Netzentgelte für Batteriespeicher: Das ändert die AgNes-Reform

Deutschland baut die Systematik der Netzentgelte um. Grund dafür ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs, das die bestehende Stromnetzentgeltverordnung für ungültig erklärt hat. Teil dieser Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, kurz AgNes-Verfahren, ist eine Neuerung, die viele Projektentwickler und Betriebe aufhorchen lässt: Künftig sollen auch Batteriespeicher und Erzeugungsanlagen, die bislang von Netzentgelten befreit waren, sich an der Finanzierung des Netzes beteiligen und Netzentgelte zahlen.

Was ändert sich durch die Netzentgeltreform grundsätzlich, was hat die Bundesnetzagentur im AgNes-Verfahren konkret beschlossen, welche Speicher sind betroffen, und welche Fristen sollten Unternehmen jetzt im Blick behalten? Eine Einordnung.

Was ist die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG?

Netzentgelte fallen an, wenn Strom aus dem Netz entnommen wird – nicht beim Einspeisen. Ohne Sonderregelung würde zwischengespeicherter Strom zweimal als Entnahme gezählt: einmal, wenn der Speicher ihn zum Laden aus dem Netz zieht, und ein zweites Mal, wenn ihn später ein Verbraucher aus dem Netz entnimmt, nachdem der Speicher ihn wieder eingespeist hat. Für dieselbe Kilowattstunde fielen so zwei Netzentgelte an statt einem – nur weil sie den Umweg über den Speicher genommen hat. Um diesen Nachteil auszugleichen, sieht § 118 Abs. 6 EnWG für neu errichtete Speicheranlagen eine zeitlich befristete Befreiung von den Netzentgelten vor: 20 Jahre ab der ersten Inbetriebnahme, vorausgesetzt die Anlage geht bis zu einem gesetzlich festgelegten Stichtag ans Netz.

Vereinfacht lässt sich die Logik mit einem Zwischenlager vergleichen: Waren, die nur vorübergehend eingelagert werden, sollen nicht wie ein zusätzlicher Transportvorgang behandelt werden – selbiges gilt für zwischengespeicherten Strom.

Was hat die Bundesnetzagentur im AgNes-Verfahren beschlossen?

Die Speicherbefreiung wird derzeit im Rahmen des AgNes-Verfahrens neu verhandelt. Grund dafür ist, dass die bisherige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zum 31. Dezember 2028 außer Kraft tritt und durch ein neues System ersetzt werden muss, das ab dem 1. Januar 2029 gilt.

Die Bundesnetzagentur begründet die Reform der Speichernetzentgelte damit, dass eine pauschale, unbefristete Netzentgeltbefreiung für Speicher europarechtlich schwer zu rechtfertigen sei und dass Netzentgelte grundsätzlich Verhaltensanreize setzen sollen – auch für Speicher und Elektrolyseure.

Gleichzeitig hat die Behörde erkennbar auf den Widerstand der Branche reagiert, indem sie in ihrem vorläufigen Zwischenstand vom 27. Mai 2026 die zunächst erwogene rückwirkende Streichung fallen gelassen und den Vertrauensschutz für laufende Projekte gestärkt hat. Das Ergebnis ist ein Kompromiss zwischen Planungssicherheit für bestehende Investitionen und dem regulatorischen Ziel, Speicher perspektivisch stärker an der Finanzierung des Netzes zu beteiligen.

Die formelle Konsultation eines vollständigen Festlegungsentwurfs ist laut Zeitplan der Behörde für Mitte 2026 vorgesehen, der Abschluss des Verfahrens für Ende 2026.

Welche Speicher sind betroffen – und welche nicht?

Entscheidend ist die Unterscheidung zwischen Bestand und Neuanlage, und die hängt an zwei Terminen:

• Investitionsentscheidung: Speicher, für die die endgültige Investitionsentscheidung (Final Investment Decision, FID) vor Inkrafttreten der neuen AgNes-Rahmenfestlegung getroffen wurde, gelten weiterhin als Bestand. Das Inkrafttreten der AgNes-Rahmenfestlegung, ist nach aktuellem Zeitplan der Bundesnetzagentur für Ende 2026 vorgesehen, ein konkretes Datum steht bislang noch aus.
• Inbetriebnahme: Diese Anlagen müssen zusätzlich bis spätestens 4. August 2029 in Betrieb gegangen sein.

Was genau als endgültige Investitionsentscheidung zählt, hat die Bundesnetzagentur bislang nicht abschließend definiert. Laut verschiedenen Quellen, die den Zwischenstand kommentieren, dürfte damit in der Praxis der Zeitpunkt gemeint sein, ab dem ein Projekt verbindlich und unumkehrbar auf den Bau ausgerichtet ist, etwa durch bindende Liefer- oder Bauverträge, von denen man nicht ohne erheblichen finanziellen Schaden zurücktreten kann.

