Ziel von AgNes ist es, eine Netzentgeltsystematik zu entwickeln, die ein freies und faires Agieren aller Netznutzer an den verschiedenen Märkten ermöglicht, ohne die Belange der Netze zu vernachlässigen. Mit neuen Pflichten für Erzeuger, Prosumer, Kunden und Industrie. Nach der Veröffentlichung des Zwischenstandes im Mai 2026 legte die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 6. August einen knapp 200 Seiten umfassenden Festlegungsentwurf vor.
Damit werden die bislang eher konzeptionellen Überlegungen nun sehr konkret. Änderungen können sich noch im Herbst nach der Auswertung der Stellungnahmen im Konsultationsprozess ergeben. Nicht nur Netzbetreiber, sondern auch Industrieunternehmen, Kraftwerke, Batteriespeicher, Elektrolyseure, Prosumer und (zukünftig) flexible Betriebsweisen werden in ein gemeinsames Entgeltsystem einbezogen. AgNes dürfte noch vor Weihnachten beschlossen werden. Die Festlegung soll dann für Netzentgelte ab dem 1. Januar 2029 gelten. Für einzelne Rechtswirkungen – insbesondere für den Vertrauensschutz bestehender und bereits weit entwickelter Projekte – bestehen indes Vorwirkungen.

Für industrielle Letztverbraucher ist das neue Grundmodell die wohl spürbarste unmittelbare Änderung. Die Bepreisung der Stromentnahme und der Stromeinspeisung wird neu geordnet. Bei Entnahmestellen oberhalb der Niederspannung sowie in der Niederspannung ab einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh soll das heutige System aus Arbeits- und Leistungspreis durch einen Kapazitätspreis auf eine jährlich bestellte Kapazität sowie zwei Arbeitspreise AP1 und AP2 ersetzt werden.

Die bestellte Kapazität muss im Minimum grundsätzlich 10 % der Vorjahreshöchstlast betragen. Die Bestellung erfolgt erst nach Veröffentlichung des Preisblatts für das Folgejahr. Unterbleibt sie, ermittelt der Netzbetreiber anhand vorhandener Lastgänge eine wirtschaftlich optimale Kapazität. Ökonomisch entscheidend ist das Überschreitungsrisiko. Innerhalb der bestellten Kapazität gilt AP1. Für Strombezug während einer Überschreitung fällt AP2 an, der mindestens 200 % und höchstens 350 % des AP1 betragen soll.

Für die Industrie wird damit Lastmanagement noch stärker zur Entgeltfrage. Aber auch Netzbetreiber dürften über diese Ermittlungsaufgabe nicht glücklich sein. Nicht nur, dass dies Dokumentationspflichten mit sich bringt und Informationspflichten nach sich ziehen dürfte, bergen doch derartige Zuweisungen auch stets ein Prozessrisiko, insbesondere in einer angespannten wirtschaftlichen Situation.

Die bisherigen individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV sollen nicht dauerhaft fortgeführt werden. Für die atypische Netznutzung ist lediglich eine Übergangsregelung bis Ende 2031 vorgesehen, sofern am 31. Dezember 2028 eine wirksame Vereinbarung besteht, die Voraussetzungen zwischen 2026 und 2028 mindestens einmal erfüllt wurden und die durchschnittliche Entnahme 2024 bis 2027 über 10 GWh jährlich lag. Der Rabatt für 2029 bis 2031 soll dem durchschnittlichen Rabatt der Jahre 2024 bis 2027 entsprechen. Auch die Bandlastregelung nach § 19 Abs. 2 Satz 2 bis 4 StromNEV wird für qualifizierte Bestandsfälle nur bis Ende 2031 verlängert.

Parallel kündigt die BNetzA ein neues Sondernetzentgelt zur Anreizung industrieller Flexibilität an. Der künftige Nachfolger der bisherigen Industrienetzentgelte ist damit noch offen. Unternehmen sollten daher sowohl die Voraussetzungen der Übergangsregelungen sichern als auch ihre Flexibilitätspotenziale für die künftige Systematik prüfen.

