Netzentgeltreform AgNes: Das neue Preissystem Strom ab 2029

Was AgNes ist und warum die Reform kommt

AgNes regelt die Stromnetzentgelte grundlegend neu. Die Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom ersetzt ab dem 1. Januar 2029 die auslaufende StromNEV. Hintergrund ist das Urteil des Europäischen Gerichtshofs C-718/18, seit dem die Bundesnetzagentur die Netzentgelte in eigener Kompetenz festlegt. Zuständig ist die Große Beschlusskammer Energie unter dem Aktenzeichen GBK-25-01-1#3, nicht die Beschlusskammer 8.

Hinter der Reform steht ein klarer rechtlicher Anlass. Seit dem Urteil des Europäischen Gerichtshofs C-718/18 vom 2. September 2021 legt die Bundesnetzagentur die Netzentgelte in eigener Kompetenz per Festlegung fest, statt sie über eine Verordnung der Bundesregierung zu regeln. Deshalb läuft die Stromnetzentgeltverordnung StromNEV zum 31. Dezember 2028 aus und wird durch AgNes abgelöst. Das Festlegungsverfahren führt die Große Beschlusskammer Energie unter dem Aktenzeichen GBK-25-01-1#3, die Verfahrenseröffnung war am 12. Mai 2025. Inhaltlich adressiert die Reform drei Punkte: die ungleiche regionale Verteilung der Netzentgelte, den wachsenden Flexibilitätsbedarf im Netz und die bisher fehlende verursachungsgerechte Beteiligung von Einspeisern. Den vollständigen Festlegungsentwurf hat die Kammer am 6. August 2026 veröffentlicht, Stellungnahmen gingen bis zum 18. September 2026 ein. Beschließen will die Bundesnetzagentur die Festlegung nach eigener Angabe noch im Kalenderjahr 2026.

Wer künftig für das Netz zahlt

Der größte Bruch liegt darin, wer die Netzkosten trägt. Bisher zahlen vor allem Verbraucher, künftig sollen auch Erzeuger, Speicher und Elektrolyseure beitragen. Zudem wird die Kostenwälzung nach netzbezogenem Letztverbrauch neu geregelt. Die Werte stammen aus dem Festlegungsentwurf vom 6. August 2026.

Im Detail verschiebt AgNes die Verteilung der Netzkosten auf zwei Ebenen. Erstens ändert sich, wer überhaupt zahlt: Bisher tragen vor allem Haushalte und Großverbraucher die Netzentgelte, ab 2029 sollen erstmals auch Erzeuger und Einspeiser, Speicher sowie Elektrolyseure einen Beitrag leisten, etwa über einen Kapazitätspreis. Nach dem Entwurf zahlen Erzeugungsanlagen über 30 kW ein Einspeiseentgelt auf ihre vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität, das die Übertragungsnetzbetreiber jedes Jahr bundeseinheitlich ermitteln und bis 15. Oktober für das Folgejahr veröffentlichen; netzgekoppelte Speicher und Elektrolyseure für grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff zahlen einen Kapazitätspreis in derselben Höhe. Die Beispielrechnung im Entwurf kommt im rollierenden Mittel der Jahre 2022 bis 2026 auf 5,14 Euro je kW und Jahr. Zweitens ändert sich die Logik der Kostenwälzung zwischen den Netzbetreibern: Künftig werden die Kosten nach dem netzbezogenen Letztverbrauch gewälzt statt nach der durchgeleiteten Strommenge. Damit folgt die Verteilung stärker dem tatsächlichen Bezug aus dem jeweiligen Netz, was die regionale Belastung neu ausbalancieren soll. So steht es in Tenorziffer 5 des Entwurfs; Strom aus Eigenerzeugung zählt für den Wälzungsschlüssel nicht mit.

Die wichtigsten Reformbausteine

Die Reform baut die Preisbestandteile um. Der Entwurf vom 6. August 2026 zieht die Grenze bei 100.000 kWh Jahresentnahme in der Niederspannung: darunter Grund- und Arbeitspreis, darüber und in allen höheren Ebenen ein Kapazitätspreis. Einspeiser über 30 kW zahlen ein eigenes Entgelt.

