Deutschlands Batteriespeicherbranche ist beunruhigt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat angedeutet, die Netzentgeltbefreiung möglicherweise vorzeitig zu beenden – selbst für bereits angeschlossene Batterien. Die Aussicht auf rückwirkende Regeländerungen erschüttert das Vertrauen der Investoren in einen Markt, der ohnehin mit Unsicherheiten bezüglich des Gebührenregimes nach 2029 konfrontiert ist.

Die Regulierungsbehörde skizziert das zukünftige System Schritt für Schritt: ein überarbeitetes BKZ, finanzierungsbasierte Tarife und neue, dynamische lokale Gebühren. Die BNetzA betont, dass sie das Geschäftsmodell für Speicher nicht verschlechtern will. Doch die endgültigen Werte werden wohl erst Ende 2028 festgelegt – und Banken finanzieren oft nicht, was sie nicht modellieren können.

Für viele Batterien kann dieses Netzentgelt über Erfolg oder Scheitern des Geschäftsmodells entscheiden. Besonders für eingeschränkte Batterien mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCA) würden höhere Netzentgelte die internen Renditen (IRR) in nicht investierbare Bereiche drücken – insbesondere ab 2029, wenn die Gesamterlöse weit unter dem heutigen Niveau liegen werden.

FCAs und dynamische Netzentgelte steuern beide die lokale Netzüberlastung: das eine durch harte Einschränkungen, das andere durch Preissignale. Die gleichzeitige Anwendung bedeutet eine doppelte Belastung. Und gerade die am stärksten eingeschränkten Batterien können am wenigsten auf dynamische Signale reagieren, da ihre operative Flexibilität bereits stark begrenzt ist.

Diese Analyse unterzieht das Geschäftsmodell einem Stresstest gegenüber rein finanzierungsbasierten Gebühren – dem Bestandteil, der die Renditen sicher mindern wird. Dynamische Gebühren könnten einen Teil der Kosten ausgleichen, sind aber insbesondere für Batterien fernab von Engpassgebieten nicht garantiert. Wir modellieren Szenarien mit reinen Kapazitäts- und reinen Energiegebühren unter realistischen FCA-Bedingungen.

Bei einem energiebasierten Netzentgelt von 66,50 €/MWh auf Eigenverbrauch verliert eine uneingeschränkte Batterie vier Prozentpunkte IRR. Für stark eingeschränkte Batterien drücken die meisten Szenarien die Rendite unter investierbare Schwellen. Die Spanne zwischen einem tragfähigen Gebührenregime und einem, das den Ausbau stoppt, ist schmal – und 7 GW Kapazität bis 2030 könnten davon abhängen, wo die endgültigen Werte liegen.

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

• Was die Regulierungsbehörde bisher als Mechanismus vorschlägt
• Wie finanzierungsbasierte Tarife das Geschäftsmodell beeinflussen können
• Wie dynamische Tarife – je nach Standort – zur Einnahmequelle werden können

Für weitere Informationen zu diesem Thema kontaktieren Sie bitte den Autor unter till@modoenergy.com

Kapazitätsgebühren über 25.000 €/MW/Jahr machen selbst uneingeschränkte Batterien unrentabel

In ihrem Positionspapier schlägt die BNetzA eine Kombination aus kapazitätsbasierten Gebühren (basierend auf reservierter Netzkapazität) und energiebasierten Gebühren (basierend auf Netznutzung) vor, wobei es eine Wahlmöglichkeit gibt, wie viel Kapazität reserviert wird. Wahrscheinlich werden Batterien entweder 100 % oder 0 % Kapazitätsgebühr wählen – je nach Preisrelation. Daher betrachtet diese Analyse reine Kapazitäts- und reine Energiegebühren getrennt.

Im kapazitätsbasierten Modell haben wir eine Bandbreite von jährlichen Gebühren von 6.000 €/MW/Jahr (entsprechend den niedrigsten DUoS-Kapazitätsgebühren der letzten Jahre in Großbritannien) bis 130.000 €/MW/Jahr (entsprechend einigen Vorschlägen in der BNetzA-Diskussion) modelliert. Alle Szenarien gehen von einer 4-Stunden-Batterie aus, die am 1. Januar 2029 in Betrieb geht.

