AgNes: Die neuen Netzentgelte ab 2029 für Gewerbekunden erklärt
Lennart Wittstock
AgNes: Die neuen Netzentgelte ab 2029 für Gewerbekunden erklärt
Lennart Wittstock
Die Bundesnetzagentur stellt die Stromnetzentgelte ab dem 1. Januar 2029 auf eine neue Systematik um. Es geht um die Frage, wie die deutschen Netzkosten von rund 37 Milliarden Euro pro Jahr künftig auf die Netznutzer verteilt werden.
Der vollständige Festlegungsentwurf liegt seit dem 6. August 2026 vor.
Bis zum 18. September können Stellungnahmen eingereicht werden
Der Beschluss soll noch 2026 fallen.
An Details kann sich also noch etwas ändern, die Grundarchitektur steht aber. Und dass die Reform kommt, ist sicher, denn die heutige Verordnung läuft Ende 2028 aus (Stand: August 2026).
AgNes: Was ändert sich bei den Netzentgelten für Gewerbekunden ab 2029?
Der Leistungspreis entfällt. An seine Stelle tritt eine jährlich bestellbare Kapazität mit Kapazitätspreis, dazu zwei Arbeitspreise: ein günstiger AP1 innerhalb der Bestellkapazität, ein AP2 von 200 bis 350 Prozent des AP1 für Überschreitungen.
PV-Anlagen über 30 kW zahlen erstmals ein Einspeiseentgelt, voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr, bemessen an der mit dem Netzbetreiber vereinbarten Einspeiseleistung. Wer die Investitionsentscheidung nachweisbar noch vor dem Beschluss (Ende 2026) trifft, kann sich eine Befreiung für 20 Jahre sichern.
Bestehende PV-Anlagen haben Bestandsschutz: Wer bereits in Betrieb ist, zahlt 20 Jahre ab Inbetriebnahme kein Einspeiseentgelt.
Atypische Netznutzung und Bandlast laufen aus, für Bestandskunden gelten Übergangsregeln bis längstens Ende 2031.
Stand-alone-Speicher zahlen künftig ein Kapazitätsentgelt auf ihre Netzanschlusskapazität. Der Gewerbespeicher hinter dem Zähler zahlt weiterhin kein eigenes Netzentgelt.
Wir konzentrieren uns in diesem Beitrag auf Gewerbekunden mit registrierender Leistungsmessung. Die Änderungen für Haushalte und Kleingewerbe, etwa den neuen Grundpreisaufschlag für Prosumer, lassen wir bewusst außen vor, eine gute Übersicht dazu bietet ingenieur.de.
Kapazitätspreis statt Leistungspreis: das neue Grundmodell
Die Grundsystematik der RLM-Netzentgelte wird von Leistungspreis und Arbeitspreis auf ein Bestellkapazitätsmodell umgestellt. Die neue Rechnung hat drei Bausteine:
Kapazitätspreis: Der Betrieb bestellt jährlich eine Kapazität in kW und zahlt darauf einen festen Preis, unabhängig davon, wie oft er sie nutzt.
AP1: der reguläre Arbeitspreis auf alle Mengen innerhalb der Bestellkapazität.
AP2: 200 bis 350 Prozent des AP1, aber nur auf die Kilowattstunden, die in einzelnen Viertelstunden oberhalb der Bestellkapazität bezogen werden.
Damit ändert sich die Wirkung einzelner Lastspitzen. Heute legt die höchste Viertelstunde des Jahres den Leistungspreis für zwölf Monate fest. Künftig kostet eine Überschreitung der Bestellkapazität nur die zusätzlichen Kilowattstunden dieser Viertelstunde zum AP2.
Die Bestellkapazität ist dabei frei wählbar zwischen 10 Prozent der eigenen Vorjahres-Höchstlast und der Netzanschlusskapazität.
Die 2.500-Stunden-Grenze der heutigen Preisblätter entfällt ersatzlos, ihre Funktion übernimmt die Bestellentscheidung selbst.
Kapazitätspreis, AP1 und AP2 werden weiterhin je Netzbetreiber und Netzebene unterschiedlich ausfallen, die Niederspannung bleibt die teuerste Ebene.
(Tenorziffer 8.5, Sätze 3 und 4) „Für innerhalb der Bestellkapazität entnommene Mengen elektrischer Arbeit entspricht das für das Abrechnungsjahr zu zahlende Arbeitsentgelt dem Produkt aus dem jeweiligen AP1 und der innerhalb der Bestellkapazität entnommenen Menge. Soweit die Entnahmelast die Bestellkapazität übersteigt, ist das zu zahlende Arbeitsentgelt das Produkt aus dem jeweiligen AP2 und der im Abrechnungsjahr jeweils unter Überschreitung der Bestellkapazität entnommenen elektrischen Arbeit in Kilowattstunden.“
Wie teuer wird das?
Konkrete Preise gibt es erst mit den Preisblättern im Oktober 2028. Zwei Dinge lassen sich trotzdem sagen:
Die Kosten fallen nicht vom Himmel: Jede Netzebene muss über die neuen Entgelte ungefähr so viel Geld einspielen wie bisher. An der Verteilung zwischen den Ebenen (der sogenannten Kostenwälzung) ändert sich zwar im Detail etwas, für die Größenordnung spielt das aber keine Rolle.
Der Entwurf legt die Struktur fest: 30 bis 60 Prozent der Kosten einer Ebene sollen über den AP1 hereinkommen, der übrige Teil über den Kapazitätspreis.
Aus beidem lässt sich mit heutigen Preisblättern eine Größenordnung ableiten: Für einen Mittelspannungskunden grob 100 bis 150 Euro pro Kilowatt und Jahr Kapazitätspreis, ein AP1 um 1,5 bis 3 ct/kWh und ein AP2 von 3 bis 8 ct/kWh. Das ist eine eigene Näherung, keine Zahl aus dem Entwurf.
