AgNes und MiSpeL: Neue Regeln für Ladeparks und bidirektionales Laden

Die Bundesnetzagentur konkretisiert parallel die Reform der Stromnetzentgelte und die Marktintegration von Speichern. Große Ladeparks sollen künftig stärker für die bestellte Anschlussleistung zahlen. Für bidirektionales Laden entsteht zugleich die erhoffte Grundlage, um zurückgespeisten Netzstrom von verbrauchsabhängigen Entgelten und Umlagen zu entlasten.

Die Bundesnetzagentur arbeitet schon länger daran, bidirektionales Laden und Stationärspeicher gleichzustellen: Nun hat die Behörde den finalen Entwurf zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, kurz AgNes, zur Konsultation gestellt. Stellungnahmen sind bis zum 18. September 2026 möglich. Die Rahmenfestlegung soll Ende 2026 beschlossen und 2027 durch weitere Festlegungen konkretisiert werden. Ab 2029 soll die neue Systematik die auslaufende Stromnetzentgeltverordnung ersetzen.

Parallel hat die Behörde einen aktuellen Arbeitsstand zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz MiSpeL, veröffentlicht. Eine neue Konsultation ist damit nicht verbunden. Die Unterlagen sollen vielmehr zeigen, welche Mess-, Zuordnungs- und Abrechnungsregeln AgNes für Speicher und bidirektionale Ladepunkte zugrunde legen kann.

Anschlussleistung wird für Ladeparks wichtiger

Für Niederspannungskunden mit höchstens 100.000 kWh Jahresverbrauch bleibt es grundsätzlich bei einem Grundpreis und einem verbrauchsabhängigen Arbeitspreis. Für sogenannte Prosumer ist allerdings ein Aufschlag von 70 bis 90 Prozent auf den Netzentgelt-Grundpreis vorgesehen. Als Prosumer gelten in diesem Zusammenhang Anschlussnutzer, die hinter demselben Netzanschluss erzeugten Strom selbst verbrauchen, etwa aus einer Photovoltaikanlage. Eine Wallbox allein löst den Aufschlag nicht aus.

Für Niederspannungsanschlüsse mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch sowie für Anschlüsse oberhalb der Niederspannung soll künftig eine Bestellkapazität gelten. Der Betreiber legt damit fest, wie viel Netzleistung er dauerhaft vorhalten lassen will, und zahlt dafür einen jährlichen Kapazitätspreis.

Für Energiebezüge innerhalb dieser Kapazität gilt der reguläre Arbeitspreis AP1. Wird die bestellte Leistung überschritten, fällt für die während dieser Überschreitung bezogene Energie der höhere Arbeitspreis AP2 an. Dieser soll zwischen 200 und 350 Prozent von AP1 betragen.

Für Schnellladeparks und elektrische Betriebshöfe steigen damit die wirtschaftlichen Anreize, Lastspitzen zu vermeiden. Intelligentes Lastmanagement, Batteriespeicher, Peak Shaving und eine zeitliche Steuerung der Ladevorgänge können dabei helfen, mit einer kleineren Bestellkapazität auszukommen. Wie sich die Reform konkret auf die Ladekosten auswirkt, hängt jedoch von den später festgelegten Preisen, der Auslastung des Standorts und seinem Lastprofil ab.

Für neu errichtete Netzanschlüsse sieht der Entwurf im ersten Kalenderjahr eine nachträgliche Bestabrechnung vor. Die optimale Bestellkapazität wird dabei anhand des tatsächlichen Betriebs ermittelt. Für Ladeparks an bereits bestehenden Netzanschlüssen gilt diese Sonderregel nicht automatisch.

Die ebenfalls wichtigen Baukostenzuschüsse sind nicht Teil von AgNes. Sie werden von der Bundesnetzagentur in einem gesonderten Verfahren behandelt.

MiSpeL ordnet Strommengen am Ladepunkt zu

MiSpeL soll bestimmen, welche gemessenen Strommengen bei Speichern und bidirektionalen Ladepunkten für Umlageprivilegien nach dem Energiefinanzierungsgesetz oder für die EEG-Marktprämie berücksichtigt werden können. Die Regeln gelten ausdrücklich für öffentliche und nicht öffentliche Ladepunkte.

Die sogenannte Abgrenzungsoption basiert auf Viertelstundenwerten. Bezug und Einspeisung werden dabei für jeden Kalendermonat miteinander verrechnet. Sie eignet sich auch für komplexere Konstellationen mit PV-Anlagen, stationären Speichern, Verbrauchern und bidirektionalen Ladepunkten.

Eine vereinfachte Pauschaloption ist für bestimmte Anlagenkombinationen mit Solaranlagen von insgesamt höchstens 30 kWp vorgesehen. Die betreffenden Speicher und bidirektionalen Ladepunkte müssen zusammen mit den relevanten Erzeugungsanlagen der Direktvermarktung zugeordnet sein. Die Anwendung dieser Option steht zudem unter dem Vorbehalt einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission.

