Die Bundesnetzagentur ordnet die Berechnung der Netzentgelte in Deutschland neu, weil die bisherige Stromnetzentgeltverordnung Ende 2028 ausläuft. In ihrem Auftrag haben die Consentec GmbH und die TU Clausthal das „Gutachten zur Weiterentwicklung der allgemeinen Netzentgeltsystematik“ erarbeitet, das als wissenschaftliche Grundlage für diesen Reformprozess (AgNes) dient und konkrete Empfehlungen für die künftige Systematik ausspricht.
Worum es überhaupt geht
Jeder, der Strom aus dem öffentlichen Netz bezieht oder in dieses einspeist, zahlt oder erhält dafür ein Netzentgelt – die Gebühr für die Nutzung der Leitungen, Umspannwerke und sonstigen Anlagen, über die der Strom transportiert wird. Wie diese Netzentgelte berechnet werden, ist bislang in der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) geregelt. Diese Verordnung läuft jedoch Ende 2028 aus, weil ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs aus dem Jahr 2021 die Bundesnetzagentur (BNetzA) als unabhängige Regulierungsbehörde gestärkt und ihr die Aufgabe übertragen hat, die Netzentgeltsystematik künftig selbst zu regeln.
Um dafür eine neue, tragfähige Grundlage zu erarbeiten, hat die BNetzA Mitte 2025 einen umfassenden Reformprozess mit dem Namen AgNes gestartet (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom). Das Gutachten von Consentec und der TU Clausthal ist die wissenschaftliche Grundlage für diesen Prozess: Es untersucht, wo Reformbedarf besteht, vergleicht mögliche Modelle und spricht am Ende konkrete Empfehlungen aus. Wichtig dabei: Es handelt sich um Empfehlungen an die BNetzA, nicht um bereits beschlossenes Recht. Die eigentliche Entscheidung – die AgNes-Festlegung – steht noch aus.
Drei verwandte Themen werden in diesem Gutachten bewusst nicht behandelt, weil sie in eigenen Verfahren laufen: die Neuregelung individueller Netzentgelte für Großverbraucher mit besonders gleichmäßigem Strombezug, die Ausgestaltung bestimmter Umlagen (Offshore-Netzumlage und ein Aufschlag zur Deckung entgangener Netzentgelte) sowie die Frage, ob die Verteilernetzentgelte bundesweit vereinheitlicht werden sollen.
Zwei Aufgaben, die Netzentgelte erfüllen sollen
Bevor es um konkrete Modelle geht, lohnt sich ein Blick auf die Grundidee des Gutachtens, denn sie zieht sich durch alle Kapitel: Netzentgelte sollen aus Sicht der Gutachter zwei unterschiedliche Aufgaben erfüllen, die bisher oft vermischt wurden.
Die erste Aufgabe ist die Finanzierungsfunktion: Die Netzkosten – Bau, Betrieb und Instandhaltung der Netze – müssen irgendwie gedeckt werden, und die Entgelte sollen diese Kosten in einer als fair empfundenen Weise auf alle Netznutzer verteilen. Hier geht es also im Kern um eine gerechte Kostenverteilung, nicht um Verhaltenssteuerung.
Die zweite Aufgabe ist die Anreizfunktion: Entgelte können auch bewusst so gestaltet werden, dass sie ein bestimmtes Verhalten belohnen oder verteuern – etwa den Verzicht auf Stromverbrauch in Zeiten voller Netze. Hier geht es nicht um Kostenverteilung, sondern um Lenkungswirkung.
Die Gutachter empfehlen, diese beiden Aufgaben künftig sauber zu trennen und mit jeweils eigenen Entgeltbestandteilen abzubilden, statt wie bisher zu versuchen, beides mit denselben Entgeltkomponenten zu erreichen. Diese Unterscheidung erklärt, warum das Gutachten getrennte Kapitel zu „Entgelten mit Finanzierungsfunktion” (für Verbraucher, Einspeiser und Speicher) und „Entgelten mit Anreizfunktion” (dynamische Entgelte und Baukostenzuschuss) enthält.
Was sich für Verbraucher ändern könnte
Das betrifft vor allem Industrie- und Gewerbebetriebe mit größerem Strombezug, die heute über eine registrierende Leistungsmessung (RLM) abgerechnet werden. Für sie schlagen die Gutachter ein neues Grundmodell vor, das aus zwei Bausteinen besteht:
Ein Kapazitätspreis: Der Betrieb legt vorab selbst fest, welche Leistung – zum Beispiel 800 Kilowatt – er im kommenden Jahr voraussichtlich braucht, und zahlt dafür einen festen Betrag, unabhängig davon, wie viel Strom tatsächlich fließt. Diese frei gewählte Kapazität soll dabei sinnvollerweise etwas unterhalb der erwarteten tatsächlichen Jahreshöchstlast liegen.
