Deutschlands langanhaltende Unsicherheit bezüglich der Netzentgelte lichtet sich allmählich. Am 27. Mai 2026 veröffentlichte die Regulierungsbehörde BNetzA ihre vorläufigen Ansichten zur vollständigen Überarbeitung der Netzentgelte, dem Rahmenwerk der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Die Behörde bestätigte fünf zentrale Gestaltungsentscheidungen, die zusammen genommen ein nahezu optimales Ergebnis für Batteriespeicher (BESS) darstellen.

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Das Wichtigste: Eine Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr ohne energiebasierte Komponente, starker Bestandsschutz für Projekte vor 2029 und ein dynamisches Gebührendesign, das laut BNetzA für Speicher unterm Strich positiv ausfällt. Das endgültige Rahmenwerk wird bis Ende 2026 erwartet.

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

• Was der Regulierer als Mechanismus vorgeschlagen hat
• Wie Finanzierungstarife die Wirtschaftlichkeit beeinflussen könnten
• Wo Batterien unter dynamischer Bepreisung gewinnen und verlieren
• Was das aktuelle BNetzA-Update für Speicher und Investoren bedeutet

Bei Fragen oder für weitere Informationen zu diesem Thema wenden Sie sich bitte an till@modoenergy.com

Wesentliche Erkenntnisse

• Kapazitätsgebühren bestätigt bei 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, etwa 10 % der Kapazitätsgebühren für Haushalte, ohne energiebasierte Komponente. Laut Modo Energy-Modellierung (April 2026) hat selbst ein Worst-Case-Gebührensatz von 7 Tsd. €/MW/Jahr nur rund 0,5 Prozentpunkte IRR-Auswirkung für ein vierstündiges Asset mit Inbetriebnahme 2030.
• Der Bestandsschutz ist stark und klar definiert. FID vor der finalen AgNes-Entscheidung sichert 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 unterm Strich positiv wirken.
• Erzeugergebühren von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr gelten ab 2029 für alle Erzeugungsanlagen über 30 kW. EEG-Projekte können dies durch höhere Gebote in Auktionen kompensieren. PPA-Projekte haben es schwerer, die Kosten auf bestehende Verträge umzulegen, was den Solarausbau bremsen könnte.
• BNetzA verpflichtet sich, ab 2027 bessere Rahmenbedingungen für flexible Netzzusagen (FCA) und Netzanschlussgebühren (BKZ) zu schaffen, um die Doppelbelastung zwischen dynamischen Gebühren und betrieblichen Einschränkungen zu adressieren.

Kapazitätsgebühren sind niedrig, energiebasierte Entgelte entfallen

Die Behörde hat erneut bestätigt, dass die vollständige Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher 2029 definitiv ausläuft. Die neue Gebühr ist jedoch weit entfernt vom Worst-Case. Ab 2029 zahlen BESS eine finanzierungsbasierte Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, ohne energiebasierte 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 Kapazitätsentgelten zahlen. Die Gebühr basiert auf anteiligen Netzkosten, die auf Assets wie BESS entfallen, nicht auf dem gesamten Netz.

Mit 4–7 Tsd. €/MW/Jahr bleibt die Gebühr in den meisten Szenarien deutlich unterhalb der Schwelle, ab der BESS-Projekte unwirtschaftlich werden. Sie ist zwar nicht null, aber tragbar: Laut Modo Energy-Modellierung (April 2026) hat selbst ein Worst-Case-Satz von 7 Tsd. €/MW/Jahr nur rund 0,5 Prozentpunkte IRR-Auswirkung für ein vierstündiges Asset mit Inbetriebnahme 2030.

Die entscheidende Designfrage war stets: Kapazität oder Energie. Energiebasierte Gebühren wirken wie eine Steuer auf jeden Zyklus und erhöhen die Mindestspreizung, die eine Batterie für profitablen Betrieb benötigt. Frühere Modo Energy-Modellierungen zeigten, dass schon ein einfacher Energietarif von 66,50 €/MWh einer nicht eingeschränkten Batterie 4 Prozentpunkte IRR über 20 Jahre nimmt. Energiekosten verzerren zudem direkt den Betrieb: Optimierer lassen jeden Zyklus aus, der die höhere Mindestspreizung nicht erreicht, was die jährliche Zykluszahl nichtlinear senkt. Das führt dazu, dass Flexibilität allein durch die Marktgestaltung ungenutzt bleibt – vermieden wurde dies durch reine Kapazitätsgebühren.

Bestandsschutz bestätigt: FIDs können jetzt wieder erfolgen

Die BESS-Pipeline in Deutschland stagnierte Anfang 2026, 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 gilt.

Mit der heutigen Ankündigung endet diese Unsicherheit. Die BNetzA bestätigt vollständigen 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 für 20 Jahre ab Inbetriebnahme und orientiert sich explizit am bisherigen §118 Abs. 6 EnWG, der aktuell die BESS-Ausnahme regelt.

FID ist klar definiert: Verbindliche Bestellungen im Umfang von ca. 50 % des Investitionsvolumens, unwiderruflich ohne wesentlichen finanziellen Verlust, plus verbindliche Netzzusage. Spekulative Projekte ohne feste Investitionen erhalten keinen Schutz.

Die praktische Folge: Entwickler können jetzt ein vollständig geschütztes 20-Jahres-Geschäftsmodell kalkulieren und finanzieren. Die finale AgNes-Entscheidung wird spätestens Anfang 2027 erwartet, das Zeitfenster für qualifizierende FIDs beträgt etwa sechs Monate. Ein Run auf FIDs ist jetzt möglich, wobei die moderaten Netzentgelte bedeuten, dass selbst eine leichte Verzögerung das Geschäftsmodell nicht kippt.

Dynamische Netzentgelte kommen – und BNetzA erwartet Vorteile für Speicher

Dynamische Netzentgelte sind vom Bestandsschutz ausgenommen. Geschützte Projekte werden sie dennoch zahlen, sobald sie gelten. Die Begründung ist einfach: Dynamische Entgelte sollen Speicher eher begünstigen als belasten.

Die BNetzA verweist auf unabhängige Studien, die nahezu überall ein positives Nettoergebnis für Speicher bestätigen, . Eine positive Erlösquelle vom Bestandsschutz auszunehmen ist logisch und nicht schädlich.