Atypische Netznutzung vor dem Ende: Was ab 2029 an ihre Stelle tritt

Bis zu 80 Prozent Netzentgelt-Rabatt für planbare Lastverlagerung: Das ist die atypische Netznutzung, und der AgNes-Entwurf beendet sie. Was danach kommt, ist zweigeteilt: Für Unternehmen ab 10 GWh Jahresverbrauch testet die BNetzA in Pilotprojekten eine Nachfolge, die Rabatte an nachgewiesene Flexibilität knüpft. Für alle anderen tritt das allgemeine Kapazitätspreis-Modell an ihre Stelle. Beide Wege verändern dieselbe Rechnung, aber auf sehr unterschiedliche Art.

Hinweis zum Stand: Dieser Artikel basiert auf dem AgNes-Festlegungsentwurf der BNetzA vom 6. August 2026 (Große Beschlusskammer Energie, GZ GBK-25-01-1#3) und dem Konzept für Pilotprojekte zu den Industrienetzentgelten vom 19. Februar 2026. Der Festlegungsentwurf ist ein Entwurf, kein Beschluss. Die Stellungnahmefrist endete am 18. September 2026, die Bekanntgabe der Festlegung ist für den 1. Januar 2027 geplant. Einzelne Regelungen können sich bis zur Endfassung ändern. Stand aller Angaben: 28. September 2026.

Was heute gilt: zwei Rabatte, ein Paragraf

§ 19 Abs. 2 StromNEV kennt zwei individuelle Netzentgelte, und beide funktionieren nach demselben Prinzip: Wer das Netz vorhersehbar entlastet, zahlt weniger.

Die atypische Netznutzung (Satz 1) belohnt Lastverlagerung. Wer seine Höchstlast vorhersehbar aus den Hochlastzeitfenstern des Netzbetreibers verschiebt, zahlt ein individuelles Netzentgelt von mindestens 20 Prozent des veröffentlichten Entgelts, also bis zu 80 Prozent Rabatt. Eine Verbrauchsschwelle gibt es nicht. Genau deshalb ist die Atypik das Instrument des Mittelstands: Sie funktioniert für den Betrieb mit 2 GWh genauso wie für den Standort mit 20 GWh, und sie ist der Grund, warum viele Speicher- und Flexibilitätsprojekte heute überhaupt rechnen.

Die Bandlastregelung (Satz 2) belohnt das Gegenteil, nämlich Gleichmäßigkeit. Ab 10 GWh Jahresverbrauch und mindestens 7.000 Benutzungsstunden sinkt das individuelle Entgelt auf 20 Prozent, ab 7.500 Stunden auf 15, ab 8.000 Stunden auf 10 Prozent. Das ist das Instrument der Grundstoffindustrie, von Chemie bis Aluminium.

Beide Instrumente stehen auf der StromNEV. Und die läuft aus.

Was der AgNes-Entwurf beendet

Der Festlegungsentwurf zur allgemeinen Netzentgeltsystematik ersetzt die StromNEV-Logik zum 1. Januar 2029. In der Liste der Regelungen, die dann entfallen, stehen beide Industrieinstrumente (Rn 192): Atypik und 7.000h-Bandlast gelten nur noch für Bestandsfälle, mit eingefrorenem Rabatt, längstens bis zum 31. Dezember 2031 (Ziffer 17.1 und 17.2). Danach ist Schluss, Stand Entwurf.

An die Stelle des Leistungspreises tritt für RLM-Kunden über 100.000 kWh Jahresverbrauch das Kapazitätspreis-Modell. Du bestellst eine Kapazität zwischen 10 Prozent deiner Vorjahreshöchstlast und der vertraglichen Netzanschlusskapazität und zahlst darauf einen Preis in Euro je Kilowatt und Jahr. Bezug unterhalb der Bestellung kostet den Arbeitspreis AP1, jede Überschreitung den Aufschlag AP2, im Entwurf 200 bis 350 Prozent von AP1 (Ziffer 8.4 und 8.5). Die BNetzA selbst nennt die Grenzkosten einer Überschreitung "vergleichsweise gering" (Rn 312).

Damit kippt die Geschäftsgrundlage von zwei Jahrzehnten Lastmanagement: Die Jahreshöchstlast wird nicht mehr bepreist, die Lastverlagerung nicht mehr pauschal belohnt.

