Netzentgelte 2029: Was die AgNes-Reform für Industrieunternehmen bedeutet und wie Batteriespeicher helfen

Stand: September 2026. Die in diesem Artikel dargestellten Regelungen basieren auf dem Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur vom 6. August 2026. Der endgültige Beschluss steht noch aus. Änderungen im weiteren Verfahren sind möglich.

Netzentgelte machen bereits heute einen erheblichen Anteil am Industriestrompreis aus. Ab dem 1. Januar 2029 wird sich die Art und Weise, wie diese Kosten berechnet werden, grundlegend ändern. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat mit dem AgNes-Verfahren (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) die größte Reform der Stromnetzentgelte seit der Liberalisierung eingeleitet. Im Zentrum steht ein neuer Kapazitätspreis, der den bisherigen Leistungspreis ablöst.

Für Industrieunternehmen mit registrierender Leistungsmessung (RLM), also einer Verbrauchserfassung im Viertelstundentakt, verändert das die Kostenlogik fundamental: Statt einer nachträglichen Abrechnung auf Basis der gemessenen Jahreshöchstlast bestellen Sie künftig vorab eine Kapazität und zahlen dafür einen festen Preis. Wer diese Kapazität überschreitet, zahlt deutlich mehr. Wer sie aktiv steuern kann, spart.

Dieser Artikel erklärt, was sich konkret ändert, welche Fristen gelten und wie ein Batteriespeicher dabei helfen kann, die Bestellkapazität zu optimieren.

Was ändert sich bei den Netzentgelten ab 2029?

Ab dem 1. Januar 2029 löst die AgNes-Reform die bisherige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) ab, die nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 außer Kraft tritt. Rund 37 Milliarden Euro an jährlichen Netzkosten werden künftig nach einer neuen Systematik verteilt.

Die BNetzA hat am 6. August 2026 ihren Festlegungsentwurf veröffentlicht und zur Konsultation gestellt. Stellungnahmen können bis zum 18. September 2026 eingereicht werden. Der endgültige Beschluss ist für Ende 2026 geplant, gefolgt von einer zweijährigen Umsetzungsphase.

Der Kern der Reform: Das bisherige Zwei-Komponenten-Modell aus Leistungspreis (€/kW, basierend auf der gemessenen Jahreshöchstlast) und einheitlichem Arbeitspreis (ct/kWh) wird für gewerbliche und industrielle Verbraucher durch ein Drei-Komponenten-Modell ersetzt. Die BNetzA unterscheidet künftig zwischen Entgelten mit reiner Finanzierungsfunktion, die die Netzkosten decken, und Entgelten mit Anreizfunktion, die netzdienliches Verhalten steuern sollen.

Für Industrieunternehmen mit RLM-Messung ist die AgNes-Reform der wichtigste regulatorische Kostenfaktor der nächsten Jahre. Wer sich frühzeitig mit der neuen Systematik auseinandersetzt, kann die Übergangszeit nutzen, um seine Kostenstruktur aktiv zu gestalten.

Wie funktioniert das neue System aus Kapazitätspreis, AP1 und AP2?

Das neue Grundmodell für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch besteht aus drei Komponenten: einem Kapazitätspreis und zwei gestaffelten Arbeitspreisen. Zusammen ersetzen sie den bisherigen Leistungspreis und den einheitlichen Arbeitspreis.

Kapazitätspreis (KP): Der Netznutzer bestellt jährlich vorab eine Kapazität in kW und zahlt dafür einen festen Preis in €/kW/a. Diese Bestellkapazität (auch Bestellleistung genannt) ersetzt die bisherige Abrechnung auf Basis der gemessenen Jahreshöchstlast. Die Bestellkapazität darf höchstens so hoch wie die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität sein.

Arbeitspreis 1 (AP1): Ein Arbeitspreis in ct/kWh, der für alle Bezugsmengen innerhalb der bestellten Kapazität anfällt. AP1 ist der günstigere der beiden Arbeitspreise.

Arbeitspreis 2 (AP2): Ein erhöhter Arbeitspreis für Bezugsmengen, die in einzelnen Viertelstunden oberhalb der Bestellkapazität liegen. Der AP2 soll laut Festlegungsentwurf zwischen 200 und 350 Prozent des AP1 betragen. Eine Überschreitung der Bestellkapazität bleibt jederzeit zulässig, verursacht aber höhere Grenzkosten.

