Der Ausbau von Batteriespeichern gewinnt in Deutschland zunehmend an Bedeutung. Gleichzeitig stehen mit der Reform der Netzentgeltsystematik wichtige regulatorische Weichenstellungen bevor, die maßgeblich beeinflussen werden, unter welchen wirtschaftlichen Bedingungen neue Speicherprojekte umgesetzt werden können.
Die aktuelle Diskussion rund um Speichernetzentgelte im Rahmen des AgNes-Prozesses wirft dabei eine zentrale Frage auf: Wie werden Investitionsentscheidungen für Batteriespeicher tatsächlich getroffen – und welche Rolle spielen Netzentgelte dabei?
Als Entwickler und Betreiber von Großbatteriespeichern mit einem Portfolio von rund 800 MW bereits getroffener Investitionsentscheidungen verfolgen wir die aktuelle Debatte mit besonderer Aufmerksamkeit. Änderungen in der Entgeltsystematik betreffen nicht nur zukünftige Projekte, sondern können auch erhebliche Auswirkungen auf bereits finanzierte oder im Bau befindliche Anlagen haben.
Im Rahmen der Veröffentlichungen von Orientierungspunkten zu Speichernetzentgelten wurde das Instrument von dynamischen Netzentgelten durch die Bundesnetzagentur eingeführt. Insbesondere diese Überlegung möchten wir begrüßen. Für künftige marktbasiert agierende Batteriespeicher sollten markt- und netzdienliche Signale miteinander verknüpft werden, sodass sie nicht „blind“ gegenüber Knappheiten in Verteil- und Übertragungsnetzen agieren. In der Ausgestaltung von statischen Finanzierungsbeiträgen hingegen müssen insbesondere Effizienzgewinne und Kosteneinsparungen im gesamten Energiesystem angemessen berücksichtigt werden – unabhängig davon, um welchen Anschlussnehmer es sich handelt.
Die Finanzierungsfunktion von Speichernetzentgelten muss stets gegen die speichergetriebenen Einsparungen für das Energiesystem abgewogen werden. Die konkrete Ausgestaltung der Entgeltsystematik hat unmittelbaren Einfluss auf Investitionsentscheidungen – und damit auf die Geschwindigkeit des Speicherausbaus in Deutschland.
Diskutiert werden sowohl Kapazitäts- /Leistungspreise als auch eine statische Arbeitspreiskomponente. Insbesondere die Einführung von statischen Arbeitspreis-komponenten hätte jedoch sowohl aus Systemsicht als auch für Speicherbetreiber drastische negative Auswirkungen. Der wirtschaftliche Betrieb künftiger Anlagen, deren Bezug aus dem Netz mit statischen Arbeitspreisen beaufschlagt wird, erscheint nahezu unmöglich. Zusätzlich würde die Einführung auch den Speichereinsatz verändern, und damit Wohlfahrtseffekte verringern. Wir halten dieses Instrument daher für Speicheranlagen aus Systemsicht und im Hinblick auf die wirtschaftliche Tragfähigkeit für ungeeignet.
Statische Kapazitätspreise entsprechen festen Leistungspreisen pro kW Anschlussleistung, die unabhängig von Zeitpunkt, Netzsituation oder tatsächlicher Nutzung eines Speichers anfallen. Sie stellen damit eine jährliche Fixkostenkomponente dar, die allein an die bereitgestellte Anschlussleistung gekoppelt ist. Gerade für Batteriespeicher, deren Erlöse vollständig marktpreisgetrieben sind, kann eine solche fixe Kostenbelastung erheblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit eines Projekts haben.
Bei der Einführung wäre diese Kostenkomponente alles andere als vernachlässigbar: Geht man beispielhaft von einem Leistungspreis von 130 Euro pro kW pro Jahr (Jahresnutzungsdauer > 2500 Stunden pro Jahr; konservative Schätzung) in 2030 aus und einem 100 MW / 200MWh-Batteriespeicher mit Wirkungsgrad von etwa 85%, so ergäbe sich daraus der folgende Kapazitätspreis:
Kapazitätspreis 2030 =
(1 – 0,85) · 100.000 kW · 130 EUR/k =
1.950.000 EUR
Diese zusätzlichen Zahlungen des Kapazitätspreises entsprechen je nach gängiger Erlösprognose mehr als 10% des Umsatzes aus der Speichervermarktung im Jahr 2030.
Bei der Betrachtung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit von Batteriespeichern müssen die nahezu ausschließlich auf kurzfristigen marktlichen Mechanismen aufbauenden Erlöse berücksichtigt werden. Das ist ein entscheidender Unterschied zu thermischen Kraftwerken oder vielen erneuerbaren Energie-Anlagen. Daraus folgen deutliche Risikoabschläge von Kapitalgebern bei den Erlöserwartungen.
Der statische Finanzierungsbeitrag darf, wie ein Kapazitätspreis, die Kostentragfähigkeit von künftigen Stromspeichern nicht überfordern. Wir sehen dies unter den genannten Rahmenbedingungen jedoch nicht sichergestellt.