Ein zweistufiger Arbeitspreis: Solange der Strombezug innerhalb der gewählten Kapazität bleibt, gilt ein niedrigerer Preis pro Kilowattstunde (im Gutachten AP1 genannt). Wird die gewählte Kapazität überschritten, wird für die darüberhinausgehende Menge ein höherer Preis fällig (AP2).
Der Grund für dieses Modell: Das heutige System – ein Leistungspreis, der sich starr an der tatsächlichen Jahreshöchstlast orientiert – setzt einen unerwünschten Anreiz. Betriebe versuchen, ihre Lastspitzen künstlich zu glätten, selbst wenn das aus Sicht des Gesamtsystems gar nicht sinnvoll wäre, etwa weil gerade viel günstiger Wind- oder Solarstrom verfügbar ist. Mit einer selbst gewählten, planbaren Kapazität soll dieser Fehlanreiz weitgehend verschwinden, ohne dass die leistungsbezogene Kostenbeteiligung ganz entfällt. Als sinnvolle Werte nennen die Gutachter einen Anteil der Kapazitätskomponente am Gesamterlös von etwa 20 bis 40 Prozent und ein Preisverhältnis von AP2 zu AP1 zwischen 1,5 und 2,5 – der teurere Preis für Mehrmengen wäre also grob eineinhalb- bis zweieinhalbmal so hoch wie der reguläre Preis. Zusätzlich kann eine Mindestkapazität vorgegeben werden, damit niemand eine unrealistisch niedrige Kapazität wählt, um Kosten zu sparen; als Orientierung dient hier ein Lastwert, der spürbar unter der tatsächlichen Jahresspitze liegt.
Kleinere Verbraucher – Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe bis 100.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch, die keine registrierende Leistungsmessung haben – sollen dagegen beim bekannten Modell aus Arbeitspreis und Grundpreis bleiben. Das neue Kapazitätsmodell wäre für diese Gruppe aus Sicht der Gutachter nicht praktikabel. Diskutiert wird für dieses Segment allerdings ein zusätzlicher Grundpreisaufschlag für sogenannte Prosumer, also Haushalte und Betriebe mit eigener Solaranlage, die dadurch heute vergleichsweise wenig zur Netzfinanzierung beitragen, obwohl sie das Netz weiterhin nutzen. Ein solcher Aufschlag von bis zu rund 100 Euro pro Jahr soll diese Schieflage abmildern; Kleinstanlagen wie Balkonkraftwerke (bis etwa 2 Kilowatt) blieben davon ausgenommen.
Was sich für Windparks und andere Einspeiser ändern könnte
Heute gilt für Erzeugungsanlagen wie Windparks eine einfache Regel: Wer Strom einspeist, zahlt dafür kein Netzentgelt. In bestimmten Fällen ist es sogar umgekehrt – der Netzbetreiber zahlt dem Anlagenbetreiber etwas, die sogenannten vermiedenen Netzentgelte nach § 18 StromNEV. Diese Zahlungen laufen allerdings aus, und zwar unabhängig vom vorliegenden Gutachten: Die BNetzA hat bereits am 17. Februar 2026 entschieden, dass sie bis zum Wegfall der StromNEV Ende 2028 schrittweise sinken und danach ganz entfallen, ohne dass eine vergleichbare Regelung nachfolgt. Die Gutachter halten diese Entscheidung für sachlich richtig, weil sich in der Praxis gezeigt habe, dass dezentrale Einspeisung entgegen der ursprünglichen Annahme meist keinen Netzausbau erspart.
Die eigentlich neue Frage lautet: Sollten Einspeiser künftig umgekehrt selbst Netzentgelte zahlen? Hier geben sich die Gutachter zurückhaltend, aber nicht ablehnend. Klar dagegen sprechen sie sich bei zwei Varianten aus:
Ein Entgelt pro eingespeister Kilowattstunde lehnen die Gutachter ab, weil es die Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugung und die Wettbewerbsfähigkeit inländischer Anlagen im Vergleich zum Ausland schwächen würde – jede erzeugte Kilowattstunde würde teurer, unabhängig davon, wie groß oder klein die Anlage ist.
Ein pauschaler Grundpreis je Anlage wird ebenfalls nicht empfohlen, weil er kleine und große Anlagen gleich belasten und damit große Anlagen relativ gesehen bevorzugen würde.
