Am 6. August 2026 hat die Bundesnetzagentur den vollständigen Entwurf für die neue Netzentgeltsystematik vorgelegt. Leistungspreis und Gleichzeitigkeitsfunktion entfallen. An ihre Stelle tritt ein Kapazitätspreis auf eine selbst bestellte Kapazität plus ein zweistufiger Arbeitspreis. Die atypische Netznutzung endet — für Abnahmestellen unter 10 GWh ohne Übergang. Erzeugungsanlagen zahlen erstmals Netzentgelt. Und für Batteriespeicher hinter dem Firmenzähler lässt der Entwurf offen, ob sie am dynamischen Netzentgelt teilnehmen — wovon abhängt, ob sich Flexibilität hinter dem Zähler künftig rechnet.
Die Stromnetzentgeltverordnung läuft am 31.12.2028 aus. Was danach gilt, regelt die Festlegung AgNes (Az. GBK-25-01-1#3). Der Entwurf steht seit dem 6. August 2026 im Netz, die Konsultation läuft bis zum 18. September 2026, beschlossen werden soll noch 2026.
Für Abnahmestellen in der Niederspannung bis 100.000 kWh im Jahr bleibt fast alles beim Alten: Grundpreis plus Arbeitspreis. Neu ist dort nur ein Aufschlag für Prosumer in Höhe von 70 bis 90 Prozent des Grundpreises — wer eine eigene Erzeugungsanlage hinter demselben Netzanschluss betreibt, zahlt ihn zusätzlich.
Für alle anderen — also für jede Abnahmestelle oberhalb der Niederspannung und für Niederspannungskunden über 100.000 kWh — wird das Entgeltsystem neu gebaut. Der Leistungspreis auf die Jahreshöchstlast entfällt vollständig. Damit endet auch die Gleichzeitigkeitsfunktion mit ihrem Knickpunkt bei 2.500 Benutzungsstunden, die heute darüber entscheidet, ob eine Abnahmestelle im Arbeitspreis- oder im Leistungspreissystem abgerechnet wird.
| Komponente | Bemessung | Vorgabe |
|---|---|---|
| Kapazitätspreis | auf die vom Kunden für das Jahr bestellte Kapazität | 10 % der Vorjahresspitze bis 100 % der Anschlusskapazität |
| AP1 | auf die Arbeit innerhalb der Bestellkapazität | deckt 30–60 % der Kosten der Netzebene |
| AP2 | auf die Arbeit oberhalb der Bestellkapazität | 200–350 % des AP1 |
| Messstellenbetrieb | je Entnahmestelle, getrennt nach Netz- und Umspannebene | unverändert |
Modellrechnung auf Basis des Preisblatts Bayernwerk Mittelspannung 2026, erlösneutral kalibriert. Die heutige Kurve fällt steil mit der Benutzungsdauer, die AgNes-Kurven verlaufen deutlich flacher. Annahmen siehe unten.
Wer seine Bestellkapazität überschreitet, zahlt für die darüber liegende Arbeit den höheren AP2 — und sonst nichts. Das laufende Kapazitätsentgelt bleibt unberührt. Genau das ist der beabsichtigte Bruch mit dem Leistungspreis, bei dem eine einzige Viertelstunde das ganze Abrechnungsjahr verteuert. Die Beschlusskammer begründet die Deckelung des AP2 damit, dass Lastflexibilität nicht in die reine Profilglättung gedrängt werden soll.
Das ist die Umkehrung dessen, was die meisten erwarten — und es folgt zwingend aus der Konstruktion.
Heute zahlt eine Abnahmestelle mit 1.200 Benutzungsstunden bei einem typischen Mittelspannungs-Preisblatt rund 5,3 ct/kWh Netzentgelt, eine Bandlast mit 7.000 Stunden rund 2,1 ct/kWh. Der Unterschied entsteht durch die Gleichzeitigkeitsfunktion: Unterhalb von 2.500 Stunden greift das Arbeitspreissystem mit einem Arbeitspreis von 4 ct/kWh und mehr, oberhalb das Leistungspreissystem mit einem Arbeitspreis von unter 1 ct/kWh.
