{"id":88705,"date":"2025-12-15T13:44:52","date_gmt":"2025-12-15T12:44:52","guid":{"rendered":"https:\/\/www.gallehr.de\/?p=88705"},"modified":"2025-12-15T14:06:36","modified_gmt":"2025-12-15T13:06:36","slug":"neuausrichtung-der-netzentgeltsystematik-agnes-prozess-bundesnetzagentur","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.gallehr.de\/de\/neuausrichtung-der-netzentgeltsystematik-agnes-prozess-bundesnetzagentur\/","title":{"rendered":"Neuausrichtung der Netzentgeltsystematik – Agnes-Prozess Bundesnetzagentur"},"content":{"rendered":"

Der AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur und seine Bedeutung f\u00fcr Industrie- und Gro\u00dfverbraucher<\/h1>\n
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In K\u00fcrze:\u00a0<\/strong><\/span><\/h4>\n

Die Bundesnetzagentur<\/a> reformiert mit dem AgNes-Prozess<\/a> die Netzentgeltsystematik grundlegend, um stark steigende Netz-, Redispatch- und Ausbaukosten verursachungsgerechter abzubilden und systemdienliche Anreize im Zuge der Energiewende zu setzen. Kern des neuen Modells ist die Abkehr vom klassischen Leistungspreis auf Basis der Jahresh\u00f6chstlast hin zu einer kapazit\u00e4tsbasierten Systematik mit erg\u00e4nzenden Arbeitspreiskomponenten. K\u00fcnftig werden Netzentgelte<\/a> klar in eine Finanzierungsfunktion (Kapazit\u00e4tspreis und statische Arbeitspreise) und eine Anreizfunktion (zeitlich und r\u00e4umlich dynamische Entgelte) getrennt. F\u00fcr Kunden ab der Umspannebene MS\/NS sowie f\u00fcr Niederspannungskunden \u00fcber 100.000 kWh bedeutet dies einen Paradigmenwechsel mit st\u00e4rkerer Planbarkeit, aber auch h\u00f6heren strategischen Anforderungen an Lastmanagement und Flexibilit\u00e4tsnutzung. Die neuen Regelungen<\/a> sollen ab 2029 angewendet werden und ersetzen mit dem Au\u00dferkrafttreten der StromNEV das bisherige Entgeltsystem vollst\u00e4ndig.<\/span><\/p>\n

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Einleitung<\/h2>\n

Die Reform der Netzentgeltsystematik<\/a> gewinnt vor dem Hintergrund stark steigender Netzkosten erheblich an Bedeutung. Der Umbau des Energiesystems f\u00fchrt nicht nur zu ver\u00e4nderten Last- und Einspeiseprofilen, sondern auch zu erheblichen zus\u00e4tzlichen Investitions- und Betriebskosten in den Stromnetzen. Studien zeigen, dass sich die erforderlichen Investitionen in das \u00dcbertragungsnetz bis 2037 je nach Szenario auf deutlich \u00fcber 250 bis 300 Mrd. Euro belaufen k\u00f6nnen, wobei sowohl der Onshore- als auch der Offshore-Ausbau wesentliche Kostentreiber darstellen. Parallel dazu steigen die laufenden Systemkosten deutlich: Die Redispatchkosten in Deutschland haben sich innerhalb weniger Jahre vervielfacht und erreichten 2022 mit rund 4,2 Mrd. Euro einen H\u00f6chststand.<\/span><\/p>\n

Vor diesem Hintergrund haben sich die Rahmenbedingungen f\u00fcr den Netzbetrieb grundlegend ver\u00e4ndert. Der zunehmende Ausbau erneuerbarer Energien, die wachsende dezentrale Einspeisung, die steigende Zahl von Prosumern und Speichern sowie der wachsende Bedarf an Flexibilit\u00e4t auf Verbraucher- und Einspeiseseite stellen neue Anforderungen an die Ausgestaltung der Netzentgelte. Diese m\u00fcssen k\u00fcnftig nicht nur die Finanzierung der Netzinfrastruktur sicherstellen, sondern zugleich wirksame Anreize f\u00fcr netz- und systemdienliches Verhalten setzen.<\/span><\/p>\n

