Deutschlands Batterie-Speicherbranche ist besorgt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat angedeutet, dass die Befreiung von Netzentgelten vorzeitig enden könnte – selbst für bereits angeschlossene Speicher. Die Aussicht auf rückwirkende Regeländerungen erschüttert das Vertrauen der Investoren in einen Markt, der ohnehin mit Unsicherheiten hinsichtlich des Gebührenregimes nach 2029 konfrontiert ist.

Die Bundesnetzagentur skizziert das zukünftige System Schritt für Schritt: ein überarbeitetes BKZ, finanzierungsbasierte Tarife und neue dynamische, lokalisierte Gebühren. Die BNetzA betont, dass sie die Wirtschaftlichkeit von Speichern nicht verschlechtern will. Doch die endgültigen Werte könnten erst Ende 2028 festgelegt werden – und Banken finanzieren oft nicht, was sie nicht modellieren können.

Für viele Speicher kann dieses Netzentgelt die Wirtschaftlichkeit entscheidend beeinflussen. Besonders für Speicher mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCA) würde ein höheres Netzentgelt die internen Renditen (IRR) in einen Bereich drücken, in dem Investitionen nicht mehr attraktiv sind – insbesondere in einer Zeit nach der Marktsättigung ab 2029, in der die Gesamterlöse deutlich niedriger ausfallen werden als heute.

FCAs und dynamische Netzentgelte steuern beide lokale Netzengpässe: das eine über harte Begrenzungen, das andere über Preissignale. Beide gleichzeitig anzuwenden, bedeutet eine doppelte Belastung. Und gerade die am stärksten beschränkten Speicher können auf dynamische Signale kaum reagieren, da ihre operative Flexibilität bereits eingeschränkt ist.

Diese Analyse unterzieht die Wirtschaftlichkeit einem Stresstest gegen rein finanzierungsbasierte Gebühren – der Komponente, die die Rendite definitiv mindert. Dynamische Gebühren könnten einen Teil der Kosten ausgleichen, sind aber nicht garantiert, insbesondere für Speicher fernab von Engpasszonen. Wir modellieren Szenarien mit reinen Kapazitäts- und reinen Energiegebühren unter realistischen FCA-Bedingungen.

Bei einem energiebezogenen Netzentgelt von 66,50 €/MWh auf Eigenverbrauch verliert ein unbeschränkter Speicher vier Prozentpunkte IRR. Für stark beschränkte Speicher drücken die meisten Netzentgelt-Szenarien die Rendite unter die Investitionsschwelle. Die Lücke zwischen einem tragfähigen Gebührenregime und einem, das den Ausbau zum Erliegen bringt, ist schmal – und 7 GW an Kapazität bis 2030 könnten davon abhängen, wo die endgültigen Werte landen.

Dieser Artikel ist Teil einer Serie zu zukünftigen Netzentgelten für Batteriespeicher in Deutschland:

• Was die Bundesnetzagentur bisher als Mechanismus vorschlägt
• Wie finanzierungsbasierte Tarife die Wirtschaftlichkeit beeinflussen können
• Wie dynamische Tarife zu einer Einnahmequelle werden können – je nach Standort

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Kapazitätsgebühren über 25.000 €/MW/Jahr machen selbst unbeschränkte Speicher unrentabel

In ihrem Positionspapier schlägt die BNetzA eine Kombination aus Kapazitätsgebühren (basierend auf reservierter Netzkapazität) und energiebezogenen Gebühren (basierend auf Netznutzung) vor, wobei die Wahl besteht, wie viel Kapazität reserviert wird. Wahrscheinlich ist der Anreiz für Speicher, entweder 100 % oder 0 % Kapazitätsgebühr zu wählen – je nach Preisrelation. Daher betrachtet diese Analyse reine Kapazitäts- und reine Energiegebühren getrennt.

Für kapazitätsbasierte Gebühren haben wir eine Bandbreite jährlicher Kapazitätsentgelte von 6.000 €/MW/Jahr (analog zu den niedrigsten DUoS-Gebühren in Großbritannien) bis 130.000 €/MW/Jahr (wie in einzelnen Vorschlägen während der BNetzA-Diskussion) modelliert. Alle Szenarien gehen von einem 4-Stunden-Speicher aus, der am 1. Januar 2029 in Betrieb geht.

