Netzentgelte 2029: Was der BNetzA-Entwurf für Speicherprojekte bedeutet

Am 6. August hat die Bundesnetzagentur den Entwurf der neuen Netzentgeltsystematik AgNes vorgelegt. Für Speicherprojekte dreht er die Logik der Planung um: Die wirtschaftlich entscheidenden Weichen fallen künftig vor der Investition. Und die schärfste Deadline liegt noch in diesem Jahr.

Hinweis zum Stand: Dieser Artikel basiert auf dem AgNes-Festlegungsentwurf der Großen Beschlusskammer Energie (GZ GBK-25-01-1#3, 198 Seiten). Das ist ein Entwurf, kein Beschluss, die Konsultation läuft bis zum 18. September 2026. Einzelne Regelungen können sich ändern. Wo das besonders wahrscheinlich oder rechtlich offen ist, sagen wir es dazu.

Was AgNes ändert und ab wann

AgNes baut die Netzentgelte von Grund auf um. Der Entwurf verbreitert die Finanzierungsbasis der Netze: Erstmals zahlen auch Erzeuger, Speicher und Elektrolyseure. Im Gegenzug fallen fast alle bisherigen Sonderregelungen weg.

Beim Zeitplan lohnt Präzision, weil dazu viel Ungenaues kursiert. Die Festlegung soll zum 1. Januar 2027 bekanntgegeben werden. Die neuen Entgelte gelten aber erst ab dem 1. Januar 2029, dazwischen läuft die StromNEV weiter. Der 1. Januar 2027 ist trotzdem kein Termin zum Ablegen: Er ist der Stichtag für den Vertrauensschutz, dazu unten mehr.

Kapazitätsentgelt für Speicher: rund 5 Euro je Kilowatt und Jahr

Netzgekoppelte Speicher zahlen künftig ein Kapazitätsentgelt auf 100 Prozent der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität. Keine Arbeitspreise, keine Möglichkeit, eine niedrigere Kapazität zu bestellen. Die Höhe entspricht dem neuen Einspeiseentgelt für Erzeuger. In den Modellrechnungen des Entwurfs sind das rund 5 Euro je Kilowatt und Jahr, die historische Bandbreite der Berechnungsgrundlage liegt bei 3,20 bis 6,10 Euro, geglättet über ein rollierendes Fünf-Jahres-Mittel (Rn 387). Die oft zitierte Spanne von 4 bis 7 Euro stammt aus dem Orientierungspapier vom Februar, nicht aus dem Entwurf. Bei 5 Euro je Kilowatt reden wir für ein 10-MW-Projekt über rund 50.000 Euro pro Jahr, planbar, aber nicht vernachlässigbar.

Anlagengekoppelte Speicher teilen das Schicksal ihrer Anlage. Sie zahlen ein einheitliches Entgelt gemeinsam mit dem Verbraucher oder Erzeuger, mit dem sie gekoppelt sind. Wichtig für Multi-Use: Mengen, die ein verbrauchsgekoppelter Speicher aus dem Netz bezieht und wieder zurückspeist, sind von den Arbeitspreisen befreit, aber nur, soweit eine messtechnische Abgrenzung möglich ist (Rn 415). Wer das Messkonzept nicht sauber aufsetzt, zahlt den Arbeitspreis auf sämtliche Mengen am Netzanschlusspunkt. Das gehört in jede Angebotskalkulation, bevor der Zählerschrank geplant wird.

Bei der Nachrüstung gilt: Wird ein Speicher an einer bestandsgeschützten Erzeugungsanlage ergänzt, erbt er deren Vertrauensschutz, auch wenn er erst später gebaut wird. Wird dafür aber die Netzanschlusskapazität erweitert, fällt auf den zusätzlichen Teil das Kapazitätsentgelt an (Rn 413).

Einspeiseentgelte über 30 kW: Freigrenze, nicht Freibetrag

Einspeiseentgelte kommen für Erzeugungsanlagen über 30 kW installierter Bruttoleistung. Die Schwelle ist eine Freigrenze, kein Freibetrag: Wer sie überschreitet, zahlt auf die gesamte vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität.