Beispielrechnung Mittelspannung (Eigene Näherung!)
Ein Betrieb mit 2 GWh Jahresverbrauch und 500 kW Höchstlast bestellt 420 kW.
Kapazitätspreis: 420 kW × 120 € = 50.400 €
AP1: 1,95 GWh × 2,2 ct/kWh = 42.900 €
AP2: 50 MWh Übermengen × 5,5 ct/kWh = 2.750 €
Netzentgelte gesamt: rund 96.000 € pro Jahr, eine ähnliche Größenordnung wie heute
Warum bestellt der Betrieb 420 statt der vollen 500 kW? Weil die obersten 80 kW nur in wenigen Viertelstunden auftreten: Die 2.750 € über den AP2 sind deutlich günstiger als 80 kW × 120 € = 9.600 € zusätzlicher Kapazitätspreis. Genau diese Abwägung ist die neue Optimierungsaufgabe, und sie hängt am individuellen Lastgang, also auch daran, wie lokale PV, Speicher und Energiemanagement (Ladestationen, Heizung, Kühlung) das Bezugsprofil formen.
So läuft die Bestellung in der Praxis
Bestellt wird einmal im Jahr: nach Veröffentlichung des Preisblatts im Herbst und vor Jahresbeginn, also praktisch im vierten Quartal fürs Folgejahr.
Die Bestellung gilt fest für das ganze Kalenderjahr, unterjährig wird nicht angepasst.
Wer nicht bestellt, wird nicht bestraft: Der Netzbetreiber leitet dann aus den vorliegenden Lastgängen und seinen Preisen die für den Kunden optimale Bestellkapazität ab.
Neue Netzanschlüsse sind im ersten Jahr ausgenommen, dort ermittelt der Netzbetreiber die günstigste Bestellkapazität nachträglich per Bestabrechnung.
Gemessen wird wie bisher in Viertelstunden, jede wird für sich abgerechnet.
Einspeiseentgelt: PV-Anlagen zahlen künftig für ihre Anschlussleistung
So wie künftig die bestellte Bezugskapazität einen festen Preis kostet, kostet auch die Leistung, die zur Einspeisung genutzt werden kann. Die Eckdaten:
Wer zahlt: jede Erzeugungsanlage über 30 kW installierter Bruttoleistung laut Marktstammdatenregister, bei PV entspricht das der Modulleistung in kWp. Gewerbliche Dachanlagen liegen fast immer über dieser Schwelle.
Ab wann: ab dem 1. Januar 2029, aber nur für Anlagen ohne Bestandsschutz. Wer bereits in Betrieb ist oder die Investitionsentscheidung vor dem Beschluss trifft, bleibt 20 Jahre befreit (Details unten).
Wie viel: voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr. Die Modellrechnung der Bundesnetzagentur zeigt Jahreswerte zwischen 3,20 und 6,10 Euro (Tenorziffern 9.1 bis 9.5, Modellrechnung in Rn. 387).
Worauf: auf die im Netzanschlussvertrag vereinbarte Einspeisekapazität in kW, nicht auf die installierte Modulleistung in kWp.
Bestandsschutz: Wer vom Einspeiseentgelt befreit bleibt
Anlagen, die bereits in Betrieb sind, bleiben 20 Jahre ab ihrer Inbetriebnahme vom Einspeiseentgelt befreit.
Auch geplante Projekte können sich die Befreiung noch sichern (Tenorziffer 17.4, für Speicher Tenorziffer 17.5), unter drei Voraussetzungen:
Die endgültige Investitionsentscheidung (FID) fällt vor Bekanntgabe der Festlegung, also voraussichtlich vor Ende 2026. Eine FID setzt verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens voraus, aus denen man sich nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann (Tenorziffer 2.1). Eine Absichtserklärung reicht nicht.
Die Inbetriebnahme erfolgt bis zum 4. August 2029.
Die FID wird bis zum 31. März 2027 gegenüber dem Netzbetreiber nachgewiesen, der Schutz kommt nicht automatisch.
Das Baujahr allein schützt dagegen nicht: Eine 2028 gebaute Anlage mit Investitionsentscheidung von 2027 zahlt ab 2029. Zusammen mit dem EEG-Bestandsschutz zum 31. Dezember 2026 entsteht damit ein doppelter Torschluss: Wer 2026 unterschreibt, sichert sich das heutige Förderregime und 20 Jahre Entgeltfreiheit.
Wie viel Einspeisekapazität sollte man buchen?
Wichtig fürs Verständnis: Gemeint ist die Leistung am Netzverknüpfungspunkt, also das, was maximal ins Netz fließen darf. Nicht gemeint sind die installierte Leistung der Module und auch nicht die Wechselrichterleistung. Beide dürfen höher liegen, solange am Anschlusspunkt nie mehr als die vereinbarte Leistung eingespeist wird.
Der Entwurf erlaubt es ausdrücklich, mehr Erzeugung zu installieren als Einspeisekapazität vereinbart ist (Rn. 386). Diese Überbauung ist kein Schlupfloch, sondern gewollt: Betreiber sollen sich aktiv überlegen, wie viel Einspeiseleistung ihre Anlage wirklich braucht. Und die liegt typischerweise deutlich unter der Modulleistung.
Auf wie viel Einspeisekapazität man verzichten kann, haben wir mit realen Lastgängen simuliert. Für einen Beispielbetrieb mit 500 kWp, Batteriespeicher und 500 MWh Jahresverbrauch liegt die wirtschaftlich optimale Einspeisekapazität bei 253 kW, also gut der Hälfte der Modulleistung. Die Begrenzung kostet unter 1 Prozent der Jahreserzeugung und rund 190 Euro Vergütung im Jahr, halbiert aber das Einspeiseentgelt gegenüber einer Vereinbarung der vollen Modulleistung. Ein zweiter, doppelt so großer Lastgang und die gesamte erwartete Preisspanne ändern an dem Muster wenig.