AgNes führt für Erzeuger einen Systemwechsel ein. Betreiber von Erzeugungsanlagen mit mehr als 30 kW Bruttoleistung sollen grundsätzlich ein bundesweit einheitliches, kapazitätsbezogenes Einspeiseentgelt zahlen. Das betrifft auch industrielle Eigenerzeugungsanlagen, soweit sie in das Netz einspeisen. In die Berechnung fließen unter anderem Kosten für Verlust- und Regelenergie ein. Zugleich wird der bisherige Regelungsgegenstand des § 10 StromNEV in die neue Systematik überführt.
Für neue Erzeugungsprojekte wird das Einspeiseentgelt damit Teil der Investitions- und PPA-Kalkulation. Bestandsanlagen und bestimmte bereits weit entwickelte Projekte sollen erst nach Ablauf von 20 Jahren seit erstmaliger Inbetriebnahme belastet werden. Voraussetzung ist insbesondere eine bereits getroffene „endgültige Investitionsentscheidung“. Diese definiert der Entwurf eng: Verbindliche Bestellungen müssen mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken und ein Rücktritt darf nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden möglich sein. Bei Investitionsentscheidungen für Erzeugungs-, KWK-, BESS-, Datencenter und Dekarbonisierungsprojekte wird daher die Frage der Energiekosten und ihrer zukünftigen Entwicklung eine weiter gesteigerte wirtschaftliche Bedeutung haben.

Für Batteriespeicher sieht AgNes ein eigenständiges Entgeltmodell vor. Rein netzgekoppelte Speicher sollen ein jährliches Kapazitätsentgelt zahlen, grundsätzlich anknüpfend an das Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen. Damit trägt die BNetzA der Doppelrolle von Speichern als Entnehmer und Einspeiser Rechnung. Bei anlagengekoppelten Speichern sollen aus dem Netz bezogene und nachweisbar wieder eingespeiste Strommengen von bestimmten arbeitsbezogenen Entgeltbestandteilen ausgenommen werden, um eine doppelte Belastung zu vermeiden.

Zusätzlich ist Vertrauensschutz für Projekte vorgesehen, bei denen bis zur Bekanntgabe der Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und die Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 vorgesehen ist. Für industrielle Speicherprojekte bleiben damit Projektstatus, Beschaffungsstand und Betriebskonzept entscheidend. Neben der Finanzierungsfunktion baut die BNetzA bereits die nächste Ebene auf. Dynamische, zeitlich und regional variable Netzentgelte sollen zunächst für Speicher und später für Erzeuger eingeführt werden.

Ungeregelt durch AgNes bleiben die Baukostenzuschüsse (BKZ) und bilden eine zweite Baustelle. Die BNetzA kündigt hierzu vielmehr eigene Methodenfestlegungen an. Dass dies zügig erfolgt, ist erstrebenswert. Denn preisliche differenzierte BKZ können in Abhängigkeit von der verfügbaren Netzkapazität eine Lenkungswirkung für Netzanschlussbegehren entfalten. Netzanschlusskostenbeiträge sollen ebenfalls außerhalb von AgNes fortbestehen. Das ist für neue Industrie-, Speicher-, Erzeugungsund Elektrolyseprojekte wichtig. Zur Wirtschaftlichkeitsbetrachtung gehören künftig neben Netzentgelten und BKZ auch die Bepreisung von Anschlusskapazität, flexiblen Anschlussvereinbarungen und (später) dynamischen Entgelte.

Die wirtschaftlichen Folgen von AgNes haben auch eine verfahrensrechtliche Dimension. Unternehmen, die durch einzelne Regelungen erheblich in eigenen Interessen betroffen sind, sollten deshalb nach Ablauf der Konsultationsfrist zumindest ihren förmlichen Verfahrensstatus prüfen, um sich Rechtsschutzmöglichkeiten zu erhalten. Eine Beiladung nach § 66 EnWG kann hierfür in Betracht kommen, wenn eigene Interessen durch die Entscheidung erheblich berührt werden. Ob ein Unternehmen, das weder beigeladen war oder es versäumt hatte, einen Beiladungsantrag zu stellen, die Festlegung unmittelbar angreifen kann, hängt von seiner konkreten Beteiligtenstellung und Betroffenheit ab.

Gerade bei erheblichen wirtschaftlichen Auswirkungen sollte diese Frage daher frühzeitig geprüft werden und im Zweifel ein schlichter Beiladungsantrag gestellt werden. Letztes ist zumeist ausreichend, um zumindest die Möglichkeit einer späteren Beschwerde gegen einzelne belastende Regelungen aufrecht zu erhalten.

Der Festlegungsentwurf zeigt, dass AgNes weit über eine bloße Änderung der Netzentgelttarife hinausgeht. Bezug, Eigenerzeugung, Speicher, Elektrolyseure und künftig auch Flexibilität werden neu eingeordnet und greifen wirtschaftlich ineinander. Ab 2029 wird damit nicht mehr allein der Stromverbrauch zum maßgeblichen Netzentgeltfaktor.

Zunehmend entscheidend wird, in welcher Weise Unternehmen Netzkapazität beanspruchen, bereitstellen und zeitlich nutzen. Für industrielle Investitions- und Standortentscheidungen wird die Netzentgeltsystematik damit – noch mehr als ohnehin schon – zu einem eigenständigen Planungsfaktor.

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