Interessant für die Auslegung ist die ausdrückliche Öffnung im Entwurf: Überbauung des Netzanschlusses ist erlaubt, solange die vertragliche Einspeisekapazität nie überschritten wird (Rn 386). Eigenverbrauchserhöhung per Speicher und eine knapp dimensionierte Einspeisekapazität werden damit zu direkten Stellhebeln gegen das Entgelt. Die Frage "Wie viel Einspeisekapazität brauche ich wirklich?" wird ab 2029 eine Optimierungsaufgabe mit Preisschild.

Das KP-AP-Modell: Peak Shaving verliert seinen Sonderstatus

Oberhalb der Kleinverbraucherschwelle ersetzt ein Kapazitätspreis auf bestellte Kapazität plus zweistufiger Arbeitspreis den bisherigen Leistungspreis. Die Bestellkapazität wählst du zwischen 10 Prozent der Vorjahres-Jahreshöchstlast und der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität. Überschreitungen kosten den AP2, der mindestens 200 und höchstens 350 Prozent des AP1 beträgt. Die BNetzA schreibt selbst, die zusätzlichen Grenzkosten aus dem AP2 seien "vergleichsweise gering" (Rn 312).

Was das praktisch bedeutet, sieht man am besten, wenn man denselben Lastgang zweimal abrechnet. Beide Grafiken zeigen die Jahresdauerlinie eines Gewerbestandorts: alle 35.040 Viertelstundenwerte eines Jahres, nach Leistung absteigend sortiert. Links steht die Größe ganz oben, an der heute die Abrechnung hängt. Rechts steht sie irgendwo in der Mitte.

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Links, heute. Der Leistungspreis hängt an einem einzigen Viertelstundenintervall, dem höchsten des Jahres. Der Arbeitspreis läuft gleichmäßig über die gesamte Fläche darunter. Daraus folgte die Logik, auf der praktisch jeder Gewerbespeicher-Case der letzten zehn Jahre steht: Wer die eine Spitze rasiert, senkt den Leistungspreis für das ganze Jahr. Ein 2-Stunden-Speicher kann das, weil er nur ein einzelnes Intervall abfangen muss.

Rechts, ab 2029. Der Kunde legt die Kapazität vorab selbst fest. Alles darunter kostet den günstigen Arbeitspreis, alles darüber den teuren. Überschreiten bleibt jederzeit erlaubt, es ist keine Sanktion, sondern nur ein höherer Grenzpreis. Die Jahreshöchstlast taucht in der Abrechnung überhaupt nicht mehr auf.

Wo die bestellte Kapazität landet

Die entscheidende Frage ist, wie hoch man bestellt. Die Antwort steckt vollständig in einer einzigen Zahl, und sie hat die Einheit Stunden. Wir nennen sie h*, der Entwurf selbst benennt die Größe nicht:

h* = Kapazitätspreis ÷ (AP2 − AP1)

Der Gedanke dahinter ist simpel. Ein Kilowatt weniger bestellen spart den Kapazitätspreis. Es kostet aber auf jeder Stunde, in der man die Bestellung überschreitet, die Differenz zwischen den beiden Arbeitspreisen. Beides gleicht sich bei genau h* Überschreitungsstunden aus. Kostenoptimal ist deshalb die Leistung, die im Jahr genau h* Stunden überschritten wird, in der Dauerlinie also der Punkt, an dem die Senkrechte bei h* die Kurve schneidet.

Praktisch heißt das: Die Bestellkapazität lässt sich aus der eigenen Dauerlinie ablesen, sobald das Preisblatt veröffentlicht ist. Man braucht keinen Solver, aber man braucht den Lastgang.

Warum der Speicher dabei verliert

Damit ist auch klar, warum sich der Wert eines Speichers verschiebt. Heute reicht es, ein Intervall abzufangen. Künftig muss ein Speicher die Last über h* Stunden hinweg unter die Bestellkapazität drücken, damit sich die Bestellung überhaupt senken lässt. Je nach Preisblatt sind das einige Tausend Stunden im Jahr. Das ist eine völlig andere Anforderung an Energieinhalt und Zyklenzahl, und sie trifft kurzzeitige Speicher am härtesten.

