Wer vor dem 4. August 2029 eine Batterie ans Netz bringt, spart sich bisher für 20 Jahre die Netzentgelte. Doch dieses Privileg läuft bald aus. Die Regulierungsbehörde hat bereits deutlich gemacht: Eine dauerhafte Befreiung von Netzentgelten für Batteriespeicher ist nicht haltbar.
Das sorgt für Unruhe. Viele Projektentwickler versuchen aktuell, ihre Speicher noch vor August 2029 ans Netz zu bringen, um die Gebührenfreiheit zu sichern. Die Angst: Nach diesem Datum könnten Netzentgelte den Business Case erheblich verschlechtern.
Aber was aktuell entsteht, ist kein einfaches “Zurück zur Kostenpflicht”, sondern ein komplett neues Netzentgeltsystem, das neue Spielregeln für Speicher schaffen wird.
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht derzeit Schritt für Schritt neue Positionspapiere, in denen sich das künftige Regime langsam, aber deutlich abzeichnet. Klar ist: Netzentgelte sollen künftig nicht nur den Netzausbau finanzieren, sondern gezielt das Verhalten von Flexibilität steuern – Speicher inklusive.
Das eröffnet neue Chancen. Speicher können sich künftig nicht nur über Marktpreise optimieren, sondern auch über Netzwert. Und wer flexibel genug ist, profitiert vom System, statt darunter zu leiden.
This article is part of a series on future grid fees for German batteries:
- What the regulator proposes so far as a mechanism
- How financing tariffs may impact the business case
- How dynamic tariffs can become a revenue stream - depending on location
1. Die wichtigsten Fragen für Batterieentwickler
Müssen Batterien nach 2029 Netzgebühren zahlen?
Nach der Bundesnetzagentur - ja. Die BNetzA hat klargemacht, dass die aktuelle Ausnahmeregelung nicht dauerhaft bestehen bleibt. Mit dem wachsenden Anteil von Batteriespeichern im Stromsystem sollen auch sie künftig einen Beitrag zu den Netzkosten leisten.
Aber der finale Beschluss steht noch aus: mögliche Übergangsregelungen oder Änderungen zur methodischen Ausgestaltung werden noch diskutiert.
Welche Netzentgelte kommen voraussichtlich auf standalone-Batterien zu?
Ab 2029 müssen Betreiber mit einem neuen, deutlich komplexeren Entgeltsystem rechnen. Geplant ist ein dreiteiliges Modell:
- Netzanschlussgebühr (BKZ) bleibt bestehen. Wie bisher fällt sie einmalig beim Anschluss an.
- Finanzierungstarife werden aufgespalten in:
- Kapazitätsentgelte, die auf die maximale Anschlussleistung bezogen sind. Hier soll es eine Wahlkomponente geben: Betreiber können also entscheiden, welche Leistung sie „reservieren“ und entsprechend zahlen.
- Arbeitspreise, die auf den tatsächlichen Energiefluss bezogen sind – allerdings nur auf den Netto-Eigenverbrauch der Batterie, also im Wesentlichen auf RTE-Verluste (als sogenannter Saldierungstarif). Wird mehr Energie verbraucht als die gewählte Kapazität erlaubt, droht ein Strafaufschlag.
- Dynamische Netzentgelte sollen neu und separat eingeführt werden und könnten zum Gamechanger werden:
- Diese Tarife gelten für jede geladene oder entladene kWh.
- Entscheidend: Sie können auch negativ sein. Batterien, die netzdienlich laden oder entladen, könnten künftig Einnahmen statt Kosten generieren.
Was bedeuten die neuen Netzentgelte für das Geschäftsmodell von Batteriespeichern?
Die gute Nachricht: Das neue Entgeltsystem muss nicht zwangsläufig eine Belastung sein. Für manche Projekte könnten die Änderungen sogar zusätzliche Einnahmequellen eröffnen.
Der tatsächliche Einfluss hängt maßgeblich von zwei Faktoren ab.
- Wie hoch sind Kapazitäts- und Arbeitspreise letztendlich?
- Wie viel lässt sich durch Optimierung rund um die dynamischen Tarife verdienen?
In Szenarien mit niedrigen Finanzierungsentgelten und für Batterien mit hohem Standortwert (z. B. bei Netzengpässen) könnten Batteriespeicher am Ende sogar besser dastehen als heute.
Andererseits kommt es ohne den Uplift der dynamischen Entgelte zu 3–10 % niedrigeren Erlösen, je nach Höhe der angelegten Netzentgelte.
2. Entgelte mit Finanzierungsfunktion erhöhen die OpEx
Was ist die Logik hinter Saldierungstarifen und wie wirken sie sich aus?
Das Grundprinzip: Nur der Eigenverbrauch der Batterie (RTE-Verluste) wird mit finanzierenden Netzentgelten belegt, nicht die gesamte geladene oder entladene Energie. Speicher werden damit anderen Verbrauchern gleichgestellt.
