Wie angekündigt fand am 27. Mai 2026 ein Workshop zum Zwischenstand der Netzentgeltreform im Fokus der Aufmerksamkeit vieler Akteure aus dem Energiemarkt statt. Neben einer Neuregelung von Industrienetzentgelten und auch einem möglichen finanziellen Beitrag von Einspeisern stand auch eine Folgeregelung für §118-6 EnWG – die 20-jährige Befreiung von Speichern von Netzentgelten – auf der Agenda. Die Diskussion erfolgt im Rahmen des AgNes-Verfahrens, das als Nachfolgeregelung zur heutigen StromNEV infolge des EuGH-Urteils vom 2. September 2021 von der Bundesnetzagentur ausgestaltet wird.
Die Bundesnetzagentur bewies im Rahmen der Vorstellung der Zwischenergebnisse ein starkes Bewusstsein dafür, welche Tragweite dieses Reformvorhaben für das Energiesystem der Zukunft haben wird. Die Ausgestaltung von Netzentgelten hat eine übergeordnete Bedeutung für Wirtschaftlichkeitsbewertung von Speicher-Assets, daher verfolgte auch Kyon Energy diesen Termin mit großer Aufmerksamkeit.
Ein Blick auf aktuelle Marktgeschehnisse zeigt, wie dringend Flexibilität im Stromsystem benötigt wird. So kam es etwa Anfang Mai zu extremen Preisentwicklungen mit Strompreisen von bis zu -500 €/MWh. Solche Marktsituationen wären mit einer höheren Speicherkapazität im System deutlich abzufedern gewesen. Denn es braucht Flexibilitäten auf den Energiemärkten zur effizienteren Integration erneuerbarer Energien.
Auch die Bundesnetzagentur erkennt „ihre besondere Funktion im Stromversorgungssystem der Zukunft als Flexibilitätsbereitsteller bei Verbrauch und Erzeugung. Diese würdigt sie durch ein gesondertes Netzentgelt, in enger Anlehnung an künftige Erzeugernetzentgelte.“
Der aktuelle Zwischenstand der AgNes-Reform wird insgesamt positiv bewertet. Die Bundesnetzagentur erkennt zunehmend, dass Batteriespeicher eine zentrale Rolle für ein effizientes und stabiles Energiemarktgeschehen spielen.
Damit wird eine wichtige Grundlage geschaffen: Das regulatorische Verständnis für Flexibilität wächst. Gleichzeitig wird deutlich, dass der eigentliche Hebel nun in der konkreten Ausgestaltung liegt. Entscheidend ist, dass die Rahmenbedingungen ausreichend Planbarkeit schaffen und den weiteren Ausbau von Speichern nicht ausbremsen.
Ein zentrales Element der Reform ist der vorgesehene Vertrauensschutz. Projekte, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, und bis zur Veröffentlichung der finalen Festlegung zum Jahresende gesicherte Netzanschlusskapazitäten vorweisen sowie bereits substanzielle Investitionen getätigt haben, sollen weiterhin von Netzentgelten befreit werden.
Dieses Signal ist insbesondere für solche Projekte, die im Bau- oder Betrieb sind von großer Bedeutung. Es schafft eine gewisse Planungssicherheit in einer Phase, in der bereits erhebliche wirtschaftliche Verpflichtungen eingegangen wurden.
Diejenigen Projekte, welche die oben genannten Kriterien nicht erfüllen, werden in ein künftiges Netzentgeltregime überführt: Speicher sollen einen Finanzierungsbeitrag für die Netzentgelte leisten und wie Einspeiser behandelt werden.
Im Fokus steht die Einführung eines Kapazitätspreises, der in einer Größenordnung von 4 bis 7 EUR/kW jährlich geleistet werden soll. Bemessungsgrundlage dazu ist die Netzanschlussleistung.
