BNetzA: Diskussionspapier Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom

Von ISPEX am 14. Mai 2025

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat ein Diskussionspapier zur Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNeS) veröffentlicht. Damit bereitet die Behörde eine grundlegende Reform der Netzentgelte vor, die nach dem Auslaufen der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zum 31. Dezember 2028 notwendig wird.

Die BNetzA unterbreitet vor dem Hintergrund veränderter Rahmenbedingungen im Stromnetz Anpassungsoptionen. Beispielsweise macht die Zunahme dezentraler Erzeugung (v.a. Wind, PV) Netzausbau nötig. Dazu kommt ein verändertes Verbrauchsverhalten mit mehr Eigenerzeugung, E-Mobilität und Wärmepumpen. Zudem werden Speichertechnologien und digitale Steuerung wichtiger. So prognostiziert die BNetzA in dem Diskussionspapier einen Investitionsbedarf von ca. 360 Mrd. € bis 2045. Die gegenwärtige Ausgestaltung der Netznutzungskosten wird diesem nicht gerecht, sondern setzt u.U. sogar Fehlanreize.

Ziele neuer Netzentgelte

Als Ziele einer neuen Netzentgeltsystematik nimmt die BNetzA folgende Dimensionen in den Blick:

Kostenorientierung

Netzentgelte haben in erster Linie eine Finanzierungsfunktion ohne sachfremde Kosten. Die Deckung der tatsächlichen Netzkosten muss gewährleistet sein. Die Kostenzuordnung soll diskriminierungsfrei zu den Kostenträgern und Kostenstellen erfolgen.

Anreizfunktion

Darunter versteht die BNetzA die Setzung bestimmter Anreize, sei es zur Förderung von Kosteneffizienz oder von Energieeffizienz oder auch zur Hebung von Flexibilität. Zur Kosteneffizienz im Netz können Anreize zu einem Netznutzungsverhalten beitragen, das die Netzauslastung optimiert. Die Netzentgelte sollen so ausgestaltet sein, dass sie einer marktlichen Preisreaktion des Stromverbrauchs nicht oder nur wenig im Wege stehen (Berücksichtigung von Markt- und Netzsignalen).

Finanzierungsbeteiligung

Hierzu führt die BNetzA aus: „Von wesentlicher Bedeutung ist hierfür eine kostenreflexive (allgemeine) Netzentgeltsystematik, innerhalb derer die Tragung der Netzkosten durch einzelne Nutzergruppen bzw. bei einem bestimmten Netznutzungsverhalten in einem angemessenen Verhältnis zur Kostenverursachung stehen“. Somit soll das „Verursacherprinzip“ bei den Kosten greifen. Die Kostentragfähigkeit muss hierbei beachtet werden.

Umsetzbarkeit

Die (dann) gefundene Systematik soll praktisch und unbürokratisch umsetzbar bleiben. Laut BNetzA soll sichergestellt sein, dass der jeweilige Netzbetreiber fachlich in der Lage ist, Netzentgelte gemäß den Vorgaben der Festlegung rechtssicher zu bilden, in Rechnung zu stellen und zu verbuchen […]. Darüber hinaus sollen die Netzentgelte „idealerweise für alle Netznutzer […] transparent sein, dass eine Rechnung nachvollziehbar und prüffähig ist“.

Vorgeschlagene Anpassungsoptionen

Die BNetzA reiht im Diskussionspapier sechs Anpassungsoptionen auf und beurteilt diese nach den genannten Dimensionen. Dem schließt sich jeweils ein Fragenkatalog an. Da die Vorschläge und deren Erörterung sehr umfangreich sind, sollen hier nur Schlaglichter dargestellt werden.

Einführung von Einspeiseentgelten

Bislang werden die (EE)-Einspeiser nicht an den Netzkosten beteiligt. Daher würde eine Einführung von Einspeiseentgelten Finanzmittel vor allem in den Regionen bereitstellen, bei denen der EE-Ausbau kostenbestimmend im Netz ist. Die BNetzA führt bezüglich der Höhe verschiedene Szenarien auf. Beispielsweise könnte das Ziel in eine paritätische Kostenbeteiligung zwischen Verbrauchern und Einspeisern bestehen. Oder es könnten zur Verteilung der Mehrkosten aus der Integration von EE-Anlagen bestimmte Beträge den Einspeisern auferlegt werden. Der Kostenbeitrag an den Systemdienstleistungen, die aus der Einspeisung entstehen, z.B. Redispatch oder Netzreserve, könnte den Einspeisern abverlangt werden. Als Preiselemente hält die BNetzA für denkbar:

