Netzentgelte 2029: Was die AgNes-Reform für Gewerbe, Speicher und PV bedeutet

AgNes steht für die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom der Bundesnetzagentur. Sie regelt ab 2029 neu, wie rund 37 Milliarden Euro Netzkosten pro Jahr auf die Netznutzer verteilt werden. Erstmals werden neben Verbrauchern auch Erzeuger und Speicher an der Netzfinanzierung beteiligt. Stand August 2026 liegt der Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 vor, die Konsultation endete am 18.09.2026. Die Rahmenfestlegung soll Ende 2026 erlassen werden, die Anwendung beginnt am 1. Januar 2029.

Der heutige Leistungspreis wird durch einen Kapazitätspreis in Euro pro Kilowatt und Jahr auf Basis einer buchbaren Bestellkapazität ersetzt. Zusätzlich gibt es einen Arbeitspreis bis zur Höhe der bestellten Kapazität und einen Aufschlag bei Überschreitung. Wer seine Bestellkapazität durch intelligente Laststeuerung und Speicher niedrig hält, spart dauerhaft. Peak Shaving wird damit zu Kapazitätsmanagement.

Neue Batterie- und Pumpspeicher zahlen ab 2029 einen moderaten Kapazitätspreis, aber keinen arbeitsbezogenen Preis. Heimspeicher in der Niederspannung bleiben weiterhin vollständig befreit. Für Bestandsspeicher greift Vertrauensschutz über § 118 Abs. 6 EnWG. Bei einem 100-kW-Gewerbespeicher liegt der Kapazitätspreis voraussichtlich bei 400 bis 700 Euro pro Jahr — gegenüber typischen Peak-Shaving-Einsparungen von 10.000 bis 60.000 Euro pro Jahr ist das weniger als fünf Prozent.

Für die meisten Privathaushalte ist AgNes weitgehend Entwarnung. Private PV-Anlagen unter 30 kW in der Niederspannung sind vom neuen Einspeise-Kapazitätspreis ausgenommen, Steckersolar bis 2 kW ebenfalls. Heimspeicher zahlen kein gesondertes Netzentgelt. Prosumer zahlen lediglich einen etwas höheren Grundpreis — in der Modellrechnung der Bundesnetzagentur rund 50 Euro pro Jahr, also klein im Verhältnis zur Eigenverbrauchsersparnis.

Die Bestellkapazität ist die Leistung in Kilowatt, die ein Großverbraucher ab 2029 beim Netzbetreiber im Voraus bucht und mit einem jährlichen Kapazitätspreis bezahlt. Bleibt der Betrieb innerhalb dieser gebuchten Kapazität, zahlt er nur den Kapazitätspreis plus Arbeitspreis. Überschreitet er sie, kommt ein Aufschlag hinzu. Die wirtschaftliche Kunst liegt darin, die Bestellkapazität durch Speicher und EMS-Steuerung so niedrig wie möglich anzusetzen, ohne den Aufschlag zu riskieren.

Für Speicher, Erzeuger und Elektrolyseure greift ein Bestandsschutz, wenn die endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung getroffen wurde und die Inbetriebnahme spätestens am 4. August 2029 erfolgt. Wichtig ist die zweite Frist, die oft übersehen wird: Der Nachweis dieser Investitionsentscheidung muss dem Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 vorliegen. Als Nachweis gelten verbindliche Bestellungen von Komponenten, die mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken. Sind beide Bedingungen erfüllt, sind die Anlagen 20 Jahre ab erster Inbetriebnahme vom Kapazitätspreis befreit. Das ist eine Information zur Planungssicherheit, kein Grund zu überstürzten Entscheidungen — ob eine Investition wirtschaftlich passt, sollte immer anhand des konkreten Lastprofils geprüft werden.

Dynamische Netzentgelte sind eine zweite, separate Säule der Reform und kommen gestaffelt: für Speicher frühestens 2030, möglichst bis 2033, für Einspeiser frühestens 2032, möglichst bis 2035. Für Verbraucher in der Niederspannung sind sie zunächst nur als freiwilliges Opt-in vorgesehen, als Weiterentwicklung des § 14a EnWG. Ein konkretes Konzept wird 2027 entwickelt.

Das hängt von Spannungsebene und Region ab. Die Reform entlastet die höheren Spannungsebenen deutlich — auf Höchstspannung um rund 50 Prozent, auf Hochspannung im Mittel um rund 20 Prozent. In Süddeutschland zeigt sich auf den oberen Spannungsebenen überwiegend eine Kostensenkung. Reine Verbraucher werden tendenziell leicht entlastet, Prosumer und neue Erzeuger oder Speicher beteiligen sich etwas stärker. Eine pauschale Aussage ist nicht möglich — entscheidend ist das konkrete Netzgebiet.