Warum das so ist, wie sich der Wert für den eigenen Lastgang berechnet und was bei der Umsetzung zu beachten ist, vom Netzanschlussvertrag bis zum Anlagenzertifikat, zeigen wir im Beitrag zur Einspeisekapazität.
Wieso Batteriespeicher damit umso relevanter werden
Sowohl Volleinspeiser- als auch Teileinspeiser-Anlagen können mit einem Batteriespeicher aus einer kleineren Anschlussleistung mehr herausholen:
Weniger vereinbarte Einspeisekapazität und damit weniger Entgelt, ohne dafür Abregelungsverluste in Kauf zu nehmen. Die Batterie lädt genau den Strom, der sonst gekappt würde oder für den jährlich teure Einspeisekapazität bezahlt werden müsste.
Der gespeicherte Strom kann später am Tag genutzt werden, um Strombezug zu vermeiden, im besten Fall genau in den Viertelstunden, die sonst zum teuren AP2 abgerechnet würden.
Volleinspeiser können den gespeicherten Strom in Zeiten einspeisen, in denen die Solarproduktion niedrig ist, die Börsenpreise hoch sind und die vereinbarte Einspeisekapazität ohnehin kaum ausgelastet ist.
Beides lässt sich mit unserer Simulationssoftware auf Basis des realen, standortspezifischen Lastgangs und eines 15-Minuten-genauen, jahresspezifischen Solarerzeugungsprofils simulieren, um die optimale Batterie zu ermitteln. Demo buchen
Was zahlen Speicher unter AgNes?
Der Entwurf unterscheidet zwei Fälle (Tenorziffer 2 Nr. 12):
Rein netzgekoppelt ist ein ortsfester Speicher, der ohne andere Erzeugungsanlage und ohne sonstige Verbrauchseinrichtungen am Netz hängt, also der Stand-alone-Batteriepark. Er zahlt ein jährliches Kapazitätsentgelt auf seine vereinbarte Netzanschlusskapazität, in Höhe des Einspeiseentgelts (Tenorziffer 10.1).
Anlagengekoppelt ist jeder Speicher, der zusammen mit einer Erzeugungsanlage oder einer Verbrauchseinrichtung am Anschluss hängt. Er zahlt kein eigenes Entgelt, sondern wird gemeinsam mit der gekoppelten Anlage abgerechnet: Sein Netzbezug läuft über die Bestellkapazität des Standorts, seine Einspeisung über die Einspeisekapazität (Tenorziffer 10.2).
Der typische Gewerbespeicher hinter dem Zähler, mit oder ohne PV, ist damit also nie „netzgekoppelt" im Sinne des Entwurfs.
Arbitrage mit dem Gewerbespeicher: Durchgeleiteter Strom zahlt keinen Arbeitspreis
Eine Regelung verdient besondere Aufmerksamkeit, weil sie dem Gewerbespeicher ein zweites Geschäftsfeld öffnet: Strom, der nur durch den Speicher durchläuft (aus dem Netz geladen und später wieder eingespeist), gilt nicht als Verbrauch und zahlt keinen Arbeitspreis. Die Begründung nennt den Zweck offen: Der Einsatz für Arbitrage und Systemdienstleistungen soll nicht gehemmt werden, der Speicher hinter dem Zähler wird insoweit einem Stand-alone-Speicher gleichgestellt (Rn. 415). Im Wortlaut:
(Tenorziffer 10.2 Satz 3) „Mengen, die eine anlagengekoppelte Stromspeicheranlage aus dem Netz der allgemeinen Versorgung bezieht und darin wieder zurückspeist, sind von den Arbeitspreisen nach Ziffer 8.2 Sätze 1 und 2 und Ziffer 8.4 befreit, soweit eine Abgrenzung dieser Mengen messtechnisch möglich ist."
In der Praxis braucht es dafür zwei Dinge. Erstens einen Direktvermarkter, der die wieder eingespeisten Mengen an der Börse vermarktet, der Betrieb handelt nicht selbst. Zweitens die messtechnische Abgrenzung der durchgeleiteten Mengen, und die ist keine Formalie: Wer sie nicht sicherstellt, zahlt den Arbeitspreis auf sämtliche Mengen am Anschluss (Rn. 415). Das Instrument dafür ist die MiSpeL-Festlegung, wie das Messkonzept funktioniert und wie die Mengen abgegrenzt werden, zeigen wir im Beitrag zu MiSpeL.
Atypische Netznutzung: Auslaufmodell mit Bestandsschutz
Die atypische Netznutzung ist ein Auslaufmodell, denn ihre Berechnungslogik setzt beim Leistungspreis an, und den gibt es ab 2029 nicht mehr. Es gibt jedoch einen Bestandsschutz. Ob und wie lange er greift, richtet sich nach dem durchschnittlichen Verbrauch der Jahre 2024 bis einschließlich 2027.
Unter 10 GWh:
Es gibt keinen Bestandsschutz.
Die Atypik ist maximal bis zum 31.12.2028 anwendbar.
Über 10 GWh:
Die Regelung bleibt bis zum 31.12.2031 anwendbar, wenn beide Voraussetzungen erfüllt sind:
Der Betrieb hat die Rabattvoraussetzungen in den Jahren 2026 bis 2028 mindestens einmal erfüllt.
Zum 31.12.2028 besteht eine wirksame Vereinbarung mit dem Netzbetreiber.
Wie wird der Rabatt ab 2029 berechnet?
