excerpt: Mit AgNes arbeitet die Bundesnetzagentur an einer neuen Logik für die Verteilung der Netzkosten. Nicht mehr allein der Stromverbrauch soll bestimmen, wer wie viel zahlt. Anschlussleistung, Einspeisekapazität, Reserve, Flexibilität und lokale Netzbelastung rücken stärker in den Mittelpunkt. Prosumer, Speicher, Industrie und Erzeuger werden damit näher an die Kosten herangeführt, die sie im Netz auslösen, absichern oder vermeiden können.

AgNes: Warum die Bundesnetzagentur die Netzkosten neu sortieren will

Rund 37 Milliarden Euro Netzkosten pro Jahr sollen künftig nach anderen Regeln verteilt werden. Am 27. Mai 2026 hat die Bundesnetzagentur dazu ein Papier zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom veröffentlicht. Es ist noch keine endgültige Festlegung. Im Sommer folgt die Konsultation, Ende 2026 soll die Rahmenfestlegung stehen. Änderungen sind möglich, grundlegende Verschiebungen erwarte ich jedoch nicht. Die Richtung der Reform folgt aus der Entwicklung des Stromsystems selbst. Der rechtliche Druck kommt hinzu: Die bisherigen Vorgaben aus der Stromnetzentgeltverordnung laufen nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 aus.

Öffentlich wird die Reform wahrscheinlich zuerst über einzelne Belastungen wahrgenommen. Prosumer zahlen etwas mehr, Speicher werden beteiligt, Industriekunden erhalten neue Flexibilitätsregeln, Erzeuger verlieren ihre vollständige Entgeltfreiheit. Dahinter steht jedoch eine größere Verschiebung. Das heutige Entgeltsystem stammt im Kern aus einer Zeit, in der Strom überwiegend aus großen Kraftwerken über höhere Netzebenen zu Verbrauchern floss. Kosten wurden vor allem nach Entnahme und Arbeitspreisen verteilt. In einem Netz mit Millionen dezentraler Erzeugungsanlagen, Speichern, steuerbaren Lasten und knappen Anschlusskapazitäten reicht diese Logik nicht mehr aus. Sie beschreibt nicht mehr sauber, wer wann Anschlussleistung, Einspeisekapazität, Reserve, Spannungshaltung und Engpassmanagement beansprucht.

Bei Haushaltskunden bleibt die Grundstruktur zunächst erhalten. Rund 40 Millionen Kunden in der Niederspannung zahlen weiter einen Grundpreis pro Jahr und einen Arbeitspreis je Kilowattstunde. Neu sind verbindliche Vorgaben für den Grundpreis. Netzbetreiber müssen künftig einen gedeckelten Grundpreis erheben. Für Haushalte mit eigener Erzeugungsanlage, etwa einer Photovoltaikanlage, fällt dieser Grundpreis höher aus. Die Bundesnetzagentur erwartet Mehrkosten von voraussichtlich unter 100 Euro pro Jahr, je nach Netzgebiet. Steckersolargeräte sind ausgenommen.

Der Mechanismus dahinter ist einfach, war im Tarif bisher aber kaum sichtbar. Ein Haushalt mit Photovoltaikanlage bezieht weniger Kilowattstunden aus dem Netz und zahlt deshalb weniger über den Arbeitspreis. Seine Anschlussleistung, sein Anspruch auf Versorgung bei Dunkelheit und seine Nutzung des Netzes als Rückfalloption verschwinden dadurch nicht. Die Kosten erscheinen bisher nicht an der Stelle, an der sie entstehen. Ein Teil der Netzbereitschaft wird über die verbrauchte Strommenge finanziert, obwohl die Bereitstellung des Anschlusses unabhängig von jeder einzelnen Kilowattstunde erforderlich bleibt. Ein höherer Grundpreis verschiebt einen Teil dieser Kosten zurück auf die Anschlussnutzung.

