Das AgNes-Verfahren geht in die entscheidende Phase. Die Bundesnetzagentur („BNetzA“) hat am 6. August 2026 den vollständigen Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom („AgNes“) veröffentlicht und zur Konsultation gestellt (198 Seiten). Stellungnahmen sind bis zum 18. September 2026 möglich. Die Festlegung soll noch im Kalenderjahr 2026 beschlossen werden. Für Stromspeicher bestätigt der Entwurf den beim Zwischenstand vollzogenen Kurswechsel in puncto Vertrauensschutz und entschärft die Anforderungen an die finale Investitionsentscheidung an einer entscheidenden Stelle. Verzichtet wird auf das Erfordernis einer Netzanschlusszusage, so dass auch Projekte im sog. Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber noch Vertrauensschutz beanspruchen können.
Vom Orientierungspapier zum Beschlussentwurf
Die Stromnetzentgeltverordnung („StromNEV“) tritt mit Ablauf des 31. Dezember 2028 außer Kraft. Die Große Beschlusskammer Energie legt nun – nach Diskussionspapier, Orientierungspunktepapieren und der Vorstellung des Zwischenstands am 27. Mai 2026 – erstmals einen ausformulierten Beschlussentwurf mit Tenor und Begründung vor (Festlegungsentwurf, Az. GBK-25-01-1#3). Dabei handelt es sich um eine sog. Rahmenfestlegung. Die neue Systematik soll ab dem 1. Januar 2029 gelten. Andere als die in der Festlegung und weiteren Festlegungen nach § 21 Abs. 3 EnWG geregelten Entgelte sollen dann nicht mehr zulässig sein. Die Bekanntgabe der Festlegung ist ausweislich der Begründung des Entwurfs für den 1. Januar 2027 geplant.
Verbrauchsentgelte: Grundmodell und Bestellkapazität
Für Entnahmestellen in der Niederspannung mit einer jährlichen Entnahme bis zu 100.000 Kilowattstunden sieht der Entwurf ein Grundmodell aus Grundpreis und Arbeitspreis vor. Entnahmestellen von Prosumern sollen einen Aufschlag von 70 bis 90 Prozent des Grundpreises zahlen. Von Verbraucherschutzverbänden wird die Ausgestaltung der Regelung wegen sachlich ungerechtfertigter Auswirkungen auf den Grundpreis in Städten kritisiert. Für größere Entnahmestellen sowie oberhalb der Niederspannung setzt die BNetzA auf ein Bestellkapazitätsmodell: Der Letztverbraucher bestellt jährlich eine Kapazität, auf die ein Kapazitätspreis entfällt. Hinzu treten zwei Arbeitspreise (AP1 und AP2) – innerhalb der Bestellkapazität ein niedrigerer AP1, bei deren Überschreitung ein AP2 in Höhe von 200 bis 350 Prozent des AP1.
Kapazitätsbasiertes Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen
Betreiber in Betrieb befindlicher Erzeugungsanlagen mit einer installierten Bruttoleistung über 30 kW sollen erstmals ein Einspeiseentgelt zahlen. Die Übertragungsnetzbetreiber sollen hierzu kalenderjährlich ein bundeseinheitliches kapazitätsbasiertes Entgelt ermitteln und bis zum 15. Oktober für das Folgejahr veröffentlichen. In die Kostenbasis fließen eine Grundkomponente von 0,50 €/MWh der eingespeisten Jahresenergiemenge sowie jeweils die Hälfte der Regelenergie- und Verlustenergiekosten der Übertragungsnetzbetreiber ein. Verteilt wird auf die vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität der zahlungspflichtigen Anlagen. Abgerechnet wird über den jeweiligen Anschlussnetzbetreiber.
Speicher und Elektrolyseure: Kapazitätsentgelt statt Doppelbelastung
Betreiber netzgekoppelter Stromspeicheranlagen sollen ein jährliches Kapazitätsentgelt auf ihre vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität entrichten, dessen Höhe dem Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen entspricht. Verbrauchsabhängige Arbeitspreise auf Mengen, die ein Speicher aus dem Netz bezieht und wieder zurückspeist, sollen – soweit messtechnisch abgrenzbar – nicht anfallen. Es bleibt damit bei der beim Zwischenstand angekündigten Linie: keine Doppelbelastung der Speicher für Entnahme und Einspeisung. Elektrolyseure, die grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellen, sollen ein Sondernetzentgelt in Form eines reinen Kapazitätspreises zahlen.
