Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform

Kaum ein Kostenfaktor wird in Speicher-Kalkulationen so selbstverständlich auf null gesetzt wie die Netzentgelte, also die Gebühren für die Nutzung des Stromnetzes. Der Grund steht in §118 Abs. 6 EnWG: Batteriespeicher sind für 20 Jahre von den Entgelten auf ihren Ladestrom befreit. Genau diese Regel wird gerade neu geschrieben. Die Bundesnetzagentur hat am 6. August 2026 den finalen Entwurf ihrer Netzentgeltreform AgNeS vorgelegt, und mit ihm die Bedingungen, unter denen laufende und neue Projekte die Befreiung behalten.

Dieser Beitrag erklärt, was Netzentgelte sind, wie die Befreiung funktioniert, was die Reform ändert und welche Fristen jetzt zählen; am Ende steht, worauf Anleger bei einer Speicher-Direktbeteiligung achten sollten.

Was sind Netzentgelte, und warum betreffen sie Batteriespeicher?

Netzentgelte sind die Gebühren für Transport und Verteilung von Strom; sie finanzieren Bau und Betrieb der Stromnetze und machen für Letztverbraucher einen erheblichen Teil des Strompreises aus. Ein Batteriespeicher wäre davon doppelt betroffen: Beim Laden bezieht er Strom aus dem Netz wie ein Verbraucher, beim Entladen speist er ihn wieder ein. Ohne Sonderregel würde derselbe Strom auf seinem Weg über den Speicher also zweimal mit Netzkosten belastet, obwohl der Speicher ihn nicht verbraucht, sondern nur zeitlich verschiebt.

Wie groß der Posten wäre, hängt von Netzebene und Entgeltmodell ab; ohne Befreiung würde der Ladestrom je nach Anschluss-Situation mit mehreren Cent pro Kilowattstunde belastet. Für einen Großspeicher, der täglich ein bis zwei vollständige Lade-Entlade-Zyklen fährt, wäre das ein Kostenblock, der die Handelsmarge zwischen billigen und teuren Stunden spürbar zusammendrückt. Die Befreiung gehört deshalb zu den wichtigsten wirtschaftlichen Grundlagen der aktuellen Projektgeneration; wie ein Speicher überhaupt Geld verdient, erklärt Wie funktioniert ein Batteriegroßspeicher? Aufbau, Betrieb und Erlöslogik einfach erklärt.

Wie funktioniert die Netzentgeltbefreiung nach §118 Abs. 6 EnWG?

§118 Abs. 6 EnWG stellt Stromspeicher für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten auf den Bezug des zu speichernden Stroms frei; Voraussetzung ist nach aktueller Rechtslage die Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029. Die Befreiung gilt also nicht unbegrenzt, sondern als anlagenbezogenes Zeitfenster: Wer rechtzeitig in Betrieb geht, nimmt die Freistellung für zwei Jahrzehnte mit.

Die Frist wurde bereits einmal um drei Jahre verlängert; ursprünglich wäre sie im August 2026 ausgelaufen. Zwei Details der Vorschrift sind für die Einordnung wichtig. Erstens betrifft die Befreiung die laufenden Entgelte auf den Ladestrom, nicht die einmaligen Kosten des Netzanschlusses. Zweitens enthält Satz 12 der Vorschrift eine Öffnung, nach der die Bundesnetzagentur von der Regelung abweichen darf, auch beim zeitlichen Anwendungsbereich. Von genau dieser Befugnis macht sie mit der AgNeS-Reform jetzt Gebrauch.

Was ist die AgNeS-Reform der Bundesnetzagentur?

AgNeS steht für das allgemeine Netzentgeltsystem Strom, mit dem die Bundesnetzagentur die Netzentgelte grundlegend neu ordnet; das Festlegungsverfahren läuft seit Mai 2025. Nach Orientierungspunkten zu Speicher-Netzentgelten im Januar 2026 und einem Hintergrundpapier im Mai hat die Behörde am 6. August 2026 den finalen Festlegungsentwurf veröffentlicht. Stellungnahmen sind bis zum 18. September 2026 möglich; die Entscheidung ist noch für 2026 geplant.

Für Speicher ist die Richtung klar: Die pauschale Vollbefreiung läuft aus und wird nicht bis 2045 fortgeschrieben; auch Speicher sollen sich künftig an den Netzkosten beteiligen, weil sie das Netz nutzen. Hintergrund ist auch ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs von 2021, das pauschale gesetzliche Entgeltbefreiungen infrage stellt. Vorgesehen ist ab dem 1. Januar 2029 zunächst ein moderates leistungsbezogenes Netzentgelt für Speicher ohne Bestandsschutz. Als Zielbild nennt die Behörde dynamische Netzentgelte, die zeitlich und regional variieren und netzdienliches Verhalten „vorzeichenrichtig“ belohnen sollen: Wer lädt, wenn das Netz überschüssigen Strom loswerden muss, entlastet es und soll dafür nicht wie ein gewöhnlicher Verbraucher zahlen.

