleiben. 

Für die Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion deckt sich das nun veröffentlichte Konzept im AgNes-Verfahren mit den bisherigen Vorschlägen der BNetzA. Eingeführt werden soll für Verbraucher ab der Umspannebene MS/NS und Verbraucher in der Niederspannung mit einem Verbrauch größer 100.000 kWh ein Modell aus zwei Netzentgeltkomponenten vor: der bisherige Leistungspreis soll durch einen Kapazitätspreis in EUR/kW/Jahr und einen zweigeteilten Arbeitspreis in Cent/kWh ersetzt werden. Hierbei wird für innerhalb der Kapazitätsbestellung verbrauchte Mengen der reguläre Arbeitspreis berechnet, während für verbrauchte Mengen oberhalb der Kapazitätsbestellung ein höherer Arbeitspreis anfällt, der nach jetzigem Stand mindestens 200 % und maximal 350 % des regulären Arbeitspreises beträgt. Die bestellte Kapazität darf hierbei maximal so hoch sein wie die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität und beträgt mindestens 10 % der individuellen Jahreshöchstlast des vorausgegangenen Jahres. Die bisherigen Netzentgelttatbestände des sog. Pancakings, des Monatsleistungspreises sowie der Netzreservekapazität sollen entfallen. Dieses System soll dazu dienen, Netznutzer zu einer rationalen Kapazitätsbestellung anzuhalten. 

Für Verbraucher in der Niederspannung unterhalb eines Jahresverbrauchs von 100.000 kWh soll es grundsätzlich bei Grundpreis und Arbeitspreis bleiben. Für Prosumer sieht die BNetzA allerdings eine Erhöhung des Grundpreises in Höhe von 70 % bis 90 % vor, um Entsolidarisierungseffekte des Eigenverbrauchs zu begrenzen. 

Die Anreizfunktion soll über dynamische, zeit- und ortsvariable Arbeitspreise ausgestaltet werden. Höhe und Zeitverlauf dieser dynamischen Komponente sollen am Vortag in 15-Minuten-Intervallen festgelegt und vor der Day-ahead-Auktion veröffentlicht werden. Die BNetzA sieht für die dynamische Komponente eine gestufte Einführung vor, die jedoch entgegen der ursprünglichen Pläne nicht bereits 2029 starten wird. Frühestens ab 2030 sollen dynamische Netzentgelte für Stromspeicher mit eigenem Netzanschluss auf den höheren Spannungsebenen eingeführt werden. Einspeiser – mit Ausnahme von Offshore-Windenergieanlagen – sollen frühestens ab 2032, spätestens aber bis 2035, einbezogen werden.

Ab 2027 möchte die BNetzA ein Regelwerk für Baukostenzuschüsse für Einspeiser und die Implementierung flexibler Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements, (FCA)) erarbeiten.

AgNes-Verfahren: Besonderheiten bei Entgelten für Industrie und Gewerbe

Hinsichtlich der Sonderentgelte für industrielle Großverbraucher hat die BNetzA bekannt gegeben, dass sie nach Finalisierung der Rahmen-Festlegung eine gesonderte Folgefestlegung im Jahr 2027 veröffentlichen wird, die die zusätzlichen Erkenntnisse aus den laufenden Pilotprojekten aufgreift. Im AgNes-Verfahren sollen daher lediglich Übergangsregelungen getroffen werden: Die Regelung zur Bandlast (§ 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV) soll für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031 verlängert werden, während die atypische Netznutzung (§ 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV) keine generelle Verlängerung erfährt. Stattdessen ist ein übergangsweiser Erhalt der Rabattstruktur für industrielle Letztverbraucher vorgesehen, die zum 31. Dezember 2028 über eine wirksame individuelle Netzentgeltvereinbarung verfügen und deren Bezug an der Entnahmestelle durchschnittlich in den Jahren 2024 bis 2028 10 GWh überschreitet.

Pläne der BNetzA zur Einführung von Einspeiseentgelten

Die BNetzA plant, die bisherige Netzentgeltbefreiung von Erzeugungsanlagen künftig aufzuheben und auch diese als Einspeiser an den Netzentgelten zu beteiligen. Zahlungspflichtig sollen Erzeugungsanlagen sein, deren installierte Bruttoleistung 30 kW laut Markstammdatenregister überschreitet. Vorgesehen ist ab dem 1. Januar 2029 zunächst ein jährlicher Kapazitätspreis ohne Arbeitspreisanteile, der auf Basis der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität erhoben wird. Das Entgelt wird voraussichtlich zu Beginn zwischen 4 und 7 EUR/kW/Jahr betragen. 

