Zwischen Markt und Netz: Die AgNes-Reform als Bewährungsprobe für den Speicherausbau

Deutschlands Energiewende droht ausgerechnet an ihrem erfolgreichsten Baustein zu stolpern: den Batteriespeichern. Denn der regulatorische Rahmen für Netzanschluss und Netzentgelte wird derzeit an mehreren Stellen parallel weiterentwickelt. Ein Referentenentwurf zum sogenannten „Netzpaket“, der zuletzt öffentlich geworden ist, adressiert unter anderem Anpassungen im Einspeise- und Anschlussvorrang (zum Beispiel FCA-Zwang, Baukostenzuschuss, Reservierung und Freigabe von Anschlusskapazitäten). Parallel dazu führen die Übertragungsnetzbetreiber ab April ein Reifegradverfahren für Netzanschlüsse großer Batteriespeicher ein und ersetzen damit das bisherige Windhundprinzip.

Vor diesem Hintergrund wird die AgNes-Reform (Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, AgNes) der Bundesnetzagentur zur zentralen Weichenstellung. Sie soll eine neue Logik für Netzentgelte schaffen – ein Schritt, der den Ausbau von Flexibilität eigentlich beschleunigen soll. Doch genau hier entsteht ein blinder Fleck: Gut gemeinte Netzentgeltregeln könnten genau jene Flexibilität ausbremsen, die das System heute dringend braucht.

Großspeicher sind längst ein Milliardenmarkt, doch die Regulierung wirkt oft wie „auf Zuruf“. Dabei soll die Branche gleichzeitig Netzengpässe lösen, Redispatchkosten reduzieren und die Integration erneuerbarer Energien fördern. Aber zentrale Parameter wie Kapazitätspreise, Dynamikkomponenten oder das Verhältnis aus Arbeitspreiskomponente 1 zu Arbeitspreiskomponente 2 bleiben unklar. Das Ergebnis: Investitionen werden verzögert, Projekte verschoben – und das in einer Phase, in der Deutschland flexible Leistung dringender braucht als je zuvor.

Flexibilität mit Systemwirkung

Eine Kurzstudie zur Systemdienlichkeit von Großbatterien von Neon Neue Energieökonomik unter anderem in unserem Auftrag zeigt, dass ein erheblicher Teil des Potenzials von Großbatterien – insbesondere zur Senkung von Netz- und Redispatchkosten – bislang ungenutzt bleibt. Der Grund liegt nicht in der Technologie, sondern in den fehlenden regulatorischen Anreizen.

Im heutigen System wirken Großbatterien bereits netzentlastend und senken die Redispatchkosten pro installiertem Kilowatt um mehrere Euro pro Jahr. Dieser Effekt ist jedoch nicht systematisch abgesichert. In einzelnen Situationen können Batterien Netzengpässe auch verstärken – nicht aus Fehlverhalten, sondern aufgrund ffalscher Anreize. Damit bleibt ein erheblicher Teil ihres Senkungspotenzials für Netzausbau und Redispatch unerreicht.

Jetzt ist es entscheidend, die richtigen regelgebundenen und transparenten Weichen zu stellen, damit Speicher ihre Flexibilität dort entfalten können, wo sie den größten Nutzen für Markt, Netz und Gesellschaft schaffen.

Zwischen Markt und Netz klafft eine Lücke

Großbatteriespeicher sind heute ein wesentlicher Baustein der Energiewende. Ihr Ausbau erfolgt ausschließlich privatwirtschaftlich. Damit dieser Ausbau planbar bleibt, muss jede neue Regulierung Investitionsrealitäten berücksichtigen: Zwischen Investitionsentscheidung und Inbetriebnahme liegen typischerweise mehrere Jahre Projektentwicklung, Genehmigung, Netzanschlussplanung, Finanzierung und Bau.

Der aktuelle Reformpfad birgt jedoch erhebliche Risiken. Der Reformabschluss ist für Ende 2026 vorgesehen, die finale Kostenbasis soll nach aktueller Planung erst Ende 2027 vorliegen. Bei einer Entwicklungszeit von rund vier Jahren für die Speicherprojekte entsteht dadurch eine zeitliche Entkopplung. Projekte, die ab 2029 in Betrieb gehen sollen, müssen heute wirtschaftlich bewertet und finanziert werden, während viele Kernelemente der neuen Netzentgelte noch offen sind.

Genau daraus droht die sogenannte Speicherlücke mit Wohlfahrtsverlusten und steigenden Stromkosten für alle Verbraucher. Investitionsentscheidungen für Projekte, die nach Sommer 2029 in Betrieb gehen würden, liegen aktuell bereits auf Eis. Ab Ende 2026 werden wahrscheinlich keine weiteren Investitionsentscheidungen getroffen werden können, wenn es keine Klarheit für die Netzentgeltregelung gibt. Ohne zeitnahe Klärung besteht die Möglichkeit, dass der dringend benötigte Speicherausbau ins Stocken gerät – mit potenziellen Auswirkungen auf das gesamte Stromnetz.

Netzdienlichkeit braucht klare Anreize

Entscheidend ist daher, wie das neue Netzentgeltsystem konkret ausgestaltet wird. Denn Netzdienlichkeit lässt sich nicht verordnen, sie entsteht nur dann, wenn Anreize eindeutig, marktkompatibel und wirtschaftlich bewertbar sind. Das zentrale Element hierbei sind die Entgeltkomponenten: Die Bundesnetzagentur unterscheidet konzeptionell zwischen Entgeltkomponenten mit Finanzierungsfunktion und Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion. Die Reform sieht bis dato sowohl dynamische Arbeitspreise mit Anreizfunktion als auch statische Arbeitspreise mit Finanzierungsfunktion vor.