Der entscheidende Unterschied zum heutigen System: Bisher bestimmt eine einzige Lastspitze im gesamten Jahr Ihren Leistungspreis. Künftig wählen Sie Ihre Kapazität vorab. Einzelne Überschreitungen werden über den AP2 bepreist, belasten aber nicht mehr pauschal die gesamte Jahresabrechnung. Das Modell belohnt vorausschauende Planung und eröffnet Flexibilitätschancen, denn wer seinen Bezug gezielt in Phasen niedriger Strompreise verlagern kann, profitiert, ohne bei jeder Lastspitze den vollen Leistungspreis zu riskieren.

Für Unternehmen wird die Analyse des eigenen Lastgangs (die zeitlich aufgelöste Aufzeichnung des Stromverbrauchs in 15-Minuten-Intervallen) damit wirtschaftlich entscheidend. Die optimale Bestellkapazität ergibt sich aus dem Zusammenspiel von Kapazitätspreis, dem Verhältnis AP2/AP1 und der individuellen Jahresdauerlinie, also der nach Größe sortierten Darstellung aller Viertelstundenwerte eines Jahres.

Wie hoch wird der neue Kapazitätspreis voraussichtlich?

Konkrete Preise in €/kW/a stehen noch nicht fest. Die tatsächliche Höhe des Kapazitätspreises wird sich erst aus den Preisblättern der einzelnen Netzbetreiber ergeben, die voraussichtlich ab 2027/2028 veröffentlicht werden. Da in Deutschland rund 860 Stromnetzbetreiber ihre Entgelte individuell kalkulieren, werden die Preise je nach Region, Spannungsebene und Netzgebiet unterschiedlich ausfallen.

Der Festlegungsentwurf definiert die Berechnungsmethode, nennt jedoch keine pauschalen Beträge. Aus den bisherigen Orientierungspunkten und Modellrechnungen lässt sich ableiten, dass der Kapazitätspreis zusammen mit dem AP2 einen wesentlichen Anteil der Netzkosten einer Ebene finanzieren soll, während der AP1 den übrigen Teil abdeckt.

Für Ihre individuelle Situation kommt es auf den konkreten Netzbetreiber, die Spannungsebene (Mittelspannung, Hochspannung oder Umspannebene) und Ihren Lastgang an. Pauschale Angaben wären an dieser Stelle unseriös. Die kostenlose BEO 360° Potenzialanalyse berechnet das Optimierungspotenzial auf Basis Ihrer realen RLM-Daten und der erwartbaren Tarifstrukturen.

Was passiert mit atypischer Netznutzung und Bandlastrabatten?

Die bisherigen Sondernetzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV (Bandlast und atypische Netznutzung) werden im Zuge der AgNes-Reform neu geregelt. Für Unternehmen, die heute von diesen Privilegien profitieren, gibt es Übergangsregelungen, aber keinen dauerhaften Bestandsschutz.

Bandlastregelung: Die bisherige Bandlastregelung, die Unternehmen mit einem konstanten, gleichmäßigen Lastprofil (hohe Jahresbenutzungsdauer, also das Verhältnis von Jahresverbrauch in kWh zu Jahreshöchstlast in kW) einen Rabatt auf die Netzentgelte gewährt, wird für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031 verlängert. Voraussetzung ist ein durchschnittlicher Jahresverbrauch von mehr als 10 GWh in den Jahren 2024 bis 2027.

Atypische Netznutzung: Die atypische Netznutzung, bei der Unternehmen ihre Last gezielt aus den Hochlastzeiten des Netzbetreibers verlagern und dafür reduzierte Netzentgelte erhalten, erfährt keine generelle Verlängerung. Für große Abnehmer mit einer jährlichen Abnahme ab 10 GWh bleibt die bestehende Rabattstruktur übergangsweise erhalten. Über die endgültige Ausgestaltung der Industrienetzentgelte soll eine Folgefestlegung Anfang 2027 entscheiden.

Für Unternehmen, die heute von atypischer Netznutzung oder dem Bandlastprivileg profitieren, bedeutet das: Die Übergangszeit sollte genutzt werden, um alternative Optimierungsstrategien zu evaluieren. BEO unterstützt dabei als Owner-Operator, der Batteriespeicher am Standort des Kunden finanziert, installiert und betreibt, ohne dass Sie selbst investieren müssen.

Wie hilft ein Batteriespeicher bei der Optimierung der Bestellkapazität?

Ein Batteriespeicher ermöglicht es, die Bestellkapazität niedriger zu wählen, indem er Lastspitzen in Echtzeit abfängt und so Überschreitungen der bestellten Kapazität verhindert oder reduziert. Das Prinzip ist verwandt mit dem heutigen Peak Shaving (Lastspitzenkappung, also der gezielten Reduktion von Leistungsspitzen durch kurzfristige Einspeisung aus dem Speicher), verändert sich unter AgNes aber in einem entscheidenden Punkt.