Um bereits in Betrieb befindliche Einspeiser zu schützen, beabsichtigt die BNetzA, Vertrauensschutzregelungen vorzusehen, die sich an der den bisherigen gesetzlichen Vorgaben des § 118 Abs. 6 EnWG orientieren sollen. Ausgenommen von den neuen Netzentgelten werden sollen 

1. alle Erzeugungsanlagen, die vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung bereits in Betrieb genommen waren und 
2. diejenigen Anlagen, für die vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung bereits eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens zum 4. August 2029 erfolgt. 

Eine endgültige Investitionsentscheidung gilt nach Auffassung der BNetzA als getroffen, wenn

verbindliche Bestellungen von Komponenten, die annähernd die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, erfolgt sind und von den hierzu geschlossenen Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden zurückgetreten werden kann und zusätzlich eine verbindliche Netzanschlusszusage vorliegt.

Bei Ausschreibungen soll „das Datum des Gebotstermins, nach dem von dem abgegebenen Gebot nicht mehr zurückgetreten werden kann“ maßgeblich sein, wobei eine in Ausschreibungen vorgesehene längere Realisierungsfrist als Inbetriebnahmefrist entscheidend ist.

Die Vertrauensschutzregelungen sollen zeitlich befristet für maximal 20 Jahre ab dem Zeitpunkt der ersten Inbetriebnahme der Anlage gelten. 

Die Vertrauensschutzregelungen sind für Betreiber von Erzeugungsanlagen entscheidend, da diese bei ihrer Kostenkalkulation regelmäßig fest mit einer 20-jährigen Netzentgeltbefreiung kalkuliert haben. Bei gerade noch in Planung befindlichen Anlagen wird es nach den derzeitigen Überlegungen der BNetzA entscheidend darauf ankommen, ob die FID bereits getroffen wurde, bevor die Festlegung der BNetzA Ende des Jahres in Kraft treten wird. Wie das FID-Kriterium genau ausgestaltet sein wird, wird daher von der Praxis mit Spannung erwartet. Für Projekte, deren Inbetriebnahme erst zu einem späteren Zeitpunkt geplant war, stellt sich nun die Frage, ob die FID früher als geplant getroffen werden sollte oder die Kostenkalkulation um zu zahlende Netzentgelte erweitert werden muss.

Offen bleibt auch, inwieweit die BNetzA bereit ist, Vertrauensschutz bei Entgelten mit Anreizfunktion bzw. dynamischen Netzentgelten zu gewähren. Die vorgestellten Grundsätze zum Vertrauensschutz scheinen sich jedenfalls ausdrücklich nur auf Entgelte mit Finanzierungsfunktion zu beziehen und legen den Schluss nahe, dass die Einführung dynamischer Netzentgelte nicht von den Vertrauensschutzregelungen umfasst sein soll.

Besonderheiten bei Speichernetzentgelten

Infolge der Diskussionen im Rahmen der Expertenworkshops hat die BNetzA die ursprünglich geplante Entgeltsystematik für Betreiber von Stromspeichern angepasst. Netzgekoppelte Stromspeicher sollen hiernach – wie Erzeugungsanlagen – künftig einen Kapazitätspreis zahlen, der sich an der vertraglichen Netzanschlusskapazität orientiert. Auch die Höhe soll der Höhe der Kapazitätsentgelte bei Einspeisern entsprechen, also zu Beginn zwischen 4 und 7 EUR/kW/Jahr. Hierdurch soll eine Doppelbelastung (Kapazitätsentgelt für Einspeisung und Entnahme) vermieden werden. Arbeitsbezogene Netzentgelte sollen nicht erhoben werden.

Anlagengekoppelte Stromspeicher sollen netzentgeltseitig zusammen mit der Letztverbrauchs- oder Erzeugungsanlage behandelt werden, an die sie gekoppelt werden. Mengen, die aus dem Netz der allgemeinen Versorgung bezogen und dann wieder zurückgespeist werden, sollen von Arbeitspreisen befreit sein.

Ebenfalls entgegen der bisherigen Ankündigungen hat die BNetzA nun bekannt gegeben, dass der Vertrauensschutz bei der Netzentgeltprivilegierung von Stromspeichern unberührt bleiben soll. Vertrauensschutz erhalten hiernach orientiert an § 118 Abs. 6 EnWG 

1. Speicher, die nach dem 4. August 2011 innerhalb von 18 Jahren in Betrieb genommen worden sind oder 
2. Speicher, für die vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens zum 4. August 2029 erfolgt. 
3. Speicher, deren Inbetriebnahme vor dem 4. August 2011 lag oder deren Vollbefreiung für zehn Jahre bereits abgelaufen sind, erhalten keinen Vertrauensschutz.