Wichtig für die Einordnung: Die endgültige Systematik für Industrienetzentgelte steht nicht im AgNes-Beschluss. Die BNetzA hat sie in eine Folgefestlegung verschoben, angekündigt für 2027, und will darin die Erfahrungen aus den laufenden Pilotprojekten verarbeiten. Wer heute plant, plant also gegen einen Zwischenstand.

Die Zeitachse im Überblick: Bis Ende 2028 gilt die StromNEV, Atypik und Bandlast funktionieren wie bisher. Ab dem 1. Januar 2029 gilt das Kapazitätspreis-Modell, Bestandsfälle behalten ihren eingefrorenen Rabatt bis Ende 2031. Ab 2032 gibt es nach aktuellem Entwurfsstand keine Atypik und keine Bandlast mehr, sondern nur noch das, was die Folgefestlegung 2027 daraus macht.

Über 10 GWh: Die Nachfolge wird pilotiert

Für die Bandlast-Nachfolge hat die BNetzA am 19. Februar 2026 ein Pilotkonzept vorgelegt. Teilnehmen kann, wer eine bestehende Vereinbarung nach § 19 Abs. 2 StromNEV hat und mindestens 10 GWh im Jahr verbraucht. Das gilt für Bandlast-Kunden ebenso wie für große Atypiker. Der Rabatt orientiert sich am historischen Rabattprozentsatz, die Laufzeit beträgt 6 bis 12 Monate, die Mindestschwelle für den Flexnachweis liegt bei 3 Prozent Lastverschiebung.

Getestet werden zwei Modelle.

Modell A, Spotmarkt-Flexibilität: Mindestens drei Stunden Hochlast- und drei Stunden Niedriglastzeitfenster pro Tag, abgeleitet aus den Strompreisen. Als Preisbasis sind Day-Ahead, Intraday oder eine Prognose mit maximal drei Tagen Vorlauf zulässig. Die Referenzlast ist der Durchschnitt der Last außerhalb der Zeitfenster plus minus eine Stunde. Der Verteilnetzbetreiber behält ein Vetorecht, wenn die marktorientierte Fahrweise Engpässe verschärft.

Modell B, netzdienliche Flexibilisierung: Hier definiert der Netzbetreiber die Zeitfenster, zum Beispiel entlang der Hochlaststunden des vorgelagerten Netzes. Zwei bis sechs Stunden je Fenster, maximal zwei Fenster pro Tag, Vorlaufzeit bis 48 Stunden. Die Referenzlast wird wie in Modell A gebildet.

Die Logik hinter beiden Modellen ist dieselbe, und sie ist die eigentliche Nachricht: Rabatt gibt es künftig nicht mehr für ein Lastprofil, sondern gegen nachgewiesene, fensterscharfe Lastverschiebung gegen eine Referenzlast. Aus einer Eigenschaft wird eine Leistung. Wer sie erbringen kann, mit Prozessflexibilität oder mit einem Speicher, hat ein Nachfolgeinstrument in Sicht. Die Parameter dafür stehen aber erst mit der Folgefestlegung fest.

Unter 10 GWh: Der Kapazitätspreis ist die Nachfolge

Für alle unter der 10-GWh-Schwelle gibt es keine Pilotstrecke und bisher kein individuelles Nachfolgeinstrument. Die Atypik endet für diese Gruppe ersatzlos, an ihre Stelle tritt das allgemeine Kapazitätspreis-Modell. Der Hebel wandert damit komplett: weg von der Frage, wie du die Spitze kappst oder aus dem Hochlastzeitfenster schiebst, hin zur Frage, welche Kapazität du bestellst und welche Überschreitungen du bewusst zulässt.

Was das konkret bedeutet, haben wir in minimum energy gerechnet. Ein Modellfall, keine Kundenreferenz, die Annahmen liegen offen: ein Gewerbestandort in Bochum mit rund 9 GWh Jahresverbrauch, also exakt in der Klasse unterhalb der Pilotschwelle, 2.036 kW Jahreshöchstlast, dazu ein Speicher mit 1.722,5 kWh und 861 kW für 482.300 Euro.

Drei Ergebnisse aus dieser Rechnung:

Der Systemwechsel allein kostet, ohne dass sich am Standort etwas ändert. Unter dem Kapazitätspreis steigen die laufenden Kosten um 43.458 Euro pro Jahr. Interessanter ist die Entscheidung dahinter: Die Optimierung bestellt nur 1.305 kW, also 64 Prozent der Jahreshöchstlast, und nimmt 783.609 kWh Überschreitung bewusst in Kauf, weil der AP2-Aufschlag günstiger ist als eine höhere Bestellkapazität. Die richtige Bestellkapazität ist der größte Einzelhebel im neuen Regime, und sie kostet keinen Euro Investition.