Arbeitspreis: Alle Einspeiser haben ein Entgelt auf ihre eingespeiste Arbeit (€/MWh) zu zahlen

Leistungspreis: Einspeiseentgelt auf die eingespeiste Höchstlast oder installierte Erzeugungsleistung (€/MW)

Kapazitätspreis: Einspeiseentgelt auf die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität (€/MW)

Grundpreis: Pauschaler Betrag pro Jahr je Netzanschluss und differenziert nach Netzanschlussebene (€/a)

Als Alternative bringt die BNetzA eine Einführung eines Baukostenzuschusses (BKZ) als Ergänzung oder Alternative zum Einspeiseentgelt ins Spiel. Im Zuge der Anschlusserstellung und -erweiterung könnte einmalig oder ergänzend zu den Einspeiseentgelten der BKZ vom Anschlussnehmer entrichtet werden.

Netzentgeltkomponenten

Im Diskussionspapier wirft die BNetzA den Aspekt der Preiselemente bei Netznutzung auf. Hier führt die BNetzA beispielhaft an, dass oberhalb der Niederspannung derzeit alle Netzentgeltkomponenten rein entnahmeabhängig seien, obwohl die Entnahme nicht zwingend zusätzliche Kosten verursache. Ein Teil der Kosten sei strukturabhängig.

Verpflichtender Grundpreis

Als Option führt die BNetzA die Einführung eines verpflichtenden Grundpreises ins Feld. Demnach würde „eine zusätzliche pauschale Zahlung, wie beispielsweise ein periodischer anschlussbezogener Grundpreis, […] die durchschnittlichen strukturbedingten Kosten sachgerechter reflektieren, ohne dabei Fehlanreize durch eine Übergewichtung der Entnahme bzw. Kapazität zu setzen. Anschlussnehmer müssten je Netzebene für jeden Anschlusspunkt eine Zahlung in gleicher Höhe leisten“. Zudem könnte „für Prosumer in der Niederspannung […] eine Stärkung der schon vorhandenen Grundpreiskomponente ein unkompliziertes Instrument sein, eine adäquate Beteiligung an den Netzkosten sicherzustellen“. Das hieße, dass alle Netznutzer mit Eigenverbrauchsanlagen als gesonderte Gruppe betrachtet würden und einen höheren Grundpreis bezahlten.

Kapazitätspreis

Die Netzanschlusskapazität stellt einen Kostentreiber dar, der nach Ansicht der BNetzA unzureichend über den Leistungspreis reflektiert wird. Als Ersatz des Leistungspreises schlägt sie daher einen Kapazitätspreis vor. Bei einem Kapazitätspreis würden Anschlussnehmer im Voraus die gewünschte Kapazität buchen. Das Überschreiten würde mit einer Pönale belegt. Der bei der Bestellung eingeplante Puffer würde Spielraum für flexibles Verhalten eröffnet. Die Netzbetreiber könnten nicht genutzte Kapazitäten gezielter neu vergeben und so die Effizienz erhöhen. Ein Entgeltsystem mit Grundpreis, Kapazitätspreis, Leistungspreis und Arbeitspreis lehnt die BNetzA aus Gründen der Komplexität ab.

Dynamische Netzentgelte

Dynamische Netzentgelte sollen die Knappheiten der Netze in ein zeitlich differenziertes lokales Preissignal umsetzen. Bisher diente nur die „Atypik“ der individuellen Netzentgeltvereinbarung nach §19 StromNEV in begrenztem Umfang diesem Zweck. Die Dynamisierung der Netzentgelte erachtet die BNetzA vor dem Hintergrund verschiedener Ziele, z.B. optimale Netzausnutzung oder Dämpfung des Kapazitätsausbau über verschiedene Spannungsebenen, als offen. Hinzu kommt die praktische Anwendbarkeit und die Eignung des Zuschnitts der Netzgebiete.

Folgende Ausgestaltungen hält die BNetzA für denkbar:

Zeitvariabel – statisch: Verschiedene von vorneherein bekannte Tarifstufen gelten (meist) für große Netzgebiete. Diese Systematik könnte auf alle Spannungsebenen übertragen werden. Engpässe durch volatile erneuerbare Einspeisung, insbesondere in höheren Spannungsebenen, oder strompreisgetriebene lastseitige Engpässe können nur schlecht adressiert werden.

