Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher: das Fenster bis 2029
Nach Paragraf 118 Absatz 6 EnWG sind Stromspeicher 20 Jahre lang von den Netzentgelten auf den Strombezug befreit. Die volle Befreiung sichert sich nur, wer den Speicher bis zum 4. August 2029 in Betrieb nimmt, und der eigentliche Engpass ist die finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der Neuregelung. Danach ersetzt die Netzentgeltreform AgNeS die pauschale Befreiung durch einen begrenzten Kapazitätspreis. Dieser Beitrag erklärt, was die Befreiung genau umfasst, welche zwei Stichtage gelten, was nach dem Bestandsschutz kommt, wie stark das die Wirtschaftlichkeit trifft und was Speicherbetreiber jetzt tun sollten. Viele Werte sind Vorschlag und Zwischenstand im laufenden Verfahren, nicht final.
Batteriespeicher sind nach Paragraf 118 Absatz 6 EnWG für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten auf den Strombezug befreit. Die Bundesnetzagentur hält in der Netzentgeltreform AgNeS an dieser Befreiung fest und wendet sie nicht rückwirkend auf bereits geschützte Projekte an, sie hat den Investorenschutz höher gewichtet als eine frühe Neuregelung. Die volle Befreiung sichert sich aber nur, wer den Speicher bis zum 4. August 2029 in Betrieb nimmt und dessen finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der Neuregelung fällt, frühestens Anfang 2027. In der Diskussion ist eine FID-Frist zum 31. Dezember 2026 mit Nachweis an den Netzbetreiber bis 31. März 2027, als final gilt die Entscheidung bei verbindlichen Komponentenbestellungen von mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens plus verbindlichem Netzanschluss. Wer diesen früheren Stichtag verpasst, fällt aus dem Bestandsschutz, auch bei Inbetriebnahme vor 2029. Für neue Speicher ohne Schutz ist ein begrenzter Kapazitätspreis vorgesehen, bewusst ohne arbeitsbezogene Komponente, in der Größenordnung von rund 5.000 Euro je MW und Jahr bei einer diskutierten Spanne von 4 bis 7 Tsd. Euro je MW und Jahr, das sind etwa 10 Prozent des Haushaltsniveaus je kW. PV-Heimspeicher bleiben dauerhaft befreit. Modellrechnungen zeigen, dass selbst ein Entgelt von 7 Tsd. Euro je MW und Jahr den internen Zinsfuß eines 4-Stunden-Speichers nur um rund 0,5 Prozentpunkte senkt, der Entgeltschritt ist also überschaubar, die Planungsunsicherheit im laufenden Verfahren wiegt schwerer. Wer den FID-Termin rückwärts plant, den Netzanschluss sichert, die Wirtschaftlichkeit mit und ohne Befreiung rechnet und die Nachweise vorbereitet, hält den Übergang beherrschbar. Alle genannten Werte sind Zwischenstand, nicht final.
Was die Netzentgeltbefreiung für Speicher ist
Ein Batteriespeicher bezieht Strom, um ihn später wieder einzuspeisen. Er verbraucht ihn nicht. Deshalb befreit Paragraf 118 Absatz 6 EnWG Stromspeicher von den Netzentgelten auf diesen Bezug, damit dieselbe Kilowattstunde nicht zweimal belastet wird. Diese Befreiung gilt 20 Jahre ab Inbetriebnahme und ist einer der Gründe für den aktuellen Speicherausbau.
Wichtig ist die genaue Abgrenzung. Befreit ist der Netzentgeltanteil auf den Strombezug, nicht jede Netzkostenposition. Der Baukostenzuschuss für den Netzanschluss ist davon getrennt zu betrachten und wird für Speicher ohnehin gerade neu geregelt. Die Befreiung ist außerdem kein Dauerzustand für alle: Sie hängt an einem festen Fenster für neue Anlagen. Genau dieses Fenster ordnet die Netzentgeltreform AgNeS neu, die die Systematik der Stromnetzentgelte ab 2029 grundlegend umbaut. Wie stark einzelne Speicher betroffen sind, hängt davon ab, ob sie rechtzeitig in den Bestandsschutz kommen. Auch der Speicherausbau selbst, sichtbar im Boom der virtuellen Kraftwerke, rechnet bisher mit dieser Befreiung.
