Speichernetzentgelte: Der Countdown läuft
Ab 2029 sollen neue Großbatteriespeicher nunmehr Netzentgelte zahlen. Wer die bestehende Befreiung noch sichern will, muss bis Jahresende investieren – nach Regeln, die noch gar nicht final sind.
Autor: Mathias Cordero, Senior Manager Regulatory & Policy Affairs bei green flexibility [15. Oktober 2026]
Mit dem AgNes-Verfahren baut die Bundesnetzagentur die Netzentgeltsystematik in Deutschland grundlegend um. Für Speicher ist das ein Wendepunkt: weg von der Vollbefreiung, hin zu einem eigenen Kapazitätsentgelt. Die Konsultation zum Festlegungsentwurf ist seit dem 18. September abgeschlossen, auch green flexibility hat eine Stellungnahme eingereicht. Was gilt, was offen ist und was jetzt kommt – unser regulatorisches Update.
„Die Bundesnetzagentur hat im Festlegungsentwurf viele Anliegen der Speicherbranche aufgegriffen – das eigenständige Kapazitätsmodell ist der richtige Weg. Jetzt kommt es auf die Details an: Projektierer haben nur eine Chance, die Anforderungen an den Vertrauensschutz zu erfüllen. Je früher die Behörde Klarheit schafft, desto weniger Projekte geraten unnötig ins Stolpern.“
Was der Festlegungsentwurf vorsieht
Am 6. August 2026 hat die BNetzA den vollständigen Festlegungsentwurf vorgelegt (Az. GBK-25-01-1#3, knapp 200 Seiten). Die neue Systematik soll ab dem 1. Januar 2029 gelten, wenn die StromNEV ausläuft. Für stand-alone Batteriespeicher sind diese Punkte zentral:
Kapazitätsentgelt statt Arbeitspreis: Netzgekoppelte Speicher zahlen ein jährliches Entgelt auf ihre vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität. Es entspricht in der Höhe dem neuen Einspeiseentgelt für Erzeuger; im Zwischenstand vom Mai nannte die BNetzA einen Korridor von etwa 4 bis 7 €/kW pro Jahr.
Vertrauensschutz: Die bestehende Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG gilt fort, aber nur für Anlagen, für die zudem vor Bekanntgabe der Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) vorliegt. Die Befreiung ist auf 20 Jahre ab Inbetriebnahme begrenzt.
Dynamische Netzentgelte: Sie sollen für Speicher frühestens 2030, spätestens 2033 kommen – und zwar auch für Anlagen mit Vertrauensschutz. Die Details regelt die BNetzA in gesonderten Festlegungen.
Unsere Sicht: Gegenüber den Orientierungspunkten Anfang des Jahres ist das ein echter Fortschritt. Speicher werden nicht als klassische Letztverbraucher behandelt, sondern erhalten ein eigenes Regime, das ihre Rolle als Flexibilität anerkennt. Auch dass Bestands- und FID-Projekte überhaupt geschützt werden, war nach den Vorschlägen vom Januar keine Selbstverständlichkeit.
Der Haken: Ein Stichtag, eine Chance
Auch Projekte, die die gesetzliche Inbetriebnahmefrist im August 2029 locker schaffen würden, verlieren die Befreiung, wenn ihre FID erst nach Bekanntgabe der Festlegung fällt. Die Bekanntgabe ist für den 1. Januar 2027 geplant. Den Nachweis müssen Betreiber dem Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 vorlegen.
Als FID zählt laut Entwurf, wenn verbindliche Komponentenbestellungen mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken und ein Ausstieg nur mit wesentlichem Vermögensschaden möglich wäre. Positiv: Eine verbindliche Netzanschlusszusage ist nicht mehr gefordert. Das war in den Zwischenüberlegungen der BNetzA aus Mai 2026 noch anders und hilft zum Beispiel Projekten im Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber. Dennoch bleiben in der Praxis entscheidende Fragen offen:
Was genau zählt zum „Investitionsvolumen“ – nur die Kosten der Anlagenkomponenten oder der gesamte CAPEX inklusive BKZ und Entwicklungskosten?
Was genau ist eigentlich eine „Anlagenkomponente“? Der Begriff ist weder im Zivil- noch im Energierecht für Großbatteriespeicher klar definiert, eine typische Stückliste reicht von Batteriezellen bis zu SIM-Karten.