Insbesondere könnte eine rückwirkende Einführung des Kapazitätspreises einen Kipppunkt für die Betreibbarkeit des Projekts darstellen, mit drastischen Folgen für die Standortattraktivität von Deutschland für internationale Kapitalgeber. Meist internationale Investoren würden mit einem deutlich höheren Risikoaufschlag kalkulieren, der die Finanzierung von Speichern und wahrscheinlich auch anderen Anlagen massiv verteuern würde. Durch diese Verteuerung wird unserer Erwartung nach der preissenkende Effekt von Speichern deutlich geringer ausfallen und die Belastung von Endverbrauchern eher steigen als sinken. Im schlimmsten (und nicht auszuschließenden) Fall würde das Investitionsvolumen allgemein massiv zurückgehen.
Wir begrüßen die Einführung eines symmetrischen und ort- und zeitlich variablen Netzentgelts für Stromspeicher. Es setzt wirksame Preissignale, um Markt- und Netzanforderungen besser auszubalancieren. Die Studienlage zeigt, dass ein solches Entgelt Netzengpässe und Redispatchkosten deutlich reduzieren kann.
Es ist ein geeignetes Werkzeug, um Netz- und Systemnutzen miteinander zu verbinden. Dies ist unserer Einschätzung nach jedoch vor allem in solchen Gebieten der Fall, in denen sich das Engpassgeschehen und die technischen Einsatzmöglichkeiten (insbesondere die Speicherdauer) gut ergänzen. Diese Einschätzung gilt jedoch nur für solche Speicher, bei denen ein dynamisches Entgeltregime bereits in den frühen Stadien der Projektentwicklung, insbesondere der Standortwahl, berücksichtigt werden konnte.
Im Rahmen bestehender Anschlussbegehren war dies jedoch kein relevanter Parameter zur Definition geeigneter Standorte. Gleichzeitig sollte die Berechnungsgrundlage von solchen dynamischen Netzentgelten auch standardisiert werden. Aufgrund der Vielzahl an Netzbetreibern in Deutschland sehen wir sonst das Risiko, dass unterschiedliche Bemessungsgrundlagen eine Diskriminierungsfreiheit nicht ausschließen.
Aus diesen Gründen möchten wir dafür plädieren, dass die Einführung von dynamischen Arbeitspreisen für Bestandsanlagen lediglich als Opt-In-Regelung ausgestaltet werden sollte.
Wir plädieren dafür, dass solche Projekte mit gesicherter Anschlusskapazität bis Ende des Jahres 2026 weiterhin von dem derzeit gültigen Entgeltregime profitieren können. Kyon Energy sähe andernfalls den Vertrauensschutz hier als nicht mehr gewahrt an, da es sich um eine deutliche Schlechterstellung der Wirtschaftlichkeit des Projekts handeln würde.
Für künftige Anlagen plädieren wir dafür, dass die Wahl einer Finanzierungskomponente unter realistischer Berücksichtigung der finanziellen Tragfähigkeit getroffen wird, dazu halten wir statische Arbeitspreiskomponenten für strukturell ungeeignet. Die aktuelle Studienlage zum systemischen und volkswirtschaftlichen Mehrwert der Einführung von zeitlich und örtlich variablen Netzentgelten belegt dies. Wir gehen davon aus, dass in einem solchen Regime die Standortwahl von Speicherentwicklern maßgeblich von wechselseitig positiven Engpassstrukturen gesteuert wird. Bleiben hingegen verlässliche und investitionsfreundliche Rahmenbedingungen aus, droht eine deutliche Verlangsamung des Speicherausbaus.
Der mögliche Fadenriss in der Entwicklung von Speicherprojekten oder Speicherlücken stellt demnach ein reales Szenario dar, das sich bereits in Hintergrundgesprächen mit Fremdkapitalgebern abgezeichnet hat. Die Auswirkungen eines ausbleibenden Speicherausbaus würden jedoch weit über die Speicherbranche hinausreichen. So wurden Speicher oberhalb der Niederspannung im Systemstabilitätsbericht 2025 als eine der tragenden Säulen für marktlich zu beschaffende Systemdienstleistungen genannt.
Wenn die Speicherentwicklung in Deutschland erst ab 2028 wieder aufgenommen werden würde, käme der Hochlauf der Speicheranschlüsse erst deutlich nach 2030 erneut in Gang. Negativpreise würden spürbar ansteigen und durch den anstehenden Kohleausstieg zusätzlich verstärkt. Auch jene Gaskraftwerke, die im Rahmen von Kapazitätsausschreibungen gefördert werden sollen, wären voraussichtlich noch nicht einsatzbereit.
Bereits heute bekannte Herausforderungen in der Netz- und Systemführung würden sich weiter verschärfen: starke Preisschwankungen und Preisspitzen, zusätzlicher Bedarf an Frequenz- und Spannungshaltung, mangelnde Flexibilität auf der Verbraucherseite sowie eine große Zahl nicht steuerbarer EE-Anlagen. Dies würde insbesondere auch zu einer Erhöhung der Strompreise führen, welche durch Endverbraucher zu tragen sind.
Die nun drohende Speicherlücke fällt somit in eine besonders sensible Übergangsphase des deutschen Energiesystems, in welcher kurzfristige Bereitstellung von Flexibilität besonders gefragt ist. Daher erscheint eine kurzfristige Festlegung einer Entgeltsystematik, die Netz- und Marktbedarfe zusammenführt, getroffene Investitionsentscheidungen schützt und den weiteren Ausbau von Speichern in Deutschland ermöglicht, dringend erforderlich.
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