Zeitvariabel – dynamisch: Dynamische Netzentgelte würden die Netznutzung, neben einem die strukturbedingten Kosten abbildenden Grundpreis, ausschließlich nach dem aktuellen Auslastungsgrad des Netzes abbilden. Diese Form würde eine vollständige Digitalisierung des Netzes und der Netznutzer erfordern. Zusätzlich wäre eine technisch belastbare Abgrenzung von Netzgebieten und Netzebenen, deren Auslastung sinnvoll und gleichgerichtet prognostiziert werden kann, notwendig. Die BNetzA räumt ein, dass ein solches Modell nicht zu Ermäßigungen führen würde und erhebliche Auswirkungen auf die Geschäftsmodelle bundesweit tätiger Energieversorger haben würde. Die Kalkulation bundesweit vermarktbarer Tarife für Endverbraucher dürfte mit erheblichen Schwierigkeiten verbunden sein.

Lastspitzen herausrechnen: Durch die Integration erneuerbarer Energien werden Redispatch-Maßnahmen nötig. Zusätzlicher Verbrauch zum richtigen Zeitpunkt und an der richtigen Stelle wäre folglich hilfreich. Die bisherige Leistungspreissystematik trägt dem nicht ausreichend Rechnung. Die BNetzA bringt als Ansatz ins Spiel „für lastganggemessene Verbraucher in definierten Gebieten sollen Leistungsspitzen in definierten Stunden nicht abrechnungsrelevant werden, wenn am Vortag vom Anschlussnetzbetreiber Redispatch-Bedarf auf Grund von Erzeugungsüberschüssen in der jeweiligen Netzregion prognostiziert wird. Zusätzliche Engpässe an anderer Stelle müssten dabei ausgeschlossen werden. Einnahmeausfälle und damit Mehrkosten für die übrigen Netznutzer dürften sich in Grenzen halten, da Lastverschiebungen bzw. Mehrverbrauch nicht unbedingt zur Reduktion der bisherigen individuellen Jahreshöchstlast führen dürfte“.

Peak Load Pricing: Das Modell sieht vor, „ … in Zeiten, in denen der Netzbetreiber nach entsprechender Prognose keinerlei Engpässe erwartet, die Netznutzung nicht zu bepreisen. Damit soll noch mehr Flexibilität des Verbrauchsverhaltens möglich gemacht werden“. Die BNetzA zeigt sich dem gegenüber skeptisch, da die Prognose derartiger engpassfreier Zeiten höchst komplex sei, da nicht nur das typische Verhalten der Nutzer, sondern auch das durch den Anreiz veränderte Nutzerverhalten zu antizipieren sei. Das Modell würde sich durch das geänderte Nutzerverhalten selbst untergraben.

Einheitliche Netzentgelte auf Verteilernetzebene

Die BNetzA verweist auf die bereits vereinheitlichten Übertragungsnetzentgelte und den eingeführten Umlagemechanismus auf Verteilnetzebene seit Anfang 2025. Aus der Bewertung lässt sich herauslesen, dass die Bundesnetzagentur einheitlichen Netzentgelten auf Verteilnetzebene eher kritisch gegenübersteht.

Sie führt an, „dass … bei bundesweit einheitlichen Entgelten auch sonstige Kostenunterschiede der Netzbetreiber nivelliert [würden], so dass Netzbetreiber mit hohen Kosten bzw. hohen Netzentgelten keinem Rechtfertigungsdruck mehr ausgesetzt wären“.

Zudem führte der zusätzliche administrative Aufwand bei der Konzeptionierung und Umsetzung eines Ausgleichssystems, welches die wirtschaftlichen Risiken von den Netzbetreibern fernhalten und für Aufsichtsbehörden transparent bleiben müsste, jedoch unweigerlich zu einer weiteren, sehr erheblichen administrativen Kostensteigerung bei den involvierten Akteuren.

Außerdem gibt die BNetzA zu bedenken, dass die tatsächlichen Kosten eines Netzgebietes sich somit nicht mehr in den jeweiligen Netzentgelten widerspiegelten, sondern gleichmäßig über alle Netznutzer bundesweit verteilt würden. Die Kostenreflexivität für das eigene Netzgebiet würde folglich geschwächt werden.

Mit einem bundesweiten Ausgleichmechanismus würde den Netzbetreibern aber die Verantwortung gegenüber der lokalen Wirtschaft und den Verbrauchern in ihren Versorgungsgebieten genommen. Damit bestünde die Gefahr, dass trotz der Weiterführung des Anreizregimes den Netzbetreibern ein wichtiger Effizienzanreiz genommen würde und sich die Netzkosten somit insgesamt erhöhen könnten.

Entgeltregime bei Speichern

Speicher sind derzeit im Grundsatz nur im Hinblick auf die Entnahme und den Verbrauch von Elektrizität entgeltpflichtig, allerdings bei der Einspeisung nicht. Nach Ansicht der BNetzA soll die Nutzung des Netzes vollständig bezahlt werden. Ein Großteil der Speicher ist derzeit aufgrund von Vollbefreiungen und Rabattierungen von der Netzentgeltzahlung befreit, bzw. entlastet. Diese Privilegierungen entfallen ohne Folgeregelung zum 31.12.2028.

