Netzentgelte entschlüsselt: Wie die Reform 2025 Ihre Stromkosten umverteilt – und was Unternehmen jetzt tun müssen

Wer die Stromrechnung verstehen will, muss die Netzentgelte verstehen. Sie sind längst kein simpler Kostenblock für „Leitungen und Wartung“ mehr, sondern ein hochkomplexes Steuerungsinstrument der Energiewende. Mit der Reform 2025 wird dieses System grundlegend umgebaut – mit massiven Auswirkungen auf Ihre Stromkosten.

In diesem Deep Dive zerlegen wir die Netzentgelte in ihre regulatorischen Atome (StromNEV, EnWG, ARegV), analysieren die bundesweite Umverteilung ab 2025 und zeigen, welche strategischen Weichenstellungen für Unternehmen jetzt entscheidend sind.

1. Die regulatorische DNA: Wie der Preis entsteht

Anders als oft vermutet, „würfeln“ Netzbetreiber ihre Preise nicht einfach aus. Sie unterliegen einem strikten regulatorischen Korsett – der sogenannten Erlösobergrenze (EOG). Vereinfacht gesagt: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigt ein maximales Budget, das der Netzbetreiber einnehmen darf. Diese Erlöse werden dann auf die Kilowattstunden und Leistungspreise umgelegt.

Die Basis dafür bilden drei Kostensäulen – und hier wird es komplex:

A. Kapitalkosten (CAPEX) – Das Fundament der Netzinfrastruktur

Hier geht es um die physische Infrastruktur des Stromnetzes:

✅ Kalkulatorische Abschreibungen & Zinsen: Netzbetreiber erhalten ihr eingesetztes Kapital verzinst. Der Eigenkapitalzinssatz (aktuell ca. 5,08 % für Neuanlagen) ist ein politisches Instrument, um Investitionen in den Netzausbau attraktiv zu halten.

✅ Investitionsbudgets: Spezielle Töpfe für Großprojekte wie den Anschluss von Offshore-Windparks oder die Digitalisierung der Ortsnetze (§ 23 ARegV).

💡 Beispiel: Der Ausbau der Nord-Süd-Stromautobahnen (SuedLink, SuedOstLink) wird über diese Budgets finanziert – und fließt später in Ihre Netzentgelte ein.

B. Betriebskosten (OPEX) – Der laufende Netzbetrieb

Hier geht es um die täglichen Kosten des Netzbetriebs:

✅ Beeinflussbare Kosten: Personal, Wartung, IT. Hier greift das Effizienz-Benchmarking – wer teurer arbeitet als der Branchendurchschnitt, bleibt auf den Kosten sitzen.

✅ Dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten: Gesetzliche Abgaben oder vorgelagerte Netzkosten (z. B. die Kosten der Übertragungsnetzbetreiber).

📊 Tabelle: Beispielhafte OPEX-Kostenstruktur

Kostenart	Anteil an OPEX
Personal	~40 %
Wartung & Instandhaltung	~30 %
IT & Digitalisierung	~15 %
Sonstige	~15 %

C. Das Kaskaden-Prinzip („Vertikale Wälzung“) – Warum Ihre Region teurer sein kann

Ein entscheidendes Detail: Kosten werden wie ein Wasserfall von oben nach unten weitergereicht:

Der Übertragungsnetzbetreiber (Höchstspannung) wälzt seine Kosten auf die Verteilnetzbetreiber (Hochspannung) ab.
Diese geben sie weiter an die Mittel- und Niederspannungsebene.
Am Ende zahlen Sie – der Letztverbraucher.

❌ Problem bisher: Regionen mit viel Windkraft (z. B. Schleswig-Holstein) hatten extrem hohe Netzentgelte, weil die Kosten für den Ausbau der Hochspannungsnetze an die lokalen Verbraucher weitergereicht wurden. Das führte zum berühmten „Nord-Süd-Gefälle“.

2. Der Gamechanger 2025: Der neue Wälzungs-Mechanismus

Ab dem 01.01.2025 greift eine der größten Reformen der letzten Jahre (Festlegung BK8-24-001-A). Der „Wasserfall“ wird korrigiert – mit weitreichenden Folgen:

Was ändert sich konkret?

🔹 Bundesweite Umverteilung: Netzbetreiber, die besonders stark durch den Ausbau Erneuerbarer Energien belastet sind, erhalten einen finanziellen Ausgleich. Diese Mehrkosten werden nicht mehr regional, sondern bundesweit verteilt.

🔹 Neue Position auf der Stromrechnung: Der „Aufschlag für besondere Netznutzung“ (finanziert über § 19 StromNEV) wird eingeführt.

Die Folgen für Ihre Stromrechnung

Die Reform führt zu einer massiven Umverteilung – mit klaren Gewinnern und Verlierern:

✅ Gewinner: Regionen wie Brandenburg, Schleswig-Holstein oder Mecklenburg-Vorpommern (teils -20 % bei den Netzentgelten).