Was das finanziell bedeutet, hängt hauptsächlich vom Arbeitspreis und seiner Entwicklung in Zukunft ab: Auf Höchst- und Hochspannungsebene sind die Netzentgelte laut Prognosen bis 2030 weitgehend stabil. Unsicher bleibt jedoch, ob der Bund die derzeitigen Entlastungen langfristig weiterfinanziert.
- Ohne Subventionen läge der Preis für 2026 bei rund €66.50/MWh. Wenn Netzentgelte stabil bleiben, können wir einen ähnlichen Preis in der Zukunft vermuten.
- Mit Subventionen liegt der Preis näher bei €28.60/MWh.
- Ca. 150MWh/MW/Jahr als Eigenbedarf der Batterie
- €4.3k–10k/MW/Jahr Netzentgelte, je nach Höhe der Netzentgelte
- Das entspricht etwa 3–8 % geringeren Einnahmen.
Für netzlimitierte Assets mit geringerer Anzahl an Zyklen ist der Effekt prozentual sogar größer (5–10 %), da die Erlöse insgesamt niedriger ausfallen. In diesen Fällen könnten Netzentgelte zum entscheidenden Faktor für die Investitionsentscheidung werden.
Die anreizbasierten Tarife könnten diese Verluste jedoch kompensieren – und gleichzeitig ein Argument gegen strikte Netzeinschränkungen liefern.
Welche Rolle spielen Kapazitätstarife?
Die Bundesnetzagentur plant, Kapazitätstarife mit Wahlelement für alle entgeltrelevanten Netzkomponenten einzuführen. Für klassische Verbraucher ist das einfach, aber für Speicher wird es komplexer.
Der Grundmechanismus:
- Betreiber legen vorab fest, wie viel Anschlusskapazität sie „buchen“ und bezahlen wollen (→ Kapazitätspreis).
- Nutzung innerhalb dieser Grenze: günstiger Arbeitspreis (AP1).
- Nutzung darüber hinaus: teurer Strafpreis (AP2).
Zwischen diesen drei Preisen wird anhand eines erwarteten Profils optimiert, wie viel Kapazität am besten im Vorhinein bezahlt werden soll.
Für Speicher bleiben zentrale Fragen offen:
- Gilt die Kapazitätsgrenze für die tagesweise saldierte Nettomenge oder jede Lademenge?
- Oder wird zeitgenau bilanziert, was für Batterien mit schwankendem Ladeverhalten problematisch wäre und dem Saldierungsgedanken widersprechen würde?
- Wie genau wird ein Überschreiten der Grenze sanktioniert – linear, prozentual oder per sofortigem Strafpreis?
Die BNetzA favorisiert aktuell eine prozentuale Anwendung mit AP2-Strafkomponente. Aber die genaue Umsetzung ist noch offen und wird maßgeblich darüber entscheiden, wie riskant oder kalkulierbar Kapazitätstarife für Speicher werden.
3. Entgelte mit Anreizfunktion ermöglichen bessere Optimierung
Wie können Batterien durch Netzentgelte Geld verdienen?
Neben den klassischen Entgelten (z. B. für Eigenverbrauch) plant die BNetzA ein zweites System: dynamische Netzentgelte mit Anreizfunktion.
Das Ziel: netzdienliches Verhalten mit Preisen offenlegen – und belohnen. Die Netzentgelte sind dafür:
- Dynamisch: Tarife werden täglich neu berechnet, werden vor der Day-ahead-Auktion veröffentlicht und gelten je 15-Minuten-Zeitfenster.
- Standortabhängig: Sie spiegeln die lokale Netzsituation wider (Engpässe oder Flexibilitätsbedarf).
- Symmetrisch: Sie können positiv (Kosten) oder negativ (Einnahmen) sein.
Die Höhe der Tarife wird so angesetzt, dass sie eine wirtschaftlich sinnvolle Reaktion auslösen und exakt die richtige Menge an Volumen korrigieren, basierend auf den vermiedenen Redispatch-Kosten.
Es ist nicht unbedingt gesagt, dass Batterien hier mit einem Netto-Erlös hervorgehen. Aber durch ihre besondere Flexibilität und Preissensitivität ist davon auszugehen, dass Batterien ihre Gesamtwohlfahrt gut optimieren können.
Wie verändern dynamische Netzentgelte den Batterie-Betrieb?
Für Speicherbetreiber ist das ein neues Preissignal und wird künftig einfach in die bestehende Optimierung integriert.
Statt nur auf Day-ahead- oder Intradaypreise zu reagieren, kalkuliert die Batterie zusätzlich mit:
- Kosten (oder Einnahmen) aus dynamischen Entgelten
- Fixkosten aus Finanzierungsentgelten
Das ändert die operative Logik:
- Die Batterie kann nun sowohl netzdienliches als auch marktdienliches Verhalten bepreisen und ihre Flexibilität dahin tragen, wo sie am meisten Wohlfahrt generiert.
