Drei neue unabhängige Studien von AFRY, Aurora Energy Research und Modo Energy kommen zum gleichen und eindeutigen Ergebnis: Bereits geringe Netzentgelte können die Wirtschaftlichkeit von an sich notwendigen Stromspeichern entscheidend beeinträchtigen. Eine dann ausbleibende privatwirtschaftliche Investition hätte zur Folge, dass der Staat den notwendigen Speicherzubau über teure Subventionen selbst finanzieren müsste. Gleichzeitig würden die Redispatchkosten weiter ansteigen, Abregelung weiter zunehmen, was zu höheren Kosten und steigenden Netzentgelten für Verbraucher führt.
Ein funktionierender Markt braucht verlässliche Rahmenbedingungen
Stromspeicher sind ein zentraler Baustein für ein stabiles und effizientes Energiesystem. Sie gleichen die volatile Einspeisung erneuerbarer Energien aus, reduzieren kostenintensive Eingriffe ins Netz und senken Systemkosten in Milliardenhöhe. Daher werden Energiespeicher im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) als Anlagen in „überragendem öffentlichen Interesse“ deklariert. Und das einmalige ist, dass der notwendige Hochlauf von Stromspeichern in Deutschland ohne staatliche Förderung, rein privatwirtschaftlich finanziert, erfolgen kann. Ein Stopp von diesen Projekten aufgrund der aktuellen regulatorischen Unsicherheiten würde zu einer mehrjährigen und steigenden „Flexibilitätslücke“ führen. Neue Projekte könnten erst nach 2028 sicher geplant werden, was durch die Realisierungszeiträume zu einem verzögerten Zubau bis weit in die 2030-iger Jahre führen würde.
Grundlage für Investitionsentscheidungen ist das Vertrauen in stabile Rahmenbedingungen und ein passendes marktwirtschaftliches Umfeld. Auf Basis der gesetzlichen Netzentgeltregelung nach Paragraf 118 Abs. 6 EnWG für Anlagen die bis August 2029 angeschlossen werden, laufen derzeit Stromspeicherprojekte mit einem Investitionsvolumen von rund 6,5 Milliarden Euro. Aktuelle Diskussionen über mögliche rückwirkende Änderungen der gesetzlichen Regelungen zeigen jedoch, wie sensibel der Markt auf diese Unsicherheiten reagiert: Finanzierungskosten steigen, erhebliche Risikoaufschläge werden berechnet, Investitionsentscheidungen werden verschoben oder nicht getroffen, was zur Absage und Einstellung der an sich notwendigen Projekte führen kann.
Genau hier setzen die Studien an: Sie quantifizieren, wie stark regulatorische Eingriffe – insbesondere bei Netzentgelten – auf die Wirtschaftlichkeit durchschlagen und wo kritische Kipppunkte liegen.
Wirtschaftliche Realität: Das Geschäftsmodell steht bereits unter Druck
Die Studien zeigen übereinstimmend, dass das Geschäftsmodell für Stromspeicher schon heute herausfordernd ist und weit entfernt von Goldgräberstimmung:
- Enge Margen: Die Renditen (IRR) von Speicherprojekten liegen mit 10 bis 15 Prozent oft nur knapp über der für eine Investition erforderlichen Mindestrendite (Hurdle Rate, etwa10 Prozent).
- Operative Einschränkungen durch FCAs: Netzbetreiber legen neuen Speichern zunehmend flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) auf. Diese beschränken den Betrieb (beispielsweise durch Rampenbegrenzungen oder Ausschluss von der Regelleistung), reduzieren damit die Erlöspotenziale signifikant und stellen bereits eine erhebliche Belastung dar.
Kernergebnisse der Modellierungen: Der „Kipppunkt“ zur Unwirtschaftlichkeit
Die Einführung von statischen Netzentgelten – selbst auf niedrigem Niveau – kann Projekte unwirtschaftlich machen. Schon 6 bis 7 Euro/Kilowatt/Jahr drücken die Rendite unter die Finanzierbarkeitsschwelle.
