AgNes-Reform: Branche geschlossen gegen Einspeiseentgelte der Bundesnetzagentur

Die Frist ist abgelaufen – und das Bild ist eindeutig: Von VKU über BDEW und BDI bis hin zu BEE und bne lehnen die Verbände die zentralen Vorschläge der Bundesnetzagentur zu Einspeisenetzentgelten ab. Ein Überblick über die Stellungnahmen, Gemeinsamkeiten, Unterschiede – und einen bemerkenswerten Gegenvorschlag.

Am vergangenen Freitag, dem 27. März 2026, endete die Frist zur Einreichung von Stellungnahmen zum Orientierungspapier „Einspeiseentgelte" der Bundesnetzagentur (BNetzA). Das Papier ist Teil des laufenden AgNes-Festlegungsverfahrens, mit dem die Behörde die Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom grundlegend reformieren will – als Nachfolge der bis Ende 2028 geltenden Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Im Kern stellt die BNetzA drei Instrumente zur Debatte, mit denen Einspeiser künftig an den Netzkosten beteiligt werden sollen: ein Kapazitätsentgelt, dynamische Arbeitspreise und Baukostenzuschüsse für Neuanlagen.

Die Reaktion der Branche fällt deutlich aus – und ist in ihrer Stoßrichtung bemerkenswert einheitlich. Wir haben die Stellungnahmen der fünf wichtigsten Verbände ausgewertet.

Was die Bundesnetzagentur vorschlägt

Mitte Februar veröffentlichte die BNetzA ihr 22-seitiges Orientierungspapier. Darin werden drei Instrumente formuliert:

Kapazitätsentgelt: Eine Art jährliche „Platzgebühr", die sich an der reservierten Netzkapazität der Einspeiseanlage orientiert. Sie soll der Finanzierung der Netze dienen – unabhängig davon, wie viel Strom tatsächlich eingespeist wird.

Dynamischer Arbeitspreis: Ein variabler Tarif, der sich nach der aktuellen Netzauslastung richtet. Ziel ist es, Einspeiser zu netzdienlichem Verhalten anzureizen und gleichzeitig die Redispatchkosten zwischen Verbrauchern und Erzeugern aufzuteilen.

Baukostenzuschüsse (BKZ): Einmalige Zahlungen von Neuanlagen beim Netzanschluss, die sich an der geplanten Kapazität orientieren. Sie sollen Anreize für effiziente Standortwahl und Dimensionierung setzen.

Zusätzlicher Zündstoff: Beim Kapazitätsentgelt will die BNetzA Bestandsanlagen ausnehmen, bei den dynamischen Arbeitspreisen jedoch nicht – ein Punkt, der für massive Kritik sorgt.

Die Stellungnahmen im Detail

VKU: Klare Ablehnung – plus eigenes Modell

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) positioniert sich am schärfsten. In seiner am 27. März veröffentlichten Stellungnahme lehnt der Verband sowohl das Kapazitätsentgelt als auch die dynamischen Netzentgelte für Einspeiser entschieden ab.

Zum Kapazitätsentgelt argumentiert der VKU, dass verpflichtende regelmäßige Zahlungen von Einspeisern keinen zusätzlichen Nutzen im Sinne der Gesamtsystemeffizienz erzeugen würden. Vielmehr verschiebe man lediglich Netzkostenanteile in den Strompreis, ohne die Endverbraucher tatsächlich zu entlasten. Die Kosten würden nicht aus dem System beseitigt – nur die Zahlungsflüsse änderten sich. Der VKU weist zudem darauf hin, dass die BNetzA die tatsächliche Netzrealität nicht korrekt abbilde: In Deutschland existiere eine deutlich höhere Zahl verbrauchsdominierter Netze, als die BNetzA darstelle. In diesen Netzen seien Einspeiser sogar netzdienlich und vermieden Kosten für den Netzausbau. Ein Entgelt wäre hier ein schwerwiegender Verstoß gegen das Prinzip der Kostenreflexivität.

Die dynamischen Netzentgelte hält der VKU für praxisuntauglich, hochkomplex und in ihrem Nutzen zweifelhaft. Es sei absehbar, dass mit den dynamischen Entgelten der Redispatch nicht hinreichend reduziert werden könne, um ein derart aufwändiges Instrument zu rechtfertigen. Im Gegenteil drohe das System der dynamischen Netzentgelte im Saldo höhere Kosten zu produzieren als der relativ unkomplizierte Redispatch. Bei Wind- und PV-Anlagen sei die Anreizwirkung zudem fraglich, da diese auf Preissignale nur eingeschränkt reagieren könnten.