Die Ergebnisse unterscheiden sich stark je nach Beschränkung. Ein unbeschränkter Speicher erzielt unter diesen Annahmen rund 15 % IRR über 20 Jahre ohne Gebühren. Selbst bei 25.000 €/MW/Jahr wird die Hürde genommen, mit einer IRR von 11,4 %. Aber ein Netzentgelt von 42.000 €/MW/Jahr (wie in Belgien) senkt die IRR auf 9 %, was es selbst für unbeschränkte Speicher schwer macht, Investoren zu finden.

Um die Situation für die meisten heute in den deutschen Markt eintretenden Speicher realistisch einzuschätzen, wählt diese Analyse strikte, aber realistische FCA-Beschränkungen, um Grenzfälle von Speichern zu zeigen, die derzeit kaum finanziert werden.

Für Speicher mit DSO-typischen FCA, einschließlich Rampenraten und Import-/Exportbegrenzungen, verschlechtert sich das Bild weiter. Unlevered IRR über 20 Jahre liegen bei ca. 11 % und sinken bei 10.000 €/MW/Jahr Kapazitätsgebühr auf 9,3 %. Bei einer aktuellen Hürde von rund 10 % ist es unwahrscheinlich, dass ein Investor gefunden wird, solange keine zusätzlichen festen Einnahmequellen bestehen. TSO-beschränkte Speicher, bei denen Intraday-Erlöse als eine der wichtigsten Einnahmequellen stark eingeschränkt sind, nehmen die Finanzierungshürde kaum, selbst ohne Netzentgelte. Schon eine geringe jährliche Gebühr kann sie unrentabel machen.

Das wichtigste Fazit: Das Gebührenniveau, bei dem die Wirtschaftlichkeit kippt, hängt ganz vom FCA-Regime ab. Für die beschränkten Speicher, die den Großteil der neuen Anschlüsse ausmachen, führen selbst moderate Kapazitätsgebühren zu Renditen, die Banken nicht finanzieren.

Energiebezogene Gebühren kosten weniger als Kapazitätsentgelte, verändern aber den Speicherbetrieb

Nach dem aktuellen BNetzA-Vorschlag zahlen Speicher, die einen Kapazitätspreis von null wählen, nur auf Eigenverbrauch oder Wirkungsgradverluste (RTE) energiebezogene Netzentgelte. Wir haben vier Szenarien auf Basis aktueller Gebühren und Vorschläge der Regulierungsbehörde modelliert.

Die absoluten Kosten energiebezogener Gebühren sind niedriger als Kapazitätsentgelte. Die jährlichen Zahlungen reichen in unseren Szenarien von etwa 7.000 € bis 75.000 €/MW/Jahr und liegen damit in ähnlicher Größenordnung wie die oben modellierten Kapazitätsgebühren. Die IRR-Heatmap spiegelt das wider: Unbeschränkte Speicher bleiben bei einem nicht subventionierten AP1 von 66,50 €/MWh nahe an der Hürde. Für beschränkte Speicher wird die Hürde selbst beim niedrigsten modellierten Netzentgelt nicht erreicht.

IRRs für beschränkte Speicher sind niedriger, als wenn sie den entsprechenden Betrag als Kapazitätsgebühr zahlen würden. Dies liegt daran, dass energiebezogene Gebühren den Speicherbetrieb verzerren und der entgangene Umsatz (weil weniger Zyklen die Profitabilitätsschwelle überschreiten) die Wirkung der Netzentgelte sogar noch verschärfen kann.

Höhere Mindestspreads verringern die Zyklenchancen nicht-linear

Der Mechanismus ist einfach: Jeder Zyklus hat bereits eine Kostenschwelle – Degradation plus Wirkungsgradverlust. Bei 86 % Wirkungsgrad muss der Entladepreis mindestens 16 % über dem Ladepreis liegen, um allein die Verluste auszugleichen.

Energiebezogene Netzentgelte erhöhen diese Schwelle weiter. Für jede geladene MWh verliert der Speicher 140 kWh durch Wirkungsgradverluste. Bei einem Netzentgelt von 66,50 €/MWh entspricht das 9,31 €/MWh, die auf den Mindestspread für einen profitablen Zyklus aufgeschlagen werden. Optimierer berücksichtigen diese Schwelle und überspringen jeden Zyklus, der sie nicht überschreitet, um Verluste zu vermeiden.

Die Auswirkungen auf das TSO-Beschränkungsszenario sind am geringsten. Selbst ohne Netzentgelte muss der Speicher viele kleinere Zyklen auslassen – wegen der 15-Minuten-Rampeffekte und weil er nicht auf die kurzfristigen Preisspitzen zugreifen kann, die diese Zyklen rechtfertigen würden. Bruttohändlererlöse und Zykluszahl ändern sich mit kleinen Mindestspreads kaum im Vergleich zum Szenario ohne Netzentgelte, während die IRR-Margen hauchdünn bleiben.

