Flexibilitätsbasierte Netzentgelte nach AGNES: Was sich wirtschaftlich ändert

Kurz & knapp: Worum geht es?

Die Bundesnetzagentur hat im Februar 2026 ein Pilotkonzept für flexibilitätsbasierte Netzentgelte vorgelegt. Es ersetzt die bisherige Logik der atypischen Netznutzung – 15 kritische Stunden im Jahr – durch eine tägliche Flexibilitätsanforderung. Klingt nach einer technischen Detailänderung. Ist es nicht. Es ist ein Paradigmenwechsel mit direkten wirtschaftlichen Konsequenzen für Industrie, EPCs und Energieversorger.

In diesem Beitrag zeigen wir, was sich konkret ändert, was die Simulation für einen realen Industriestandort ergibt – und warum das AGNES-System der entscheidende Enabler sein wird.

Status Quo: Wie individuelle Netzentgelte heute funktionieren

Große Industrieverbraucher mit mindestens 10 GWh/a Jahresverbrauch können heute auf Basis von §19 Abs. 2 StromNEV individuelle Netzentgelte verhandeln. Die Logik: Wer das Netz atypisch nutzt – also nicht während der Hochlastzeitfenster (HLZF) des vorgelagerten Netzbetreibers – erhält einen Rabatt auf das reguläre Netzentgelt, oft 50–80 % auf den Leistungspreis.

Das System ist aber statisch und rückwärtsgewandt. Der Nachweis basiert auf historischen Spitzenstunden – typischerweise 15 Jahresstunden – und muss rückwirkend erbracht werden. Wer in einer einzigen dieser Stunden erwischt wird, verliert den Rabatt vollständig oder anteilig. Vorhersage und Nachweis sind aufwändig, oft unzuverlässig, und die Optimierung dagegen weitgehend reaktiv.

Kurz: Das bestehende Modell belohnt passive Lastverschiebung in sehr seltenen Spitzenstunden. Kontinuierliche, netzdienliche Flexibilität wird nicht honoriert.

Das BNetzA-Pilotkonzept: Tägliche Flexibilität statt Jahresspitzen

Das Pilotkonzept vom 19. Februar 2026 verschiebt die Logik grundlegend. Zwei Modelle stehen zur Auswahl:

Modell A – Spotmarkt-Flexibilität

Der Verbraucher orientiert sich eigenverantwortlich an Day-Ahead- oder Intraday-Preisen. An mindestens 3 teuren und 3 günstigen Stunden täglich muss die Netzlast um ≥ 3 % von der Referenzlast abweichen. Das Netz behält ein Vetorecht bei lokalen Engpässen. Preissignale kommen vom Markt, nicht vom Netzbetreiber.

Modell B – Netzdienliche Flexibilisierung (HLZF)

Der Verteilnetzbetreiber (VNB) definiert aktiv Hoch- und Niedriglastzeitfenster – mit bis zu 48 Stunden Vorlaufzeit. Der Verbraucher muss innerhalb dieser Fenster die ±3 %-Schwelle einhalten. Bewertung erfolgt täglich. Bis zu 10 % Toleranztage sind erlaubt.

Der strukturelle Unterschied: Statt 15 kritischer Stunden im Jahr gibt es nun täglich zwei bewertungsrelevante Zeitfenster – theoretisch über 700 pro Jahr. Ohne Automatisierung und ohne Speicher ist das für die meisten Standorte nicht zuverlässig erfüllbar.

Was das wirtschaftlich bedeutet: 6 Szenarien für eine Papiermühle in Kreuzau

Wir haben den Case exemplarisch simuliert: Eine kleine Papiermühle in Kreuzau (Westnetz GmbH, 3.200 kW Netzanschluss, ~22 GWh/a Verbrauch). Datenjahr 2025, WACC 8 %, Beobachtungszeitraum 20 Jahre. Alle Annahmen und Daten sind fiktiv und dienen ausschließlich der Demonstration der Methodik.

Den vollständigen interaktiven Case – mit allen Szenarien, Flussdiagrammen und KPIs – findest du in unserem Use Case: Flexibilitätsbasierte Netzentgelte §19 StromNEV vs. AGNES-Pilotkonzept.

1. Ausgangslage – ohne BESS (Referenz)

Laufende Kosten: 2.793.822 €/a. Kein Speicher, kein aktives Flexibilitätsmanagement. Kapitalwert: 0 € (Referenz).