Das Zeitfenster: zwei Stichtage, nicht einer
Die meisten Projekte planen auf den 4. August 2029 hin. Das ist ein Fehler. Der Bestandsschutz verlangt zwei Bedingungen zugleich, und die zweite fällt deutlich früher. Wer nur auf die Inbetriebnahmefrist schaut, verpasst den eigentlichen Engpass.
Der erste Stichtag ist die finale Investitionsentscheidung, kurz FID. Sie muss vor Inkrafttreten der Neuregelung fallen, frühestens Anfang 2027. In der Diskussion steht der 31. Dezember 2026, mit Nachweis an den Netzbetreiber bis zum 31. März 2027. Und final heißt im Reformentwurf konkret: verbindliche Komponentenbestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, dazu ein verbindlicher Netzanschluss. Der zweite Stichtag ist die Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029. Beide müssen sitzen.
Wer die FID verpasst, verliert den Bestandsschutz. Auch dann, wenn der Speicher schon 2028 am Netz hängt. Der eigentliche Termin liegt also nicht 2029, sondern rund zweieinhalb Jahre früher. Das ist wenig Zeit für Standortsicherung, Netzanschluss und Finanzierung, und genau hier scheitern die meisten Zeitpläne. Alle Daten sind Zwischenstand im laufenden Verfahren.
Was nach dem Bestandsschutz kommt
Die Befreiung fällt nicht ersatzlos weg. An ihre Stelle tritt ein neues Preismodell, das die Netzentgeltreform AgNeS für Speicher vorsieht. Der Unterschied liegt in der Form: kein pauschaler Nullbetrag mehr, sondern ein begrenztes, kalkulierbares Entgelt.
Vorgesehen ist ein begrenzter Kapazitätspreis, bewusst ohne arbeitsbezogene Komponente. Dieser Verzicht ist der Kern der Sache. Ein Entgelt je Kilowattstunde würde wie eine Abgabe auf jeden Lade- und Entladezyklus wirken und die Fahrweise verzerren. Ein reiner Kapazitätspreis je MW vermeidet das. Die Bundesnetzagentur rechnet in ihren Modellen mit rund 5.000 Euro je MW und Jahr, die diskutierte Spanne reicht von 4 bis 7 Tsd. Euro je MW und Jahr ab 2029. Zum Vergleich: Das sind etwa 10 Prozent dessen, was Haushaltskunden je kW an Kapazitätsentgelt zahlen. PV-Heimspeicher bleiben dauerhaft befreit, dynamische Netzentgelte sollen gestuft zwischen 2030 und 2033 hinzukommen. Die Speicherregelung ist Teil des größeren Umbaus, den die Netzentgeltreform AgNeS ab 2029 an der gesamten Systematik vornimmt. Fest sind die Werte erst mit den Folgefestlegungen.
Was das für die Wirtschaftlichkeit bedeutet
Die entscheidende Frage für jedes Projekt lautet: Wie stark trifft der Wegfall der Befreiung die Rendite? Die Antwort ist überraschend beruhigend, verschiebt aber den Blick auf das eigentliche Risiko.