Maßstab ist die bisherige Gesamtersparnis: Wer mit der Atypik seine Netzentgeltrechnung 2024 bis 2027 unterm Strich um 40 Prozent gesenkt hat, bekommt 2029 bis 2031 dieselben 40 Prozent als Abschlag auf die neue Rechnung aus Kapazitäts- und Arbeitspreisen. Gemeint ist also nicht der Rabatt von bis zu 80 Prozent auf den Leistungspreis, sondern die tatsächliche Ersparnis auf die gesamte Netzentgeltrechnung, die fällt niedriger aus, weil die Atypik den Arbeitspreis-Anteil nie reduziert hat.
Der eingefrorene Satz gilt dabei nur, solange der Tatbestand weiter erfüllt wird: Die Prüfung wird binär, drin oder draußen nach der Erheblichkeitsschwelle, die Verlagerungstiefe spielt für die Höhe keine Rolle mehr.
„Der prozentuale Rabatt auf das nach der Tenorziffern 8.4 bis 8.5 ermittelte Verbrauchsentgelt entspricht in den Fällen des Satzes 1 für die Jahre 2029 bis 2031 dem prozentualen Rabatt auf das allgemeine Netzentgelt, den der Letztverbraucher aufgrund von § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV im Durchschnitt der Jahre 2024 bis 2027 erreicht hat.“ (Tenorziffer 17.1 Satz 2)
Was der Entwurf offen lässt
„Im Durchschnitt der Jahre 2024 bis 2027": Der Wortlaut lässt offen, wie Jahre ohne Rabatt zählen. Gehen sie als Null in den Schnitt ein, drücken sie den eingefrorenen Satz deutlich nach unten. Oder werden sie gar nicht gewertet, sodass sich der Durchschnitt nur aus den Jahren bildet, in denen die Atypik tatsächlich erreicht wurde? Für Betriebe, die erst 2026 oder 2027 eingestiegen sind, entscheidet das darüber, ob ihr voller Rabatt eingefroren wird oder nur die Hälfte beziehungsweise ein Viertel davon.
Tenor gegen Begründung: Der Entwurf besteht aus dem verbindlichen Beschlusstext (dem Tenor) und einer ausführlichen Begründung. Beim Durchschnittszeitraum widersprechen sich beide: Der Tenor nennt die Jahre 2024 bis 2027, die Begründung an einer Stelle 2024 bis 2028. Maßgeblich ist der Tenor, in dessen Lesart entsteht aber eine seltsame Lücke: Wer die Voraussetzungen erstmals 2028 erfüllt, bekäme zwar den Zugang zur Verlängerung, sein einziges Rabattjahr würde aber nicht in den eingefrorenen Satz eingehen. Zugang ohne Rabatt ergibt keinen Sinn, wir halten deshalb eine redaktionelle Unstimmigkeit für wahrscheinlich, die im finalen Beschluss bereinigt wird. In welche Richtung, ist offen.
Der Nachfolger ab 2032: Nach dem Ende der Übergangsregeln soll ein neues Industrienetzentgelt folgen, ein Nachfolgemodell für die heutigen Sonderregeln (atypische Netznutzung und Bandlast), das netzdienliche Flexibilität belohnen soll statt starrer Lastprofile. Die Bundesnetzagentur entscheidet darüber Anfang 2027 auf Basis laufender Pilotprojekte.
Bandlast unter AgNes: Der 7.000-Stunden-Rabatt läuft bis Ende 2031 weiter
Die Bandlast-Regelung (oft Bandlastprivileg genannt) gewährt Betrieben mit über 10 GWh Jahresverbrauch und mindestens 7.000 Benutzungsstunden einen Rabatt von 80 bis 90 Prozent auf die Netzentgelte. Auch sie endet mit der StromNEV, für Bestandskunden gilt aber eine Übergangsregel (Tenorziffer 17.2).
Die Regelung bleibt bis zum 31.12.2031 anwendbar, wenn beide Voraussetzungen erfüllt sind:
Der Betrieb hat die Rabattvoraussetzungen in den Jahren 2026 bis 2028 mindestens einmal erfüllt.
Zum 31.12.2028 besteht eine wirksame Vereinbarung mit dem Netzbetreiber.
Die beiden Voraussetzungen sind dieselben wie bei der atypischen Netznutzung. Ohne sie ist zum 31.12.2028 Schluss, ab 2029 sind keine neuen Bandlast-Vereinbarungen mehr möglich.
Der Rabatt selbst wird auch von 2029 bis 2031 jedes Jahr regulär nach der bekannten Staffel ermittelt: 7.000 Benutzungsstunden ergeben 80 Prozent, 7.500 Stunden 85 Prozent, 8.000 Stunden 90 Prozent. Es gibt keinen eingefrorenen Satz, dafür müssen die Voraussetzungen in jedem dieser Jahre neu erreicht werden. Ein Jahr mit Lastausreißer kostet den Rabatt für dieses Jahr.
Noch offen: Worauf die Prozentsätze ab 2029 genau wirken, lässt der Entwurf offen. Anders als bei der atypischen Netznutzung fehlt der ausdrückliche Verweis auf das neue Entgelt aus Kapazitäts- und Arbeitspreisen. Naheliegend ist die Anwendung auf diese neue Gesamtrechnung, ausgeschrieben ist es aber nicht.
Neue Kostenverteilung zwischen den Netzebenen
AgNes ändert auch die Methodik, mit der Netzkosten zwischen den Netzebenen verteilt werden. Wie sich das auf ein einzelnes Netzgebiet auswirkt, lässt sich heute noch nicht seriös beziffern, die Wirkung dürfte regional sehr unterschiedlich ausfallen. Konkret wird es mit den ersten Preisblättern nach neuer Systematik im Oktober 2028.
Quellen
Zur Zitierweise: Der Festlegungsentwurf besteht aus dem Tenor, also dem verbindlichen Beschlusstext in nummerierten Ziffern, und der Begründung mit Randnummern (Rn.). Verbindlich ist nur der Tenor. Wir verweisen jeweils auf die Fundstelle.