Die Wirkung auf die Zyklusanzahl ist nicht-linear, da sich die Spreads im Jahresverlauf nicht gleichmäßig verteilen.

Selbst bei einem Netzentgelt von 266 €/MWh schneidet die Mindestspread-Linie den unteren Teil der Kurve ab und eliminiert etwa 6 % der Zyklustage vollständig. Bei niedrigeren Gebührensätzen sind weniger Tage betroffen.

Speicher fahren jedoch nicht nur zwischen der teuersten und der günstigsten Stunde des Tages. Sie nutzen auch viele kleinere Zyklen, um kurzfristige Preisspitzen auszunutzen. Der zweite Zyklus pro Tag, der meist auf einen geringeren Spread angewiesen ist als TB4, ist am stärksten betroffen. Dadurch sinkt die durchschnittliche Zykluszahl pro Tag eines unbeschränkten Speichers von 1,95 auf etwa 1,4 bei den höchsten Netzentgelten.

Im Extremfall würde ein sehr hohes Gebührenniveau nahezu alle Zyklusmöglichkeiten eliminieren und faktisch einem Betriebsverbot gleichkommen. In der Praxis ist das unter den modellierten AP1-Szenarien unwahrscheinlich, aber selbst der nicht subventionierte AP2-Satz reicht aus, um die jährliche Zykluszahl merklich zu senken und die Erlöse weit über die reine Netzentgeltzahlung hinaus zu komprimieren.

Unsicherheit über Netzentgelte könnte neue Investitionsentscheidungen bis Ende 2028 einfrieren

Die BNetzA betont, dass sie die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern nicht zerstören will, und Erlöse aus dem Kapazitätsmarkt oder dem Ausland könnten das Geschäftsmodell stützen, selbst wenn Netzentgelte eingeführt werden. Doch Absicht ist nicht gleich Klarheit – und Kreditgeber finanzieren Projekte nur auf Basis von Risikobewertungen, die ein gewisses Maß an Sicherheit erfordern.

Es bestehen zwei separate Risiken, die unterschiedliche Projektgruppen betreffen.

Neue Projekte mit Anschluss nach August 2029 haben eine unquantifizierbare Wirtschaftlichkeit

Jeder Speicher, der nach dem 4. August 2029 in Betrieb geht, muss Netzentgelte nach dem neuen Regime zahlen. Ob Speicher besser oder schlechter dastehen, hängt vom Verhältnis zwischen Finanzierungskosten und Einnahmen aus dynamischen Gebühren ab. Die endgültigen Werte werden wohl erst Ende 2028 feststehen.

Kreditgeber können nichts modellieren, was sie nicht kennen – auch wenn der Prozess für Projekte, die bislang nur wussten, dass sie irgendeine Gebühr zahlen werden, mehr Klarheit bringt. Doch Investitionsentscheidungen für Projekte mit Anschluss nach 2029 stehen weiterhin vor einer großen Unsicherheitslücke, die den Ausbau von Batteriespeichern in Deutschland bis zur Klärung der Regulierung wahrscheinlich ausbremst.

Vorzeitige Aufhebung der Befreiung erhöht das Risiko auch für Projekte mit Anschluss vor 2029 und könnte neue Investitionen stoppen

Unabhängig davon hat die BNetzA angedeutet, dass sie möglicherweise die rechtliche Befugnis hat, die Netzentgeltbefreiung vorzeitig aufzuheben – auch für bereits angeschlossene Speicher – um gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Das ist keine bestätigte Politik. Doch allein die Möglichkeit hat das Vertrauen der Investoren erheblich erschüttert. Projekte ohne finale Investitionsentscheidung (FID) könnten unter diesem neuen Risikoprofil keine Finanzierung mehr erhalten.

Wird die Befreiung rückwirkend aufgehoben, ändert sich die Wirtschaftlichkeit für Projekte, die ihre FID in der Annahme von 20 Jahren Gebührenfreiheit getroffen haben, mitten in der Laufzeit. Die in dieser Analyse modellierten IRRs würden dann nicht nur für künftige Projekte, sondern auch für bestehende Anlagen gelten. Das ist ein binäres, nicht absicherbares Risiko, das Kreditgeber zu höheren Margen zwingt – oder sie komplett vom Markt fernhält.