Weiterhin wird auch der Bedarf nach lokalen Signalen durch die Bundesnetzagentur vorangetrieben. Dynamische Netzentgelte mit Anreizfunktion für sogenannte netzorientierte Netznutzung sollen schrittweise eingeführt werden: Sie sind ein „integraler Bestandteil der Überlegungen zum neuen Entgeltsystem“. Jedoch können die dynamischen Komponenten für Speicher noch nicht unmittelbar eingeführt werden. Der Regulator hält eine nach Netzebenen gestaffelte Einführung ab 2030 für realistisch. Dieser Ansatz entspricht dem Grundgedanken von Kyon Energy, marktliche und netzdienliche Signale stärker miteinander zu verzahnen.
Die Auswirkungen der Reform unterscheiden sich deutlich je nach Projektstatus. Für bereits weit fortgeschrittene Projekte entsteht ein klarer Anreiz, ihre Zeitpläne konsequent auf eine Inbetriebnahme bis August 2029 auszurichten. Für Projekte in einem früheren Entwicklungsstadium oder mit größeren Unsicherheiten ist die Botschaft dennoch in der Tendenz positiv. Nach aktuellem Stand erscheint der vorgesehene Kapazitätspreis in einer Größenordnung von 4 bis 7 €/kW mit einem weiterhin marktgetriebenen Ausbau von Batteriespeichern vereinbar. Auch Analysen von Aurora Energy Research deuten darauf hin, dass deutlich höhere Kapazitätspreise erforderlich wären, um die Wirtschaftlichkeit neuer Speicherprojekte substanziell zu beeinträchtigen.
Kyon Energy hält eine weitergehende Konkretisierung des maßgeblichen Stichtags der Final Investment Decision (FID) für zwingend erforderlich, um eine eindeutige, praxisgerechte und rechtssichere Anwendung der im AgNes-Prozess vorgesehenen Bestandsschutzregelungen sicherzustellen.
„FID“ (gemäß dem angedachten Kriterium der Bundesnetzagentur) stellt ein besonders sensibles Kriterium dar, da Investitionsentscheidungen beziehungsweise die Bestellung von Komponenten in der Regel erst nach umfangreichen technischen, wirtschaftlichen und vertraglichen Prüfungen getroffen werden können. Die verbleibende Zeit bis Jahresende reicht hierfür in vielen Fällen nicht aus, sodass grundsätzlich geeignete Projekte Gefahr laufen, nicht vom Vertrauensschutz zu profitieren, obwohl bereits erhebliche Vorleistungen erbracht wurden.
Verschärfend wirkt, dass die Diskussion über eine mögliche rückwirkende Änderung der Regelungen zu Jahresbeginn erhebliche Unsicherheit ausgelöst hat. Zahlreiche Finanzierungs- und Vertragsprozesse wurden pausiert und müssen nun unter deutlich erhöhtem Zeitdruck wieder aufgenommen werden. Von einem vollständigen Investitionsschutz kann daher nicht gesprochen werden.
Um weiteren Schaden zu vermeiden und Planungssicherheit herzustellen, ist es notwendig, dass die Bundesnetzagentur ein frühestmögliches Datum für die Veröffentlichung der finalen Festlegung kommuniziert. Dies ist entscheidend, um einerseits das Vertrauen der Branche in regulatorische Stabilität zu stärken und andererseits den Anschlussnehmern zu ermöglichen, klare Priorisierungen in der Pipeline vorzunehmen.
Das Signal aus dem AgNes-Zwischenstand wird als positiv wahrgenommen. Der Regelungsgehalt, auch wegen fehlender unmittelbarer Umsetzung von dynamischen Netzentgelten, lässt jedoch einen wesentlichen Schmerzpunkt der großflächigen Speicherintegration offen: Wie können Marktsystem und Netzbedürfnisse so kosteneffizient wie möglich synchronisiert werden?
Der Umgang mit dieser Herausforderung wird mit vielen unterschiedlichen Lösungsansätzen durch Speicher- und Netzbetreiber adressiert. In einem ersten Schritt ist dies auch zutreffend, denn Betriebseinschränkungen sollten immer lokale technische Erfordernisse widerspiegeln. Gleichzeitig braucht es auch klare Leitplanken, die es ermöglichen, die Interessen aller Beteiligten gegeneinander abzuwägen und so ein Optimum für das Gesamtsystem zu finden.
.avif){kind=logo}