Die Ergebnisse unterscheiden sich stark nach Grad der Einschränkung. Eine uneingeschränkte Batterie erzielt unter diesen Annahmen etwa 15 % IRR über 20 Jahre ohne Gebühren. Selbst bei 25.000 €/MW/Jahr überschreitet sie die Hürdenrendite noch mit 11,4 %. Doch ein Netzentgelt von 42.000 €/MW/Jahr (wie in Belgien) senkt die IRR auf 9 % – und macht es selbst für uneingeschränkte Batterien schwierig, Investoren zu finden.

Um die Situation für die meisten Batterien, die heute auf den deutschen Markt kommen, realistisch einzuschätzen, wählt diese Analyse strikte, aber realistische FCA-Bedingungen, um Grenzfälle von Batterien aufzuzeigen, die derzeit kaum finanziert werden.

Für Batterien mit DSO-ähnlichen FCAs, inklusive Rampenbegrenzungen und Import-/Exportgrenzen, verschlechtert sich das Bild deutlich. Unlevered IRR über 20 Jahre liegen bei ca. 11 %, sinken auf 9,3 % bei 10.000 €/MW/Jahr Kapazitätsgebühr. Bei einer aktuellen Hürdenrendite von etwa 10 % wird diese Batterie ohne zusätzliche feste Einnahmequellen kaum einen Investor finden. TSO-eingeschränkte Batterien, deren Intraday-Erlöse als wichtigste Einnahmequelle stark begrenzt sind, erreichen die Finanzierungshürde kaum, selbst ohne Netzentgelte. Schon kleine jährliche Gebühren machen sie unrentabel.

Fazit: Das Gebührenniveau, bei dem das Geschäftsmodell scheitert, hängt vollständig vom FCA-Regime ab. Für die eingeschränkten Batterien, die den Großteil der neuen Anschlüsse ausmachen, führen schon moderate Kapazitätsgebühren zu Renditen, die Banken nicht mehr finanzieren.

Energiebasierte Gebühren kosten weniger als Kapazitätsgebühren, verändern aber den Betrieb der Batterien

Nach dem aktuellen BNetzA-Vorschlag zahlen Batterien, die einen Kapazitätspreis von null wählen, nur energiebasierte Netzentgelte auf Eigenverbrauch oder Verluste durch Wirkungsgrad (RTE). Wir haben vier Szenarien auf Basis aktueller Gebührensätze und der Vorschläge der Behörde modelliert.

Die direkten Kosten energiebasierter Entgelte sind niedriger als bei Kapazitätsgebühren. Die jährlichen Zahlungen liegen je nach Szenario zwischen etwa 7.000 und 75.000 €/MW/Jahr – also auf ähnlichem Niveau wie die oben modellierten Kapazitätsgebühren. Die IRR-Heatmap zeigt: Uneingeschränkte Batterien bleiben bei einem nicht subventionierten AP1 von 66,50 €/MWh nahe an der Hürdenrendite. Doch eingeschränkte Batterien erreichen selbst im günstigsten Szenario nicht die Hürdenrendite.

Die IRR für eingeschränkte Batterien sind niedriger, als wenn sie denselben Betrag als Kapazitätsgebühr zahlen würden. Der Grund: Energiebasierte Gebühren verzerren den Betrieb der Batterie, und der entgangene Umsatz (weil weniger Zyklen die Profitabilitätsschwelle überschreiten) kann die Auswirkungen der Netzentgelte sogar verschärfen.

Höhere Mindestspreads reduzieren die Zyklenzahl nichtlinear

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

Energiebasierte Netzentgelte erhöhen diese Schwelle weiter. Für jedes 1 MWh geladen, verliert die Batterie 140 kWh durch RTE-Ineffizienz. Bei einem Netzentgelt von 66,50 €/MWh kommen so 9,31 €/MWh zur Mindestspanne hinzu, die ein Zyklus benötigt, um profitabel zu sein. Optimierer werden diesen Schwellenwert berücksichtigen und Zyklen überspringen, die ihn nicht erreichen, um Verluste zu vermeiden.

Die Auswirkungen auf TSO-eingeschränkte Batterien sind am geringsten. Selbst ohne Netzentgelte müssen viele kleinere Zyklen ausgelassen werden – wegen der 15-Minuten-Rampenbegrenzung und weil sie nicht auf die volatilen Intraday-Preise zugreifen können, die solche Zyklen rechtfertigen würden. Bruttohändlerlöse und Zyklenzahl ändern sich mit kleinen Mindestspreads nur gering im Vergleich zum Szenario ohne Netzentgelte, während die IRR-Margen hauchdünn bleiben.

