Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 16. Januar 2026 ihre Orientierungspunkte zu künftigen Speichernetzentgelten vorgestellt. Bislang waren bis zum 4. August 2029 neu errichtete rein netzgekoppelte Batteriespeicher gemäß § 118 Abs. 6 S. 1, EnWG für 20 Jahre von Netzentgelten befreit. Die BNetzA hat in dem Papier angedeutet, diese Regelung ggf. sogar rückwirkend zu ändern.
Was sind die Gründe aus Sicht der BNetzA? Batteriespeicher oder BESS-Anlagen (Battery Energy Storage Systems) verursachen – je nach bestehender Engpasssituation im Netz – durch Ein-/Ausspeisen von Strom Kosten. Das Ziel der BNetzA ist es, diese Kosten zu reduzieren bzw. zu verteilen, ohne aber die Funktion von BESS-Anlagen zur Netzstabilisierung und Versorgungssicherheit zu konterkarieren.
Durch dynamische Netzentgelte sollen Verhaltensanreize für Speicherbetreiber gesetzt werden, die Anlagen netzdienlich einzusetzen. Die zukünftigen Netzentgelte sollen sich am tatsächlichen Verhalten der Anlage orientieren, um netzdienliches Laden und Entladen zu belohnen und negative Anreize für sinnvolle Arbitrage-Geschäfte zu vermeiden.
Details noch unscharf | Verunsicherung bei Marktteilnehmern
Das in dem Papier skizzierte neue Netzentgeltsystem beinhaltet auf den ersten Blick erhebliche Auswirkungen auf Projektierung, Finanzierung und Betrieb großskaliger Batteriespeicher in Deutschland. Unter den relevanten Marktakteuren herrscht Verunsicherung, insbesondere wegen der noch fehlenden Konkretisierung der dynamischen Entgelte, des Timings und etwaiger Übergangsregeln.
Mit Blick auf den Zeitpunkt des Inkrafttretens der Netzentgelteinführung sehen Investoren und Projektentwickler erhebliche Investitionsrisiken. Es ist sehr wahrscheinlich, dass BESS-Neuanlagen (insbesondere solche mit Inbetriebnahme nach einem noch zu definierenden Stichtag vor 2029) mit einer neuen Netzentgeltsystematik kalkulieren müssen.
Bedeutung für den Einsatz von Speichern aus Perspektive von Anlegern
Für Anleger in Fonds, die in solche Speicher investieren, ist wichtig: Etwaige Netzentgelte fallen als operative Kosten auf der Ebene der Speicherbetreiber bzw. der Energiehändler an. Sofern der Fonds in solche Betreibergesellschaften investiert, trägt er mittelbar das Kostenrisiko. Anders wäre es, wenn der Fonds als Eigentümer von Batterien diese zur Vermarktung an einen geeigneten Operator verpachtet. In dem Fall müsste der Operator den Einsatz der Speicher so gestalten, dass er auskömmliche Erträge zur Finanzierung der Pachtzahlungen generiert. Das unmittelbare Kostenrisiko liegt nicht mehr beim Fonds.
Zudem: Im neuen Netzentgeltregime werden Speicherbetreiber Erfolg haben, die dem Multi-Use-Ansatz folgen. Multi-Use bedeutet: Kombination aus Arbitrage am Spot-Markt und Bereitstellung von Regelleistung und lokaler Flexibilitätsvermarktung. Der reine Arbitrage-Ansatz an den Spot-Märkten (Day-Ahead / Intraday) wird durch lokale Netzentgelte voraussichtlich deutlich unattraktiver.
Hierbei werden Speicherbetreiber bzw. Energiehändler signifikante Wettbewerbsvorteile haben, die über gute Trading-Systeme/-Software verfügen, die bestenfalls über künstliche Intelligenz antizipieren kann, welche BESS-Produkte das Netz zu welchen Erträgen/Kosten sowie Zeitpunkten nachfragt.
Es wird daher sehr wahrscheinlich zu einer Konsolidierung des Markts von BESS-Anlagenbetreibern / Energiehändlern kommen. Anlagenbetreiber, die sich auf das reine Arbitrage-Geschäft an den Spotmärkten fokussiert haben und den Multi-Use-Ansatz nicht beherrschen, werden voraussichtlich am Markt keinen großen Erfolg mehr haben.
Darüber hinaus halten sich viele Speicheranlagen-Projektentwickler wegen der Netzentgeltreform mit Neuprojektierungen zurück – es werden künftig sehr wahrscheinlich deutlich weniger Anlagen projektiert und gebaut. Im Übrigen wird auch die Standortwahl von Speichern wegen der Steuerung über Baukostenzuschüsse an Bedeutung gewinnen (Vermeidung Zubau an engpassbehafteten Netzanschlusspunkten).
Dies kann aus Sicht eines bestehenden Anlagenbetreibers positiv sein, weil der unkontrollierte Zubau von Speicheranlagen eingedämmt wird und damit das Wettbewerbsumfeld kalkulierbarer bleibt (Vermeidung von Kannibalisierungseffekten bei BESS-Leistungen). In Deutschland liegen je nach Quelle bereits über 500 GW bis mehr als 720 GW an Netzanschlussanfragen für Groß‑Batteriespeicher vor, und allein im Jahr 2024 wurden 9.710 formelle Netzanschlussanfragen gestellt. Diese Antragsflut stellt die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber vor große organisatorische Herausforderungen.
Fazit
Die Investitionsfantasie bei Batteriespeichern ist nicht verschwunden – aber sie verändert sich durch eine Netzentgeltreform. Erfolgreich bleiben jene Speicher, die flexibel, effizient und systemdienlich betrieben werden können und am „richtigen“ Standort gebaut sind.