Amortisation von Gewerbespeichern berechnen
Amortisation von Gewerbespeichern berechnen
Als Solarinstallationsbetrieb Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung, dynamische Stromtarife uvm. simulieren. Zeige deinen Kunden in Minuten, wann sich ein Speicher rechnet.
Als Solarinstallationsbetrieb Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung, dynamische Stromtarife uvm. simulieren. Zeige deinen Kunden in Minuten, wann sich ein Speicher rechnet.
Die Bundesnetzagentur stellt die Stromnetzentgelte ab dem 1. Januar 2029 auf eine neue Systematik um. Es geht um die Frage, wie die deutschen Netzkosten von rund 37 Milliarden Euro pro Jahr künftig auf die Netznutzer verteilt werden.
Der vollständige Festlegungsentwurf liegt seit dem 6. August 2026 vor.
Bis zum 18. September können Stellungnahmen eingereicht werden
Der Beschluss soll noch 2026 fallen.
An Details kann sich also noch etwas ändern, die Grundarchitektur steht aber. Und dass die Reform kommt, ist sicher, denn die heutige Verordnung läuft Ende 2028 aus (Stand: August 2026).
AgNes: Was ändert sich bei den Netzentgelten für Gewerbekunden ab 2029?
Der Leistungspreis entfällt. An seine Stelle tritt eine jährlich bestellbare Kapazität mit Kapazitätspreis, dazu zwei Arbeitspreise: ein günstiger AP1 innerhalb der Bestellkapazität, ein AP2 von 200 bis 350 Prozent des AP1 für Überschreitungen.
PV-Anlagen über 30 kW zahlen erstmals ein Einspeiseentgelt, voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr, bemessen an der mit dem Netzbetreiber vereinbarten Einspeiseleistung. Wer die Investitionsentscheidung nachweisbar noch vor dem Beschluss (Ende 2026) trifft, kann sich eine Befreiung für 20 Jahre sichern.
Bestehende PV-Anlagen haben Bestandsschutz: Wer bereits in Betrieb ist, zahlt 20 Jahre ab Inbetriebnahme kein Einspeiseentgelt.
Atypische Netznutzung und Bandlast laufen aus, für Bestandskunden gelten Übergangsregeln bis längstens Ende 2031.
Stand-alone-Speicher zahlen künftig ein Kapazitätsentgelt auf ihre Netzanschlusskapazität. Der Gewerbespeicher hinter dem Zähler zahlt weiterhin kein eigenes Netzentgelt.
Wir konzentrieren uns in diesem Beitrag auf Gewerbekunden mit registrierender Leistungsmessung. Die Änderungen für Haushalte und Kleingewerbe, etwa den neuen Grundpreisaufschlag für Prosumer, lassen wir bewusst außen vor, eine gute Übersicht dazu bietet ingenieur.de.
Kapazitätspreis statt Leistungspreis: das neue Grundmodell
Die Grundsystematik der RLM-Netzentgelte wird von Leistungspreis und Arbeitspreis auf ein Bestellkapazitätsmodell umgestellt. Die neue Rechnung hat drei Bausteine:
Kapazitätspreis: Der Betrieb bestellt jährlich eine Kapazität in kW und zahlt darauf einen festen Preis, unabhängig davon, wie oft er sie nutzt.
AP1: der reguläre Arbeitspreis auf alle Mengen innerhalb der Bestellkapazität.
AP2: 200 bis 350 Prozent des AP1, aber nur auf die Kilowattstunden, die in einzelnen Viertelstunden oberhalb der Bestellkapazität bezogen werden.
Damit ändert sich die Wirkung einzelner Lastspitzen. Heute legt die höchste Viertelstunde des Jahres den Leistungspreis für zwölf Monate fest. Künftig kostet eine Überschreitung der Bestellkapazität nur die zusätzlichen Kilowattstunden dieser Viertelstunde zum AP2.
Die Bestellkapazität ist dabei frei wählbar zwischen 10 Prozent der eigenen Vorjahres-Höchstlast und der Netzanschlusskapazität.
Die 2.500-Stunden-Grenze der heutigen Preisblätter entfällt ersatzlos, ihre Funktion übernimmt die Bestellentscheidung selbst.
Kapazitätspreis, AP1 und AP2 werden weiterhin je Netzbetreiber und Netzebene unterschiedlich ausfallen, die Niederspannung bleibt die teuerste Ebene.
(Tenorziffer 8.5, Sätze 3 und 4) „Für innerhalb der Bestellkapazität entnommene Mengen elektrischer Arbeit entspricht das für das Abrechnungsjahr zu zahlende Arbeitsentgelt dem Produkt aus dem jeweiligen AP1 und der innerhalb der Bestellkapazität entnommenen Menge. Soweit die Entnahmelast die Bestellkapazität übersteigt, ist das zu zahlende Arbeitsentgelt das Produkt aus dem jeweiligen AP2 und der im Abrechnungsjahr jeweils unter Überschreitung der Bestellkapazität entnommenen elektrischen Arbeit in Kilowattstunden.“
Wie teuer wird das?
Konkrete Preise gibt es erst mit den Preisblättern im Oktober 2028. Zwei Dinge lassen sich trotzdem sagen:
Die Kosten fallen nicht vom Himmel: Jede Netzebene muss über die neuen Entgelte ungefähr so viel Geld einspielen wie bisher. An der Verteilung zwischen den Ebenen (der sogenannten Kostenwälzung) ändert sich zwar im Detail etwas, für die Größenordnung spielt das aber keine Rolle.
Der Entwurf legt die Struktur fest: 30 bis 60 Prozent der Kosten einer Ebene sollen über den AP1 hereinkommen, der übrige Teil über den Kapazitätspreis.
Aus beidem lässt sich mit heutigen Preisblättern eine Größenordnung ableiten: Für einen Mittelspannungskunden grob 100 bis 150 Euro pro Kilowatt und Jahr Kapazitätspreis, ein AP1 um 1,5 bis 3 ct/kWh und ein AP2 von 3 bis 8 ct/kWh. Das ist eine eigene Näherung, keine Zahl aus dem Entwurf.