Zur Einordnung, wie dringend ein neues Einspeiseentgelt überhaupt wäre: Für die Mehrkosten, die in Regionen mit besonders viel Windkraft- oder Solareinspeisung im Netz entstehen, gibt es bereits seit Anfang 2025 ein anderes Instrument, den sogenannten EE-Mehrkostenausgleich. Er verteilt diese regionalen Mehrkosten bundesweit auf alle Netznutzer, statt sie allein den Verbrauchern in der jeweiligen Region aufzubürden. Die Gutachter halten dieses Instrument für ähnlich zielgenau wie ein Einspeiseentgelt – ein zusätzliches Einspeiseentgelt wäre aus ihrer Sicht daher nicht zwingend notwendig. Falls die Politik trotzdem eines einführen möchte, empfehlen die Gutachter eine kapazitätsbezogene Ausgestaltung: ein fester Betrag je Kilowatt installierter Leistung oder vertraglich vereinbarter Netzanschlusskapazität, unabhängig von der tatsächlich erzeugten Strommenge. Das käme wirtschaftlich einem Grundpreis für die Anlage nahe, würde aber anders als ein pauschaler Grundpreis proportional zur Anlagengröße steigen.
Ein Punkt, der besonders für bereits bestehende und in Bau befindliche Windparks interessant ist
Genießen sie einen besonderen rechtlichen Schutz, falls ein Einspeiseentgelt eingeführt wird und ihre bisherige Kalkulation durcheinanderbringt? Die Gutachter kommen zu einem klaren, aber differenzierten Ergebnis. Rechtlich verpflichtet ist die BNetzA nach ihrer Einschätzung nicht, Übergangsregelungen für bestehende Anlagen vorzusehen – weder aus EU-Recht noch aus deutschem Verfassungsrecht, weil der Vorrang des Unionsrechts und die notwendige Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde dem entgegenstehen. Diese Einschätzung ist allerdings, wie die Gutachter selbst betonen, rechtlich noch nicht abschließend geklärt. Ergänzend prüfen sie hilfsweise, wie die Lage wäre, wenn ein solcher Schutz doch bestünde, und benennen dafür mögliche Stichtage: frühestens der 17. Februar 2026, als die BNetzA erste Orientierungspunkte zu Einspeiseentgelten veröffentlichte, spätestens der Zeitpunkt der noch ausstehenden AgNes-Festlegung selbst. Unabhängig von der rechtlichen Pflicht bleibt es der BNetzA aber freigestellt, aus eigenem Ermessen Übergangsregelungen für Bestandsanlagen einzuführen, wenn sie das für angemessen hält.
Speicher: eine eigene Kategorie mit eigenen Regeln
Batteriespeicher und Pumpspeicherkraftwerke lassen sich weder sauber als reine Verbraucher noch als reine Einspeiser einordnen, weil sie beides zugleich sind – sie beziehen Strom, um ihn später wieder einzuspeisen. Das Gutachten unterscheidet dabei netzgekoppelte Speicher mit eigenem Netzanschluss, die meist für den Stromhandel oder zur Netzentlastung eingesetzt werden, von anlagengekoppelten Speichern, die sich einen Netzanschluss mit einem Verbraucher oder einer Erzeugungsanlage teilen und meist der Eigenverbrauchsoptimierung dienen, etwa ein Batteriespeicher neben einer Solaranlage.
Die heutige Praxis, einen Speicher beim Laden wie einen gewöhnlichen Verbraucher und beim Entladen wie einen gewöhnlichen Einspeiser zu behandeln, halten die Gutachter für ungeeignet. Ein Arbeitspreis auf jede geladene und wieder ausgespeiste Kilowattstunde würde die für den Speicherbetrieb typischen Lade- und Entladezyklen verteuern und den wirtschaftlichen Sinn vieler Speicherprojekte infrage stellen. Empfohlen wird deshalb – ähnlich wie bei Einspeisern – ein reiner Kapazitätspreis, bezogen auf die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität oder technische Eigenschaften der Anlage, und zwar moderat genug bemessen, dass Speicherprojekte dadurch in aller Regel nicht unwirtschaftlich werden. Für gekoppelte Speicher, die zusätzlich zur Eigennutzung auch netzdienlich eingesetzt werden, werden Sonderregelungen diskutiert, die diesen zusätzlichen Nutzen messtechnisch von der übrigen Nutzung abgrenzen. Beim Vertrauensschutz für bestehende Speicherprojekte kommen die Gutachter im Kern zu denselben Ergebnissen wie bei Einspeisern.
Wie die Kosten zwischen den Netzebenen verteilt werden
Ein technischeres, aber für die regionale Kostenverteilung wichtiges Thema: Strom fließt nicht nur innerhalb einer Netzebene, sondern auch zwischen ihnen – vom Übertragungsnetz über die Hochspannungs- und Mittelspannungsebene bis hinunter zur Niederspannung, an die die meisten Haushalte angeschlossen sind. Die Kosten der jeweils übergeordneten Netzebene müssen also anteilig an die unterlagerten Ebenen weitergegeben werden. Wie dieser Anteil berechnet wird, entscheidet darüber, ob eine Region insgesamt mehr oder weniger für vorgelagerte Netzkosten zahlt.