Eine Besonderheit mobiler Speicher ist der sogenannte Fremdtankstrom. Gibt ein Fahrzeug an einem Ladepunkt innerhalb eines Monats mehr Energie ab, als es dort aufgenommen hat, wird mindestens die Differenz als andernorts geladener Strom behandelt. Diese Menge kann an diesem Ladepunkt weder als förderfähiger Solarstrom eingeordnet noch mit dem dortigen Netzbezug saldiert werden. MiSpeL bilanziert dabei grundsätzlich den Ladepunkt und nicht ein bestimmtes Fahrzeug. Somit können auch wechselnde Fahrzeuge denselben bidirektionalen Ladepunkt nutzen.

Entlastung für Vehicle-to-Grid

Für das bidirektionale Laden ergänzen sich beide Verfahren: MiSpeL liefert die Rechenregeln, mit denen zuvor bezogener und später wieder eingespeister Netzstrom bestimmt wird. AgNes sieht vor, diese rückgespeiste Menge von den verbrauchsabhängigen Arbeitspreisen der Netzentgelte zu befreien, sofern sie messtechnisch eindeutig abgegrenzt werden kann. Bidirektionale Ladepunkte werden dafür den an eine Anlage gekoppelten stationären Speichern gleichgestellt. Das hatte die Branche schon lange gefordert.

Damit soll verhindert werden, dass Strom, der lediglich im Fahrzeug zwischengespeichert und anschließend zurück ins Netz gegeben wird, netzentgeltrechtlich wie endgültig verbrauchter Strom behandelt wird. Eine vollständige Befreiung von Netzkosten ist damit jedoch nicht verbunden: Die gemeinsam genutzte Anschlusskapazität bleibt kostenpflichtig. Fahrstrom und nicht privilegierte Verluste bleiben ebenfalls belasteter Letztverbrauch. Für Ladepunkte ist anders als bei bestimmten stationären Speichern keine gesonderte Umlageprivilegierung der Speicherverluste vorgesehen.

Für gewöhnliche Letztverbraucher schafft AgNes zunächst keine neuen, kurzfristig auf die Netzsituation reagierenden Netzentgelte. Das bestehende zeitvariable Modul 3 für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach Paragraf 14a EnWG bleibt bestehen. Für Speicher in den Netz- und Umspannebenen 1 bis 5 sollen dynamische Netzentgelte dagegen zwischen 2030 und 2033 eingeführt werden. Das könnte perspektivisch auch größere bidirektionale Ladeparks oder Flottenstandorte betreffen.

Nach dem noch nicht finalen MiSpeL-Arbeitsstand soll die Festlegung am 1. Oktober 2026 wirksam werden. Bis zum 30. September 2027 wäre ihre Anwendung allerdings nur im Einvernehmen mit dem jeweiligen Netz- und Messstellenbetreiber möglich. AgNes soll ab 2029 die künftige Netzentgeltsystematik bilden.

In der Kombination beseitigen AgNes und MiSpeL damit eine wichtige regulatorische Hürde für Vehicle-to-Grid: Zurückgespeister Netzstrom kann identifiziert und von bestimmten mengenabhängigen Belastungen befreit werden. Die Wirtschaftlichkeit bleibt aber von der Messtechnik, der Vermarktung der Flexibilität und vor allem vom Management der kostenpflichtigen Anschlusskapazität abhängig.

Flexibilität soll sich künftig stärker lohnen

Vereinfacht gesagt regelt MiSpeL, welche Strommengen beim bidirektionalen Laden als Verbrauch und welche lediglich als vorübergehend gespeicherter und später zurückgegebener Netzstrom gelten. AgNes entscheidet anschließend, welche Netzentgelte dafür anfallen. Das soll verhindern, dass Strom beim Laden und erneuten Einspeisen doppelt mit mengenabhängigen Kosten belastet wird.

Für Betreiber großer Ladeparks und elektrischer Flotten bedeutet die Reform zugleich, dass nicht mehr allein die geladene Strommenge zählt. Auch die dauerhaft reservierte und kurzfristig beanspruchte Netzleistung wird zu einem Kostenfaktor. Wer Ladevorgänge intelligent steuert, Lastspitzen vermeidet oder einen Batteriespeicher einsetzt, kann deshalb künftig im Vorteil sein.

AgNes und MiSpeL schaffen damit wichtige Voraussetzungen für bidirektionales Laden und einen flexibleren Betrieb von Ladeinfrastruktur. Einen automatischen Durchbruch für Vehicle-to-Grid garantieren die Regelungen aber nicht. Entscheidend bleiben die Kosten für Messtechnik und Vermarktung, die konkreten Netzentgelte sowie die Frage, welche Erlöse sich mit der Flexibilität der Fahrzeuge tatsächlich erzielen lassen.