Bisher geht es beim Peak Shaving darum, eine einzelne Jahreshöchstlast zu vermeiden, die den gesamten Leistungspreis bestimmt. Unter dem neuen Kapazitätsmodell geht es darum, alle Viertelstunden oberhalb der Bestellkapazität systematisch zu begrenzen. Der Speicher muss also nicht nur seltene Extremspitzen kappen, sondern den Bezug dauerhaft unterhalb der gewählten Kapazitätsgrenze halten. Das erfordert ein intelligentes Energiemanagementsystem (EMS), das den Speichereinsatz vorausschauend plant und dabei Lastprognosen, Preissignale und Kapazitätsgrenzen gleichzeitig optimiert.

Die wirtschaftliche Logik dahinter: Jedes Kilowatt an reduzierter Bestellkapazität senkt die jährlichen Fixkosten um den Kapazitätspreis in €/kW/a. Gleichzeitig müssen die verbleibenden Überschreitungen im AP2 gegengerechnet werden. Der wirtschaftlich optimale Punkt liegt dort, wo die Einsparung beim Kapazitätspreis die Mehrkosten im AP2 gerade ausgleicht.

BEO finanziert, installiert und betreibt den Batteriespeicher am Standort des Kunden als Owner-Operator. Das BESS 1 (Behind-the-Meter-Speicher, also ein Batteriespeicher am bestehenden Netzanschluss des Kunden) wird über das BEO-Energiemanagementsystem so gesteuert, dass die Bestellkapazität präzise eingehalten wird. Der Kunde investiert nicht, trägt kein Betriebsrisiko und erhält vertraglich garantierte Einsparungen.

Rechenbeispiel: Bestellkapazität mit und ohne Batteriespeicher

Das folgende Beispiel zeigt die Kostenlogik unter dem neuen AgNes-Modell an einem fiktiven Industriestandort. Die verwendeten Werte sind eine eigene Modellrechnung und keine verbindlichen Preise. Die tatsächliche Einsparung hängt vom individuellen Lastgang, dem Netzbetreiber und der Spannungsebene ab.

Annahmen für das Beispiel:

• Mittelspannungsanschluss
• Jahresverbrauch: 2.000 MWh (2 GWh)
• Gemessene Höchstlast: 500 kW
• Angenommener Kapazitätspreis: 50 €/kW/a (Beispielwert)
• AP1: 2,0 ct/kWh (Beispielwert)
• AP2: 5,0 ct/kWh (250 % des AP1, Beispielwert)

Hinweis: Die tatsächlichen Werte hängen von der Verteilung der Lastspitzen, der Häufigkeit und Dauer der Überschreitungen sowie dem konkreten Netzbetreibertarif ab. Bei höheren Kapazitätspreisen oder steileren Lastprofilen fällt die Ersparnis größer aus.

Die Einsparung beim Kapazitätspreis (100 kW × 50 €/kW/a = 5.000 €/a) wird teilweise durch AP2-Mehrkosten für verbleibende Überschreitungen kompensiert. Je besser der Speicher die Bestellkapazität einhalten kann, desto höher die Nettoeinsparung. Die Bestellkapazitäts-Optimierung ist dabei nur einer von mehreren Wertschöpfungshebeln. BEO kombiniert über das EMS zusätzlich Stromeinkaufsoptimierung, Stromhandel und, sofern vorhanden, PV-Optimierung.

Die kostenlose BEO 360° Potenzialanalyse berechnet das Optimierungspotenzial auf Basis Ihrer realen RLM-Daten.

Welche Fristen und Stichtage sind entscheidend?

Die AgNes-Reform folgt einem ambitionierten Zeitplan. Für Industrieunternehmen, die Flexibilitätsoptionen wie Batteriespeicher prüfen, sind folgende Termine relevant (Stand: September 2026):

