Der niederländische Day-Ahead-Top-Bottom (TB) Spread, TB2, lag seit Januar 2025 im Durchschnitt bei 91.000 €/MW/Jahr – auf Augenhöhe mit Deutschland und 69 % über Großbritannien. Diese Preisspanne resultiert aus zwei Preisregimen, die von Solarenergie und Gas bestimmt werden. Dennoch sind in den Niederlanden aktuell nur 0,6 GW / 1,3 GWh an großskaligen Batteriespeichern (BESS) in Betrieb, während es in Großbritannien 7,6 GW / 12,5 GWh sind. Bezogen auf die Spitzenlast des Landes ist der Batteriepark (MW) in den Niederlanden mehr als viermal kleiner als in Großbritannien.

Die Netzentgeltkosten sind ein wesentlicher Grund für den Rückstand beim Batterieausbau. TenneT, der Übertragungsnetzbetreiber in den Niederlanden, verlangt je nach Spannungsebene zwischen 116.000 € und 150.000 €/MW/Jahr für Importkapazität. Diese Kosten muss eine Batterie zahlen, es sei denn, sie schließt einen Time-Dependent Transport Rights (TDTR)-Vertrag ab, der die Rechnung um bis zu 62 % senkt. Im Gegenzug kann TenneT mit einem Tag Vorlaufzeit für bis zu 15 % des Jahres Einschränkungen auferlegen.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Der niederländische Day-Ahead-TB2-Spread lag von Januar 2025 bis Juli 2026 bei durchschnittlich 91.000 €/MW/Jahr – gleichauf mit Deutschland und 69 % über Großbritannien. Die Spanne wächst: 83.000 €/MW/Jahr im Jahr 2025, 102.000 €/MW/Jahr in den ersten sieben Monaten 2026.
• Der Spread wird durch Solarenergie angetrieben und sorgt für Preisschwankungen von einem Mittags-Tief zu einem abendlichen, gasbefeuerten Hoch. Dachsolaranlagen in den Niederlanden sind nicht dem Day-Ahead-Preis ausgesetzt. Diese Mengen können den Markt auf das EU-weite Minimum von -500 €/MWh drücken.
• TenneT berechnet 116.000 €/MW/Jahr bei Höchstspannung (EHV) und 150.000 €/MW/Jahr bei Hochspannung (HV), unabhängig vom Standort. Beide Gebühren fallen ausschließlich für Netzimporte an und sind der Hauptgrund für die schleppende Batterieentwicklung.
• Time-Dependent Transport Rights (TDTR) reduzieren diese Kosten um bis zu 62 %: 43 % Rabatt durch den Kapazitätsrabatt und bis zu 19 % durch zeitlich optimierte Einspeisung in die günstigsten Netzstunden.
• TDTR ist für BESS ein attraktiver Weg zum Netzanschluss, der Ausbau soll bis 2028 auf 4 GW / 14 GWh steigen.

Netzanschlussgebühren sind stark gestiegen, TDTR sorgt für Entlastung

Die Netzentgelte von TenneT sind das größte Hindernis für den niederländischen Batterieausbau. Zwischen 2021 und 2024 haben sie sich mehr als verdreifacht und erreichen bis zu 116.000 €/MW/Jahr für Höchstspannung (EHV) und 150.000 €/MW/Jahr für Hochspannung (HV).

Das TenneT-Netz verfügt die meiste Zeit des Jahres über freie Kapazitäten, abgesehen von einigen Spitzenstunden. Ein Standardvertrag bietet einen festen, ganzjährigen Zugang. Seit Oktober 2025 gibt es mit dem TDTR-Vertrag eine Alternative. Er garantiert über das Jahr hinweg 85 % Transportkapazität, für die restlichen 15 % kann TenneT mit einem Tag Vorlauf Einschränkungen auferlegen. Für diesen nicht-festen Anschluss reduziert TenneT die jährlichen Netzentgelte um bis zu 62 %.

TDTR-Verträge haben sich für BESS als attraktiv erwiesen. Die Zahl der niederländischen BESS-Projekte ist seit 2025 stark gestiegen. Die Pipeline erreicht bis 2028 14 GWh – das ist mehr als das 22-fache der 620 MWh, die 2024 in Betrieb waren.