Beispielrechnung Mittelspannung (Eigene Näherung!)
Ein Betrieb mit 2 GWh Jahresverbrauch und 500 kW Höchstlast bestellt 420 kW.
Kapazitätspreis: 420 kW × 120 € = 50.400 €
AP1: 1,95 GWh × 2,2 ct/kWh = 42.900 €
AP2: 50 MWh Übermengen × 5,5 ct/kWh = 2.750 €
Netzentgelte gesamt: rund 96.000 € pro Jahr, eine ähnliche Größenordnung wie heute
Warum bestellt der Betrieb 420 statt der vollen 500 kW? Weil die obersten 80 kW nur in wenigen Viertelstunden auftreten: Die 2.750 € über den AP2 sind deutlich günstiger als 80 kW × 120 € = 9.600 € zusätzlicher Kapazitätspreis. Genau diese Abwägung ist die neue Optimierungsaufgabe, und sie hängt am individuellen Lastgang, also auch daran, wie lokale PV, Speicher und Energiemanagement (Ladestationen, Heizung, Kühlung) das Bezugsprofil formen.
So läuft die Bestellung in der Praxis
Bestellt wird einmal im Jahr: nach Veröffentlichung des Preisblatts im Herbst und vor Jahresbeginn, also praktisch im vierten Quartal fürs Folgejahr.
Die Bestellung gilt fest für das ganze Kalenderjahr, unterjährig wird nicht angepasst.
Wer nicht bestellt, wird nicht bestraft: Der Netzbetreiber leitet dann aus den vorliegenden Lastgängen und seinen Preisen die für den Kunden optimale Bestellkapazität ab.
Neue Netzanschlüsse sind im ersten Jahr ausgenommen, dort ermittelt der Netzbetreiber die günstigste Bestellkapazität nachträglich per Bestabrechnung.
Gemessen wird wie bisher in Viertelstunden, jede wird für sich abgerechnet.
Einspeiseentgelt: PV-Anlagen zahlen künftig für ihre Anschlussleistung
So wie künftig die bestellte Bezugskapazität einen festen Preis kostet, kostet auch die Leistung, die zur Einspeisung genutzt werden kann. Die Eckdaten:
Wer zahlt: jede Erzeugungsanlage über 30 kW installierter Bruttoleistung laut Marktstammdatenregister, bei PV entspricht das der Modulleistung in kWp. Gewerbliche Dachanlagen liegen fast immer über dieser Schwelle.
Ab wann: ab dem 1. Januar 2029, aber nur für Anlagen ohne Bestandsschutz. Wer bereits in Betrieb ist oder die Investitionsentscheidung vor dem Beschluss trifft, bleibt 20 Jahre befreit (Details unten).
Wie viel: voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr. Die Modellrechnung der Bundesnetzagentur zeigt Jahreswerte zwischen 3,20 und 6,10 Euro (Tenorziffern 9.1 bis 9.5, Modellrechnung in Rn. 387).
Worauf: auf die im Netzanschlussvertrag vereinbarte Einspeisekapazität in kW, nicht auf die installierte Modulleistung in kWp.
Bestandsschutz: Wer vom Einspeiseentgelt befreit bleibt
Anlagen, die bereits in Betrieb sind, bleiben 20 Jahre ab ihrer Inbetriebnahme vom Einspeiseentgelt befreit.
Auch geplante Projekte können sich die Befreiung noch sichern (Tenorziffer 17.4, für Speicher Tenorziffer 17.5), unter drei Voraussetzungen:
Die endgültige Investitionsentscheidung (FID) fällt vor Bekanntgabe der Festlegung, also voraussichtlich vor Ende 2026. Eine FID setzt verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens voraus, aus denen man sich nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann (Tenorziffer 2.1). Eine Absichtserklärung reicht nicht.
Die Inbetriebnahme erfolgt bis zum 4. August 2029.
Die FID wird bis zum 31. März 2027 gegenüber dem Netzbetreiber nachgewiesen, der Schutz kommt nicht automatisch.
Das Baujahr allein schützt dagegen nicht: Eine 2028 gebaute Anlage mit Investitionsentscheidung von 2027 zahlt ab 2029. Zusammen mit dem EEG-Bestandsschutz zum 31. Dezember 2026 entsteht damit ein doppelter Torschluss: Wer 2026 unterschreibt, sichert sich das heutige Förderregime und 20 Jahre Entgeltfreiheit.
Wie viel Einspeisekapazität sollte man buchen?
Wichtig fürs Verständnis: Gemeint ist die Leistung am Netzverknüpfungspunkt, also das, was maximal ins Netz fließen darf. Nicht gemeint sind die installierte Leistung der Module und auch nicht die Wechselrichterleistung. Beide dürfen höher liegen, solange am Anschlusspunkt nie mehr als die vereinbarte Leistung eingespeist wird.
Der Entwurf erlaubt es ausdrücklich, mehr Erzeugung zu installieren als Einspeisekapazität vereinbart ist (Rn. 386). Diese Überbauung ist kein Schlupfloch, sondern gewollt: Betreiber sollen sich aktiv überlegen, wie viel Einspeiseleistung ihre Anlage wirklich braucht. Und die liegt typischerweise deutlich unter der Modulleistung.
Auf wie viel Einspeisekapazität man verzichten kann, haben wir mit realen Lastgängen simuliert. Für einen Beispielbetrieb mit 500 kWp, Batteriespeicher und 500 MWh Jahresverbrauch liegt die wirtschaftlich optimale Einspeisekapazität bei 253 kW, also gut der Hälfte der Modulleistung. Die Begrenzung kostet unter 1 Prozent der Jahreserzeugung und rund 190 Euro Vergütung im Jahr, halbiert aber das Einspeiseentgelt gegenüber einer Vereinbarung der vollen Modulleistung. Ein zweiter, doppelt so großer Lastgang und die gesamte erwartete Preisspanne ändern an dem Muster wenig.