Projekte mit bereits erfolgter FID werden wahrscheinlich umgesetzt. Aber viele Projekte, die vor Ablauf der Netzentgeltbefreiung ans Netz gehen sollen, haben noch keine Finanzierung gesichert. Entwickler berichten bereits, dass Kreditgeber wegen des neuen Risikos ihre Unterstützung zurückziehen könnten.

Eine zweijährige Lücke bei neuen FIDs würde Deutschlands Speicherkapazität 2029 um 40 % reduzieren und Großhandelspreise erhöhen

Wenn bis Ende 2028 keine neuen Speicher die FID erreichen, entsteht schnell eine Ausbaulücke. Bei einer Vorlaufzeit von zwei Jahren zwischen FID und Inbetriebnahme kämen frühestens 2030 neue Projekte ans Netz. Im zentralen Ausbauszenario von Modo Energy hätte Deutschland 2029 rund 14 GW installierte Speicherkapazität. Ein zweijähriger FID-Stopp würde das auf etwa 8,7 GW reduzieren – ein Minus von 40 % bzw. 5,3 GW fehlende Speicher.

Wenn Erneuerbare und Nachfrage wie erwartet wachsen, die Speicherkapazität aber wegen eines FID-Stopps auf heutigem Niveau bleibt, hätte dies erhebliche Auswirkungen auf das Gesamtsystem. Laut Modo-Energy-Modellierung wären die durchschnittlichen Strompreise 2029 um 1,37 €/MWh höher als im zentralen Szenario. Und in 10 % der Zeiträume lägen die Preise bei 148,03 €/MWh oder höher, statt 144,10 €/MWh im zentralen Fall. Die Stunden mit negativen Preisen steigen um 16 %, was zu mehr abgeregelter erneuerbarer Erzeugung führt.

Der zusätzliche Eigenverbrauch der Speicher läge aber nur bei etwa 1,9 TWh, verglichen mit 664,81 TWh Nachfrage laut TYNDP-Szenarien. Die Ausweitung der Bemessungsgrundlage würde die Netzentgelte daher nur um ca. 0,3 % oder 0,19 €/MWh reduzieren (beim nicht subventionierten AP1 angenommen). Die Nettokosten für Verbraucher dieser Politik lägen somit bei 1,18 €/MWh bzw. etwa 785 Mio. € – noch bevor Redispatch- und EEG-Einsparungen berücksichtigt werden. Diese Kosten ließen sich durch frühzeitige Klarheit für Investoren vermeiden, sodass diese sicher sein können, dass ihr Geschäftsmodell nicht zerstört wird.

Dynamische Netzentgelte und FCAs lösen das gleiche Problem. Speicher sollten nicht doppelt zahlen

Netzentgelte sind beherrschbar, wenn der Speicher unbeschränkt ist. Doch die meisten neuen Speicher haben FCAs – und die Kombination ist oft der Killer für die Hürdenrendite.

Sobald auf allen DSO-Ebenen dynamische Preissignale existieren, übernehmen sie die gleiche Rolle wie eine FCA und steuern das Speicherverhalten netzdienlich. Die größte Überlappung gibt es dort, wo die Engpässe am größten sind: Genau dort verhängen DSOs die strengsten FCAs und würden dynamische Gebühren die stärksten Anreize für netzdienliches Verhalten setzen. Beide Instrumente gleichzeitig anzuwenden, bedeutet eine doppelte Belastung. Und gerade die am stärksten beschränkten Speicher können auf dynamische Signale kaum reagieren, da ihre Flexibilität bereits eingeschränkt ist.

Gut gestaltete dynamische Netzentgelte sollten die gleichen Ergebnisse erzielen wie Import-/Exportbegrenzungen – aber über Anreize statt über Restriktionen. Daraus ergeben sich drei mögliche Kompensationen:

• Speicher, die dynamische Gebühren zahlen, könnten von Import-/Exportcaps befreit werden, da das Preissignal das Verhalten bereits steuert. Rampenraten und Fahrplanfixierungen adressieren andere Risiken und könnten weiterhin gerechtfertigt sein.
• Speicher mit FCA könnten im Gegenzug niedrigere finanzierungsbasierte Netzentgelte erhalten (ähnlich wie das aktuelle BKZ-Regime).
• Bestehende Speicher könnten freiwillig ins neue dynamische Gebührenregime wechseln und dafür die energiebasierten FCA-Komponenten abgeben.

Jede dieser Optionen würde Entwicklern einen Anreiz geben, sich mit dem neuen Regime auseinanderzusetzen, statt es zu fürchten – und so das Investorenvertrauen wiederherstellen, das durch die aktuelle Unsicherheit schwindet.