Am 6. August 2026 hat die Bundesnetzagentur ihren Entwurf zur Reform der Netzentgeltsystematik veröffentlicht – knapp 200 Seiten für eine einzige Frage: Wer zahlt künftig wie viel für die Nutzung des Stromnetzes? Die Konsultation dazu ist seit dem 18. September beendet, Stellungnahmen sind jetzt nur noch über Verbände oder direkte Gespräche möglich. Für Windpark-Betreiber, Speicherprojektierer und Industrieunternehmen mit eigener Erzeugung wird aus der abstrakten Regulierungsfrage damit ein sehr konkreter Kalender.

Der Zeitplan

• 6. August 2026: Die BNetzA veröffentlicht den vollständigen Festlegungsentwurf.
• 18. September 2026: Die Konsultation ist beendet.
• Voraussichtlich 1. Januar 2027: Bekanntgabe der Festlegung – der maßgebliche Stichtag für den Vertrauensschutz von Bestandsanlagen.
• 31. März 2027: Frist, um eine bereits getroffene Investitionsentscheidung gegenüber dem Netzbetreiber nachzuweisen.
• 1. April 2028: Stromlieferanten müssen die Prosumer-Eigenschaft auf der Rechnung ausweisen.
• 1. Januar 2029: Das neue Entgeltsystem gilt, die StromNEV läuft zum 31. Dezember 2028 aus.
• 2030 bis 2033: Dynamische Netzentgelte für Speicher.
• 2032 bis 2035: Dynamische Netzentgelte für Erzeugungsanlagen; Letztverbraucher bleiben vorerst ausgenommen.
• 31. Dezember 2031: Die Übergangsregelungen für bestehende individuelle Netzentgelte laufen aus.

Verbraucher: Kapazitätsmodell statt Leistungspreis

Für Industrie- und Gewerbebetriebe mit einer jährlichen Entnahme über 100.000 Kilowattstunden ersetzt ein Kapazitätsmodell den bisherigen Leistungspreis. Vor jedem Kalenderjahr wird eine Kapazität bestellt, an der sich das Entgelt orientiert:

• Die Bestellkapazität muss mindestens 10 Prozent der individuellen Jahreshöchstlast des Vorjahres und darf höchstens 100 Prozent der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität betragen.
• Innerhalb der Bestellkapazität gilt ein Arbeitspreis (AP1); für die darüber hinausgehende Menge greift ein zweiter, höherer Arbeitspreis (AP2), der zwischen 200 und 350 Prozent des AP1 liegen muss.
• Eine nachträgliche Korrektur der Bestellkapazität ist nur im ersten Jahr nach einem Neuanschluss möglich.

Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe unter dieser Grenze bleiben beim bekannten Modell aus Grund- und Arbeitspreis. Neu ist ein Aufschlag für Prosumer, also Haushalte mit eigener Solaranlage:

• Der Aufschlag beträgt 70 bis 90 Prozent des Grundpreises; Grundpreis und Aufschlag zusammen dürfen 20 bis 40 Prozent der Erlöse dieser Kundengruppe ausmachen.
• Steckersolargeräte wie Balkonkraftwerke bleiben ausgenommen.
• Die Pflicht zur Ausweisung der Prosumer-Eigenschaft auf der Rechnung beginnt bereits am 1. April 2028, der Aufschlag selbst erst mit dem gesamten System zum 1. Januar 2029.

Erzeuger: erstmals ein Einspeiseentgelt

Betreiber von Erzeugungsanlagen mit mehr als 30 Kilowatt installierter Bruttoleistung zahlen künftig ein Entgelt für die Einspeisung – kapazitätsbezogen statt mengenbezogen. Grundlage ist eine bundeseinheitliche Formel: ein fester Betrag von 0,50 Euro pro eingespeister Megawattstunde plus je zur Hälfte die anfallenden Regelenergie- und Verlustenergiekosten der Übertragungsnetzbetreiber, verteilt auf die gesamte vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität. Erste Schätzungen aus der Marktanalyse gehen von rund 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr aus – eine Zahl, die der Entwurf selbst nicht festschreibt, sondern die sich erst aus der Formel ergibt, sobald die zugrunde liegenden Kosten feststehen. Bestandsanlagen und Anlagen mit rechtzeitiger Investitionsentscheidung sind 20 Jahre ab Inbetriebnahme von diesem Entgelt befreit.

Speicher und Elektrolyseure

• Speicher zahlen einen Kapazitätspreis in Höhe des Einspeiseentgelts, aber keinen Arbeitspreis auf Lade- und Entladezyklen – die Doppelbelastung eines regulären Verbrauchs- und Einspeiseentgelts entfällt damit.
• Unter bestimmten Bedingungen dürfen mehrere Speicher zu einer Einheit zusammengefasst werden.
• Elektrolyseure, die zertifiziert grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellen, zahlen ein eigenes, reines Kapazitäts-Sonderentgelt.