Baukostenzuschüsse hingegen begrüßt der VKU ausdrücklich als sachgerechteste und konsistenteste Lösung. Ihr zentraler Vorteil liege darin, dass sie einmalig anfallen und damit direkt in die Investitionsentscheidung einfließen. Das schaffe Kalkulationssicherheit und ein klares Preissignal für Standortwahl, ohne die langfristigen Marktverzerrungen laufender Entgelte. Zudem könnten BKZ regional differenziert werden – sogar innerhalb eines Netzgebiets.

Bemerkenswert: Der VKU legt einen eigenen Gegenvorschlag vor. Das sogenannte „Netzentlastungsentgelt" (NEE) dreht die Logik um: Statt Einspeiser mit Kosten zu belasten, werden sie für tatsächlich erbrachte Netzentlastung vergütet. Zahlungen erfolgen ausschließlich bei nachgewiesener Reduktion der Bezugslastspitze aus der vorgelagerten Netzebene. Berechtigt sind nur steuerbare Einheiten mit gesicherter Leistungsbereitstellung – volatile EE-Anlagen ohne Flexibilisierung sind bewusst ausgenommen. Als Vergütungsbasis dienen bundeseinheitliche ÜNB-Leistungspreise, um regionale Verzerrungen zu vermeiden. Der VKU gibt an, dass der Vorschlag von den kommunalen Spitzenverbänden geteilt wird.

BDEW: Skeptisch bei Kapazität, entschieden gegen Dynamik

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, der größte deutsche Energiewirtschaftsverband, blickt ebenfalls kritisch auf die BNetzA-Vorschläge. Im Kern argumentiert der BDEW, dass Kapazitätsentgelte Erzeuger mit geringeren Volllaststunden – darunter dargebotsabhängige Erneuerbare ebenso wie Spitzenlastkraftwerke – gegenüber Erzeugern mit hohen Volllaststunden systematisch benachteiligen würden. Darüber hinaus stelle ein Kapazitätsentgelt deutsche Erzeugungsanlagen im internationalen Vergleich schlechter. In letzter Konsequenz könne dies zu einem Ausbaustopp neuer Anlagen in Deutschland führen und das Volumen der Stromimporte erhöhen.

Die stärkste Ablehnung kommt beim dynamischen Arbeitspreis: Dieses Instrument greife in die Merit-Order ein und verteuere den Stromhandel. Einspeiser mit PPA-Lieferverpflichtungen könnten zudem nicht adäquat auf kurzfristige Preissignale reagieren.

Bei den Baukostenzuschüssen positioniert sich der BDEW ähnlich wie der VKU – hält sie für ein sinnvolles und praktikables Steuerungsinstrument. Zwei Forderungen formuliert der Verband zusätzlich: BKZ sollten nur für Anlagen ab 30 kW gelten, und geografische Einschränkungen müssten berücksichtigt werden. Anlagen dürften nicht für Standortentscheidungen bestraft werden, die sie nicht frei treffen können.

Schon jetzt entstehe durch den AgNes-Prozess eine Investitionsunsicherheit für den dringend benötigten Zubau von Erzeugungskapazitäten, mahnt der BDEW.

BDI: Komplexitätskritik aus Industrieperspektive

Der Bundesverband der Deutschen Industrie betrachtet die Vorschläge aus einer ordnungspolitischen Perspektive. Im Zusammenspiel mit den anderen AgNes-Maßnahmen würde ein Kapazitätsentgelt das Entgeltsystem deutlich verkomplizieren und fragmentieren – das könne nicht im Sinne des AgNes-Grundgedankens sein. Grundsätzlich sei eine Kostenbeteiligung der Einspeiser aber eine „diskutable Option".

Das dynamische Entgelt bewertet der BDI als kaum kalkulierbar für erneuerbare Anlagen. Folgen wären erhöhtes Investitionsrisiko, höhere Finanzierungskosten und am Ende teurere Stromprodukte – eine Perspektive, die gerade für die industrielle Stromabnahme relevant ist.

Baukostenzuschüsse hält der BDI für ein transparentes und planbares Instrument, mahnt aber, dass steuerbare Kraftwerke dadurch nicht benachteiligt werden dürften.