Die BNetzA führt die Ungleichbehandlung mit unterschiedlichen Entlastungen für die verschiedenen Speicherarten und Einsatzzwecke an. Darüber hinaus würde auch u.U. nicht netzdienliches Verhalten privilegiert. Als Ziel wird daher ins Auge genommen, „ … ein Netzentgeltregime für Speicher zu finden, welches das Agieren an Strom- und Systemdienstleistungsmärkten so wenig wie möglich einschränkt und gleichzeitig einen kostenreflexiven Finanzierungsbeitrag für das Netz erbringt“. Das hieße auch, dass der Finanzierungsbeitrag der Speicher umso geringer ausfallen könne, desto geringer die Kosten sind, die sie verursachen.

Für Speicher in der Niederspannung beispielsweise wurde mit § 14a EnWG ein spezielles Netzentgeltregime geschaffen: Betreiber erhalten Rabatte für die Möglichkeit netzdienlicher Steuerung, wahlweise pauschal, prozentual oder zusätzlich über ein zeitvariables Netzentgelt. Ziel ist die Kompensation unzureichenden Netzausbaus, nicht die besondere Eigenschaft der Speicher. Daneben können Speicherbetreiber flexible Netzanschlussverträge abschließen, die bei Netzüberlastungen Einschränkungen bei Bezug oder Einspeisung erlauben und Rabatte auf den Arbeitspreis vorsehen, während andere Entgeltbestandteile weiter gezahlt werden. Weitere Optionen wie standortbasierte Rabatte werden diskutiert, wobei die Betriebsweise stärker auf die Netzkosten wirkt als der Standort.

Weitere Anpassungsoptionen

Zusammenfassung von Netz- und Umspannebenen: Dezentrale Einspeisung, Kundenstruktur und Wälzung EE-bedingter Mehrkosten führen zunehmend zu Netzentgeltanomalien, bei denen Netzentgelte auf niedrigeren Spannungsebenen günstiger sind als auf vorgelagerten Ebenen. Dies kann zu Fehlanreizen für die Wahl einer zu niedrigen Anschlussebene führen. Eine mögliche Lösung wäre die Zusammenfassung von Netz- und Umspannebenen, wobei Umspannkosten der höheren Ebene zugeordnet werden. Technisch sind Umspannanlagen notwendig, jedoch sieht die Bundesnetzagentur keinen Grund, diese als eigene Netzebene zu qualifizieren. Eigentumsfragen müssen bei einer Neuordnung beachtet werden, ebenso wie eine klare Zuordnung von Betriebsmitteln.

Kostenwälzung zwischen den Netz- und Umspannebenen: In Netzregionen mit hoher EE-Einspeisung und geringer Last kehrt sich der Lastfluss zunehmend um, was in der aktuellen Kostenwälzung nicht berücksichtigt wird. Eine Kostenwälzung auf Basis tatsächlicher Lastflüsse könnte die Bidirektionalität abbilden und die pauschale Umlage der EE-Mehrkosten ersetzen. Dadurch würde die Kostenorientierung gestärkt, die Komplexität des Entgeltsystems aber erheblich steigen. Die Bundesnetzagentur sieht den Ansatz daher skeptisch, da Transparenz und Planbarkeit leiden würden. Abweichungen könnten über das Regulierungskonto verrechnet werden, und die Verursachungsgerechtigkeit würde steigen, ohne die Anreizwirkung zu verändern.

Marktverändernde Festlegung

Die Neufestlegung wird weitreichende Folgen für alle Marktteilnehmer im Stromsektor haben. Die Netzentgelte üben inzwischen einen großen Einfluss auf die tatsächlichen Preise für die Letztverbraucher aus. Geschäftsmodelle und Investitionen werden sich z.T. an der Festlegung entscheiden. Entsprechend sollten Unternehmen frühzeitig ihr Augenmerk auf die Festlegung richten, um sich Zeit für eventuell anstehende Entscheidungen zu verschaffen.

Das Diskussionspapier der Bundesnetzagentur steht am Anfang des Verfahrens zur Festlegung und dient als Diskussionseinstieg mit den Stakeholdern. Stellungnahmen können bis zum 30.06.2025 bei der Bundesnetzagentur eingereicht werden.

ISPEX wird Sie über den Fortgang des Verfahrens informieren.

>> Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)
[GBK-25-01-1#3]

Ihr Ansprechpartner

Andreas Seegers

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