Eine einzelne Lastspitze ruiniert also nicht mehr das Jahresergebnis. Das war bisher das zentrale Verkaufsargument vieler Gewerbespeicher. Wenn deine Speicher-Cases heute überwiegend auf Lastspitzenkappung stehen, rechne sie neu. Der Wert des Speichers verschiebt sich von der Spitzenvermeidung zur Marktpreisreaktion. Atypische Netznutzung und die 7000-Stunden-Bandlastregelung laufen ohnehin aus, für Bestandsfälle spätestens Ende 2031, mit eingefrorenem Rabatt.

Der Korridor deckelt, was ein Netzbetreiber überhaupt anreizen kann

Ein Punkt, der in der Diskussion bislang fehlt: h* kann nicht beliebig klein werden. Weil der AP2 höchstens 350 Prozent des AP1 betragen darf und der Arbeitspreisanteil bei höchstens 60 Prozent der Kosten liegt, ist der Nenner der Formel nach oben begrenzt, und damit h* nach unten.

In unserer Beispielrechnung mit einem synthetischen Mittelspannungskollektiv liegt diese Untergrenze bei rund 1.400 Stunden. Der genaue Wert hängt an der Lastverteilung des jeweiligen Netzgebiets, die Größenordnung dürfte aber typisch sein. Die Folge ist unabhängig davon: Spitzen, die schmaler sind als h* min, kann kein zulässiges Preisblatt über den Kapazitätspreis adressieren. Wer sie abfängt, spart nur den Arbeitspreisaufschlag.

Damit deckelt der Korridor genau den Bereich, in dem kurzzeitige Flexibilität wirkt. Aus Sicht der Netze ist das erklärungsbedürftig: Die Reform will netzdienliches Verhalten stärker anreizen, begrenzt aber gleichzeitig, wie stark dieser Anreiz ausfallen darf. Wir halten das für einen Punkt, der in die Konsultation gehört.

Diese Schranken stammen übrigens nicht aus dem Entwurf vom August, sondern wurden erstmals im Zwischenstand vom 27. Mai 2026 beziffert und dann unverändert übernommen. Eine förmliche Gelegenheit, sie zu kommentieren, gibt es also zum ersten Mal jetzt, bis zum 18. September 2026.

§ 118 Abs. 6 EnWG: Die Deadline fällt am 31. Dezember 2026

Der schärfste Termin im gesamten Entwurf betrifft nicht 2029, sondern den 31. Dezember 2026.

Bestandsschutz nach § 118 Abs. 6 EnWG gibt es nur für Speicherprojekte, die vor der Bekanntgabe der Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen haben. Der Entwurf definiert das präzise: verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, von denen man sich nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann. Und er quantifiziert die Wesentlichkeit: jedenfalls ab 25 Prozent des Investitionsvolumens an drohenden Schäden (Rn 500). Der Nachweis muss bis zum 31. März 2027 beim Netzbetreiber liegen.

Die Randnummer 518 macht die Konsequenz unmissverständlich: Wer bis zur Bekanntgabe keine Investitionsentscheidung hat, fällt ab 2029 in das neue Entgeltsystem. Auch dann, wenn die Anlage die gesetzliche Inbetriebnahmefrist zum 4. August 2029 einhält. Die Frist im Gesetz allein rettet den Bestandsschutz nicht.

Für alle Projekte in der Pipeline heißt das: Die Frage "mit oder ohne Kapazitätsentgelt" entscheidet sich an Bestellungen und Vertragsstrafen, die in den nächsten viereinhalb Monaten fixiert werden. Bei Ausschreibungsprojekten mit pönalenbewehrter Realisierungspflicht zählt immerhin der Gebotstermin als Investitionsentscheidung.