❌ Verlierer: Verbraucher in bisher günstigen Regionen und städtischen Lastzentren (leichte Anstiege, da sie die Energiewende nun solidarisch mitfinanzieren).

💡 Beispiel: Ein mittelständisches Unternehmen in Bayern könnte 2025 plötzlich höhere Netzentgelte zahlen – während ein Konkurrent in Niedersachsen entlastet wird.

3. Spezialwissen für Unternehmen: § 19 StromNEV & Privilegien

Für industrielle Abnehmer ist das Standard-Netzentgelt oft nicht das letzte Wort. Das Gesetz kennt Ausnahmen für netzdienliches Verhalten – und hier können Unternehmen massiv sparen.

A. Die Bandlast-Privilegierung (§ 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV)

Wer extrem gleichmäßig Strom verbraucht, entlastet das Netz – und wird dafür belohnt:

✅ Voraussetzungen:

Mindestens 7.000 Benutzungsstunden pro Jahr (d. h. fast rund um die Uhr Betrieb).
Verbrauch von >10 GWh pro Jahr.

✅ Rabatte:

20 % bei >7.000 h
15 % bei >7.500 h
10 % bei >8.000 h

💡 Praxisbeispiel: Ein Aluminiumwerk mit kontinuierlichem Schmelzbetrieb könnte durch die Bandlast-Privilegierung mehrere hunderttausend Euro pro Jahr sparen.

B. Atypische Netznutzung (§ 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV)

Wer seinen Spitzenverbrauch in Zeiten legt, in denen das Netz nicht stark belastet ist, zahlt nur für die Leistung, die er im Hochlastfenster tatsächlich nutzt.

✅ Voraussetzung: Präzises Lastmanagement (z. B. durch Speicher oder flexible Produktionsprozesse).

📊 Beispiel-Lastprofil

// Hochlastfenster (teuer): 8–20 Uhr
// Niedriglastfenster (günstig): 20–8 Uhr
if (verbrauch > schwellenwert && zeit == hochlastfenster) {
  netzentgelt = teuer;
} else {
  netzentgelt = günstig;
}

4. Stromspeicher: Der geheime Kostensenker

Ein oft übersehener Hebel: Stromspeicher sind von Netzentgelten befreit (§ 118 Abs. 6 EnWG), sofern der gespeicherte Strom wieder ins Netz eingespeist wird.

✅ Befreiung gilt für:

Speicher, die bis zum 04.08.2026 in Betrieb gehen.
Für volle 20 Jahre.

💡 Investitionsanreiz: Ein 10-MW-Batteriespeicher könnte durch die Befreiung mehrere Millionen Euro an Netzentgelten sparen – ein massiver Hebel für die Wirtschaftlichkeit.

5. Zukunftsblick: Von StromNEV zu „AgNes“ – was kommt nach 2025?

Das aktuelle System hat ein Ablaufdatum. Die BNetzA arbeitet unter dem Projektnamen „AgNes“ (Allgemeine Netzentgeltsystematik) an einem Nachfolger, der voraussichtlich ab 2028 greifen soll.

Die geplanten Änderungen im Überblick

🔹 Weg von starren Arbeits- und Leistungspreisen – hin zu flexiblen Anreizen.

🔹 Netzentgelte als Signal: Günstiger Strombezug zu Zeiten mit viel PV/Wind (z. B. mittags), teurer in Spitzenlastzeiten.

🔹 Prosumer-Beteiligung: Wer Strom ins Netz einspeist, könnte künftig an den Netzkosten beteiligt werden (sogenannte G-Komponente).

💡 Auswirkung: Die Kalkulation von PV-Freiflächenanlagen oder Industriespeichern würde sich grundlegend ändern.

Fazit: Ihr Handlungsplan für 2025 und darüber hinaus

Die „Blackbox“ Netzentgelt wird 2025 transparenter, aber auch volatiler. Unternehmen, die jetzt handeln, können massiv sparen – oder riskieren, abgehängt zu werden.

✅ Ihr To-Do für heute:

Industrie: Prüfen Sie sofort, ob Sie durch die 2025er Reform in eine neue Letztverbrauchergruppe für Umlagen fallen (Gruppe A, B oder C bei der §19-Umlage).
Mittelstand: Analysieren Sie Ihr Lastprofil. Rutschen Sie knapp an der 7.000-Stunden-Marke vorbei? Oft lohnt sich eine Prozessoptimierung, um die §19-Privilegien zu erreichen.
Investoren: Behalten Sie den 04.08.2026 als Stichtag für Speicherprojekte im Auge – die Netzentgeltbefreiung ist ein Gamechanger.
Energieverantwortliche: Bereiten Sie sich auf AgNes vor. Flexible Netzentgelte werden ab 2028 zum neuen Standard – wer früh reagiert, sichert sich Wettbewerbsvorteile.

💡 Mit Enerchy durchblicken: Nutzen Sie unsere regulatorischen Analysen, um die Netzentgelt-Reform 2025 und AgNes optimal für Ihr Unternehmen zu nutzen. Jetzt mehr erfahren.