In der Niederspannung bis 100.000 kWh bleibt es bei Grund- und Arbeitspreis, der Grundpreis soll 20 bis 40 Prozent der Erlöse dieser Kundengruppe tragen. Wer hinter dem Anschluss selbst erzeugt, zahlt als Prosumer einen Aufschlag von 70 bis 90 Prozent des Grundpreises, Steckersolargeräte sind ausgenommen, und ab dem 1. April 2028 muss der Lieferant die Prosumereigenschaft auf der Rechnung ausweisen. Oberhalb dieser Grenze zahlen Letztverbraucher einen Kapazitätspreis je kW auf ihre Bestellkapazität und zwei Arbeitspreise: AP1 für Mengen innerhalb der Bestellkapazität, AP2 mit 200 bis 350 Prozent von AP1 für alles darüber. Das Bandlastprivileg nach § 19 StromNEV läuft damit aus; für Letztverbraucher mit einer wirksamen Vereinbarung zum 31. Dezember 2028 bleibt es bis Ende 2031 anwendbar. Erzeugungsanlagen, die vor der Bekanntgabe der Festlegung (nach dem Entwurf der 1. Januar 2027) in Betrieb gingen oder bis dahin endgültig investiert haben und bis 4. August 2029 in Betrieb gehen, zahlen das Einspeiseentgelt erst 20 Jahre nach Inbetriebnahme; die Investitionsentscheidung ist dem Netzbetreiber bis 31. März 2027 nachzuweisen. Dynamische Netzentgelte sieht der Entwurf nur für Speicher (nicht vor 2030, spätestens 2033) und Erzeugung (nicht vor 2032, spätestens 2035) vor, für Letztverbraucher zunächst nicht; die zeitvariablen Entgelte nach § 14a EnWG (Modul 3) bleiben unberührt. Für Verteilnetzbetreiber beginnt die Arbeit damit in den Stammdaten: Bis 1. April 2028 müssen sie jede Entnahmestelle mit Erzeugung hinter dem Anschluss erkennen und dem Lieferanten melden (Tenorziffer 17.8); das ist der erste Termin unter den AgNes-Fristen des Entwurfs. Für energieintensive Großverbraucher überlagert sich diese Netzentgeltlast mit dem Industriestrompreis, der allein den Beschaffungspreis deckelt, nicht die Netzkosten.

AgNes, Paragraf 14a und Tarife: die Abgrenzung

Die Themen werden leicht vermengt, liegen aber auf verschiedenen Ebenen. AgNes regelt die Systematik der Netzentgelte, Paragraf 14a die Rabatte für steuerbare Verbraucher, Tarifmodelle die Endkundentarife, und davon unberührt läuft die jährliche Pflicht weiter, die Netzentgelte 2027 bis zum 15. Oktober 2026 zu veröffentlichen. Wer das trennt, plant die Projekte richtig. Alle drei Ebenen nebeneinander, vom dynamischen Tarif über die Module nach § 14a bis AgNes, behandelt das Kapitel Dynamische Tarife und Netzentgelte im Fachbuch.

Für die Praxis heißt das: AgNes regelt die übergeordnete Systematik der Stromnetzentgelte ab 2029, also wie die Netzkosten strukturiert, gewälzt und auf die Beitragszahler verteilt werden. Paragraf 14a EnWG regelt dagegen reduzierte Netzentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen und ist damit eine Rabattregel auf Endkundenseite, die im innobu-Artikel zur Steuerbox und Paragraf 14a vertieft wird. Die Endkundentarife wiederum, etwa dynamische Tarife am steuerbaren Strommarkt, behandelt der innobu-Artikel zu den Tarifmodellen 2026. AgNes ist die Regulierung der Netzentgelte selbst, nicht der Endkundentarif, und steht neben der Qualitätsregulierung, die die Netzqualität mit Anreizen hinterlegt. Gemeinsamer rechtlicher Anlass mit der GasNZV-Ablösung ist das Urteil des Europäischen Gerichtshofs C-718/18.