Insbesondere statische Arbeitspreise sind jedoch kein geeignetes Instrument für marktlich agierende Speicher. Die statische Komponente verfälscht das Signal und hat somit eine verzerrende Wirkung auf den Batterieeinsatz, ohne unmittelbaren Nutzen für das Energiesystem. Dies schafft nicht nur systemische Ineffizienzen, wo zuvor keine waren, sondern gefährdet auch den wirtschaftlichen Betrieb von Speichern insgesamt. Zeitlich und örtlich variable Netzentgelte erzeugen dagegen ein Preissignal, welches marktliche Anreize und netztechnische Bedarfe widerspiegelt.

Solche sogenannten dynamischen Netzentgelte können ein wichtiges Instrument sein, um netz- und marktdienliche Signale zusammenzuführen. Denn sie erzeugen ein Preissignal, welches marktliche Anreize und netztechnische Bedarfe widerspiegelt. Voraussetzung ist, dass sie wirtschaftlich tragfähig, klar quantifiziert und frühzeitig planbar ausgestaltet sind.

Aktuell fehlen für Betreiber wesentliche Parameter, um die Wirkung der zukünftigen Entgeltsystematik belastbar zu bewerten. Insbesondere sind investitionsrelevant: das Verhältnis von Arbeitspreiskomponente 1 zu Arbeitspreiskomponente 2, die Ausgestaltung der Kapazitätskomponenten und die konkrete Anwendung über verschiedene Netzebenen hinweg. Ohne Quantifizierung dieser Parameter ist keine belastbare Wirtschaftlichkeitsbewertung möglich. Das ist der zentrale Punkt für Investoren, Kreditgeber und die Projektpipeline.

Investitionsschutz als Finanzierungsgrundlage

Zusätzliche Unsicherheit entsteht durch die Diskussion über die Netzentgeltbefreiung. Diese Regelung ist von zentraler Bedeutung, da sie bislang eine Befreiung von Netzentgelten für 20 Jahre ab Inbetriebnahme für Speicher vorsieht, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden. Künftig könnte diese für neue netzgekoppelte Speicher nicht mehr gelten. Darüber hinaus könnte sie bei bereits genehmigten und in Betrieb befindlichen Anlagen rückwirkend verkürzt oder sogar aufgehoben werden, so zumindest die aktuellen Überlegungen der Bundesnetzagentur.

Der Bestandsschutz von gültigem Recht ist die wichtigste Säule bei der Finanzierung von Infrastruktur. Eine rückwirkende Verschlechterung des Batterie Business Cases wäre eine sehr schlechte Nachricht gegenüber Investoren, die in die deutsche Energieinfrastruktur investieren und auf deren Kapital Deutschland auch in der Zukunft angewiesen ist.

Es ist eine zügige, transparente und verlässliche Ausgestaltung nötig, die Speicherbetreibern ermöglicht, Projekte belastbar zu entwickeln und zu betreiben. Der Investitionsschutz sollte dabei an oberster Stelle stehen. Wir erwarten, dass künftige Entgelte den Speicherausbau nicht behindern wird, sondern lediglich die dringend notwendige Brücke zwischen marktlichem und netzdienlichem Verhalten schlagen wird. Bestandsanlagen könnten dann nach einer geeigneten Übergangsfrist und auf freiwilliger Basis dorthin überführt werden. Es sollte sich bei der neuen Regelung um eine sinnvolle Incentivierung statt eine pauschale Pönalisierung handeln. Denn Speicher sind systemdienlich, indem sie Engpasskosten reduzieren und Strommärkte stabilisieren, diese Rolle muss sich auch in der Netzentgeltlogik widerspiegeln.

Was die Reform leisten muss

Speicher dürfen nicht zu Opfern ihres eigenen Erfolgs werden. Denn je mehr die Branche wächst, desto höher wird der Druck, sie regulatorisch „einzufangen“ – oft ohne Rücksicht auf realwirtschaftliche Abläufe oder notwendige Planungssicherheit.

Die AgNes-Reform bietet neue Chancen für zielgerichtete und ernsthafte Projektentwicklung, aber nur, wenn sie Planungssicherheit schafft und Batteriespeicher als entscheidende Flexibilitätsressource anerkennt. Damit dieser Ausbau nicht ins Stocken gerät, brauchen wir ein Netzentgeltsystem, das die Realität der Energiewende widerspiegelt und dabei marktdienliche Flexibilität ermöglicht, ohne wirtschaftliche Risiken ins Unkalkulierbare zu verschieben.

— Der Autor Florian Antwerpen gründete 2021 gemeinsam mit Philipp Merk und Adrian Kapsalis Kyon Energy, nachdem das Trio zuvor bereits umfassende Erfahrungen in der Entwicklung von Großbatteriespeichern gesammelt hatte. Heute gilt Kyon Energy mit einer aktuellen Projektpipeline von über 7 Gigawatt als einer der Marktführer für Großbatteriespeicher in Deutschland. Seit 2024 gehört das Unternehmen vollständig zu Total Energies und entwickelt sich vom reinen Projektentwickler zu einem Independent Flexibility Provider (IFP). —

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