Der Effekt auf die Zyklenzahl ist nichtlinear, da sich die Spreads im Jahresverlauf nicht gleichmäßig verteilen.

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

Aber Batterien fahren nicht nur zwischen der teuersten und der günstigsten Stunde eines Tages. Viele kleinere Zyklen werden rund um kurzfristige Preisspitzen genutzt. Der zweite Zyklus pro Tag, der meist auf einen Spread unterhalb des TB4 angewiesen ist, ist am stärksten betroffen. Dadurch sinkt die durchschnittliche Zyklenzahl pro Tag einer uneingeschränkten Batterie von 1,95 auf etwa 1,4 bei den höchsten Netzentgelten.

Im Extremfall würde ein sehr hohes Gebührenniveau nahezu alle Zyklenmöglichkeiten eliminieren und faktisch einem Betriebsverbot gleichkommen. In der Praxis ist dies unter den modellierten AP1-Szenarien unwahrscheinlich, aber selbst der nicht subventionierte AP2-Tarif reicht aus, um die jährliche Zyklenzahl und die Erlöse deutlich stärker zu reduzieren als die Netzentgeltzahlung selbst.

Unsicherheit über Netzentgelte könnte neue Investitionsentscheidungen bis Ende 2028 blockieren

Die BNetzA bekräftigt, dass sie das Geschäftsmodell für Batteriespeicher nicht zerstören will. Kapazitätsmarkt- und internationale Erlöse könnten das Geschäftsmodell stützen, auch wenn Netzentgelte eingeführt werden. Doch Absicht ist nicht gleich Klarheit – und Kreditgeber finanzieren Projekte auf Basis von Risikobewertungen, die eine gewisse Planungssicherheit erfordern.

Es gibt zwei separate Risiken, die unterschiedliche Projekte betreffen.

Neue Projekte nach August 2029: Geschäftsmodell nicht quantifizierbar

Jede Batterie, die nach dem 4. August 2029 in Betrieb geht, muss Netzentgelte nach dem neuen Regime zahlen. Ob Batterien besser oder schlechter gestellt sind, hängt vom Verhältnis zwischen Finanzierungskosten und Einnahmen aus dynamischen Gebühren ab. Die endgültigen Werte werden voraussichtlich erst Ende 2028 festgelegt.

Kreditgeber können nicht modellieren, was sie nicht kennen – auch wenn der Prozess für Projekte, die bisher nur wussten, dass sie irgendein Netzentgelt zahlen werden, mehr Klarheit bringt. Aber FIDs für Anschlüsse nach 2029 stehen weiterhin vor großer Unsicherheit, die Investitionen in großflächige Batteriespeicher nach 2029 in Deutschland voraussichtlich auf Eis legen wird, bis die regulatorische Lage geklärt ist.

Vorzeitige Befreiungsaufhebung erhöht das Risiko auch für Projekte vor 2029 und könnte neue Investitionen stoppen

Unabhängig davon hat die BNetzA angedeutet, dass sie die rechtliche Möglichkeit hätte, die Netzentgeltbefreiung auch für bereits angeschlossene Batterien vorzeitig zu beenden, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Dies ist noch keine beschlossene Politik. Die Tatsache, dass es erwogen wird, hat das Investorenvertrauen jedoch erheblich erschüttert. Projekte ohne FID könnten mit diesem neuen Risikoprofil keine Finanzierung mehr erhalten.

Wird die Befreiung rückwirkend aufgehoben, ändern sich die Geschäftsmodelle für Projekte, die mit der Annahme von 20 Jahren Gebührenfreiheit kalkuliert haben, mitten in der Laufzeit. Die in dieser Analyse modellierten IRRs würden dann nicht nur für neue Projekte, sondern auch für Bestandsanlagen gelten. Dies ist eine Art binäres, nicht absicherbares Risiko, das Kreditgeber dazu bringt, höhere Margen zu fordern – oder sich komplett aus dem Markt zurückzuziehen.