1. 18. September 2026: Ende des Konsultationsverfahrens zum Festlegungsentwurf. Bis zu diesem Datum können Stellungnahmen bei der BNetzA eingereicht werden.
2. Ende 2026 / 1. Januar 2027: Geplante Bekanntgabe der finalen AgNes-Festlegung. Ab diesem Zeitpunkt laufen die Fristen für den Vertrauensschutz.
3. Vor 1. Januar 2027 (FID) / 31. März 2027 (Nachweis): Die finale Investitionsentscheidung (FID) bei Speicher- und Erzeugungsanlagen muss vor Bekanntgabe der Festlegung getroffen werden. Der Nachweis der FID ist bis zum 31. März 2027 beim zuständigen Netzbetreiber einzureichen. Wer den Vertrauensschutz nach § 118 Abs. 6 EnWG (die 20-jährige Netzentgeltbefreiung für Speicher) in Anspruch nehmen will, muss beide Fristen einhalten.
4. 4. August 2029: Stichtag für die Inbetriebnahme. Speicheranlagen mit FID vor Bekanntgabe der Festlegung und Inbetriebnahme bis zu diesem Datum behalten ihre 20-jährige Netzentgeltbefreiung.
5. 1. Januar 2029: Inkrafttreten der neuen Netzentgeltsystematik. Ab diesem Datum gelten die neuen Regeln aus Kapazitätspreis, AP1 und AP2 für alle betroffenen Verbraucher.
6. Ab 2027/2028: Veröffentlichung der Preisblätter durch die Netzbetreiber.

BEO übernimmt als Owner-Operator das gesamte Netzanschlussverfahren, die Genehmigungen und die Finanzierung. Das reduziert die Projektlaufzeit erheblich, ein wichtiger Faktor angesichts der engen Fristen.

Was bedeuten dynamische Netzentgelte (AP3) für die Industrie?

Neben den Finanzierungsentgelten (KP, AP1, AP2) plant die BNetzA perspektivisch eine dynamische Anreizkomponente: den Arbeitspreis 3 (AP3). Dieser soll Netznutzer zu netzdienlichem Verhalten bewegen, indem er die aktuelle Engpass- und Auslastungssituation im Netz in Echtzeit abbildet.

Der AP3 ist als symmetrisches Preissignal konzipiert: Wer in einer Engpasssituation das Netz entlastet (also weniger bezieht oder einspeist), erhält eine Auszahlung. Wer einen Engpass verschärft, zahlt einen Aufschlag. In Zeitfenstern ohne Engpässe entfällt die dynamische Komponente vollständig.

Für Speicher sollen dynamische Netzentgelte frühestens ab 2030 eingeführt werden, für Einspeiser frühestens ab 2032/2033. Für Letztverbraucher sieht die BNetzA zunächst von dynamischen Netzentgelten ab. Die konkrete Ausgestaltung soll mindestens zwei Jahre vor Beginn konkretisiert werden.

Ein Batteriespeicher mit intelligentem EMS kann automatisch auf AP3-Signale reagieren und so zusätzliche Erlöse generieren. Neben der Bestellkapazitäts-Optimierung entsteht damit ein weiterer Wertschöpfungshebel, der die Wirtschaftlichkeit eines Speichers verbessert. Im BEO Battery-Energy-as-a-Service-Modell wird dieses Erlöspotenzial direkt in die Optimierung einbezogen.

Zeitplan und nächste Schritte: So bereiten Sie sich vor

Die AgNes-Reform belohnt Unternehmen, die ihr Lastprofil aktiv steuern können. Vier Handlungsschritte helfen Ihnen bei der Vorbereitung:

1. Lastganganalyse durchführen: Lassen Sie Ihren aktuellen RLM-Lastgang auswerten. Wie oft und wie stark überschreitet Ihre Last welche Schwellenwerte? Wie sieht Ihre Jahresdauerlinie aus? Diese Daten sind die Grundlage für jede Optimierung.

2. Bestellkapazität simulieren: Berechnen Sie, welche Bestellkapazität unter dem neuen System kostenoptimal wäre. Berücksichtigen Sie dabei verschiedene Szenarien für Kapazitätspreis und AP2/AP1-Verhältnis, da die konkreten Preise noch nicht feststehen.

3. Flexibilitätsoptionen prüfen: Evaluieren Sie, welche Maßnahmen die Bestellkapazität senken können: Lastmanagement, Produktionsplanung, Batteriespeicher oder eine Kombination. Bei einem Speicher ist das No-Capex-Modell von BEO eine Option, die keine eigene Investition erfordert.

4. Regulatorische Fristen beachten: Die FID muss vor Bekanntgabe der Festlegung (geplant 1. Januar 2027) getroffen und bis 31. März 2027 beim Netzbetreiber nachgewiesen werden. Die Inbetriebnahme muss bis 4. August 2029 erfolgen, um den Vertrauensschutz nach § 118 Abs. 6 EnWG zu sichern.

BEO analysiert im Rahmen der kostenlosen BEO 360° Potenzialanalyse Ihren Lastgang und berechnet, welche Bestellkapazität unter AgNes optimal wäre und welche Einsparung ein Batteriespeicher bringt.