Für größere Verbraucher mit mehr als 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch ändert sich die Abrechnung stärker. Der bisherige Leistungspreis soll durch einen Kapazitätspreis in Euro je Kilowatt und Jahr ersetzt werden. Hinzu kommt ein Aufschlag, wenn die bestellte Kapazität überschritten wird. Der Anreiz liegt darin, dass Unternehmen ihre Anschlussnutzung planbarer machen und zugleich punktuell mehr Strom beziehen können, wenn Strompreise niedrig sind. Die heutige Struktur kann flexible Lasten wirtschaftlich begrenzen, weil kurzfristig höhere Leistungsspitzen dauerhaft teuer werden können. Das neue Modell trennt stärker zwischen bestellter Netzkapazität und zusätzlicher Nutzung in besonderen Situationen.

Für die Industrie bleibt die Reform jedoch nicht vollständig entschieden. Sonderentgelte für Bandlast und atypische Netznutzung nach § 19 Absatz 2 Stromnetzentgeltverordnung werden übergangsweise fortgeführt. Bestandskunden der Bandlastregelung erhalten eine Verlängerung bis Ende 2031. Bei atypischer Netznutzung bleibt die Rabattstruktur zunächst erhalten. Die konkrete Neuregelung soll erst 2027 festgelegt werden, wenn Pilotprojekte ausgewertet sind. Damit hält die Bundesnetzagentur Investitions- und Standortfragen aus dem ersten Reformschritt heraus. Diese Vorsicht hat einen Preis: Ein Teil der heutigen Entlastungen bleibt bestehen, obwohl die neue Systematik gerade auf eine genauere Kostenzuordnung zielt.

Neu ist auch die geplante Beteiligung von Erzeugungsanlagen an der Netzfinanzierung. Bisher sind sie von Netzentgelten befreit. Künftig sollen neue Anlagen einen begrenzten jährlichen Kapazitätspreis zahlen, zu Beginn voraussichtlich 4 bis 7 Euro je Kilowatt und Jahr. Für eine 10-Kilowatt-Anlage wären das 40 bis 70 Euro pro Jahr, bei größeren Anlagen entsprechend mehr. Bestandsanlagen sollen 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen bleiben. Der Betrag ist damit spürbar, aber kein klassischer Arbeitspreis auf jede eingespeiste Kilowattstunde. Die Bundesnetzagentur rechnet damit, dass diese Beiträge über die Jahre bis zu 2 Milliarden Euro jährlich zu den Netzkosten beitragen können. Der Eingriff bleibt bewusst begrenzt, damit der Marktpreis für Strom kaum beeinflusst wird. Zugleich wird eine bisher ausgeblendete Abhängigkeit bepreist: Auch Einspeiser benötigen Netzkapazität, Schutztechnik, Spannungshaltung und Engpassmanagement.

Speicher werden ähnlich behandelt wie Erzeuger, aber ohne Arbeitspreise. Für neue Batterie- und Pumpspeicher ist ein moderater Kapazitätspreis vorgesehen. Bestehende Sonderregelungen nach § 118 Absatz 6 Energiewirtschaftsgesetz sollen respektiert werden; Bestandsspeicher werden erst nach deren Auslaufen erfasst, soweit die Voraussetzungen greifen. Heimspeicher in der Niederspannung sollen weiterhin kein gesondertes Netzentgelt zahlen. Die technische Möglichkeit, Strom aufzunehmen und später abzugeben, löst das Netzproblem allein nicht. Speicher können Engpässe entlasten, wenn sie am richtigen Ort und zur richtigen Zeit reagieren. Sie können Engpässe auch verschärfen, wenn sie in einer ohnehin belasteten Netzsituation zusätzlich laden oder einspeisen. Ein Kapazitätspreis bildet diese Doppelrolle nur grob ab, bereitet aber eine spätere, feinere Steuerung vor.

Für Elektrolyseure nutzt die Bundesnetzagentur einen europarechtlich zulässigen Sonderweg. Anlagen zur Erzeugung von grünem und kohlenstoffarmem Wasserstoff sollen ebenfalls ein Netzentgelt zahlen, das sich an den Kapazitätsentgelten für Speicher und Einspeiser orientiert. Auf Arbeitsentgelte soll verzichtet werden. Der Grund liegt in ihrer erwarteten Flexibilität und in den energiepolitischen Zielvorgaben für Wasserstoff. Ein Elektrolyseur kann seine Fahrweise stärker an Strompreisen und Netzsituationen ausrichten als viele klassische Industrieprozesse. Die Entgeltstruktur soll diese Beweglichkeit nicht durch hohe Arbeitspreise bestrafen.