Modellrechnungen zeigen ein überraschendes Bild. Selbst am oberen Rand, bei 7 Tsd. Euro je MW und Jahr, senkt das Entgelt den internen Zinsfuß eines 4-Stunden-Speichers mit Inbetriebnahme 2030 nur um rund 0,5 Prozentpunkte. Der Grund ist wieder der Verzicht auf eine arbeitsbezogene Komponente, die den Handel weit stärker belasten würde. Für die meisten Projekte ist der Entgeltschritt damit verkraftbar. Das eigentliche Risiko liegt woanders. Es steckt in der Planungsunsicherheit, solange Werte und Ausgestaltung Zwischenstand sind, und in der Frage, ob ein Projekt den frühen FID-Stichtag überhaupt erreicht. Wer die Rechnung mit und ohne Befreiung aufmacht, sieht es sofort: Der Terminplan entscheidet über mehr als der künftige Entgeltsatz.
Risiken und offene Punkte
So klar die Richtung ist, so viel steht noch offen. Zwei Punkte verdienen besondere Aufmerksamkeit, weil sie die Planungssicherheit direkt betreffen: die Frage der Rückwirkung und das neue Netzanschlussverfahren.
Erstens die Rückwirkung. Die Bundesnetzagentur beruft sich auf ein Ermessen nach Paragraf 118 Absatz 6 Satz 12 EnWG, das eine rückwirkende Änderung erlauben könnte. Auf dem Tisch lagen zwei mögliche Stichtage: der 2. September 2021, das Datum des EuGH-Urteils C-718/18, und der 29. Dezember 2023. Am Ende entschied die Behörde gegen eine Rückwirkung auf bereits geschützte Projekte und gewichtete den Investorenschutz höher. Für neue Projekte bleibt die frühe FID-Bedingung trotzdem der harte Filter. Zweitens das Netzanschlussverfahren. Seit dem 1. April 2026 gilt für Speicher statt des Windhundprinzips ein strukturiertes Verfahren, mit einer Bearbeitungsgebühr von 50.000 Euro je Projekt und einer Kaution von 1.500 Euro je MW, die auf die Anschlusskosten angerechnet wird. Das erhöht die Anforderungen an Ernsthaftigkeit und Vorlauf spürbar. Wer den Netzanschluss nicht früh und verbindlich sichert, kann den FID-Nachweis am Ende nicht führen.
Vorsicht bei der Terminplanung: Viele Projekte planen auf den 4. August 2029, obwohl der entscheidende Stichtag die finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der Neuregelung ist, frühestens Anfang 2027. Wer erst 2028 verbindlich entscheidet, kann den Bestandsschutz verlieren, auch bei Inbetriebnahme vor 2029. Alle genannten Fristen und Werte sind Zwischenstand im laufenden Verfahren und noch nicht final.
Die Netzentgeltbefreiung für Speicher bleibt, aber sie wird zum Terminspiel. Nicht die Höhe des künftigen Kapazitätspreises entscheidet über den Bestandsschutz, sondern ob ein Projekt die frühe finale Investitionsentscheidung und die Inbetriebnahme bis 2029 erreicht. Der Entgeltschritt selbst ist mit rund 0,5 Prozentpunkten Rendite überschaubar, die Planungsunsicherheit und der frühe Stichtag sind das eigentliche Risiko. Wer das trennt, plant das Projekt richtig.
Was Speicherbetreiber jetzt tun sollten
Aus der Reform wird ein konkreter Plan, sobald man vom Stichtag rückwärts denkt. Wer jetzt handelt, sichert den Bestandsschutz, statt ihn knapp zu verpassen. Vier Schritte ordnen die Aufgabe.
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FID-Termin rückwärts planen
Lege den spätesten Zeitpunkt für die finale Investitionsentscheidung fest und plane von dort rückwärts. Wenn die FID-Frist zum 31. Dezember 2026 mit Nachweis bis 31. März 2027 gilt, müssen Komponentenbestellungen von mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens und der verbindliche Netzanschluss vorher stehen. Rechne die Beschaffungs- und Genehmigungszeiten ehrlich ein, dann wird sichtbar, wie wenig Puffer bleibt.