Die 25-%-Schwelle für den Vermögensschaden würde in der Praxis Vertragsstrafen erfordern, die in diesem frühen Projektstadium höchst unüblich sind. Profitieren würden vor allem die Hersteller.
Dürfen Bestellungen bei Scheitern eines Projekts auf andere Projekte übertragen werden, und welche Nachweise gelten als „geeignet“?
Dazu kommt ein grundsätzliches Problem: Ein Kriterium, das an einzelne Bestellungen anknüpft, setzt Anreize für künstliche Vorzieheffekte. Projekte bestellen früher als eigentlich sinnvoll, binden Kapital ohne Systemnutzen und verhandeln unter Zeitdruck. Wir sprechen daher vom „Fotofinish-Effekt“: ein letzter Sprung nach vorne über die Ziellinie, nur wegen des Stichtags, mit dem Risiko, anschließend zu straucheln.
Unsere Forderung: Am besten allein auf die Inbetriebnahme abstellen. Vor allem aber sollte sie die wichtigsten Klarstellungen vor dem Stichtag in den Markt kommunizieren.
Der blinde Fleck: Flexible Netzanschlüsse
Wenn künftig die vorgehaltene Netzkapazität bepreist wird, muss auch zählen, wenn ein Speicher freiwillig auf Kapazität verzichtet. Genau das tun Betreiber mit einer Flexiblen Netzanschlussvereinbarung (Flexible Connection Agreement, FCA): Sie akzeptieren netzseitige Einschränkungen, der Netzbetreiber nutzt sein Netz effizienter und kann Ausbau vermeiden oder verschieben.
Im Festlegungsentwurf spielt das bislang keine Rolle. FCAs und Baukostenzuschuss will die BNetzA erst in Folgeverfahren ab 2027 angehen. Für Investoren ist das zu spät: Standort- und Anschlussentscheidungen fallen schon heute, und zwar auf Basis der Kosten über die gesamte Laufzeit. Eine FID ab 2027 für Projekte, die sich dann nicht mehr für eine Netzentgeltbefreiung qualifizieren, wird dann schwieriger, wenn noch nicht feststeht, ob und wie sich der FCAs auf Netzentgelte auswirken.
Unsere Forderung: AgNes sollte schon jetzt den Grundsatz verankern, dass FCAs netzentgeltlich begünstigt werden – bestenfalls mit einer vollständigen Befreiung vom Kapazitätsentgelt. Das wäre einfach, bundesweit einheitlich und frei von Verhandlungsspielräumen. Und es kompensiert die Erlöseinbußen eines FCA ohnehin nur teilweise. Wie praxistaugliche FCAs aussehen, zeigen wir in unserem FCA-Blueprint – basierend auf mehr als 15 verhandelten FCAs und über einem Jahr Betriebserfahrung.
Ausblick: Wie es weitergeht
Die BNetzA wertet derzeit rund 1.000 Konsultationsbeiträge aus und will die Festlegung noch 2026 beschließen. Eine Vorabkommunikation zum Vertrauensschutz gibt es bislang nicht. Der Fahrplan nach aktuellem Stand:
Bis Ende 2026: Beschluss der finalen AgNes-Festlegung, Bekanntgabe geplant zum 1. Januar 2027. Bis dahin muss die FID stehen.
31. März 2027: Frist für den FID-Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber.
Ab 2027: Folgeverfahren zu Baukostenzuschuss und FCAs sowie zu dynamischen Netzentgelten.
1. Januar 2029: Neue Netzentgeltsystematik gilt, Kapazitätsentgelt für neue Speicher.
4. August 2029: Späteste Inbetriebnahme für Projekte mit Vertrauensschutz.
2030 bis 2033: Voraussichtliche Einführung dynamischer Netzentgelte für Speicher.
Für Projektentwickler heißt das: FID-Voraussetzungen jetzt sauber dokumentieren und die finale Festlegung genau prüfen. Ob die BNetzA an der 25-%-Schwelle und am strikten Stichtag festhält, entscheidet sich in den nächsten Wochen. Wir behalten das im Auge.
Quellen
• Stellungnahme von green flexibility zum AgNes-Festlegungsentwurf (18. September 2026)
• Raue: AgNes-Festlegungsentwurf im Überblick (7. August 2026)
• pv magazine: Finaler Countdown für Batterie-Investitionen mit Bestandsschutz (13. Oktober 2026)
• Rödl & Partner: Zwischenstand AgNes (Mai 2026)