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Unser Fazit: Szenarien statt Konstanten

Man kann am Entwurf einiges kritisieren, und wir tun das an den genannten Stellen. Die Richtung ist trotzdem richtig: Speicher werden vom regulatorischen Sonderfall zum normalen Marktteilnehmer, mit Erlöschancen und Kostenbeteiligung.

Was sich fundamental ändert, ist die Reihenfolge der Planung. Bisher wurde ausgelegt, gebaut und dann abgerechnet. Künftig fallen die wirtschaftlich entscheidenden Weichen vor der Investition: Einspeisekapazität, Bestellkapazität, Messkonzept für die Arbeitspreisbefreiung, Timing der Investitionsentscheidung. Und weil AgNes noch ein Entwurf ist, gehören Netzentgelte in jedem Business Case mit Laufzeit über 2029 hinaus als Szenario in die Rechnung, nicht als Konstante.

Keine dieser Fragen lässt sich mit einer Tabelle beantworten. Sie hängen am Lastprofil des Standorts, an der Speichergröße und am Preisszenario. Das ist keine Excel-Aufgabe mehr, sondern viertelstundenscharfe Optimierung über zwei Entgeltregime hinweg.

Für die Praxis heißt das nicht warten, sondern rechnen. In minimum energy ist der Kapazitätspreis bereits als Komponente angelegt, die wirtschaftlichen Folgen des Entwurfs lassen sich damit heute abschätzen. Ein Übersetzungsmodul überführt heutige Leistungsnetzentgelte in die neue Kapazitätspreislogik, sodass sich beide Regime am selben Speicher direkt vergleichen lassen, mit allen Chancen und Risiken.

Genau das zeigen wir im Webinar am Donnerstag, den 27. August um 10 Uhr: der AgNes-Entwurf an einem realen Speicher-Case, einmal nach heutiger und einmal nach geplanter Entgeltsystematik, live in minimum energy.

Häufige Fragen zu den Netzentgelten 2029

Wann tritt AgNes in Kraft?

Die Festlegung soll zum 1. Januar 2027 bekanntgegeben werden. Die neuen Netzentgelte gelten ab dem 1. Januar 2029, bis dahin läuft die StromNEV weiter. Der 1. Januar 2027 ist zugleich der Stichtag für den Vertrauensschutz.

Wie hoch ist das Kapazitätsentgelt für Speicher?

Nach den Modellrechnungen des Entwurfs rund 5 Euro je Kilowatt und Jahr, erhoben auf 100 Prozent der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität. Die historische Bandbreite der Berechnungsgrundlage liegt bei 3,20 bis 6,10 Euro, geglättet über ein rollierendes Fünf-Jahres-Mittel.

Wie hoch sollte ich meine Kapazität bestellen?

Kostenoptimal ist die Leistung, die im Jahr genau h* Stunden überschritten wird, mit h* = Kapazitätspreis ÷ (AP2 − AP1). Die Kennzahl hat die Einheit Stunden und ist für alle Kunden am selben Preisblatt gleich. Unterschiedlich ist nur, wo sie in der jeweiligen Jahresdauerlinie landet. Die Bestellkapazität muss zwischen 10 Prozent der Vorjahres-Jahreshöchstlast und der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität liegen.

Bis wann gilt die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG?

Bestandsschutz erhalten nur Projekte mit endgültiger Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung, also bis zum 31. Dezember 2026: verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, Lösung nur mit wesentlichem Vermögensschaden, Nachweis bis 31. März 2027.

Was passiert mit der atypischen Netznutzung?

Sie läuft aus. Bestandskunden mit wirksamer Vereinbarung zum Stichtag können sie längstens bis Ende 2031 weiter nutzen, mit eingefrorenem Rabatt. Neue Vereinbarungen nach der Systematik des § 19 Abs. 2 StromNEV sind ab 2029 nicht mehr vorgesehen.

Quellen: BNetzA, Große Beschlusskammer Energie, Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik für die Elektrizitätsversorgungsnetze (AgNes), GZ GBK-25-01-1#3, Konsultation bis 18.09.2026. Randnummern beziehen sich auf den Entwurfsstand und können sich in der Endfassung verschieben.