AgNes ersetzt beides durch einen einzigen AP1 für alle Kunden der Netzebene. Dieser AP1 liegt zwangsläufig zwischen den beiden heutigen Werten. Für Abnahmestellen mit wenigen Benutzungsstunden fällt der Arbeitspreis damit deutlich, für Bandlastkunden steigt er auf ein Vielfaches. Die Kapazitätskomponente gleicht das nur teilweise aus, weil sie auf die frei gewählte — und damit niedrige — Bestellkapazität entfällt und nicht auf die Jahresspitze.
| Typische Abnahmestelle | heute | AgNes | Δ |
|---|---|---|---|
| Saison-/Spitzenlast · 1.200 h Kühlhaus, Ladehub, Bewässerung | 5,33 ct | 3,40 ct | −36 % |
| Einschicht-Gewerbe · 2.000 h | 4,80 ct | 3,28 ct | −32 % |
| Verarbeitung 1,5-schichtig · 3.000 h | 3,99 ct | 3,18 ct | −20 % |
| Zweischicht-Produktion · 4.500 h | 2,88 ct | 3,08 ct | +7 % |
| Dreischicht / Bandlast · 7.000 h | 2,10 ct | 2,90 ct | +39 % |
Netzentgelt je kWh, Modellrechnung Bayernwerk Mittelspannung 2026, Variante AP1-Erlösanteil 60 % und AP2/AP1 = 2,0. Der Umschlagpunkt liegt in allen gerechneten Varianten zwischen 4.500 und 5.000 Benutzungsstunden.
Grün = Entlastung, grau = Mehrbelastung. Die Richtung bleibt über alle geprüften Parameterkombinationen und beide Modellkollektive gleich, die Höhe ändert sich.
Wer heute über eine Lastverstetigung nachdenkt, um Netzentgelt zu sparen, sollte das Zieljahr prüfen. Bis 2028 ist eine glattere Last wirtschaftlich, ab 2029 zählt sie nur noch mittelbar. Umgekehrt verliert ein Standort mit stark schwankender Last einen Teil seines heutigen Kostennachteils.
Sie hat genau eine kostenminimale Antwort, und die lässt sich aus der Jahres-Lastdauerlinie ablesen.
Das zu zahlende Netzentgelt setzt sich zusammen aus Kapazitätspreis mal bestellter Kapazität, AP1 auf die gesamte Arbeit und dem Aufschlag AP2 minus AP1 auf die Arbeit oberhalb der Bestellkapazität. Erhöht man die Bestellkapazität um ein Kilowatt, kostet das den Kapazitätspreis — und spart den Aufschlag für all die Stunden, in denen die Last über der bisherigen Grenze lag. Am Optimum sind beide gleich groß:
Die optimale Bestellkapazität ist der Leistungswert, oberhalb dessen die Abnahmestelle genau so viele Stunden im Jahr liegt, wie sich aus Kapazitätspreis geteilt durch Arbeitspreisaufschlag ergibt. Beispiel: Kapazitätspreis 60 €/kW·a, Aufschlag 3 ct/kWh — 60 ÷ 0,03 = 2.000 Stunden. Gesucht ist also der Punkt der Jahres-Lastdauerlinie bei 2.000 Stunden. Nach unten begrenzt die Mindestbestellkapazität von 10 Prozent der Vorjahresspitze, nach oben die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität.
Der Netzbetreiber veröffentlicht bis zum 15. Oktober für das Folgejahr, danach bestellt der Kunde. Man rechnet also nicht gegen unbekannte Preise, sondern gegen das fertige Preisblatt.
Ohne Bestellung leitet der Netzbetreiber die Kapazität aus dem Lastgang ab. Er kennt die Vergangenheit, nicht die Planung des kommenden Jahres — Erweiterungen, Abschaltungen oder ein neuer Speicher fließen nicht ein.
Im ersten Jahr eines neuen Netzanschlusses gibt es keine Vorabbestellung. Der Netzbetreiber ermittelt die Kapazität nachträglich im Wege der Bestabrechnung — also so, dass die geringstmögliche Belastung entsteht.