BEE: Harmonisierung statt Instrumentenflut

Der Bundesverband Erneuerbare Energie hat seine Stellungnahme am 27. März unter dem Titel „BEE fordert Harmonisierung von Instrumenten" veröffentlicht. BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser lobt den Prozess der BNetzA als konstruktiv, übt aber scharfe inhaltliche Kritik.

Ein zentraler Kritikpunkt ist die geplante Einbeziehung von Bestandsanlagen. Die BEE-Präsidentin sieht darin eine klare Verletzung des Vertrauensschutzes, die besonders kleinere Marktteilnehmer mit höherem Kostendruck treffe.

Kapazitätsbasierte Entgelte lehnt der BEE ab, da sie Fixkosten und Stromgestehungskosten erhöhen und viele EE-Projekte unwirtschaftlich machen könnten. Bei den dynamischen Einspeiseentgelten ist die Einschätzung unmissverständlich: Sie seien ein nicht kalkulierbares Risiko für alle Erzeuger und – wenn überhaupt – nur für dargebotsunabhängige Energien wie Wasserkraft oder Bioenergie anwendbar, wo tatsächlich Flexibilität angereizt werden könne.

Bei Baukostenzuschüssen zeigt sich der BEE differenzierter als andere Verbände. Grundsätzlich sei das Instrument geeigneter als laufende Entgelte – allerdings nur bei differenzierter Ausgestaltung. Pauschale, einheitlich festgelegte BKZ würden alle Marktteilnehmer mit Mehrkosten belasten und keinen positiven Steuerungseffekt entfalten.

Die Kernbotschaft des BEE: In Summe kämen zu viele nicht miteinander harmonisierte Instrumente zusammen, die das System unnötig komplex machten, ohne Mehrwert für Stromnetz und Verbraucher zu leisten. Steigende Transaktions- und Finanzierungskosten seien die Folge.

bne: Differenzierter Blick – aber klare Grenzen für wetterabhängige EE

Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft bringt in seiner ebenfalls am 27. März veröffentlichten Stellungnahme eine differenziertere Perspektive ein. Im Grundsatz hält der bne die Einbeziehung von Einspeisern in die Netzentgeltsystematik für systematisch richtig – mit einer entscheidenden Einschränkung: Für rein wetterabhängige Erneuerbare-Anlagen seien Netzentgelte vor allem zusätzliche Belastungen, die durch höhere Fördersätze kompensiert werden müssten. Die erhoffte Steuerungswirkung bleibe bei diesen Anlagen aus, da eine Verlagerung der Erzeugung schlicht nicht möglich sei.

Ein zentraler Punkt des bne ist die Kostentragfähigkeit. Die große Mehrheit der neu errichteten PV- und Windanlagen werde gefördert oder habe einen Förderanspruch. Werden für diese Anlagen Netzentgelte eingeführt, entstünden neue Kosten, die nur über eine entsprechende Erhöhung der EEG-Förderung kompensiert werden könnten. Die Entlastung der Netzentgelte durch Einspeiserentgelte stünde dann Belastungen des Bundeshaushalts oder der Umlagen gegenüber – ein klassischer Nullsummeneffekt.

Konstruktiv schlägt der bne vor, Baukostenzuschüsse in jährliche Raten aufzuteilen, um planbare Kapazitätsentgelte zu schaffen. Zentral sei dabei, dass die Zahlungen über eine klar definierte Laufzeit konstant bleiben und weder Höhe noch Laufzeit nachträglich durch regulatorische Eingriffe geändert werden können. Außerdem warnt der bne vor der Instrumentenüberflutung: BKZ, FCA, Redispatchvorbehalt, Priorisierung von Anlageanschlüssen, Kapazitätsentgelte, Spitzenkappung, Referenzertragsmodell und dynamische Entgelte hätten deutliche Überschneidungen – sinnvollerweise solle nur jeweils ein Instrument pro Ziel eingesetzt werden.

Fünf Stellungnahmen, ein roter Faden

Trotz unterschiedlicher Perspektiven und Interessenlagen kristallisieren sich aus den fünf Stellungnahmen klare Gemeinsamkeiten heraus:

Erstens: Einheitliche Ablehnung dynamischer Netzentgelte. Kein einziger Verband unterstützt das Modell der BNetzA in seiner vorgeschlagenen Form. Die Argumente reichen von fehlender Praxistauglichkeit über Eingriffe in die Merit-Order bis hin zu mangelnder Wirksamkeit bei dargebotsabhängiger Erzeugung. Der VKU geht sogar so weit zu prognostizieren, dass das System höhere Kosten produzieren werde als der bestehende Redispatch.