Die Gutachter empfehlen, dafür künftig den sogenannten netzbezogenen Letztverbrauch heranzuziehen – also schlicht die Summe des Stroms, den alle Verbraucher in einer Netzebene und den darunterliegenden Ebenen tatsächlich aus dem Netz beziehen. Der Vorteil dieser Größe: Sie hängt nicht davon ab, wie viel Windkraft oder Solarenergie in einer Region gerade erzeugt wird. Andere Methoden, etwa eine Verteilung nach vorhandener Anschlusskapazität oder nach gemessenen Lastspitzen, würden nach Einschätzung der Gutachter Regionen mit viel Wind- oder Solarstromerzeugung beziehungsweise mit vielen kleinen Verbrauchern unangemessen benachteiligen. Mit dem netzbezogenen Letztverbrauch als Maßstab sollen ähnliche Verbraucher – etwa zwei Haushalte mit vergleichbarem Stromverbrauch – künftig unabhängig davon, wo in Deutschland sie wohnen, einen ähnlichen Beitrag zu den Kosten des übergeordneten Netzes leisten.
Dynamische Netzentgelte: Preise, die sich nach der Netzauslastung richten
Neben den bisher beschriebenen Finanzierungsentgelten schlagen die Gutachter auch ein Entgelt mit reiner Anreizfunktion vor: ein dynamisches Netzentgelt, das nicht das ganze Jahr über gleich hoch ist, sondern sich danach richtet, ob an einem bestimmten Ort im Netz gerade ein Engpass droht. Die Idee ähnelt variablen Preisen, wie man sie etwa von Bahntickets oder Ferienwohnungen kennt: Wenn die Nachfrage nach Netzkapazität an einer bestimmten Stelle hoch ist, wird die Nutzung dort vorübergehend teurer, um Verbrauch oder Einspeisung in ruhigere Zeiten oder an andere Orte zu verlagern.
Konkret schlagen die Gutachter vor, dieses Entgelt zunächst auf Engpässe im Übertragungsnetz und in den oberen Verteilnetzebenen zu konzentrieren, weil dort aktuell die meisten Engpässe auftreten; für die besonders eng mit dem europäischen Ausland verbundene Höchstspannungsebene sehen sie noch offene Fragen. Die Preisinformation soll jeweils einen Tag im Voraus veröffentlicht werden, damit sie in die Handelsentscheidungen am Strommarkt einfließen kann, und in einer Auflösung von 15 Minuten – passend zum üblichen Takt des kurzfristigen Stromhandels. Für Verbraucher aller Größen und für netzgekoppelte Speicher soll die Teilnahme verpflichtend sein. Bei Windparks und anderen Erzeugungsanlagen sehen die Gutachter dagegen noch Klärungsbedarf, unter anderem weil schon kleine Preisunterschiede zu abrupten und unter Umständen übertriebenen Abregelungen führen könnten und mit dem bestehenden Redispatch-Verfahren bereits ein etabliertes, gezielteres Instrument existiert, um Erzeugungsanlagen bei Netzengpässen zu steuern.
Baukostenzuschuss: die Gebühr beim Netzanschluss
Ein letztes Element betrifft nicht den laufenden Betrieb, sondern den Moment, in dem ein neuer Netzanschluss entsteht oder ein bestehender erweitert wird, etwa beim Bau eines neuen Windparks oder einer neuen Produktionshalle. Hierfür gibt es bereits heute den Baukostenzuschuss (BKZ): einen einmaligen Betrag, der die Kosten des dafür notwendigen Netzausbaus in der unmittelbaren Umgebung des Anschlusspunkts widerspiegeln soll. Die Gutachter empfehlen, an diesem Instrument grundsätzlich festzuhalten, es aber konsequenter als bisher an den tatsächlich durch den jeweiligen Anschluss verursachten Kosten auszurichten, und zwar weiterhin gestaffelt nach Netzebene. Eine einheitliche, für alle Netzbetreiber verbindliche Berechnungsmethode halten sie für wünschenswert, entwickeln eine solche Methode im Gutachten selbst aber noch nicht im Detail.
Wie es weitergeht
Das Gutachten schließt mit einem umfangreichen technischen Anhang, in dem die Gutachter ihre Modelle mit zusätzlichen Berechnungen und Parametervarianten unterlegen – etwa dazu, wie stark sich die vorgeschlagenen Preisbestandteile je nach gewählten Werten auswirken. Für die Praxis entscheidend ist jedoch der Status des gesamten Gutachtens: Es handelt sich um eine fachliche Empfehlung an die Bundesnetzagentur im Rahmen des AgNes-Verfahrens, nicht um eine bereits getroffene Entscheidung. Ob und in welcher genauen Ausgestaltung die vorgeschlagenen Modelle tatsächlich eingeführt werden, entscheidet die BNetzA in der noch ausstehenden AgNes-Festlegung.