Häufige Fragen zur AgNes-Reform und zum Kapazitätspreis 2029

Was passiert, wenn ich keine Bestellkapazität angebe?

Im Festlegungsentwurf ist vorgesehen, dass alle Letztverbraucher mit einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh eine Bestellkapazität wählen. Die konkrete Ausgestaltung des Bestellprozesses und mögliche Auffangregeln werden in den Folgefestlegungen der Netzbetreiber konkretisiert. Wer seine Bestellkapazität nicht aktiv optimiert, riskiert entweder unnötig hohe Fixkosten (bei zu hoher Bestellung) oder teure AP2-Aufschläge (bei zu niedriger Bestellung).

Zahlen Behind-the-Meter-Speicher eigene Netzentgelte?

Behind-the-Meter-Speicher (BTM), die am bestehenden Netzanschluss des Kunden installiert sind, nutzen den vorhandenen Netzanschluss und erfordern keinen eigenen. Für Bestandsspeicher und Speicher mit FID vor Bekanntgabe der Festlegung gilt der Vertrauensschutz nach § 118 Abs. 6 EnWG. Neue Speicher mit FID nach Bekanntgabe der Festlegung sollen künftig ein moderates Kapazitätsentgelt zahlen, jedoch keine Arbeitspreise.

Ab welchem Verbrauch gilt das neue System?

Das Kapazitätspreismodell (KP + AP1 + AP2) gilt für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch sowie für alle Kunden oberhalb der Niederspannung. Für Haushalte und kleinere Verbraucher bleibt die bekannte Systematik aus Grundpreis und Arbeitspreis bestehen.

Gibt es Übergangsregelungen für Bestandskunden?

Ja. Die Bandlastregelung nach § 19 Abs. 2 StromNEV wird für Bestandskunden (mit mehr als 10 GWh Durchschnittsverbrauch 2024 bis 2027) bis Ende 2031 verlängert. Für die atypische Netznutzung bleibt die Rabattstruktur übergangsweise für Nutzer ab 10 GWh Jahresabnahme erhalten. Die endgültigen Industrieregeln werden in einer Folgefestlegung Anfang 2027 entschieden.

Was kostet ein Batteriespeicher für die Bestellkapazitäts-Optimierung?

Im BEO-Modell investieren Sie als Kunde nicht selbst. BEO finanziert, installiert und betreibt den Batteriespeicher als Owner-Operator an Ihrem Standort. Die Einsparungen sind vertraglich garantiert. Ob und in welcher Größe ein Speicher für Ihren Standort wirtschaftlich sinnvoll ist, zeigt die kostenlose BEO 360° Potenzialanalyse.

Fazit: Die AgNes-Reform als Chance für aktive Unternehmen

Die AgNes-Reform verändert die Netzentgeltsystematik für Industrieunternehmen fundamental. Der neue Kapazitätspreis bestraft nicht mehr jede einzelne Lastspitze pauschal, sondern belohnt Unternehmen, die ihre Bestellkapazität vorausschauend dimensionieren und ihr Lastprofil aktiv steuern. Wer Flexibilität mitbringt, kann seine Netzentgelte senken.

Ein Batteriespeicher ist dabei ein wirksames Werkzeug, das die Bestellkapazität reduziert und gleichzeitig weitere Einsparhebel erschließt. Im BEO-Modell erhalten Sie diese Flexibilität ohne eigene Investition, ohne Betriebsrisiko und mit vertraglich garantierten Einsparungen.

Lassen Sie in der kostenlosen BEO 360° Potenzialanalyse berechnen, was die AgNes-Reform für Ihren Standort bedeutet und welches Optimierungspotenzial ein Batteriespeicher bietet.

Kernaussagen

• Die StromNEV läuft zum 31. Dezember 2028 aus; ab 1. Januar 2029 gilt die neue AgNes-Systematik mit Kapazitätspreis, AP1 und AP2.
• Der bisherige Leistungspreis auf Basis der Jahreshöchstlast wird durch eine vorab bestellte Kapazität (in kW) ersetzt.
• Überschreitungen der Bestellkapazität kosten 200 bis 350 % des AP1 und setzen starke Anreize zur aktiven Laststeuerung.
• Bandlastregelung und atypische Netznutzung enden schrittweise; Übergangsregelungen gelten bis maximal Ende 2031.
• Ein Batteriespeicher kann die Bestellkapazität systematisch senken und so die Netzentgelte reduzieren.
• BEO finanziert, installiert und betreibt den Speicher als Owner-Operator, ohne eigene Investition, ohne Risiko für den Kunden.