Einspeisenetzentgelt

Was ein Einspeisenetzentgelt ist

Ein Einspeisenetzentgelt – in der Fachdebatte oft „G-Komponente” (von generation) oder Erzeugernetzentgelt genannt – ist ein Entgelt, das Betreiber von Erzeugungsanlagen für die Nutzung des Netzes bei der Einspeisung zahlen. Es ist das Gegenstück zu den Netzentgelten, die Verbraucher für den Strombezug entrichten.

In Deutschland gibt es ein solches Entgelt bislang nicht. § 15 Abs. 1 Satz 2 StromNEV stellt fest, dass für die Einspeisung elektrischer Energie keine Netzentgelte anfallen. Die gesamten Netzkosten werden über die Entnahmeseite finanziert – also von den Stromverbrauchern.

Warum die Bundesnetzagentur das ändern will

Die Argumentation der Behörde hat zwei Stränge. Erstens die Finanzierungsfunktion: Das Netzentgeltvolumen von rund 37 Milliarden Euro jährlich lastet vollständig auf den Verbrauchern. Eine breitere Kostenträgerbasis würde die Entgelte für Haushalte und Industrie entlasten. Zweitens die Lenkungsfunktion: Ein an der Anschlusskapazität bemessenes Entgelt setzt einen Anreiz, den Netzanschluss nicht größer zu dimensionieren als nötig.

Der Stand im AgNes-Verfahren

Die Vorschläge entstehen im Festlegungsverfahren AgNes der Bundesnetzagentur. Zwei Etappen sind bislang öffentlich:

17. Februar 2026 – Orientierungspunkte Einspeiseentgelte. Die Behörde stellte drei mögliche Komponenten zur Diskussion: einen jährlichen Kapazitätspreis (Finanzierungsfunktion), eine dynamische Arbeitspreiskomponente (Anreizfunktion) und einen Baukostenzuschuss für Einspeiser. Primär befürwortete sie zu diesem Zeitpunkt dynamische Netzentgeltkomponenten, idealerweise ab 2029, mit niedrigen Anfangshöhen von maximal 0,5 Euro pro Megawattstunde. Die Vorschläge bezogen sich ausdrücklich nur auf volleinspeisende Erzeugungsanlagen ab der Niederspannung mit Leistungsmessung – Speicher und Prosumer wurden in einem gesonderten Verfahren behandelt.

27. Mai 2026 – vorläufiger Meinungsstand. Hier konkretisierte die Behörde: Neue Erzeugungsanlagen sollen ab dem 1. Januar 2029 einen moderaten jährlichen Kapazitätspreis zahlen, arbeitsbezogene Entgelte werden nicht erhoben, um den Marktpreis nicht zu beeinflussen.

Der DIHK ordnet die Größenordnung ein: Das Einspeiseentgelt fällt „um ein Vielfaches niedriger” aus als die Kapazitätspreise für Großabnehmer. Die europarechtliche Begrenzung ist der Grund – die EU-Vorgaben lassen keine höhere Belastung der Erzeugungsseite zu.

Was das für eine Solaranlage bedeuten würde

Ein Rechenbeispiel auf Basis der genannten Spanne, ausdrücklich ohne Gewähr, weil die Festlegung noch aussteht:

Für eine Freiflächenanlage mit rund 1.000 Volllaststunden entspricht ein Kapazitätspreis von 5 €/kW/Jahr etwa 0,5 ct/kWh – eine spürbare, aber im Vergleich zu den Vergütungsänderungen im EEG-2027-Entwurf moderate Größe. Für Anlagen mit weniger Volllaststunden fällt die spezifische Belastung entsprechend höher aus; das ist ein Kritikpunkt, den Windverbände in ihren Stellungnahmen vorbringen.

Abgrenzung zu anderen Kostenpositionen

Das Einspeisenetzentgelt ist von drei anderen Größen zu unterscheiden:

• Baukostenzuschuss: einmalige Zahlung beim Netzanschluss, nicht jährlich. Die Verwechslung mit den 4–7 €/kW ist verbreitet und falsch.
• Aufschlag für besondere Netznutzung: ein Aufschlag auf die Netzentgelte, den Letztverbraucher zahlen. 2026 beträgt er bundeseinheitlich 1,56 ct/kWh nach der BNetzA-Festlegung BK8-24-001-A in Verbindung mit § 24b EnWG. Er finanziert unter anderem die Verteilung von EE-Integrationskosten – hat mit einem Einspeiseentgelt also nichts zu tun.
• Dynamische Netzentgelte: zeitvariable Komponenten mit Anreizfunktion. Für Einspeiser sind sie im Zeitraum 2032 bis 2035 vorgesehen, also nach dem Kapazitätspreis.

Alle genannten Werte zum Einspeisenetzentgelt stammen aus einem laufenden Verfahren. Eine bindende Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 geplant, Folgefestlegungen für 2027.