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

Die wichtigsten Punkte: eine Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr ohne energiebezogene Komponente, starker Bestandsschutz für Projekte vor 2029 und eine dynamische Gebührengestaltung, die laut BNetzA für Speicher insgesamt positiv ausfallen soll. Das finale Rahmenwerk 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 die Wirtschaftlichkeit beeinflussen können
• Wo Batterien bei dynamischer Preisgestaltung gewinnen und verlieren
• Was das neueste BNetzA-Update für Batterien und Investoren bedeutet

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Wesentliche Erkenntnisse

• Kapazitätsgebühren bestätigt bei 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, etwa 10 % der Kapazitätsentgelte für Haushalte, ohne energiebezogene Komponente. Laut Modo Energy-Modellierung (April 2026) führt selbst eine Höchstgebühr von 7 Tsd. €/MW/Jahr nur zu einer IRR-Auswirkung von ca. 0,5 Prozentpunkten für einen 4-Stunden-Speicher mit Inbetriebnahme 2030.
• Bestandsschutz ist stark und präzise 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 insgesamt positiv wirken werden.
• Erzeugungsgebühren von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr gelten ab 2029 für alle Erzeugung über 30 kW. EEG-Projekte können dies durch höhere Gebote in Auktionen kompensieren. PPA-Projekte haben eine schwierigere Weitergabe in 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 Entgelte und betriebliche Einschränkungen zu adressieren.

Kapazitätsgebühren sind niedrig, energiebezogene Entgelte entfallen

Die Behörde hat erneut bestätigt, dass die vollständige Befreiung von Netzentgelten für Batteriespeicher definitiv 2029 endet. Die neue Gebühr ist jedoch weit entfernt vom Worst-Case-Szenario. Ab 2029 zahlen Batteriespeicher eine finanzierungsbasierte Kapazitätsgebühr von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr, ohne energiebezogene Komponente. Laut Berechnungsbeispiel der BNetzA liegt der gleitende Fünfjahresdurchschnitt bei 5,38–5,65 Tsd. €/MW/Jahr.

Das entspricht etwa 10 % dessen, was Haushaltskunden an Kapazitätsentgelten zahlen. Die Gebühr deckt nur einen Teil der Netzkosten ab, der auf Anlagen wie Batteriespeicher entfällt, nicht die gesamten Netzkosten.

Mit 4–7 Tsd. €/MW/Jahr bleibt die Gebühr klar unter den Schwellen, bei denen sich Batteriespeicher wirtschaftlich nicht mehr lohnen. Sie ist nicht null, aber tragbar: Die Modo Energy-Modellierung zeigt, dass selbst eine Höchstgebühr von 7 Tsd. €/MW/Jahr die IRR eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030 nur um etwa 0,5 Prozentpunkte senkt.

Die entscheidende Gestaltungsfrage war immer: Kapazität oder Energie? Energiebezogene Gebühren wirken wie eine Steuer auf jeden Zyklus und erhöhen die Mindestspanne, die eine Batterie benötigt, um profitabel zu arbeiten. Frühere Modo Energy-Modellierungen zeigten, dass ein einfacher Energie-Tarif von 66,50 €/MWh die 20-Jahres-IRR einer uneingeschränkten Batterie um 4 Prozentpunkte reduziert. Energiegebühren verzerren auch direkt den Betrieb: Optimierer lassen jeden Zyklus aus, der die höhere Mindestspanne nicht erreicht, was die jährliche Zyklusanzahl nichtlinear verringert. Dadurch bleibt Flexibilität ungenutzt – ein reines Marktdesign-Problem, das durch die ausschließliche Kapazitätsgebühr vermieden wurde.

Bestandsschutz bestätigt: FIDs können jetzt fortgesetzt werden

Die Pipeline für Batteriespeicher in Deutschland kam Anfang 2026 zum Stillstand, als BNetzA drohte, Netzentgelte auch für laufende Anlagen einzuführen. Investoren verweigerten FIDs ohne Klarheit darüber, welches Gebührenregime 20 Jahre Betrieb bestimmen würde.

Die heutige Ankündigung beendet diese Unsicherheit. BNetzA bestätigte einen 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 20 Jahre ab Inbetriebnahme und orientiert sich explizit am §118 Abs. 6 EnWG, der derzeit die bestehende Befreiung für Batteriespeicher regelt.

FID ist präzise definiert: verbindliche Bestellungen über etwa 50 % des Gesamtinvestitionsvolumens, unwiderruflich ohne wesentlichen finanziellen Verlust, plus eine verbindliche Netzanschlusszusage. Spekulative Projekte ohne festgelegte Investition erhalten keinen Schutz.

Die praktische Folge: Entwickler können jetzt 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 Ansturm auf FIDs ist nun möglich, wobei die moderaten Netzentgelte bedeuten, dass selbst eine leichte Verzögerung beim FID das Geschäftsmodell nicht gefährdet.

Dynamische Netzentgelte kommen – BNetzA erwartet Vorteile für Speicher

BNetzA hat dynamische Netzentgelte vom Bestandsschutz ausgenommen. Geschützte Projekte werden sie dennoch zahlen, sobald sie gelten. Die Begründung ist klar: Dynamische Entgelte sollen Batteriespeicher begünstigen, nicht belasten.

BNetzA verweist auf unabhängige Studien, die ein insgesamt positives Ergebnis für Speicher in nahezu allen Regionen bestätigen, . Einen Nettoerlösstrom von der Bestandsschutzregelung auszunehmen, ist daher logisch und nicht nachteilig.