T(K) in Stunden, aus einer erlösneutralen Kalibrierung. Werte an der 8.760-Stunden-Marke bedeuten: Der Kapazitätspreis ist im Verhältnis zum Aufschlag so hoch, dass sich für keinen Kunden eine Bestellung über der Mindestkapazität lohnt. Dann ist die Bestellkapazität keine Entscheidung mehr, sondern ein Fixum von 10 Prozent der Vorjahresspitze — und Lastspitzenkappung hat keinen Netzentgeltwert. Bemerkenswert: Dieser Zielpunkt ist unabhängig vom Preisniveau des Netzbetreibers, er hängt nur von der Parameterwahl und der Struktur des Kundenkollektivs ab.
Damit überhaupt jemand mehr als die Mindestkapazität bestellt, muss AP2/AP1 größer sein als 1 geteilt durch den Kapazitätsanteil an den Erlösen. Bei einem AP1-Erlösanteil von 30 Prozent — dem unteren Ende der zulässigen Bandbreite — sind das mindestens 3,33; die Festlegung erlaubt aber schon 2,0. Ein Netzbetreiber kann also innerhalb der Vorgaben eine Kombination wählen, bei der die Kapazitätsbestellung praktisch wirkungslos wird. Das Gutachten von Consentec, das die Bundesnetzagentur zeitgleich veröffentlicht hat, empfiehlt einen Kapazitäts-Erlösanteil von 20 bis 40 Prozent und AP2/AP1 zwischen 1,5 und 2,5. Der Entwurf lässt 40 bis 70 Prozent und 2,0 bis 3,5 zu.
Es gibt kein Nachfolgeinstrument. Die Beschlusskammer hält § 19 Abs. 2 StromNEV für fehlanreizend und beendet ihn.
Verlängert wird die atypische Netznutzung nur bis zum 31.12.2031 und nur für einen eng umrissenen Kreis. Alle drei Bedingungen müssen zusammen erfüllt sein — und die dritte schließt praktisch den gesamten Mittelstand und die Landwirtschaft aus.
| Bedingung | § 19 Abs. 2 S. 1 (Atypik) | § 19 Abs. 2 S. 2–4 (Bandlast) |
|---|---|---|
| Wirksame Vereinbarung zum 31.12.2028 | erforderlich | erforderlich |
| 2026 bis 2028 mindestens einmal die Voraussetzungen erfüllt | erforderlich | erforderlich |
| Jahresbezug an der Entnahmestelle | über 10 GWh im Durchschnitt | keine Schwelle |
| Rechtsfolge 2029 bis 2031 | eingefrorener Durchschnittsrabatt der Vorjahre | Fortführung |
| Pumpspeicherkraftwerke | ausgeschlossen | — |
Die Bandlastregelung betrifft laut Entwurf rund 600 Betriebe mit Verbräuchen in der Regel deutlich über 10 GWh.
Die Bedingung „in den Jahren 2026 bis 2028 mindestens einmal die Voraussetzungen erfüllt" hat eine unangenehme Kehrseite: Wer die Atypik in diesen drei Jahren aussetzt — etwa weil sich der Betrieb ändert oder eine Anlage stillsteht — verliert die Verlängerung bis 2031 vollständig. Bei Abnahmestellen über 10 GWh lohnt sich deshalb der Blick auf die laufende Vereinbarung, und zwar jetzt.
Lastmanagement und Batteriespeicher verlieren nicht ihren gesamten Netzentgeltnutzen. Er verlagert sich: von der Verlagerung der Spitze aus dem Hochlastzeitfenster hin zur Wahl einer niedrigeren Bestellkapazität. Wie groß dieser Hebel ist, hängt an der Parametrierung des jeweiligen Netzbetreibers — und kann, wie oben gezeigt, im ungünstigen Fall auf null gehen.
Ein bundeseinheitliches Einspeiseentgelt auf die vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität. Betroffen ist jede Anlage über 30 kW installierter Bruttoleistung.