- Die Netzentgelte auf den Eigenverbrauch erhöhen die Kosten eines jeden Zyklus. Das bedeutet, dass die Batterie weniger Zyklen fährt, weil der minimale Spread, der einen Zyklus wirtschaftlich sinnvoll macht, nun größer ist.
Eröffnen die neuen Regeln Chancen bei der Standortwahl?
Ja, aber mit Einschränkungen: Die Bundesnetzagentur sieht die Effekte dynamischer Entgelte auf Standortentscheidungen eher als Nebeneffekt.
Batterien vor oder hinter dem Engpass werden nicht strukturell bevorteilt. Aber in der Nähe eines Engpasses zu sein, kann so wenigstens eine der beiden Richtungen belohnen.
Wie wirkt sich ein Engpass konkret aus?
- Hinter dem Engpass: Speicher werden belohnt, wenn sie ins Netz einspeisen und bestraft, wenn sie laden.
- Vor dem Engpass: Speicher bekommen einen Anreiz zu Laden; Entladung kann dagegen kostenpflichtig werden.
Weil viele Engpässe langfristig bestehen und oft über mehrere Tage hinweg überlastet sind, wirken diese Preissignale nicht nur situativ, sondern dauerhaft standortprägend.
In Regionen mit hoher PV-Einspeisung (etwa in Nordbayern) hat sich Redispatch zuletzt deutlich in Richtung eines Tagesprofils verschoben:
Nicht nur Engpässe im Übertragungsnetz, sondern systematisch wiederkehrende Solarüberschüsse lösen Netzmaßnahmen aus.
In solarreichen Regionen entstehen damit planbare Erlöspotenziale für Batterien, die ohnehin mittags laden. Ihr natürliches Ladeverhalten passt zum Redispatchbedarf in diesen Regionen.
4. Weitere Einflüsse und Timing
Könnten die Änderungen für einen niedrigeren BKZ sorgen?
Möglich – aber nur, wenn sich die Berechnungslogik ändert.
Die BNetzA will die BKZ auch für Speicher grundsätzlich beibehalten, aber denkt darüber nach, die Berechnungsmethode anzupassen.
Die aktuelle Methode ist für BESS ungeeignet, um netzdienliche Standortwahl zu fördern: Speicher werden wie stromverbrauchende Einheiten behandelt – und daher mit Rabatten in den Norden geleitet, wo mehr Abregelungen mehr Verbrauch benötigen. Batterien speichern den Strom aber auch wieder aus, und verschlimmern den Netzengpass dabei.
Im Süden, wo mehr Solar abgeregelt wird, könnten Batterien den Redispatch-Bedarf systematisch verringern - aber zahlen derzeit ca. €100k/MW an BKZ.
Eine neue Berechnungsmethode könnte dafür sorgen, dass Batterien besonders im Süden nach 2029 niedrigere BKZ erhalten, wenn ihre Rolle im Netz vollständig gewürdigt wird, statt nur als Nachfragesysteme berechnet zu werden.
Was gilt für Co-located Speicher?
Vorerst bleiben sie außen vor.
Speicher behind the meter (also ohne eigene Messeinrichtung) werden als Teil der Erzeugung oder des Verbrauchs behandelt.
Für separat gemessene Co-located Speicher könnte sich das bald ändern:
- Sie sollen (ähnlich wie Standalone-Speicher) eigene dynamische Netzentgelte mit Anreizfunktion erhalten.
- Diese Änderungen werden aber erst in einer zweiten Welle erwartet, mindestens ein Jahr nach 2029.
Wichtig: Speicher, die aus dem Netz laden können, müssen separat gemessen werden, um vom Saldierungsmodell zu profitieren.
Wann kommt das neue Netzentgeltsystem?
Frühestens ab 1. Januar 2029 – aber nicht überall gleichzeitig.
- Für Standalone-Speicher auf den oberen Netzebenen (z. B. Hochspannung) soll das neue System ab 2029 gelten.
- Die niedrigeren Spannungsebenen folgen gestaffelt mit Zieljahr 2035, sofern alle Netzbetreiber technisch nachziehen können.
Aber: Die Timeline ist alles andere als fix.
- Die aktuelle Speicherbefreiung könnte früher auslaufen als am 4. August; die BNetzA behält sich eine vorzeitige Beendigung ausdrücklich vor.
- Gleichzeitig sind Übergangsregeln oder spätere Einführung denkbar, etwa wenn die Umsetzung dynamischer Entgelte technisch nicht überall möglich ist.
Die Übertragungsnetzbetreiber melden bereits Bedenken an – insbesondere bei der tagesgenauen Berechnung dynamischer Entgelte. Fehlende Daten und mangelnde Planbarkeit könnten den Rollout weiter verzögern.