Die beschriebenen Entwicklungen machen deutlich, dass die bestehende Netzentgeltsystematik die tats\u00e4chlichen Kostenwirkungen von Netzausbau, Engpassmanagement und der zunehmenden Gleichzeitigkeit von Einspeisung und Verbrauch nur unzureichend abbildet. Insbesondere die bislang zentrale Bepreisung der individuellen Jahresh\u00f6chstlast \u00fcber den Leistungspreis steht zunehmend in der Kritik. Sie gilt als flexibilit\u00e4tshemmend, da sie Anreize setzt, Lastspitzen unabh\u00e4ngig von der tats\u00e4chlichen Netzsituation zu vermeiden, und dadurch zu einer Vergleichm\u00e4\u00dfigung individueller Lastg\u00e4nge f\u00fchrt \u2013 selbst dann, wenn dies systemisch nicht erforderlich oder sogar kontraproduktiv ist. Zudem bildet die individuelle Jahresh\u00f6chstlast den tats\u00e4chlichen Beitrag eines Netznutzers zu netzrelevanten Engp\u00e4ssen und langfristigen Ausbaukosten immer weniger ad\u00e4quat ab. Vor diesem Hintergrund verfolgt die Bundesnetzagentur im Rahmen des AgNes-Prozesses ausdr\u00fccklich eine Abkehr vom klassischen Leistungspreis hin zu einer kapazit\u00e4tsbasierten Systematik mit erg\u00e4nzenden Arbeitspreiskomponenten.<\/span><\/p>\n

Folgerichtig hat die Bundesnetzagentur am 12. Mai 2025 das Verfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) er\u00f6ffnet. Ziel ist die Entwicklung einer zukunftsf\u00e4higen, verursachungsgerechten und zugleich praktikablen Netzentgeltstruktur. Das zugeh\u00f6rige Diskussionspapier sowie das am 20. November 2025 ver\u00f6ffentlichte Sachstandspapier konkretisieren diesen Ansatz. Vorgeschlagen wird ein Netzentgeltmodell, welches konsequent auf zwei klar voneinander abgegrenzten Entgeltfunktionen beruht: einer Finanzierungsfunktion zur stabilen Refinanzierung der Netzkosten und einer Anreizfunktion zur Steuerung netzdienlichen Verhaltens. F\u00fcr Kunden ab der Umspannebene MS\/NS sowie f\u00fcr Niederspannungskunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh zeichnet sich damit ein grundlegender Systemwechsel ab, der erhebliche Auswirkungen auf Kostenverteilung, Investitionsentscheidungen und Flexibilit\u00e4tsstrategien haben d\u00fcrfte.<\/span><\/p>\n

Der AgNes-Prozess markiert damit einen zentralen Baustein zur Begrenzung steigender Systemkosten und zur effizienten Integration der Energiewende in den Netzbetrieb.<\/span><\/p>\n

Entgeltkomponenten f\u00fcr Finanzierungs- und Anreizfunktion<\/h3>\n

Im Zentrum der Reform\u00fcberlegungen der Bundesnetzagentur steht eine klare funktionale Trennung der Netzentgelte in Finanzierungs- und Anreizkomponenten. Damit reagiert die BNetzA auf die doppelte Herausforderung steigender, kurzfristig kaum beeinflussbarer Netzkosten einerseits und des zunehmenden Bedarfs an netzdienlichem Verhalten andererseits. Beide Funktionen sollen k\u00fcnftig bewusst \u00fcber unterschiedliche Entgeltbestandteile erf\u00fcllt werden, um Zielkonflikte, Fehlanreize und Intransparenz zu vermeiden.<\/span><\/p>\n

Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion<\/h4>\n

Die Finanzierungsfunktion dient prim\u00e4r der stabilen und planbaren Refinanzierung der Erl\u00f6sobergrenzen der Netzbetreiber. Diese Entgeltkomponenten sollen das Verhalten der Netznutzer m\u00f6glichst wenig beeinflussen und insbesondere keine zus\u00e4tzlichen Flexibilit\u00e4tshemmnisse erzeugen. F\u00fcr Kunden ab der Umspannebene MS\/NS sowie f\u00fcr Niederspannungskunden mit einem Jahresverbrauch \u00fcber 100.000 kWh schl\u00e4gt die Bundesnetzagentur hierf\u00fcr einen grundlegenden Systemwechsel vor.<\/span><\/p>\n

Kern dieses Modells ist die Abkehr vom klassischen Leistungspreis, der auf der individuellen Jahresh\u00f6chstlast basiert. Dieser gilt zunehmend als problematisch, da er Flexibilit\u00e4t hemmt und zu einer Gl\u00e4ttung individueller Lastg\u00e4nge f\u00fchrt, selbst wenn dies systemisch nicht sinnvoll ist. An seine Stelle soll eine kapazit\u00e4tsbasierte Systematik treten, die aus zwei eng miteinander verkn\u00fcpften Arbeitspreiskomponenten besteht:<\/span><\/p>\n