Für die Projektplanung heißt das: Wer sich auf den Bestandsschutz verlassen will, sollte den Nachweis einer verbindlichen Entscheidung so vorbereiten, dass er belastbar ist, sobald die Bundesnetzagentur ihre Kriterien final festlegt.

Sind beide Bedingungen erfüllt, bleibt die 20-jährige Netzentgeltbefreiung ab Inbetriebnahme bestehen – der neue Kapazitätspreis greift für diese Anlagen erst, wenn die Sonderregelung des § 118 Abs. 6 EnWG ausgelaufen ist. Neue Stromspeicher, die diese Fristen verpassen, zahlen ab dem 1. Januar 2029 einen Kapazitätspreis, allerdings kein Arbeitsentgelt auf den bezogenen oder eingespeisten Strom.

Heimspeicher in der Niederspannung sind von der gesamten Neuregelung ausgenommen und zahlen weiterhin kein gesondertes Netzentgelt – das betrifft in der Praxis vor allem Privathaushalte, nicht Gewerbespeicher.

Wie hoch wird der neue Kapazitätspreis?

Eine konkrete Zahl für den Kapazitätspreis bei Speichern hat die Bundesnetzagentur bislang nicht genannt, nur die Einordnung als „moderat". Konkreter ist die Behörde bei Einspeiseanlagen: Dort rechnet sie mit einem jährlichen Kapazitätspreis von schätzungsweise vier bis sieben Euro pro Kilowatt, begrenzt durch EU-Recht.

Legt man diese Größenordnung näherungsweise auch für Speicher zugrunde, ergäbe sich für einen Speicher mit 1 MW Anschlussleistung eine jährliche Belastung von grob 4.000 bis 7.000 Euro.

Was bedeutet das für die Investitionsplanung?

Für Unternehmen, die einen Batteriespeicher planen, verschiebt sich der Zeitdruck weniger auf das Jahr der Inbetriebnahme, 2029, als auf den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung. Wer die endgültige Investitionsentscheidung noch vor Inkrafttreten der AgNes-Rahmenfestlegung trifft – also vor Ende 2026 – und die Anlage bis August 2029 in Betrieb nimmt, sichert sich die bestehende 20-jährige Befreiung.

Beißt sich das mit der Reinvestitionspflicht beim Industriestrompreis?

Für Unternehmen, die den Industriestrompreis in Anspruch nehmen, kommt eine zweite Frist ins Spiel: Sie müssen mindestens 50 Prozent der erhaltenen Beihilfe innerhalb von 48 Monaten in Dekarbonisierungsmaßnahmen reinvestieren, wozu Batteriespeicher explizit zählen – bei einer Reinvestition von mindestens 80 Prozent der Summe in Flexibilitäten gibt es sogar einen Bonus von zusätzlichen 10% auf die Beihilfe.

Wie genau sich diese Frist zur AgNes-Frist verhält, ist nicht eindeutig geklärt: Die Angaben dazu, ab wann eine Speicherinvestition als Gegenleistung zählt und ob sie bereits vor der förmlichen Antragstellung begonnen werden darf, gehen in den verfügbaren Quellen auseinander.

Für Unternehmen, die beide Förderlogiken gleichzeitig im Blick haben, entsteht dadurch potenziell ein Zielkonflikt: Die Investitionsentscheidung für den AgNes-Vertrauensschutz muss voraussichtlich vor Ende 2026 fallen, während die Antragstellung für den Industriestrompreis für 2026 erst rückwirkend im Jahr 2027 möglich ist.

Aus unserer Sicht spricht einiges dafür, den Speicher trotzdem früher umzusetzen, statt auf eine endgültige Klärung zu warten: Mehrere Quellen deuten darauf hin, dass Investitionsmaßnahmen bereits ab Beginn des jeweiligen Abrechnungsjahres zählen können, sodass eine frühzeitige Investition später durchaus noch als Gegenleistung anerkannt werden könnte.

Für Unternehmen, die keine eigene Investitionsentscheidung treffen und tragen wollen, sind Contracting-Modelle eine Option: Planung, Bau und Betrieb der Anlage liegen dann beim Dienstleister, während das Unternehmen selbst keine Investitionskosten trägt. Solche Energy-as-a-Service-Ansätze verschieben auch die Frage, wer das regulatorische Fristenrisiko trägt, tendenziell auf den Betreiber der Anlage.