Warum das so ist, wie sich der Wert für den eigenen Lastgang berechnet und was bei der Umsetzung zu beachten ist, vom Netzanschlussvertrag bis zum Anlagenzertifikat, zeigen wir im Beitrag zur Einspeisekapazität.
Wieso Batteriespeicher damit umso relevanter werden
Sowohl Volleinspeiser- als auch Teileinspeiser-Anlagen können mit einem Batteriespeicher aus einer kleineren Anschlussleistung mehr herausholen:
Weniger vereinbarte Einspeisekapazität und damit weniger Entgelt, ohne dafür Abregelungsverluste in Kauf zu nehmen. Die Batterie lädt genau den Strom, der sonst gekappt würde oder für den jährlich teure Einspeisekapazität bezahlt werden müsste.
Der gespeicherte Strom kann später am Tag genutzt werden, um Strombezug zu vermeiden, im besten Fall genau in den Viertelstunden, die sonst zum teuren AP2 abgerechnet würden.
Volleinspeiser können den gespeicherten Strom in Zeiten einspeisen, in denen die Solarproduktion niedrig ist, die Börsenpreise hoch sind und die vereinbarte Einspeisekapazität ohnehin kaum ausgelastet ist.
Beides lässt sich mit unserer Simulationssoftware auf Basis des realen, standortspezifischen Lastgangs und eines 15-Minuten-genauen, jahresspezifischen Solarerzeugungsprofils simulieren, um die optimale Batterie zu ermitteln. Demo buchen
Was zahlen Speicher unter AgNes?
Der Entwurf unterscheidet zwei Fälle (Tenorziffer 2 Nr. 12):
Rein netzgekoppelt ist ein ortsfester Speicher, der ohne andere Erzeugungsanlage und ohne sonstige Verbrauchseinrichtungen am Netz hängt, also der Stand-alone-Batteriepark. Er zahlt ein jährliches Kapazitätsentgelt auf seine vereinbarte Netzanschlusskapazität, in Höhe des Einspeiseentgelts (Tenorziffer 10.1).
Anlagengekoppelt ist jeder Speicher, der zusammen mit einer Erzeugungsanlage oder einer Verbrauchseinrichtung am Anschluss hängt. Er zahlt kein eigenes Entgelt, sondern wird gemeinsam mit der gekoppelten Anlage abgerechnet: Sein Netzbezug läuft über die Bestellkapazität des Standorts, seine Einspeisung über die Einspeisekapazität (Tenorziffer 10.2).
Der typische Gewerbespeicher hinter dem Zähler, mit oder ohne PV, ist damit also nie „netzgekoppelt" im Sinne des Entwurfs.
Arbitrage mit dem Gewerbespeicher: Durchgeleiteter Strom zahlt keinen Arbeitspreis
Eine Regelung verdient besondere Aufmerksamkeit, weil sie dem Gewerbespeicher ein zweites Geschäftsfeld öffnet: Strom, der nur durch den Speicher durchläuft (aus dem Netz geladen und später wieder eingespeist), gilt nicht als Verbrauch und zahlt keinen Arbeitspreis. Die Begründung nennt den Zweck offen: Der Einsatz für Arbitrage und Systemdienstleistungen soll nicht gehemmt werden, der Speicher hinter dem Zähler wird insoweit einem Stand-alone-Speicher gleichgestellt (Rn. 415). Im Wortlaut:
(Tenorziffer 10.2 Satz 3) „Mengen, die eine anlagengekoppelte Stromspeicheranlage aus dem Netz der allgemeinen Versorgung bezieht und darin wieder zurückspeist, sind von den Arbeitspreisen nach Ziffer 8.2 Sätze 1 und 2 und Ziffer 8.4 befreit, soweit eine Abgrenzung dieser Mengen messtechnisch möglich ist."
In der Praxis braucht es dafür zwei Dinge. Erstens einen Direktvermarkter, der die wieder eingespeisten Mengen an der Börse vermarktet, der Betrieb handelt nicht selbst. Zweitens die messtechnische Abgrenzung der durchgeleiteten Mengen, und die ist keine Formalie: Wer sie nicht sicherstellt, zahlt den Arbeitspreis auf sämtliche Mengen am Anschluss (Rn. 415). Das Instrument dafür ist die MiSpeL-Festlegung, wie das Messkonzept funktioniert und wie die Mengen abgegrenzt werden, zeigen wir im Beitrag zu MiSpeL.
Atypische Netznutzung: Auslaufmodell mit Bestandsschutz
Die atypische Netznutzung ist ein Auslaufmodell, denn ihre Berechnungslogik setzt beim Leistungspreis an, und den gibt es ab 2029 nicht mehr. Es gibt jedoch einen Bestandsschutz. Ob und wie lange er greift, richtet sich nach dem durchschnittlichen Verbrauch der Jahre 2024 bis einschließlich 2027.
Unter 10 GWh:
Es gibt keinen Bestandsschutz.
Die Atypik ist maximal bis zum 31.12.2028 anwendbar.
Über 10 GWh:
Die Regelung bleibt bis zum 31.12.2031 anwendbar, wenn beide Voraussetzungen erfüllt sind:
Der Betrieb hat die Rabattvoraussetzungen in den Jahren 2026 bis 2028 mindestens einmal erfüllt.
Zum 31.12.2028 besteht eine wirksame Vereinbarung mit dem Netzbetreiber.
Wie wird der Rabatt ab 2029 berechnet?