Was mit den alten Sonderregelungen passiert

Die aus der StromNEV bekannten Sonderregelungen für Großverbraucher – Bandlast und atypische Netznutzung nach § 19 StromNEV – laufen nicht ersatzlos aus, sondern werden bis Ende 2031 übergangsweise fortgeführt:

• Für die Bandlastregelung müssen in den Jahren 2026 bis 2028 tatsächlich Rabatte gewährt worden sein.
• Für die atypische Netznutzung gilt ein durchschnittlicher Mindestbezug von über 10 Gigawattstunden pro Jahr.
• Pumpspeicherkraftwerke sind von der atypischen Netznutzung ab 2029 ausgeschlossen.

Wie die Nachfolgeregelung nach 2031 aussieht, ist im Entwurf noch offen. Auch die Verteilung der Kosten zwischen den Netzebenen ändert sich: Maßgeblich wird künftig der sogenannte netzbezogene Letztverbraucher – die tatsächlich gemessene Entnahme aus dem Netz, nicht mehr Anschlusskapazitäten oder Lastspitzen. Netze mit viel dezentraler Einspeisung können sich damit nicht mehr allein über geringere Bezugsmengen entlasten.

Die Investitionsentscheidung entscheidet über den Bestandsschutz

Für Erzeugungsanlagen und Speicher hängt der 20-jährige Bestandsschutz an einem einzigen Begriff: der endgültigen Investitionsentscheidung. Der Entwurf definiert sie über drei kumulative Voraussetzungen:

• Es liegen verbindliche Bestellungen von Komponenten vor – etwa Turbinen, Wechselrichter oder Batteriemodule.
• Diese Bestellungen decken mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens ab.
• Ein Ausstieg aus den Verträgen wäre nicht ohne einen Vermögensschaden von mindestens rund einem Viertel des Investitionsvolumens möglich.

Eine Netzanschlusszusage ist dafür nicht erforderlich; ein Ausschreibungszuschlag oder eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung allein reichen dagegen nicht aus. Der Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber muss bis zum 31. März 2027 vorliegen. Für Windparks kommt eine zweite Frist hinzu, die in der Praxis oft enger ist als die Investitionsentscheidung selbst: Die Inbetriebnahme muss spätestens am 4. August 2029 erfolgen, sonst entfällt der Bestandsschutz auch bei rechtzeitiger Investitionsentscheidung. Angesichts von Lieferzeiten für Turbinen, Genehmigungsauflagen und Netzanschlussverfahren ist das für Projekte, die sich gerade in der Pipeline befinden, ein Faktor, der über den Bestandsschutz mitentscheidet.

Was jetzt ansteht

Für Projekte, die über das laufende Jahrzehnt hinausreichen, lassen sich schon jetzt einige Punkte klären, auch wenn der Entwurf formal noch nicht final ist:

• Verträge mit Laufzeit über 2028 hinaus darauf prüfen, ob und wie die neue Entgeltstruktur – Kapazitätspreis, Überschreitungsaufschlag, Einspeiseentgelt – vertraglich durchgereicht wird.
• Bei PPAs, Direktvermarktungs- und Pachtverträgen für neue Anlagen festlegen, wer das künftige Einspeiseentgelt trägt.
• Bestellungen für Projekte mit fortgeschrittener Planung so terminieren, dass die Kriterien der Investitionsentscheidung noch vor der geplanten Bekanntgabe am 1. Januar 2027 erfüllt sind.
• Für spätere Projekte das geschätzte Einspeiseentgelt von 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr in die Wirtschaftlichkeitsrechnung aufnehmen, bei Speichern zusätzlich die dynamischen Entgelte ab 2030.
• Lastgänge auswerten, um die künftige Kapazitätsbestellung vorzubereiten – die erste ist Ende 2028 für das Jahr 2029 fällig.

Der Entwurf ist damit deutlich mehr als ein Diskussionsstand: Mit dem Ende der Konsultation und dem angepeilten Bekanntgabetermin zum 1. Januar 2027 rückt ein Zeitplan näher, an dem sich Investitionsentscheidungen schon jetzt ausrichten müssen. Ob die endgültige Festlegung an den Stichtagen und Zahlen noch etwas ändert, vor allem beim Kapazitätspreis und bei den Übergangsregeln nach § 19 StromNEV, bleibt bis zur finalen Fassung offen.

Stand: September 2026. Quellen: Bundesnetzagentur, Festlegungsentwurf AgNes (GBK-25-01-1#3) vom 6. August 2026; Bundesnetzagentur, Pressemitteilung zur Konsultation der Reform der Netzentgeltsystematik Strom.