Der nächste Reformschritt betrifft dynamische Netzentgelte. Sie sollen Markteilnehmern in angespannten Netzsituationen ein finanzielles Signal geben, das Netz nicht zusätzlich zu belasten. Der Kostenblock, auf den die Bundesnetzagentur zielt, ist erheblich: Redispatch, einschließlich Vorhaltekosten für Reservekraftwerke, lag 2025 bei rund 3,06 Milliarden Euro. Dynamische Entgelte sollen frühestens ab 2030 für Speicher eingeführt werden, möglichst bis 2033. Für Einspeiser ist ein Zeitfenster ab 2032 bis 2035 vorgesehen, Offshore-Wind ausgenommen. Für Elektrolyseure bleibt eine spätere Einbeziehung möglich. In der Niederspannung sollen zeitvariable Entgelte für Heimspeicher und Elektroautos über ein Opt-in weiterentwickelt werden.

Dynamische Netzentgelte stellen höhere Anforderungen als ein Kapazitätspreis. Sie brauchen Daten über lokale Netzsituationen, verlässliche Mess- und Abrechnungssysteme, klare Regeln für Prognosen und eine Abstimmung mit dem Stromgroßhandel. Ein niedriger Börsenpreis kann zeitgleich mit einem lokalen Netzengpass auftreten. Wenn Verbraucher oder Speicher nur auf den Marktpreis reagieren, kann die Netzbelastung steigen. Ein dynamisches Netzentgelt ergänzt dann das Preissignal des Marktes um ein lokales Knappheitssignal. Die technische Abrechnung ist dabei nur ein Teil der Aufgabe. Geklärt werden muss auch, wer die Signale setzt, wie kurzfristig sie gelten und wie Fehlanreize begrenzt werden.

Eine weitere Änderung betrifft die Verteilung vorgelagerter Netzkosten zwischen Netzbetreibern. Heute richtet sich deren Höhe danach, wie viel Strom ein lokales Netz aus höheren Netzebenen entnimmt. Diese Regel wird durch dezentrale Erzeugung verzerrt. Ein Netzgebiet mit vielen erneuerbaren Anlagen entnimmt zeitweise weniger Strom aus dem vorgelagerten Netz und trägt dadurch weniger zu dessen Kosten bei. Das vorgelagerte Netz bleibt jedoch als Reserve-, Ausgleichs- und Transportstruktur erforderlich. Künftig sollen die Kosten nach dem Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher geschlüsselt werden. Damit wird weniger auf die gemessene Entnahme aus der höheren Netzebene abgestellt und stärker auf die Nachfrage, für die die vorgelagerte Infrastruktur bereitstehen muss.

Die Reform verschiebt keine Kosten aus dem Stromsystem heraus. Sie verändert, an welcher Stelle sie sichtbar werden. Prosumer zahlen stärker für Netzbereitschaft, Erzeuger und Speicher für Kapazitätsnutzung, größere Verbraucher für bestellte Anschlussleistung, Netzbetreiber nach einer anderen Zuordnung vorgelagerter Kosten. Die Entlastung von Regionen mit besonders hohem Ausbau erneuerbarer Energien bleibt bestehen. Damit kombiniert die Bundesnetzagentur zwei Ziele, die sich nicht vollständig decken: genauere Kostenzuordnung und politische Abfederung regionaler Ausbaufolgen.

Die neue Netzentgeltsystematik ist damit weniger eine Tarifreform als eine Übersetzung physischer Netzansprüche in Tariflogik. Wer Netzkapazität beansprucht, soll stärker an ihrer Finanzierung beteiligt werden. Wer flexibel reagieren kann, soll dafür verwertbare Preissignale erhalten. Wer bisher über alte Regeln entlastet wurde, bekommt Übergangsfristen. Die Belastung verschwindet dadurch nicht. Sie wandert näher an die Punkte, an denen Anschlüsse, Einspeisung, Reserve und Engpässe tatsächlich Kosten verursachen.

Quelle: https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260527_Agnes.html?nn=660040