Maßstab ist die bisherige Gesamtersparnis: Wer mit der Atypik seine Netzentgeltrechnung 2024 bis 2027 unterm Strich um 40 Prozent gesenkt hat, bekommt 2029 bis 2031 dieselben 40 Prozent als Abschlag auf die neue Rechnung aus Kapazitäts- und Arbeitspreisen. Gemeint ist also nicht der Rabatt von bis zu 80 Prozent auf den Leistungspreis, sondern die tatsächliche Ersparnis auf die gesamte Netzentgeltrechnung, die fällt niedriger aus, weil die Atypik den Arbeitspreis-Anteil nie reduziert hat.
Der eingefrorene Satz gilt dabei nur, solange der Tatbestand weiter erfüllt wird: Die Prüfung wird binär, drin oder draußen nach der Erheblichkeitsschwelle, die Verlagerungstiefe spielt für die Höhe keine Rolle mehr.
„Der prozentuale Rabatt auf das nach der Tenorziffern 8.4 bis 8.5 ermittelte Verbrauchsentgelt entspricht in den Fällen des Satzes 1 für die Jahre 2029 bis 2031 dem prozentualen Rabatt auf das allgemeine Netzentgelt, den der Letztverbraucher aufgrund von § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV im Durchschnitt der Jahre 2024 bis 2027 erreicht hat.“ (Tenorziffer 17.1 Satz 2)
Was der Entwurf offen lässt
„Im Durchschnitt der Jahre 2024 bis 2027": Der Wortlaut lässt offen, wie Jahre ohne Rabatt zählen. Gehen sie als Null in den Schnitt ein, drücken sie den eingefrorenen Satz deutlich nach unten. Oder werden sie gar nicht gewertet, sodass sich der Durchschnitt nur aus den Jahren bildet, in denen die Atypik tatsächlich erreicht wurde? Für Betriebe, die erst 2026 oder 2027 eingestiegen sind, entscheidet das darüber, ob ihr voller Rabatt eingefroren wird oder nur die Hälfte beziehungsweise ein Viertel davon.
Tenor gegen Begründung: Der Entwurf besteht aus dem verbindlichen Beschlusstext (dem Tenor) und einer ausführlichen Begründung. Beim Durchschnittszeitraum widersprechen sich beide: Der Tenor nennt die Jahre 2024 bis 2027, die Begründung an einer Stelle 2024 bis 2028. Maßgeblich ist der Tenor, in dessen Lesart entsteht aber eine seltsame Lücke: Wer die Voraussetzungen erstmals 2028 erfüllt, bekäme zwar den Zugang zur Verlängerung, sein einziges Rabattjahr würde aber nicht in den eingefrorenen Satz eingehen. Zugang ohne Rabatt ergibt keinen Sinn, wir halten deshalb eine redaktionelle Unstimmigkeit für wahrscheinlich, die im finalen Beschluss bereinigt wird. In welche Richtung, ist offen.
Der Nachfolger ab 2032: Nach dem Ende der Übergangsregeln soll ein neues Industrienetzentgelt folgen, ein Nachfolgemodell für die heutigen Sonderregeln (atypische Netznutzung und Bandlast), das netzdienliche Flexibilität belohnen soll statt starrer Lastprofile. Die Bundesnetzagentur entscheidet darüber Anfang 2027 auf Basis laufender Pilotprojekte.
Bandlast unter AgNes: Der 7.000-Stunden-Rabatt läuft bis Ende 2031 weiter
Die Bandlast-Regelung (oft Bandlastprivileg genannt) gewährt Betrieben mit über 10 GWh Jahresverbrauch und mindestens 7.000 Benutzungsstunden einen Rabatt von 80 bis 90 Prozent auf die Netzentgelte. Auch sie endet mit der StromNEV, für Bestandskunden gilt aber eine Übergangsregel (Tenorziffer 17.2).
Die Regelung bleibt bis zum 31.12.2031 anwendbar, wenn beide Voraussetzungen erfüllt sind:
Der Betrieb hat die Rabattvoraussetzungen in den Jahren 2026 bis 2028 mindestens einmal erfüllt.
Zum 31.12.2028 besteht eine wirksame Vereinbarung mit dem Netzbetreiber.
Die beiden Voraussetzungen sind dieselben wie bei der atypischen Netznutzung. Ohne sie ist zum 31.12.2028 Schluss, ab 2029 sind keine neuen Bandlast-Vereinbarungen mehr möglich.
Der Rabatt selbst wird auch von 2029 bis 2031 jedes Jahr regulär nach der bekannten Staffel ermittelt: 7.000 Benutzungsstunden ergeben 80 Prozent, 7.500 Stunden 85 Prozent, 8.000 Stunden 90 Prozent. Es gibt keinen eingefrorenen Satz, dafür müssen die Voraussetzungen in jedem dieser Jahre neu erreicht werden. Ein Jahr mit Lastausreißer kostet den Rabatt für dieses Jahr.
Noch offen: Worauf die Prozentsätze ab 2029 genau wirken, lässt der Entwurf offen. Anders als bei der atypischen Netznutzung fehlt der ausdrückliche Verweis auf das neue Entgelt aus Kapazitäts- und Arbeitspreisen. Naheliegend ist die Anwendung auf diese neue Gesamtrechnung, ausgeschrieben ist es aber nicht.
Neue Kostenverteilung zwischen den Netzebenen
AgNes ändert auch die Methodik, mit der Netzkosten zwischen den Netzebenen verteilt werden. Wie sich das auf ein einzelnes Netzgebiet auswirkt, lässt sich heute noch nicht seriös beziffern, die Wirkung dürfte regional sehr unterschiedlich ausfallen. Konkret wird es mit den ersten Preisblättern nach neuer Systematik im Oktober 2028.
Quellen
Zur Zitierweise: Der Festlegungsentwurf besteht aus dem Tenor, also dem verbindlichen Beschlusstext in nummerierten Ziffern, und der Begründung mit Randnummern (Rn.). Verbindlich ist nur der Tenor. Wir verweisen jeweils auf die Fundstelle.
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