Deutschlands langjährige Unsicherheit über Netzentgelte lichtet sich langsam. 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 zentrale Gestaltungsentscheidungen, die zusammen ein nahezu optimales Ergebnis für Batteriespeicher darstellen.

Das Wichtigste: Eine Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr ohne energiebasierte Komponente, starker Bestandsschutz für Projekte vor 2029 sowie ein dynamisches Gebührendesign, das laut BNetzA für Speicher unterm Strich positiv ausfallen wird. 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 können
• Wo Batterien durch dynamische Preise profitieren oder verlieren
• Was das neueste BNetzA-Update für Speicher und Investoren bedeutet

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Wichtige Erkenntnisse

• Kapazitätsgebühren bestätigt bei 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, etwa 10 % der Haushaltsgebühren, ohne energiebasierte Komponente. Modellierungen von Modo Energy (Apr 26) zeigen, dass selbst eine Worst-Case-Gebühr von 7 Tsd. €/MW/Jahr die IRR eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030 um nur ca. 0,5 Prozentpunkte senkt.
• Bestandsschutz ist stark und präzise definiert. FID vor der finalen AgNes-Entscheidung sichert 20 Jahre Schutz ab Inbetriebnahme. Seit Anfang 2026 pausierte FIDs können jetzt 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 Erzeugung über 30 kW. EEG-Projekte können diese durch höhere Gebote in Auktionen kompensieren. PPA-Projekte haben größere Herausforderungen bei bestehenden Verträgen und riskieren einen langsameren Solarausbau.
• BNetzA verpflichtet sich, ab 2027 bessere Rahmenbedingungen für flexible Anschlussvereinbarungen (FCA) und Netzanschlussgebühren (BKZ) zu schaffen, um die Doppelbelastung durch dynamische Gebühren und betriebliche Einschränkungen zu lösen.

Kapazitätsgebühren sind niedrig, energiebasierte Abgaben entfallen

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

Das entspricht etwa 10 % dessen, was Haushaltskunden an Kapazitätsgebühren zahlen. Die Gebühr deckt nur einen Teil der Netzkosten ab, nämlich den Anteil, der auf Anlagen wie BESS entfällt, nicht das gesamte Netz.

Mit 4–7 Tsd. €/MW/Jahr bleibt die Gebühr in den meisten Szenarien deutlich unter den Schwellen, die die Wirtschaftlichkeit von BESS-Projekten gefährden würden. Sie ist zwar nicht null, aber tragbar: Modellierungen von Modo Energy (Apr 26) zeigen, dass selbst eine Gebühr von 7 Tsd. €/MW/Jahr die IRR eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030 nur um ca. 0,5 Prozentpunkte senkt.

Die wichtigste Gestaltungsfrage war immer: Kapazitäts- oder energiebasierte Gebühr? Energiebasierte Gebühren wirken wie eine Steuer auf jeden Ladezyklus und erhöhen die Mindestspanne, die ein Speicher für profitablen Betrieb benötigt. Frühere Modellierungen von Modo Energy zeigten, dass ein einfacher Energie-Tarif von 66,50 €/MWh die 20-Jahres-IRR eines nicht eingeschränkten Speichers um 4 Prozentpunkte senkt. Energiebasierte Gebühren verzerren zudem direkt den Betrieb: Optimierer lassen jeden Zyklus aus, der die erhöhte Mindestspanne nicht erreicht, was die jährliche Zyklenzahl nichtlinear reduziert. Dadurch bleibt Flexibilität allein aufgrund der Marktdesignwahl ungenutzt – das wurde durch die reine Kapazitätsgebühr vermieden.

Bestandsschutz bestätigt: FIDs können jetzt wieder aufgenommen werden

Die BESS-Pipeline in Deutschland kam Anfang 2026 zum Stillstand, als die BNetzA drohte, Netzentgelte auch für bereits in Betrieb befindliche Anlagen einzuführen. Investoren verweigerten FIDs ohne Klarheit darüber, welches Gebührenregime für 20 Jahre Betrieb gelten würde.

Die heutige Ankündigung beendet diese Unsicherheit. Die BNetzA bestätigte den 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 läuft 20 Jahre ab Inbetriebnahme und orientiert sich explizit am §118 Abs. 6 EnWG, der aktuell die BESS-Befreiung regelt.

FID ist präzise definiert: Verbindliche Bestellungen über ca. 50 % des Investitionsvolumens, unwiderruflich ohne erheblichen finanziellen Verlust, plus eine verbindliche Netzzusagen. Spekulative Projekte ohne verbindliche Investitionen erhalten keinen Schutz.

Die praktische Folge: Entwickler können nun einen voll geschützten 20-Jahres-Business-Case modellieren und finanzieren. Mit der finalen AgNes-Entscheidung spätestens Anfang 2027 ist das Zeitfenster für qualifizierte FIDs etwa sechs Monate lang. Ein Run auf FIDs ist nun möglich, auch wenn die moderaten Netzentgelte bedeuten, dass selbst eine leichte Verzögerung im FID den Business Case nicht gefährdet.

Dynamische Netzentgelte kommen – und BNetzA erwartet Vorteile für BESS

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

BNetzA verweist auf unabhängige Studien, die für Speicher in nahezu allen Regionen ein positives Netto-Ergebnis bestätigen, . Einen positiven Erlösstrom vom Bestandsschutz auszunehmen, ist logisch und nicht nachteilig.