Das Entgelt wird kapazitätsbasiert erhoben, nicht mengenbasiert: Bemessungsgrundlage ist die vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität in Kilowatt. Gespeist wird es aus einer Grundkomponente von 0,50 €/MWh Einspeisemenge sowie jeweils der Hälfte der Regelenergie- und Verlustenergiekosten der Übertragungsnetzbetreiber. Der Entwurf nennt eine Größenordnung von 4 bis 7 €/kW und Jahr; die Beispielrechnung der Beschlusskammer kommt auf einen Fünfjahresmittelwert von 4,92 €/kW.
Bestandsanlagen sind nicht sofort betroffen. Wer vor der Bekanntgabe der Festlegung — geplant ist der 1. Januar 2027 — in Betrieb war oder eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen hatte, zahlt erst nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme. Das trifft Anlagen also genau dann, wenn sie aus der EEG-Vergütung fallen: Eine Biogasanlage mit 500 kW Einspeisekapazität und Inbetriebnahme 2008 zahlt ab 2029 rund 2.500 € im Jahr — zusätzlich zu allem, was der Weiterbetrieb ohnehin kostet.
Maßgeblich ist die installierte Bruttoleistung nach Marktstammdatenregister. Steckersolargeräte und Prosumer in der Niederspannung unter 100.000 kWh, die bereits den Grundpreisaufschlag zahlen, sind ausgenommen.
Gerechnet ab Inbetriebnahme, nicht ab 2029. Bei Ausschreibungsanlagen gilt die verbindliche Gebotsabgabe als Investitionsentscheidung; längere Realisierungsfristen sind unschädlich.
Weil die vereinbarte Einspeisekapazität die Bemessungsgrundlage ist, wirkt jede Erhöhung dauerhaft kostensteigernd — und jede Rückgabe ungenutzter Kapazität dauerhaft senkend. Das gehört in jede Repowering- und Flexibilisierungsrechnung.
Rein netzgekoppelte Speicher zahlen ausschließlich ein Kapazitätsentgelt auf die Netzanschlusskapazität, in Höhe des Einspeiseentgelts — und keine Arbeitspreise. Anlagengekoppelte Speicher teilen das Entgeltschicksal der Anlage, an die sie angeschlossen sind; ein- und wieder ausgespeicherte Mengen sind von den Arbeitspreisen befreit, sofern sie messtechnisch abgegrenzt werden können. Diese Abgrenzung ist eine Obliegenheit des Betreibers: Ohne getrennte Messung fällt der Arbeitspreis auf alle Mengen am gemeinsamen Netzanschlusspunkt an. Die Freistellung nach § 118 Abs. 6 EnWG wird nur für Anlagen fortgeführt, deren endgültige Investitionsentscheidung vor der Bekanntgabe der Festlegung liegt — nachzuweisen bis zum 31. März 2027.
Der Entwurf lässt offen, ob ein Batteriespeicher hinter einem Firmenanschluss am dynamischen Netzentgelt teilnimmt. Von der Antwort hängt ab, ob sich Flexibilität hinter dem Zähler künftig rechnet.
Ab 2030, spätestens 2033, sollen Speicher ein dynamisches Netzentgelt erhalten: zeitlich und regional variabel, vorzeichengerecht. Wer in einer Engpasssituation lädt, zahlt; wer entlädt, wird vergütet. Das ist die Komponente, die aus einem marktoptimierten Speicher einen faktisch netzentlastenden macht — ohne dass er unter das strenge Regime eines vom Netzbetreiber geführten Speichers fallen müsste. Beide Ziele fallen zusammen, statt sich auszuschließen.