Der aktuelle Bestand liegt bei 0,6 GW / 1,3 GWh, verteilt auf etwa 100 Systeme. Von diesen 600 MW entfallen 26 Standorte auf einzeln identifizierbare BESS-Anlagen mit zusammen 476 MW (77 % der Betriebsleistung), durchschnittlich 18 MW. Der Rest sind BESS-Standorte < 7 MW, vermutlich mit Verbrauchern oder Erneuerbaren gekoppelt, die Modo Energy derzeit nicht einzeln erfasst. Niederländische Batterien sind zudem länger ausgelegt als die der Nachbarn: Die Betriebsflotte kommt auf durchschnittlich 2,1 Stunden, verglichen mit 1,65 Stunden in Großbritannien (Q2 2026) und 1,5 Stunden in Deutschland (Q4 2025). Diese Dauer wird weiter steigen: 90 % der bis 2028 installierten BESS-MWh sind für 4 Stunden oder länger ausgelegt.

Fragen Sie Ko: Vergleichen Sie den niederländischen BESS-Ausbau mit anderen europäischen Ländern

Rücknahme der Vertragskapazität und reduzierte Spitzentarife ergeben den 62%-Rabatt

In ganz Europa wenden Übertragungsnetzbetreiber vier Arten von Netzgebühren an:

• Vertraglich vereinbarte Kapazität: Eine feste jährliche Gebühr auf Basis der maximal am Netzanschlusspunkt reservierten Kapazität in €/MW/Jahr, unabhängig davon, ob diese genutzt wird.
• Spitzenlast: Eine Gebühr, die auf der höchsten tatsächlich bezogenen oder eingespeisten Leistung während eines Abrechnungszeitraums basiert.
• Volumenabhängig: Eine Gebühr pro transportierter Energieeinheit in €/MWh. Wenn Netzbetreiber diesen Satz nach Tageszeit staffeln, entsteht ein direkter Anreiz, Verbrauch oder Einspeisung aus den Spitzenzeiten zu verlagern.
• Feste Anschlussgebühr: Eine pauschale jährliche Gebühr für den Netzanschluss.

TenneT erhebt eine Gebühr für vertraglich vereinbarte Kapazität und eine monatliche Spitzentarifgebühr. Beide fallen ausschließlich auf der Importseite an, für den Export gibt es keine wiederkehrenden Gebühren. Der Rabatt durch den TDTR-Vertrag ergibt sich aus der Reduktion beider Komponenten.

Die Gebühr für die vertraglich vereinbarte Kapazität ist die einfachere der beiden: Mit TDTR entfällt sie vollständig. Das ergibt eine Kostenersparnis von 43 %.

Die Spitzentarifgebühr funktioniert anders. Seit dem 1. Januar 2025 gewichtet TenneT die Leistungs-Spitze nach Tageszeit, bevor der monatliche Höchstwert angesetzt wird. Wegen dieser zeitabhängigen Gewichtung kann eine höhere Leistung in einem schwach gewichteten Zeitfenster weniger zählen als eine niedrigere Spitze in einem stark gewichteten Fenster. In den Sommermonaten April bis September liegt der Gewichtungsfaktor maximal bei 0,8. Mit TDTR gilt die Spitzentarifgebühr weiterhin, aber nur für 85 % der Jahresstunden statt für alle. Das kann zu einer geringeren gewichteten Leistungsspitze führen und reduziert die Spitzentarifgebühr auf 44.000 €/MW/Jahr für EHV und 56.000 €/MW/Jahr für HV. Das entspricht einer weiteren Reduktion der Netzentgelte um 19 %.

Warum wächst die Warteschlange trotz hoher Netzentgelte?

Die niederländische BESS-Pipeline wächst weiter, obwohl Netzanschlüsse teuer sind. TenneT verlangt bis zu 150.000 €/MW/Jahr, und selbst mit TDTR-Vertrag reduziert sich das nur auf 57.000 €/MW/Jahr – weiterhin ein hoher Betrag.