2. Modell A – Spotmarkt-Flexibilität (BESS 865 kWh / 433 kW)

Investition: 243.787 €. NPV: –283.141 € bei –9,1 % Rendite, keine Amortisation. Die Netzentgelt-Ersparnis deckt die Investition nicht.

3. Modell B – Netzdienliche Flexibilisierung / HLZF (BESS 574 kWh / 287 kW)

Kleinerer Speicher, geringere Investition: 162.192 €. NPV: –227.557 € bei –12,7 % Rendite. Ebenfalls kein positiver Business Case aus dem Netzentgeltmodell allein.

Die entscheidende Erkenntnis

Flexibilitätsbasierte Netzentgelte allein finanzieren die notwendige Infrastruktur nicht. Der Rabatt deckt laufende Kosten – aber nicht den Kapitaldienst für die BESS-Investition.

4. Modell A + Dynamischer Stromeinkauf (BESS 1.539 kWh / 770 kW)

Sobald der Speicher gleichzeitig für Netzentgeltoptimierung und Day-Ahead-Arbitrage genutzt wird, dreht sich das Bild: NPV +141.223 €, Rendite +12,1 %, Amortisation 7,5 Jahre. Erstjahreseinsparung ~57.700 €. Laufende Kosten sinken um 2 % gegenüber heute.

5. Modell B – HLZF + Dynamischer Stromeinkauf (BESS 1.448 kWh / 724 kW)

Kombination aus VNB-definierten Zeitfenstern und Arbitrage. Investition: 406.853 €. NPV: +47.519 €, Rendite +9,6 %, Amortisation 8,1 Jahre.

6. Modell A (30 %) + Netzanschlusserhöhung auf 4,2 MW (BESS 5.564 kWh / 2.782 kW)

Großspeicher mit erweitertem Netzanschluss und aggressiver Arbitrage-Strategie. Investition: 1.114.258 €. NPV: +817.195 €, Rendite +17 %, Amortisation 5,5 Jahre. Laufende Kosten –7 % gegenüber Ausgangslage.

Der Sprung von –228.000 € NPV (Modell B allein) auf +141.000 € (Modell A + Dyn. Einkauf) entsteht nicht durch höhere Netzentgeltrabatte – sondern durch die gleichzeitige Nutzung des Speichers für Stromeinkaufsoptimierung. Das ist die zentrale Botschaft: Der Stack macht den Business Case, nicht das Netzentgeltmodell allein.

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Warum AGNES der fehlende Baustein ist

Das Pilotkonzept funktioniert regulatorisch. Was bislang fehlt, ist die Infrastruktur für die automatisierte Signalübermittlung zwischen VNB, Messsystem und Verbraucher. Genau das soll AGNES leisten – das Automatisierte Netzentgelt-Management-System der BNetzA: die digitale Schnittstelle, über die VNBs Zeitfenster übermitteln, Verbraucher Flexibilitätszusagen geben und die Erfüllung verifiziert wird.

Ohne AGNES ist Modell B de facto bilaterales Vertragsgeschäft mit manuellem Reporting – hoher Transaktionsaufwand, kaum skalierbar. Mit AGNES wird aus dem Pilotkonzept ein standardisierbarer Prozess.

Was sich dann konkret verschiebt:

• Niedrigere Transaktionsbarriere: §19-Verträge werden von bilateraler Verhandlung zu standardisierten, digitalisierbaren Tarifen – zugänglich für mehr Standorte mit weniger Overhead.
  
  
• Kombinierbarkeit von Erlösquellen: Ein Speicher, der für AGNES-Signale optimiert, kann parallel Arbitrage fahren, Lastspitzen kappen und Direktvermarktungserlöse generieren. Die Wirtschaftlichkeit entsteht aus dem Stack – nicht aus einem einzelnen Use Case.
  
  
• Neue Anforderungen an Planungswerkzeuge: Wer heute über BESS-Investitionen entscheidet, braucht Werkzeuge, die alle Wertströme gleichzeitig berechnen: Netzentgeltmodell, Marktsignale, Lastgang und Investitionsrendite in einem Modell.
  
  

Was Du jetzt tun kannst

AGNES ist noch nicht live – aber die Entscheidungen, die heute über Speicherdimensionierung, Tarifstrategie und EMS-Architektur getroffen werden, bestimmen, ob ein Standort davon profitieren kann oder nicht.

Mit minimum energy lässt sich dieser Case jetzt schon durchrechnen: Lastgang importieren, Netzentgeltmodell hinterlegen, Speicher und Stromeinkauf gemeinsam optimieren – inklusive 1-Klick-Präsentation für den Entscheider.

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