Der Wertbeitrag aus Lastspitzenkappung dreht ins Negative. Von plus 19.602 Euro pro Jahr unter StromNEV auf minus 4.258 Euro unter dem Kapazitätspreis. Der Speicher lädt in günstigen Stunden mit hoher Leistung und erzeugt damit zusätzliche Überschreitungsmengen. Was ihn trägt, ist allein die Einkaufsoptimierung.

Über die Laufzeit gerechnet fällt die Rendite von 11,8 auf 7,3 Prozent. Denn ein Investor entscheidet einmal: Zwei Jahre StromNEV, dann Kapazitätspreis. Wer heute mit der vollen Peak-Shaving-Amortisation kalkuliert, stützt sich auf eine Erlösquelle, die in dieser Form noch zwei Jahre existiert. Die vollständige Rechnung mit allen vier Szenarien steht im Use Case AgNes-Kapazitätspreis: Was ab 2029 mit der Peak-Shaving-Rechnung passiert.

Unsere Haltung: Die Schwelle ist das Problem, die Szenariorechnung die Antwort

Wir bei minimum energy halten den Umbau für konsequent. Ein Netzentgeltsystem, das Flexibilität belohnen soll, kann nicht dauerhaft ein Instrument tragen, das Gleichmäßigkeit prämiert. Aber drei Punkte gehören ehrlich benannt.

Die 10-GWh-Schwelle schneidet den Mittelstand ab. Die heutige Atypik kennt keine Verbrauchsschwelle, die Pilotstrecke schon. Für alles zwischen 100.000 kWh und 10 GWh gibt es Stand heute keine individuelle Nachfolge, nur den Bestellhebel im Kapazitätspreis-Modell. Der ist real und kostet nichts, aber er ist kleiner als ein 80-Prozent-Rabatt. Wer in dieser Klasse heute atypisch fährt, verliert ein Instrument und bekommt kein neues.

Die Referenzlast ist ein Anreizproblem. Der Durchschnitt der Last außerhalb der Zeitfenster als Referenz bedeutet: Wer außerhalb der Fenster mehr verbraucht, hebt seine Referenz und macht den Flexnachweis leichter. Ein sauberes Modell rechnet die Fahrweise gegen die Fenster, statt die Referenz zu frisieren. Solche Designfragen entscheiden am Ende, ob die Nachfolge Netzdienlichkeit belohnt oder Rechenkunst.

Drei Regime, eine Investitionsentscheidung. Wer 2026 oder 2027 in Flexibilität oder einen Speicher investiert, rechnet gegen die StromNEV bis Ende 2028, gegen den eingefrorenen Bestandsrabatt bis Ende 2031 und gegen ein Regime danach, dessen Parameter erst die Folgefestlegung 2027 liefert. Eine einzelne Annahme über die Netzentgelte ist in dieser Lage keine Vereinfachung, sondern ein Risiko. Deshalb rechnen wir Netzentgelte als Szenario: derselbe Lastgang, dieselbe Anlage, mehrere Regime nebeneinander, mit ausgewiesener Differenz statt einer Prognose.

Die beiden Pilotmodelle haben wir dafür bereits als generalisiertes Zeitfenster-Modell implementiert: Hochlastfenster mit Lastabsenkung gegen die Referenz, Niedriglastfenster mit Lastanhebung, Referenzlastbildung im Restzeitfenster, Zeitfensterquelle wahlweise automatisch aus Day-Ahead-Preisen wie in Modell A oder als Vorgabe des Netzbetreibers wie in Modell B, inklusive Speicherauslegung gegen die Flexibilitätsanforderung. Zwei Punkte bilden wir bewusst vereinfacht ab, das Vetorecht des Netzbetreibers und die Korrelationsvariante der Messmethodik. Auch das gehört zur ehrlichen Rechnung dazu.

Was du jetzt tust

Vier Dinge lassen sich aus dem Verfahrensstand direkt ableiten, ohne auf die Endfassung zu warten.

Erstens: den heutigen Rabatt sichern und dokumentieren. Bestandsfälle behalten ihren Rabatt bis Ende 2031, und die Pilotmodelle knüpfen an den historischen Rabattprozentsatz an. Die eigene Historie ist damit bares Geld wert.

Zweitens: den Lastgang gegen die Regime rechnen, die kommen. Bestellkapazität, AP2-Toleranz und Flexpotenzial sind Optimierungsgrößen, keine Bauchentscheidungen. Der 9-GWh-Fall oben zeigt, dass die beste Antwort auch ohne Investition 43.000 Euro Unterschied machen kann.