Zum Vergleich: Der eigene 2-Stunden-Batterie-Benchmark von Modo Energy zeigt seit 2025 in Großbritannien Einnahmen von 88.000 €/MW/Jahr. Ein niederländisches Netzentgelt würde das Geschäftsmodell dort unmöglich machen.

Fragen Sie Ko: Wie sieht der 2h-BESS-Erlösstack in Großbritannien aus?

Doch die Marktgrundlagen in den Niederlanden sind stärker. Erneuerbare und konventionelle Kraftwerke bestimmen die niederländische Stromerzeugung. Während der Anteil der Erneuerbaren 2025 im Schnitt 49 % beträgt und Gas 35 %, schwankt der tatsächliche Mix je nach Tageszeit.

Die Menge an Solar- und Windenergie schafft zwei extreme Preisregime. Ohne Sonne und bei wenig Wind bestimmen Gas- und Kohlekraftwerke (CCGT) den Preis – auf Basis der Brennstoffkosten plus CO2-Preis. Bei viel Sonne und Wind deckt das Angebot mit null oder negativen Grenzkosten den gesamten Bedarf von 10 bis 19 GW ab, der Preis sinkt entsprechend. Die Niederlande sind mit Großbritannien, Norwegen und Dänemark verbunden, aber Deutschland und Belgien haben mit 4–5 GW bzw. 2–3 GW die meiste Kapazität (gegenüber 2,4 GW für die anderen drei). Sowohl Deutschland als auch Belgien verfügen über eigene Solarparks, die in denselben Stunden produzieren – die Preise fallen also beidseits der Grenze und der Exportüberschuss kann kaum abfließen.

Fragen Sie Ko: Wie sieht der Strommix in Deutschland aus?

Das folgende Diagramm zeigt diese Zusammensetzung Stunde für Stunde. Verschieben Sie den Zeitregler, um zu sehen, welche Technologie zu welcher Stunde den Preis bestimmt, und den Gaspreisregler, um zu sehen, wie ein höherer TTF-Preis den abendlichen Peak anhebt, ohne das mittägliche Solartief zu beeinflussen.

Allein die Solarenergie erreichte am 1. Mai 2026 mittags 19 GW, und Wind und Solar zusammen deckten über neun Stunden mehr als 100 % des Bedarfs ab. Die Nachfrage selbst erreichte mit 14 GW ihren Höchststand – zur gleichen Zeit wie die Solareinspeisung –, und Gas sowie Kohle kamen erst wieder ins Spiel, als die Sonne abends unterging.

Dieser Überschuss am Mittag führte zu negativen Day-Ahead-Preisen. Der Preis fiel auf -499,6 €/MWh und erreichte damit fast das EU-weite Minimum von -500 €/MWh. Solche negativen Preise entstehen nur, wenn keine Erzeugerleistung zurückgefahren wird. Das war bei den 12 GW an privaten PV-Dachanlagen der Fall. Das Net-Metering rechnet die Einspeisung eines Haushalts gegen dessen Bezug auf, sodass die PV-Anlagen unabhängig vom Preis weiter einspeisen – selbst zum EU-weiten Minimum. Das hat den Preis so weit gedrückt.

Ein Kapazitätsmechanismus ab 2028 stärkt den BESS-Ausbau – das De-Rating entscheidet über die Höhe

Die niederländische Regierung hat am 19. Juni 2026 einen landesweiten Kapazitätsmechanismus mit Start 2028 bestätigt. Die De-Rating-Methodik steht noch nicht fest. Für Batterien ist das De-Rating die wichtigste Kennzahl, denn sie bestimmt, wie viel der installierten Leistung tatsächlich als gesicherte Kapazität vergütet wird.

In Europa liegen die De-Rating-Faktoren für 2-Stunden-Batterien zwischen 0,14 und 0,44. Das bedeutet, dass ein 2-Stunden-BESS mit 100 MW in den Niederlanden 14 bis 44 MW gesicherte Kapazität vermarkten kann. 4-Stunden-Systeme erreichen 28 % bis 67 % von 100 MW, sodass der Trend zu längerer Speicherdauer der Pipeline zugutekommt.