Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher bleibt – aber das Fenster schließt sich

Die Bundesnetzagentur hat in dieser Woche einen der meistdiskutierten regulatorischen Vorgänge der jüngeren Energiewirtschaft vorerst entschärft: Die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher wird nicht vorzeitig abgeschafft. Behördenchef Klaus Müller erklärte, man habe beim Thema Kapazitätsentgelte für Speicher den Vertrauensschutz höher gewichtet als die Wirksamkeit einer frühzeitigen Neuregelung. Für eine Branche, die seit Jahresbeginn in erheblicher Unsicherheit operiert hat, ist das eine Erleichterung. Aber keine, die zum Aufatmen einlädt.

Was gilt und was sich ändert

Die Rechtslage nach Paragraf 118 Abs. 6 EnWG bleibt zunächst unangetastet: Batteriespeicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von Netzentgelten auf den Strombezug befreit. Diese Regelung war seit Jahresbeginn unter Druck geraten, nachdem die Bundesnetzagentur in einem Orientierungspapier die Auffassung vertreten hatte, eine Vollbefreiung sei europarechtlich nicht darstellbar und energiewirtschaftlich nicht zweckmäßig.

Was die Branche dabei besonders alarmiert hatte, war nicht nur die Frage künftiger Entgelte für neue Projekte – sondern die Möglichkeit einer sogenannten unechten Rückwirkung. Die Bundesnetzagentur hatte angedeutet, dass auch bereits in Betrieb befindliche oder im Bau befindliche Anlagen nachträglich mit Netzentgelten belastet werden könnten. Für Investoren, die ihre Renditerechnung auf Basis der geltenden 20-jährigen Befreiung aufgestellt hatten, wäre das ein fundamentaler Eingriff in bestehende Finanzierungsmodelle gewesen. Kreditgeber hätten Covenants neu bewerten müssen, Eigenkapitalgeber ihre Projektbewertungen. Investitionsentscheidungen wurden ausgesetzt, Klagen vorbereitet. BDEW, BEE, VKU und BDI lehnten eine rückwirkende Belastung geschlossen ab.

Dass die Bundesnetzagentur diesen Weg nun ausdrücklich nicht geht, ist das eigentlich Bedeutsame an der aktuellen Entscheidung – und der Grund, warum die Erleichterung in der Branche so groß ist. Die Kehrtwende der Behörde ist damit auch eine Reaktion auf diesen Druck. Dennoch bringt die neue Festlegung eine wesentliche Neuerung mit sich, die in der öffentlichen Wahrnehmung noch nicht ausreichend gewichtet wird: Der Bestandsschutz gilt künftig nicht mehr allein für Anlagen, die bis August 2029 in Betrieb gehen. Hinzukommen muss, dass die finale Investitionsentscheidung – die sogenannte FID – vor Inkrafttreten der neuen Festlegung getroffen wurde. Diese Festlegung soll laut Bundesnetzagentur frühestens Anfang 2027 in Kraft treten.

Das bedeutet: Wer sich den Bestandsschutz sichern will, hat nicht bis 2029 Zeit. Die entscheidende Deadline ist deutlich früher.

Ein neues Entgeltsystem für neue Projekte

Für Speicher ohne Bestandsschutz sieht die neue Systematik einen Kapazitätspreis vor, der sich an der Einspeisekapazität und dem Netzanschluss orientiert – kein verbrauchsbasiertes Modell in Euro pro Kilowattstunde, wie es bei normalen Stromkunden üblich ist. Die genaue Ausgestaltung dieses Kapazitätspreises ist noch nicht final entschieden, was für Projekte ohne Bestandsschutz eine weiterhin schwer kalkulierbare Kostenbasis bedeutet.

Photovoltaik-Heimspeicher werden dauerhaft aus der Entgeltpflicht ausgenommen. Die Bundesnetzagentur begründet das pragmatisch: Der administrative Aufwand stünde in keinem Verhältnis zum Nutzen für das Stromnetz.

Dynamische Netzentgelte: Richtung klar, Umsetzung komplex

Ein weiterer zentraler Baustein der AgNes-Diskussion sind dynamische Netzentgelte – ein Modell, bei dem Speicher nicht pauschal, sondern abhängig von der Netzauslastung belastet werden. Netzdienliches Verhalten würde finanziell belohnt, reine Arbitrage stärker belastet. Konzeptionell ist das der richtige Ansatz für ein System, das zunehmend auf steuerbare Flexibilität angewiesen ist.

Die Bundesnetzagentur hat jedoch eingeräumt, dass die technischen Restriktionen der Netzbetreiber erheblich sind. Dynamische Netzentgelte für Speicher sollen deshalb erst zwischen 2030 und 2033 eingeführt werden. Das gibt der Branche Zeit zur Vorbereitung, aber auch ein klares Signal: Betriebsintelligenz wird mittelfristig zur wirtschaftlichen Grundvoraussetzung. Speicher, die nicht in der Lage sind, ihr Lade- und Entladeverhalten in Echtzeit an Netzsignale anzupassen, werden in diesem System strukturell benachteiligt sein.

Was die Entscheidung für die Branche bedeutet

Die Bundesnetzagentur hat mit ihrer Kehrtwende Vertrauen zurückgewonnen – und gleichzeitig die Spielregeln für den Markteintritt neu definiert. Für Projektierer und Investoren ergibt sich daraus eine klare Konsequenz: Der relevante Zeithorizont ist nicht August 2029, sondern Anfang 2027. Wer den Bestandsschutz anstrebt, muss die FID vor diesem Datum treffen – und bis dahin Standortanalyse, Netzanschlussplanung, Wirtschaftlichkeitsrechnung und Finanzierungsstruktur abgeschlossen haben.

Dass Netzanschlusskapazitäten begrenzt sind und die Projektpipeline sich schneller füllt als erwartet, verschärft den Zeitdruck zusätzlich. Die gute Nachricht aus dieser Woche sollte daher nicht als Entspannungssignal missverstanden werden. Sie ist eine Klarstellung – aber eine mit Ablaufdatum.

— Der Autor Marco Scholz ist Managing Director von NGEN Germany, einem auf Planung, Installation und Betrieb von Batteriespeichersystemen spezialisierten Unternehmen. NGEN setzt auf markterprobte Hardware und eine eigene KI-gestützte Software zur integrierten Betriebsoptimierung über alle Erlösquellen – von Intraday- und Day-ahead-Handel über Regelleistung bis zu Eigenverbrauch und Peak Shaving.—