Zweitens: Bestandsschutz ist die rote Linie. Alle fünf Verbände sind sich einig, dass Bestandsanlagen unter keinen Umständen rückwirkend mit neuen Kostenblöcken belastet werden dürfen. Der bne ergänzt, dass solche Eingriffe nicht nur die Bestandsanlagen selbst träfen, sondern auch die Finanzierungsbedingungen für künftige Projekte verschlechtern würden.

Drittens: Baukostenzuschüsse als bevorzugtes Instrument. Alle Verbände bewerten BKZ als das geeignetste der drei vorgeschlagenen Instrumente – allerdings als Alternative zu den laufenden Entgelten, nicht wie von der BNetzA gedacht als Ergänzung. Die konkreten Ausgestaltungsforderungen unterscheiden sich: Der BDEW will eine Bagatellgrenze bei 30 kW, der BEE fordert differenzierte statt pauschale BKZ, der bne könnte sich auch eine Ratenzahlung vorstellen.

Viertens: Die Sorge vor einem Investitionsstau. Durchgängig mahnen die Verbände, dass die regulatorische Unsicherheit bereits jetzt Investitionsentscheidungen verzögere. Der bne berichtet von ersten Anzeichen einer Investitionslücke. Der BDEW warnt, dass ein Ausbaustopp drohe. Und der BEE verlangt dringend Harmonisierung der verschiedenen regulatorischen Instrumente, die parallel auf die Branche einwirken.

Fünftens: Kritik an der parallelen Regelsetzung. Sowohl VKU als auch bne und BEE kritisieren, dass das BMWE gleichzeitig mit dem Netzpaket, der Kraftwerksstrategie und der EEG-Reform eigene Vorhaben verfolgt, die in das AgNes-Verfahren hineinwirken. Es entstehe das Risiko widersprüchlicher Steuerungssignale und eines regulatorischen Flickenteppichs.

Der VKU-Sonderweg: Das Netzentlastungsentgelt

Das vom VKU vorgeschlagene Netzentlastungsentgelt (NEE) verdient besondere Beachtung, weil es den Blickwinkel grundlegend verschiebt: Weg von der Belastung hin zur Belohnung netzdienlichen Verhaltens. Das Modell vergütet ausschließlich die tatsächlich vermiedene Bezugsleistung – keine eingespeiste Arbeit. Nur steuerbare Einheiten mit gesicherter Leistung sind berechtigt. Die Vergütung richtet sich nach bundeseinheitlichen ÜNB-Leistungspreisen und wird jährlich neu berechnet, ohne langfristige Verpflichtungen. Der VKU betont, das Modell könne weitgehend über bestehende Prozesse abgewickelt werden und sei damit schnell implementierbar.

Ob die Bundesnetzagentur diesen Gegenvorschlag aufgreift, bleibt abzuwarten. In jedem Fall zeigt er, dass die Debatte um eine faire Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten nicht auf die drei von der BNetzA skizzierten Instrumente beschränkt bleiben muss.

Wie geht es weiter?

Der weitere Zeitplan der BNetzA sieht vor, dass im Laufe des Jahres 2026 ein Festlegungsentwurf vorgelegt wird, mit dem Ziel einer finalen Festlegung bis Ende 2026. Die neue Systematik soll dann zum 1. Januar 2029 in Kraft treten – zeitgleich mit dem Auslaufen der bisherigen StromNEV.

Angesichts der geschlossenen Ablehnung der Kernvorschläge durch die gesamte Branche wird die BNetzA ihre Orientierungspunkte erheblich überarbeiten müssen. Die Frage ist nicht mehr, ob es Anpassungen geben wird, sondern wie weit die Behörde den Verbänden entgegenkommt – und ob der ambitionierte Zeitplan angesichts der Komplexität und der Parallelgesetzgebung überhaupt zu halten ist.

Eines steht fest: Das Thema Einspeiseentgelte wird die deutsche Energiebranche noch lange beschäftigen. Die AgNes-Reform hat das Potenzial, die Spielregeln für Erzeuger fundamental zu verändern – und damit auch die Rahmenbedingungen für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien.

Quellen: Stellungnahmen von VKU (27.03.2026), bne (27.03.2026), BEE (27.03.2026), ZFK-Berichterstattung zu BDEW und BDI (30.03.2026), Orientierungspapier der BNetzA (17.02.2026)

Mit freundlicher Unterstützung durch Claude
Eure Christin