Drittens: Flexibilität als künftige Rabattquelle prüfen. Prozessflexibilität und Speicher sind im Pilotregime das, was das Lastprofil in der alten Welt war. Ob sich das trägt, hängt am Standort, nicht am Prinzip.

Viertens: bei mehr als 10 GWh die Pilotstrecke ernst nehmen. Wer teilnehmen kann, sammelt genau die Nachweise und Erfahrungen, auf denen die Folgefestlegung 2027 aufsetzen wird.

Was der AgNes-Entwurf darüber hinaus für Speicherprojekte ändert, vom Kapazitätsentgelt bis zur Vertrauensschutz-Frist, steht in unserem Artikel Netzentgelte 2029: Was der BNetzA-Entwurf für Speicherprojekte bedeutet. Wie die Szenariorechnung praktisch aussieht, zeigen wir im Webinar zum Scenario Modeler: ein Lastgang, mehrere Netzentgelt-Regime, live in minimum energy gerechnet. Hier geht es zur Anmeldung. Und wenn du deinen eigenen Standort rechnen willst, buch dir eine Demo.

Häufige Fragen zum Ende der atypischen Netznutzung

Wann endet die atypische Netznutzung?

Nach dem AgNes-Festlegungsentwurf mit dem Ende der StromNEV-Systematik zum 31. Dezember 2028. Bestandsfälle behalten ihren Rabatt eingefroren bis längstens 31. Dezember 2031 (Ziffer 17.1/17.2 des Entwurfs). Das ist Entwurfsstand, die finale Festlegung ist für Ende 2026 mit Bekanntgabe zum 1. Januar 2027 geplant.

Was ersetzt Atypik und Bandlast?

Zweierlei. Für alle RLM-Kunden über 100.000 kWh gilt ab 2029 das Kapazitätspreis-Modell mit Bestellkapazität und AP2-Aufschlag für Überschreitungen. Für Unternehmen ab 10 GWh mit bestehender § 19 Abs. 2-Vereinbarung testet die BNetzA zusätzlich Pilotmodelle, die Rabatte an nachgewiesene Lastflexibilität knüpfen. Die endgültige Industrie-Systematik kommt mit einer Folgefestlegung, angekündigt für 2027.

Gilt die Pilotstrecke auch für kleinere Unternehmen?

Nein. Das Pilotkonzept vom 19. Februar 2026 setzt mindestens 10 GWh Jahresverbrauch und eine bestehende Vereinbarung nach § 19 Abs. 2 StromNEV voraus. Für Unternehmen darunter gibt es Stand heute kein individuelles Nachfolgeinstrument.

Lohnt Peak Shaving ab 2029 noch?

Als eigenständiger Business Case in den meisten Fällen nicht mehr. Im gerechneten Modellfall fällt der Wertbeitrag der Lastspitzenkappung von 19.602 auf minus 4.258 Euro pro Jahr, weil Überschreitungen der Bestellkapazität nur noch den AP2-Aufschlag kosten. Was bleibt, sind Einkaufsoptimierung, Flexvermarktung und die richtige Bestellkapazität. Das Ergebnis hängt am Lastgang und lässt sich nicht pauschalieren.

Was sollte ich vor der finalen Festlegung tun?

Den bestehenden Rabatt und die Lasthistorie sauber dokumentieren, den eigenen Lastgang gegen StromNEV- und Kapazitätspreis-Regime rechnen und Flexibilitätspotenzial inklusive Speicher prüfen. Wer über 10 GWh liegt, sollte die Pilotprojekte und die Folgefestlegung 2027 aktiv verfolgen.

Quellen: BNetzA, Große Beschlusskammer Energie, Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vom 06.08.2026, GZ GBK-25-01-1#3, insbesondere Ziffern 8.4, 8.5, 17.1, 17.2 sowie Rn 192 und Rn 312, Stellungnahmefrist beendet am 18.09.2026. BNetzA, Konzept für Pilotprojekte zu den Industrienetzentgelten vom 19.02.2026. § 19 Abs. 2 StromNEV. Modellfall: Plattform-Rechnung aus minimum energy (Use Case "AgNes-Kapazitätspreis"), exemplarische Annahmen, keine Kundenreferenz. Alle Angaben zur künftigen Rechtslage beziehen sich auf Entwurfs- und Konzeptstände und können sich in der Endfassung ändern. Keine Rechtsberatung.