Dynamische Netzentgelte folgen gesondert
Die Ausgestaltung der Entgelte mit Anreizfunktion, insbesondere dynamischer Netzentgelte, bleibt gesonderten Festlegungen vorbehalten. Der Entwurf setzt aber bereits den Rahmen. Gegenüber Speichern sollen dynamische Netzentgelte spätestens zum 1. Januar 2033, jedoch nicht vor dem 1. Januar 2030 abgerechnet werden, gegenüber Erzeugungsanlagen spätestens zum 1. Januar 2035, jedoch nicht vor dem 1. Januar 2032. Windenergieanlagen auf See sind ausgenommen. Die Verpflichtung steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass die Beschlusskammer die Ausgestaltung mindestens zwei Jahre vor Beginn konkretisiert. Für Letztverbraucher sieht die BNetzA von dynamischen Netzentgelten zunächst ab.
Vertrauensschutz: Kurskorrektur bestätigt – FID ohne Netzanschlusszusage
Der Entwurf schreibt die Vertrauensschutzlinie fort, zu der die BNetzA beim Zwischenstand im Mai zurückgekehrt war. Die Freistellung von Stromspeicheranlagen nach § 118 Abs. 6 S. 1 EnWG in der Fassung vom 29. März 2026 (BGBl. 2026 I Nr. 84) soll für alle Anlagen fortgelten, für die vor der Bekanntgabe der Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung („FID“) getroffen wurde. Entsprechendes gilt für Elektrolyseure. Bestandserzeugungsanlagen sowie Erzeugungsanlagen mit FID vor Bekanntgabe und Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 sollen erst nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme einspeiseentgeltpflichtig werden.
Positiv hervorzuheben ist die Definition der FID in Tenorziffer 2 Nr. 1: Danach genügt es, dass verbindliche Bestellungen von Komponenten erfolgt sind, die mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens (Anschaffungs- und Herstellungskosten für Anlagenkomponenten) abdecken, und eine Lösung von den Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden möglich ist (nach der Begründung jedenfalls bei drohenden Schäden von mindestens 25 Prozent des Investitionsvolumens). Die beim Zwischenstand noch angekündigte zusätzliche Voraussetzung einer verbindlichen Netzanschlusszusage findet sich im Entwurf nicht mehr. Gerade für Batteriespeicher-Projekte auf Übertragungsnetzebene, die im neuen Reifegradverfahren verbindliche Zusagen frühestens Anfang 2027 erwarten können, entfällt damit ein erhebliches Nadelöhr.
Kritisch bleibt der Stichtag: Wer die FID erst nach Bekanntgabe der Festlegung (geplant zum 1. Januar 2027) trifft, soll ab dem 1. Januar 2029 entgeltpflichtig sein – auch wenn die Anlage die gesetzliche Inbetriebnahmefrist des § 118 Abs. 6 S. 1 EnWG zum 4. August 2029 noch einhalten würde. Zudem müssen Anlagenbetreiber die getroffene FID dem zuständigen Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 in geeigneter Weise nachweisen. Für die dynamischen Netzentgelte gewährt der Entwurf Speichern weiterhin keinen Bestandsschutz.
Übergangsregelung für individuelle Netzentgelte der Industrie
Individuelle Netzentgeltvereinbarungen nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV sollen unter bestimmten Voraussetzungen – unter anderem einem durchschnittlichen Jahresbezug von über 10 Gigawattstunden – bis zum 31. Dezember 2031 fortgeführt werden können; Pumpspeicherkraftwerke sind ausgenommen. Auch das Bandlastprivileg nach § 19 Abs. 2 S. 2 bis 4 StromNEV soll übergangsweise bis Ende 2031 anwendbar bleiben.
Ausblick
Mit dem Festlegungsentwurf liegt erstmals der vollständige Rechtstext der künftigen Netzentgeltsystematik auf dem Tisch. Stellungnahmen können bis zum 18. September 2026 (Eingang) bei der Beschlusskammer eingereicht werden. Für Projektentwickler von Speichern, Erzeugungsanlagen und Elektrolyseuren kommt es nun darauf an, die FID-Voraussetzungen vor der geplanten Bekanntgabe der Festlegung zu erfüllen und sorgfältig zu dokumentieren. Außerdem muss die Nachweisfrist zum 31. März 2027 im Blick behalten werden. Ob die Beschlusskammer an der 25-Prozent-Schwelle für den wesentlichen Vermögensschaden und am strikten Stichtagsprinzip festhält, wird die Auswertung der Konsultation zeigen.
(07. August 2026)