Herausforderungen und Risiken

Die Reform verteilt Lasten neu und ist entsprechend umstritten. Mehrere Verbände lehnen Kernvorschläge ab, und der laufende Prozess erzeugt Planungsunsicherheit. Eine ehrliche Betrachtung muss das benennen, statt die Reform nur als geordnete Modernisierung zu zeichnen.

Im Detail liegen die Risiken auf mehreren Ebenen. Erstens entstehen Gewinner und Verlierer: Prosumer, Erzeuger und Speicher werden tendenziell stärker belastet, während flexible Verbraucher tendenziell entlastet werden. Zweitens ist die Verbandskritik breit. VKU, BDEW, BDI und BEE lehnen Kernpunkte ab, vor allem die Einspeiseentgelte, weil sie zusätzliche Investitionsrisiken für erneuerbare Anlagen und Speicher sehen, auch wenn der vorgesehene Bestandsschutz teils als Vertrauensschutz gewürdigt wird. Drittens erzeugt das laufende Verfahren Planungs- und Investitionsunsicherheit, solange Werte und Ausgestaltung Zwischenstand sind. Viertens kommt eine konkrete IT- und Abrechnungsanpassung hinzu, weil Kapazitätspreise, die Bestellkapazität und die neue Wälzung in den Systemen abgebildet werden müssen. Eine ausgewogene Sicht erkennt also sowohl das Ziel einer verursachungsgerechteren Verteilung als auch die realen Lasten und offenen Punkte an.

Was Unternehmen jetzt tun sollten

AgNes ist eine Regulierungs- und Strategieaufgabe mit hartem Stichtag 2029. Wer jetzt die eigene Betroffenheit rechnet und Stellung nimmt, gestaltet die offene Ausgestaltung mit. So wird aus einer abstrakten Reform ein konkreter Plan.

1. Rahmenfestlegung gegen den Entwurf abgleichen

   Die Frist für Stellungnahmen zum Entwurf endete am 18. September 2026. Die Bundesnetzagentur will die eingegangenen Stellungnahmen ohne Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse veröffentlichen und die Festlegung noch 2026 beschließen. Gleichen Sie die beschlossene Fassung Ziffer für Ziffer gegen den Entwurf ab, vor allem bei Einspeiseentgelt, Bestandsschutz und dynamischer Komponente. Mitgestalten lassen sich danach noch die Folgefestlegungen 2027, am wirksamsten über die Verbände.

2. Eigene Betroffenheit rechnen

   Rechnen Sie die eigenen Last- und Erzeugungsprofile gegen die diskutierten Modelle durch. Erst wenn Kapazitätspreis, Bestellkapazität und die neue Wälzung auf die eigenen Profile angewendet sind, wird sichtbar, ob das Unternehmen tendenziell belastet oder entlastet wird. Diese Rechnung ist die Grundlage für jede Stellungnahme und jede Investitionsentscheidung.

3. Bestands- und Befreiungsregeln prüfen

   Prüfen Sie die Bestands- und Befreiungsregeln für Speicher, Elektrolyse und Erzeugung, etwa die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher mit ihrem Zeitfenster bis 2029. Der Bestandsschutz im Entwurf (20 Jahre ab Inbetriebnahme, Nachweis der Investitionsentscheidung bis 31. März 2027) entscheidet mit darüber, wie stark bestehende Anlagen von den neuen Entgelten betroffen sind. Wer die Regeln früh kennt, vermeidet Fehlannahmen bei laufenden und geplanten Projekten.

4. IT und Abrechnung vorbereiten

   Bereiten Sie IT und Abrechnung auf Kapazitätspreis, Bestellkapazität und die neue Wälzung vor. Die Umstellung der Netzentgeltsystematik schlägt direkt in die Abrechnungssysteme durch, weil neue Preisbestandteile und eine geänderte Wälzungslogik abgebildet werden müssen. Wer die Anpassung früh einplant, vermeidet Zeitdruck zum Stichtag 2029.

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Häufig gestellte Fragen