Nur: Für wen genau gilt das? Die Tenorziffer spricht von „Betreibern von Stromspeicheranlagen" und unterscheidet nicht zwischen rein netzgekoppelten und anlagengekoppelten Anlagen — die Begriffsbestimmung führt beide als Stromspeicheranlagen. An anderer Stelle ordnet der Entwurf anlagengekoppelte Speicher aber dem Entgeltregime der Anlage zu, an die sie angeschlossen sind, und für Letztverbraucher werden zunächst gar keine dynamischen Netzentgelte gebildet. Ob der Speicher in der Werkhalle teilnimmt oder nicht, steht damit nicht fest.
| Fähigkeit / Belastung | Speicher mit eigenem Anschluss | Speicher hinter dem Firmenzähler |
|---|---|---|
| Technische Preissensitivität | hoch | identisch |
| Arbeitspreis auf Speichermengen | keiner | keiner, bei getrennter Messung |
| Redispatch-Pflicht ab 100 kW | ja | ja |
| Dynamisches Netzentgelt | ab 2030 bis 2033 | ungeklärt |
| Braucht neue Netzanschlusskapazität | ja | nein |
Die Redispatch-Pflicht nach §§ 13a, 14 EnWG greift bei Speichern ab 100 kW unabhängig vom Anschlusspunkt. Die Pflicht besteht also in beiden Fällen — die Gegenleistung derzeit nur in einem.
Wird eng ausgelegt, bekommt derselbe Speicher das dynamische Netzentgelt nur dann, wenn er mit einem eigenen Netzanschluss errichtet wird. Das begünstigt zusätzlichen Anschluss- und Netzausbaubedarf gegenüber der Nutzung bereits vorhandener, meist nicht ausgelasteter Anschlusskapazität von Gewerbe-, Industrie- und Landwirtschaftsbetrieben. Bei Einspeisern verfolgt die Beschlusskammer ausdrücklich das Gegenteil: Dort soll das Entgelt dazu anreizen, Kapazität auf das notwendige Maß zu beschränken.
Die Regelung gilt nur für Anschlüsse bis einschließlich Mittelspannung. Ausgerechnet in der Niederspannung — wo die meisten gewerblichen Speicher stehen — ist sie gesperrt, mit Verweis auf den Umsetzungsaufwand. Das Gutachten hält dagegen fest, dass sich gerade in den strahlenförmig betriebenen unteren Verteilernetzen die Leistung eines einzelnen Netznutzers „in voller Höhe" im Engpass niederschlägt. Der Grenznutzen ist unten am größten.
Unabhängig davon, wie die Frage entschieden wird: Die getrennte Messung der Speichermengen ist der gemeinsame Nenner. Sie ist Voraussetzung für die Arbeitspreisbefreiung nach der Speicherregelung — und sie wäre auch die Voraussetzung für eine Teilnahme am dynamischen Netzentgelt. Wer heute ein Messkonzept für einen Speicher hinter dem Zähler festlegt, sollte die Abgrenzung von vornherein sauber auslegen, statt sie später nachzurüsten. Die Abgrenzungsoption der MiSpeL-Festlegung liefert dafür bereits das Muster.
Vier der fünf relevanten Fristen laufen vor 2029 ab — zwei davon in den nächsten Monaten.
Die Konsultation steht jedem offen, nicht nur Verbänden. Eingereicht wird über ein Formblatt an die Große Beschlusskammer; die eingegangenen Beiträge werden namentlich veröffentlicht.
Die Netzentgeltfreiheit des Speicherbezugs nach § 118 Abs. 6 EnWG bleibt nur erhalten, wenn die endgültige Investitionsentscheidung vor der Bekanntgabe der Festlegung getroffen ist. Verlangt werden verbindliche Bestellungen über mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens und ein Ausstiegsschaden von mindestens einem Viertel.
Wer sich auf eine Investitionsentscheidung vor dem Stichtag beruft — für Speicher, Elektrolyseure oder Erzeugungsanlagen — muss das dem zuständigen Netzbetreiber bis zu diesem Datum in geeigneter Weise nachweisen. Eine Nachfrist ist nicht vorgesehen.
Nur wer in diesem Zeitraum mindestens einmal die Voraussetzungen erfüllt und zum 31.12.2028 über eine wirksame Vereinbarung verfügt, kommt überhaupt für die Verlängerung bis 2031 in Betracht — und dann nur oberhalb von 10 GWh.
Sobald die ersten Preisblätter für 2029 veröffentlicht sind, wird aus der Jahres-Lastdauerlinie und den drei Preisen die optimale Bestellkapazität berechnet und fristgerecht mitgeteilt. Diese Rechnung wiederholt sich jedes Jahr und ist rückwirkend nicht korrigierbar.