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Netzanschluss verbindlich sichern
Sichere den Netzanschluss früh und verbindlich, denn seit dem 1. April 2026 verlangt das neue Verfahren Bearbeitungsgebühr, Kaution und den Nachweis von Ernsthaftigkeit. Ohne einen belastbaren Netzanschluss lässt sich die finale Investitionsentscheidung nicht sauber belegen. Dieser Schritt ist damit nicht nur technische Voraussetzung, sondern Teil des Bestandsschutz-Nachweises.
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Wirtschaftlichkeit mit und ohne Befreiung rechnen
Rechne das Projekt in beiden Fällen durch, mit Bestandsschutz und mit Kapazitätspreis. Setze für den Fall ohne Schutz die diskutierten 4 bis 7 Tsd. Euro je MW und Jahr an und prüfe, wie sich der interne Zinsfuß verschiebt. Meist zeigt die Rechnung, dass der Entgeltschritt verkraftbar ist, der verpasste Stichtag aber teuer wird. Diese Zahlen sind die Grundlage für die Terminentscheidung.
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Nachweisdokumentation vorbereiten
Bereite die Dokumentation vor, mit der du die finale Investitionsentscheidung gegenüber dem Netzbetreiber belegst. Dazu gehören die verbindlichen Bestellungen, der Netzanschlussvertrag und der Zeitstempel der Entscheidung. Wer den Nachweis früh strukturiert, vermeidet, den Bestandsschutz an einer Formfrage zu verlieren, während das Verfahren noch läuft.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Paragraf 118 Absatz 6 EnWG befreit Stromspeicher für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten auf den Strombezug. Der Zweck ist, eine Doppelbelastung zu vermeiden und Investitionen anzureizen, da ein Speicher den bezogenen Strom nicht verbraucht, sondern wieder einspeist. Befreit ist der Netzentgeltanteil auf den Bezug, nicht automatisch der Baukostenzuschuss für den Netzanschluss.
Die volle Befreiung sichert sich nur, wer den Speicher spätestens am 4. August 2029 in Betrieb nimmt. Der wirklich enge Stichtag liegt aber früher: Die finale Investitionsentscheidung muss vor Inkrafttreten der Neuregelung fallen, frühestens Anfang 2027. In der Diskussion ist eine FID-Frist zum 31. Dezember 2026 mit Nachweis an den Netzbetreiber bis 31. März 2027. Werte sind Zwischenstand im laufenden Verfahren.
Weil der Bestandsschutz zwei Bedingungen verknüpft: Inbetriebnahme bis 4. August 2029 und eine finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNeS-Neuregelung. Als final gilt die Entscheidung im Reformentwurf, wenn verbindliche Komponentenbestellungen von mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens vorliegen und der Netzanschluss verbindlich ist. Projekte, die diesen früheren Stichtag verpassen, fallen aus dem Bestandsschutz, auch wenn sie vor 2029 ans Netz gehen.
Für neue Speicher ohne Bestandsschutz ist ein begrenzter Kapazitätspreis vorgesehen, bewusst ohne arbeitsbezogene Komponente, damit kein Entgelt auf jeden Ladezyklus anfällt. Die Bundesnetzagentur rechnet mit rund 5.000 Euro je MW und Jahr, die diskutierte Spanne liegt bei 4 bis 7 Tsd. Euro je MW und Jahr. Das entspricht etwa 10 Prozent dessen, was Haushaltskunden je kW zahlen. PV-Heimspeicher bleiben dauerhaft befreit. Alle Werte sind Vorschlag, nicht final.
Betreiber sollten den FID-Termin rückwärts vom Stichtag planen, den Netzanschluss verbindlich sichern, die Wirtschaftlichkeit mit und ohne Befreiung durchrechnen und die Nachweisdokumentation für den Netzbetreiber vorbereiten. Da der Kapazitätspreis den internen Zinsfuß laut Modellrechnungen nur um rund 0,5 Prozentpunkte senkt, ist die Planungsunsicherheit das größere Risiko als der Entgeltschritt selbst. Wer früh rechnet, hält den Übergang beherrschbar.