Projekte, die bereits FID erreicht haben, werden wahrscheinlich weiter umgesetzt. Doch viele Projekte, die vor dem Stichtag für die Netzentgeltbefreiung ans Netz gehen sollen, haben noch keine Finanzierung gesichert. Entwickler berichten bereits, dass Kreditgeber aufgrund dieses neuen Risikos ihre Unterstützung zurückziehen könnten.

Zwei Jahre Investitionsstopp würden die Batteriespeicher-Kapazität 2029 um 40 % senken und Großhandelspreise treiben

Wenn bis Ende 2028 keine neuen Batterien FID erreichen, vergrößert sich die Ausbaulücke rasch. Bei einer Vorlaufzeit von zwei Jahren zwischen FID und Inbetriebnahme kämen neue Projekte frühestens 2030 ans Netz. Im zentralen Ausbauszenario von Modo Energy hätte Deutschland 2029 rund 14 GW installierte Batteriespeicher. Ein zweijähriger FID-Stopp würde dies auf etwa 8,7 GW senken – ein Minus von 40 % oder 5,3 GW fehlender Kapazität.

Wachsen Erneuerbare und Nachfrage wie erwartet, die Batteriespeicher bleiben aber wegen eines FID-Stopps auf heutigem Niveau, hätte das wichtige Auswirkungen auf das Gesamtsystem. Laut Modo Energy-Modellierung lägen die durchschnittlichen Strompreise 2029 um 1,37 €/MWh höher, als wenn die Batterien im Zentralszenario gebaut würden. In 10 % der Stunden stiege der Preis auf 148,03 €/MWh oder mehr statt 144,10 €/MWh. Die Zahl negativer Preisstunden nähme um 16 % zu, was mehr Abregelung erneuerbarer Erzeugung bedeutet.

Der zusätzliche Bedarf durch Eigenverbrauch der Batterien läge nur bei ca. 1,9 TWh – verglichen mit 664,81 TWh Nachfrage laut TYNDP-Szenarien. Eine breitere Nachfrageseite würde die Netzentgelte daher nur um ca. 0,3 % oder 0,19 €/MWh senken (bei nicht subventioniertem AP1). Die Nettokosten für Verbraucher dieser Politik lägen also bei 1,18 €/MWh bzw. etwa 785 Mio. € – noch ohne Berücksichtigung von Redispatch- und EEG-Einsparungen. Diese Kosten ließen sich durch frühere Klarheit für Investoren vermeiden, indem sichergestellt wird, dass ihr Geschäftsmodell nicht zerstört wird.

Dynamische Netzentgelte und FCAs lösen dasselbe Problem – Batterien sollten nicht für beides zahlen

Netzentgelte sind beherrschbar, wenn die Batterie uneingeschränkt ist. Doch die meisten neuen Batterien haben FCAs – und die Kombination ist oft tödlich für die Hürdenrendite.

Sobald Preissignale auf allen DSO-Ebenen existieren, übernehmen sie dieselbe Rolle wie ein FCA, indem sie der Batterie netzdienliches Verhalten vorgeben. Die beiden Mechanismen überschneiden sich besonders dort, wo die Engpässe am größten sind: Genau dort, wo DSOs die strengsten FCAs verhängen und wo dynamische Gebühren den stärksten Anreiz für netzdienliches Verhalten geben würden. Die gleichzeitige Anwendung bedeutet eine doppelte Belastung. Und gerade die am stärksten eingeschränkten Batterien können am wenigsten auf dynamische Signale reagieren, da ihre operative Flexibilität bereits stark begrenzt ist.

Gut gestaltete dynamische Netzentgelte sollten dasselbe Ziel erreichen wie Import-/Exportbegrenzungen – aber über Anreize statt über Einschränkungen. Daraus ergeben sich drei mögliche Varianten:

• Batterien, die dynamische Gebühren zahlen, könnten von ihren Import-/Exportbegrenzungen befreit werden, da das Preissignal bereits das gewünschte Verhalten steuert. Rampenbegrenzungen und Fahrplanfixierungen betreffen andere Aspekte und könnten weiterhin sinnvoll sein.
• Batterien mit FCA könnten im Gegenzug niedrigere finanzierungsbasierte Netzentgelte erhalten (ähnlich wie beim aktuellen BKZ-Regime).
• Bestehende Batterien könnten freiwillig in das neue dynamische Gebührenregime wechseln und dafür die energiebasierten Komponenten ihres FCA verlieren.

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