Am 8. August 2026 haben wir neun Punkte zum Entwurf bei der Großen Beschlusskammer eingereicht. Der Anlass ist die Zusammensetzung des Verfahrens: Unter den über 130 Beiträgen der ersten Konsultationsrunde finden sich Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, Energieversorger, Industrieverbände, Behörden, Projektierer und Beratungen. Betriebe der Größenordnung, um die es in dieser Auswertung geht — ein bis zehn Gigawattstunden im Jahr —, sind kaum eigenständig vertreten, obwohl die Umstellung sie besonders trifft: Für sie endet die atypische Netznutzung Ende 2028 ersatzlos.
Drei unserer Punkte betreffen genau diese Lücke: ein degressiver statt binärer Übergang unterhalb der 10-GWh-Schwelle, die Teilnahme von Speichern hinter dem Zähler am dynamischen Netzentgelt und ein Zugang zum künftigen Sondernetzentgelt für flexible Abnahme über eine Leistungs- statt einer Verbrauchsschwelle. Die übrigen sechs betreffen die Parametrierung der Arbeitspreise, den Referenzzeitraum der Übergangsregelung, die Anforderungen an die Speichermessung sowie die Definition der Investitionsentscheidung. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die eingegangenen Stellungnahmen; ob und wie sie aufgegriffen werden, entscheidet sich mit dem Beschluss.
Die konkreten Preise für 2029 kennt heute niemand, auch die Netzbetreiber nicht. Was der Entwurf festlegt, sind Bandbreiten. Trotzdem lässt sich mehr sagen als „abwarten", denn drei Größen sind bereits gekoppelt.
Erstens bleibt das zu deckende Erlösvolumen je Netzebene erhalten — es folgt aus der Erlösobergrenze, nicht aus der Entgeltsystematik. Der durchschnittliche Netzentgeltpreis je Kilowattstunde einer Ebene ändert sich durch AgNes also im Grundsatz nicht. Was sich ändert, ist seine Verteilung. Zweitens ergibt sich AP1 unmittelbar als der vorgegebene Erlösanteil dieses Durchschnitts: bei 30 bis 60 Prozent Erlösanteil und einem Ebenendurchschnitt von rund 3 ct/kWh also 0,9 bis 1,8 ct/kWh. Drittens folgt der Kapazitätspreis residual aus der Erlösdeckung.
Die hier gezeigten Kurven beruhen auf einem synthetischen Kundenkollektiv mit parametrisch erzeugten Jahres-Lastdauerlinien zwischen 1.200 und 7.000 Benutzungsstunden, auf dem realen Preisblatt Bayernwerk Mittelspannung 2026 und auf der Annahme, dass jeder Kunde seine Bestellkapazität kostenminimal wählt. Gerechnet wurde erlösneutral: Die Summe der Netzentgelte des Kollektivs ist vor und nach der Umstellung gleich. Geprüft wurde zusätzlich gegen ein zweites, bandlastdominiertes Kollektiv und gegen zwei weitere Preisblätter — die Richtung der Umverteilung bleibt in allen Fällen gleich, die Höhe ändert sich.
Nicht abgebildet ist die parallel geänderte Kostenwälzung zwischen den Netzebenen. Die vorläufigen Berechnungen der Beschlusskammer kommen dort auf durchschnittlich minus 20 Prozent in der Hochspannung, plus 2 Prozent in der Mittelspannung und minus 3 Prozent in der Niederspannung — mit einer Spannweite von minus 36 bis plus 33 Prozent zwischen einzelnen Netzbetreibern. Diese Verschiebung wirkt auf das Niveau, die hier gezeigte Umverteilung wirkt auf die Struktur. Beides überlagert sich.
Der Entwurf ist ein Entwurf. Bis zum 18. September 2026 kann jeder Stellung nehmen, und Änderungen bis zum Beschluss sind möglich — insbesondere an den Bandbreiten, die das Gutachten enger empfiehlt als der Entwurf sie setzt.