Deutschlands langanhaltende Unsicherheit über Netzentgelte lichtet sich allmählich. Am 27. Mai 2026 veröffentlichte die Regulierungsbehörde BNetzA ihre vorläufigen Ansichten zur vollständigen Überarbeitung der Netzentgeltsystematik, dem Rahmenwerk Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Die Behörde bestätigte fünf wesentliche Gestaltungsentscheidungen, die zusammen einen nahezu optimalen Ausgang für Batteriespeicher darstellen.

Die wichtigsten Punkte: Eine Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr ohne energiebezogene Komponente, starker Bestandsschutz für Projekte vor 2029 und ein dynamisches Gebührenmodell, das laut BNetzA für Speicher insgesamt positiv ausfallen dürfte. Der endgültige Rahmen wird bis Ende 2026 erwartet.

Dies ist der vierte Artikel in der Modo Energy-Reihe zu deutschen Netzentgelten:

• Was die Regulierungsbehörde als Mechanismus vorgeschlagen hat
• Wie Finanzierungstarife den Business Case beeinflussen könnten
• Wo Batterien unter dynamischer Preisgestaltung profitieren oder verlieren
• Was das aktuelle BNetzA-Update für Batterien und Investoren bedeutet

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Wichtigste Erkenntnisse

• Kapazitätsgebühren bestätigt bei 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, etwa 10 % der Kapazitätsgebühren für Haushaltskunden, ohne energiebezogene Komponente. Modo Energys Modellierung vom April 2026 zeigt, dass selbst im schlechtesten Fall (7 Tsd. €/MW/Jahr) der Einfluss auf die IRR eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030 nur etwa 0,5 Prozentpunkte beträgt.
• Bestandsschutz ist stark und klar definiert. FIDs vor der endgültigen AgNes-Entscheidung sichern 20 Jahre Schutz ab Inbetriebnahme. Seit Anfang 2026 pausierte FIDs können sofort wieder aufgenommen werden.
• Dynamische Netzentgelte sind vom Bestandsschutz ausgenommen, aber BNetzA und unabhängige Studien bestätigen, dass sie für Speicher insgesamt vorteilhaft sein werden.
• Erzeugergebühren von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr gelten ab 2029 für alle Erzeugungsanlagen über 30 kW. EEG-Projekte können die Kosten durch höhere Gebote in Auktionen ausgleichen. PPA-Projekte stehen vor größeren Herausforderungen bei bestehenden Verträgen, was den Solarausbau bremsen könnte.
• BNetzA verpflichtet sich, ab 2027 bessere Rahmenbedingungen für Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA) und Netzanschlussbeiträge (BKZ) zu schaffen, um die Doppelbelastung durch dynamische Gebühren und betriebliche Einschränkungen zu adressieren.

Kapazitätsgebühren sind niedrig, energiebezogene Gebühren entfallen

Die Behörde hat erneut bestätigt, dass die vollständige Netzentgeltbefreiung für BESS definitiv 2029 endet. Die neue Gebühr ist jedoch weit von einem Worst-Case-Szenario entfernt. Ab 2029 zahlen BESS eine finanzierungsbasierte Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, ohne energiebezogene Komponente. Das eigene Rechenbeispiel der BNetzA ergibt einen rollierenden Fünfjahresdurchschnitt von 5,38–5,65 Tsd. €/MW/Jahr.

Das entspricht etwa 10 % dessen, was Haushaltskunden an Kapazitätsgebühren zahlen. Die Gebühr basiert auf anteiligen Netzkosten, die auf Anlagen wie BESS entfallen, nicht auf den gesamten Netzgebühren.

Mit 4–7 Tsd. €/MW/Jahr liegt die Gebühr deutlich unter den Schwellenwerten, die BESS-Projekte wirtschaftlich unrentabel machen würden. Sie ist nicht null, aber tragbar: Laut Modo Energys Modellierung vom April 2026 hat selbst die höchste Gebühr nur einen Einfluss von rund 0,5 Prozentpunkten auf die IRR eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030.

Die wichtigste Designfrage war stets Kapazität versus Energie. Energiebezogene Gebühren wirken wie eine Steuer auf jeden Ladezyklus und erhöhen die Mindestspanne, die eine Batterie benötigt, um profitabel zu arbeiten. Frühere Modellierungen von Modo Energy zeigten, dass ein einfacher Energietarif von 66,50 €/MWh die 20-Jahres-IRR einer uneingeschränkten Batterie um 4 Prozentpunkte senkt. Energiegebühren verzerren auch direkt den Betrieb: Optimierer lassen jeden Zyklus aus, der die höhere Mindestspanne nicht erreicht, was die jährlichen Zyklen nicht-linear reduziert. Dadurch bleibt Flexibilität ungenutzt – ein Effekt, der durch reine Kapazitätsgebühren vermieden wird.

Bestandsschutz bestätigt: FIDs können jetzt wieder aufgenommen werden

Die BESS-Pipeline in Deutschland kam Anfang 2026 ins Stocken, als die BNetzA drohte, Netzentgelte auch für bereits in Betrieb befindliche Anlagen einzuführen. Investoren verweigerten FIDs, solange unklar war, welches Gebührenregime für 20 Jahre Betrieb gelten würde.

Mit der heutigen Ankündigung endet diese Unsicherheit. Die BNetzA bestätigt vollen Bestandsschutz für Projekte, die zwei Bedingungen erfüllen: Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029 und FID vor der finalen AgNes-Entscheidung Ende 2026. Der Schutz gilt 20 Jahre ab Inbetriebnahme und orientiert sich explizit am §118 Abs. 6 EnWG, der derzeit die bestehende BESS-Befreiung regelt.

FID ist klar definiert: Verbindliche Bestellungen über ca. 50 % des Gesamtinvestitionsvolumens, unwiderruflich ohne wesentlichen finanziellen Verlust, plus eine verbindliche Netzanschlusszusage. Spekulative Projekte ohne festes Investment erhalten keinen Schutz.

Die praktische Folge: Entwickler können nun ein vollständig geschütztes 20-Jahres-Geschäftsmodell kalkulieren und finanzieren. Mit der finalen AgNes-Entscheidung spätestens Anfang 2027 ist das Zeitfenster für qualifizierende FIDs etwa sechs Monate. Ein Run auf FIDs ist jetzt möglich, auch wenn die moderaten Netzentgelte bedeuten, dass selbst eine kleine Verzögerung beim FID das Geschäftsmodell nicht zerstört.

Dynamische Netzentgelte kommen – und BNetzA erwartet Vorteile für BESS

Die BNetzA schließt dynamische Netzentgelte vom Bestandsschutz aus. Geschützte Projekte werden sie dennoch zahlen, sobald sie greifen. Die Begründung ist klar: Dynamische Gebühren sollen BESS eher begünstigen als belasten.

Die BNetzA verweist auf unabhängige Studien, die ein insgesamt positives Ergebnis für Speicher in fast allen Regionen bestätigen, . Einen Nettoerlös aus dem Bestandsschutz auszuschließen, ist logisch und nicht nachteilig.