| Modellierung: | Kernaussage zu Netzentgelten |
| Modo Energy | Bei Anlagen, die bereits durch Vorgaben der Netzbetreiber (FCAs) eingeschränkt sind, ist jegliches zusätzliche Netzentgelt finanziell nicht tragbar. Schon ein Entgelt von 6 Euro/Kilowatt/Jahr drückt die Rendite unter die kritische Schwelle von 10 Prozent. |
| Aurora Energy Research | Eine Netzentgeltbelastung im Verteilnetz (VNB-FCA-Szenario) ist unter keiner Preisvariation finanziell darstellbar. Schon bei einem Kapazitätsentgelt von 7 Euro/Kilowatt/Jahr sinkt die Rendite auf 7,2 Prozent und damit in den nicht mehr finanzierbaren Bereich. |
| AFRY | Statische Netzentgelte sind der „strukturelle Bruch“. Bereits ein niedriges Leistungsentgelt von 6 Euro/Kilowatt/Jahr (zuzüglich Arbeitspreis auf Verluste) senkt die Rendite auf 8,1 Prozent und macht Projekte unwirtschaftlich. Die Kombination aus FCAs und Netzentgelten wirkt prohibitiv. |
In Kombination mit Einschränkungen FCAs wirken Netzentgelte faktisch prohibitiv. Arbeitsentgelte pro Kilowattstunde verzerren zusätzlich den wirtschaftlich sinnvollen Einsatz von Speichern. Der Grund ist systemisch: Speicher sind keine klassischen Verbraucher oder Erzeuger. Sie verschieben Energie in der Zeit – und schaffen damit Nutzen für das gesamte System. Eine Gleichbehandlung mit Letztverbrauchern verkennt diese Funktion und führt zu Fehlanreizen.
Was jetzt zu tun ist
Erstens: Vertrauensschutz sichern.
Die bestehende Regelung nach Paragraf 118 Abs. 6 EnWG muss bis zu ihrem vorgesehenen Ende bestehen bleiben – also bis August 2029. Rückwirkende Eingriffe erschüttern das Fundament des Marktes, zumal auch keine relevanten Vorteile aus der Zerstörung des Vertrauensschutzes für das zukünftige Netzentgeltregime entstehen.
Zweitens: Regulierung zusammendenken
Eventuelle Netzentgelte für Speicher müssen deren Rolle im Energiesystem berücksichtigen. Pauschale Übertragungen bestehender Systematiken greifen dabei zu kurz. Dynamische Netzentgelte, FCA und Redispatch adressieren am Ende alle ein ähnliches Ziel. Diese Instrumente müssen systemisch aufeinander abgestimmt sein. Verbunden ist die Einordnung von Speichern endlich als eigenständige Anlagenklasse, die Vorteile durch Speicher auch berücksichtigt.
Drittens: An der Zukunft orientieren
Für die Zeit nach August 2029 braucht es ein neuartiges, intelligentes und anreizbasiertes System, passend zum zukünftigen Erzeugungs- und Lastgangmix, also den neuen Realitäten im Energiesystem. Denkbar sind insbesondere dynamische Modelle, die netzdienliches Verhalten vergüten und anreizen. So können Markt, Netz und System zusammengedacht werden.
Fazit
Die Transformation zu einem resilienten und zukunftssicheren Energiesystem wird nicht am Ausbau erneuerbarer Energien scheitern, sondern an fehlender Flexibilität und inkonsistenten regulatorischen Rahmenbedingungen. Die vorliegenden Studien zeigen klar: Bereits geringe zusätzliche Belastungen können den privatwirtschaftlich finanzierten Speicherhochlauf abrupt abbremsen. Die Folge wären steigende Redispatchkosten, mehr Abregelung erneuerbarer Energien, höhere Netzentgelte und am Ende milliardenschwere Mehrkosten für Wirtschaft, Staat und Verbraucher. Stromspeicher sind bereit, ihren Beitrag zu leisten – jetzt braucht es einen Regulierungsrahmen, der Investitionen ermöglicht, statt sie zu verhindern.
— Der Autor ist Gerrit Lühring, Leiter des Fachbereichs Systeminfrastruktur im Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES). —
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Warum kann man die Netzentgelte nicht vollständig auf den Anschluss (also die max. Anschlussleistung) umlegen? Das verstehe ich nicht. Ein Privathaushalt könnte dann z.B. 11kW oder 22kW wählen, oder auch mehr. Und zahlt dafür entsprechend gestaffelte Netzentgelte, unabhängig von der tatsächlichen Nutzung. Entsprechend könnte der Speicherüberbau z.B. an PV-Standorten Netzentgeltfrei realisiert werden (wenn die Anschlussleistung gleich bleibt).
Diese Art der Kostenumlegung würde doch automatisch einen Anreiz bieten, vorhandene Anschlüsse bestmöglich zu nutzen.