Wie bei Einspeisern ist der Vertrauensschutz zeitlich befristet: für neu errichtete Speicher gilt er für maximal 20 Jahre ab dem Zeitpunkt der ersten Inbetriebnahme; für erweiterte Pumpspeicher gilt er für maximal 10 Jahre ab dem Zeitpunkt ihrer erstmaligen Erweiterung.

Wie auch für Betreiber von Erzeugungsanlagen sind die Vertrauensschutzregelungen für Betreiber von Speichern von besonderer kommerzieller Bedeutung. Auch Speicherbetreiber haben bei ihrer Kostenkalkulation regelmäßig fest mit einer 20-jährigen Netzentgeltbefreiung kalkuliert. Insofern stehen auch Speicherbetreiber vor der Entscheidung, ob die FID früher als geplant getroffen oder die Kostenkalkulation um zu zahlende Netzentgelte erweitert werden muss.

Noch offen bleibt gleichermaßen wie für Betreiber von Erzeugungsanlagen die Frage, ob auch für Entgelte mit Anreizfunktion Vertrauensschutz gewährt wird. 

Elektrolyseure dürfen europarechtlich gesondert behandelt werden 

Da Elektrolyseure als Nutzergruppe europarechtlich gesondert behandelt werden dürfen, sieht die BNetzA für Elektrolyseure für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff ein Kapazitätsentgelt ohne Arbeitspreis analog Speichern und Einspeisern vor. Andere Elektrolyseure sollen hingegen dem Grundmodell für Verbraucher unterliegen, wobei ihnen jedoch der Zugang zur Anwendung des Industrienetzentgeltsystems eröffnet werden soll. Die BNetzA hat auch für Elektrolyseure Vertrauensschutzregelungen analog der Stromspeicher vorgesehen.

Kostenverteilung der Netzbetreiber untereinander: Kostenwälzung nach dem netzbezogenen Letztverbraucher

Die Kostenverteilung der Netzbetreiber untereinander wird ebenfalls neu geregelt. Bisher umfasste das Netzentgelt eines lokalen Netzbetreibers auch die Kosten der vorgelagerten Netzebenen (sog. vorgelagerte Netzentgelte). Nachgelagerte Netzbetreiber werden damit im Kern wie Endverbraucher behandelt. Dies führt zu einer regional ungleichen Kostenbeteiligung und Tarifanomalien, insbesondere durch hohe Anteile dezentraler Erzeugung. In Zukunft sollen die vorgelagerten Netzkosten nach dem Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher geschlüsselt werden (sog. Wälzung nach dem netzbezogenen Letztverbraucher). Maßgeblich für die Berechnung ist hierbei die Summe aller Letztverbraucherentnahmen aus der betreffenden und allen nachgelagerten Ebenen.

Ergebnisse im AgNes-Verfahren haben erhebliche Auswirkungen 

Mit der Vorstellung des Gesamtkonzepts hat die BNetzA nun ihre bisherigen Erwägungen zu einem einheitlichen Konzept für die Netzentgelte Strom ab 2029 zusammengeführt. Der entsprechende Festlegungsentwurf zum AgNes-Verfahren soll im Sommer 2026 veröffentlicht und konsultiert werden. Ein Abschluss des Verfahrens durch Erlass der finalen Festlegung ist Ende 2026 geplant.

Die Ergebnisse im AgNes-Verfahren haben erhebliche Auswirkungen auf die Realisierung und Finanzierung von Projekten. Der weitere Verlauf des AgNes-Verfahrens wird daher von sämtlichen Akteuren mit Spannung erwartet, zumal die BNetzA selbst Änderungen zu dem nun vorgestellten Arbeitsstand nicht ausschließt. Insbesondere für Projektentwickler, Betreiber und Finanzierer empfiehlt es sich, die möglichen Kostenwirkungen frühzeitig zu analysieren, um ihre Strategien an die neuen, geänderten Rahmenbedingungen anpassen zu können.

Wir halten Sie zu den weiteren Entwicklungen auf dem Laufenden und beraten Sie bei Fragen gerne jederzeit.

*Gemeint sind Personen jeder Geschlechtsidentität. Um der leichteren Lesbarkeit willen wird im Beitrag die grammatikalisch männliche Form verwendet.