Welche Projekte behalten die 20-jährige Befreiung?

Nach dem finalen Festlegungsentwurf behalten alle Projekte die volle 20-jährige Netzentgeltbefreiung, die vor der Veröffentlichung der finalen AgNeS-Festlegung ihre endgültige Investitionsentscheidung (FID, final investment decision) getroffen haben und bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen. Bereits laufende Befreiungen nach §118 Abs. 6 EnWG werden ausdrücklich nicht angetastet.

Die finale Investitionsentscheidung ist dabei kein weicher Begriff: Der Entwurf verlangt verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, aus denen sich das Projekt nicht ohne erheblichen Vermögensschaden zurückziehen könnte. Der Nachweis ist dem Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 in geeigneter Form vorzulegen. Eine früher diskutierte zusätzliche Hürde, die verbindliche Netzanschlusszusage, hat die Behörde im finalen Entwurf gestrichen; auch Projekte, die im Anschlussverfahren der Netzbetreiber noch auf die Zusage warten, können den Vertrauensschutz damit erreichen.

Praktisch verschiebt sich die maßgebliche Frist damit nach vorn: Nicht der August 2029 ist der Stichtag, sondern die Veröffentlichung der finalen Festlegung, voraussichtlich um den Jahreswechsel 2026/27. Das effektive Fenster für neue Projekte mit voller Befreiung ist deutlich kürzer, als die Jahreszahl 2029 suggeriert; wie diese Frist neben den steuerlichen Terminen der Anlageklasse liegt, ordnet IAB jetzt bilden: Welche steuerlichen Fristen und Zeitfenster 2026/2027 zählen ein.

Was ist der Baukostenzuschuss, und was hat der BGH entschieden?

Der Baukostenzuschuss (BKZ) ist eine einmalige Zahlung an den Netzbetreiber für die Bereitstellung von Anschlusskapazität; er ist von den laufenden Netzentgelten zu unterscheiden und wird von der Befreiung nach §118 Abs. 6 EnWG nicht erfasst. Der Bundesgerichtshof hat im Juli 2025 entschieden (Beschluss vom 15. Juli 2025, EnVR 1/24), dass Verteilnetzbetreiber einen solchen Zuschuss nach dem sogenannten Leistungspreismodell auch von Batteriespeichern mit Anschluss in der Mittel- und Hochspannung verlangen dürfen; ob sie ihn erheben, liegt in ihrem Ermessen.

Für Projekte heißt das: Der BKZ ist eine reale Position im Investitionsbudget, die je nach Netzbetreiber, Netzebene und beantragter Leistung erheblich ausfallen kann; je höher die Anschlussleistung, desto teurer der Anschluss. In einer seriösen Kalkulation taucht er ausgewiesen auf, nicht versteckt in einer Sammelposition. Wie sich Projekte einen Netzanschluss teilen und damit auch die Anschlusskosten optimieren, zeigt Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt.

Was bedeutet das für die Erlöse eines Batteriespeichers?

Für einen Speicher mit gesichertem Bestandsschutz ändert sich zunächst nichts: Die Netzentgeltbefreiung gilt anlagenbezogen für 20 Jahre ab Inbetriebnahme und deckt damit den größten Teil der üblichen Betrachtungszeiträume ab. Die Erlösseite eines solchen Projekts wird von den Strommärkten bestimmt, nicht von der Reform; wie Day-Ahead, Intraday und Regelenergie zusammenspielen, erklärt Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie.

Für Projekte ohne Bestandsschutz gilt ab 2029 das neue System. Wie stark ein moderates Leistungsentgelt die Wirtschaftlichkeit verändert, hängt von seiner Höhe ab, die der Entwurf noch nicht beziffert; seriös ist deshalb nur eine konservative Modellierung, die für die Zeit nach 2029 einen Netzentgelt-Ansatz enthält, statt die heutige Vollbefreiung stillschweigend fortzuschreiben. Dynamische Entgelte könnten für flexible Anlagen perspektivisch sogar eine zusätzliche Chance sein, wenn netzdienliches Laden belohnt wird; belastbar kalkulieren lässt sich das heute noch nicht. In welche Renditespannen sich das alles einordnet, zeigt Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist.

Was heißt das für Anleger einer Speicher-Direktbeteiligung?

Für Anleger ist die Reform vor allem eine Prüfliste: Ob ein konkretes Projekt die 20-jährige Befreiung behält, entscheidet sich an dokumentierbaren Fakten, nicht an Absichtserklärungen. Die Erlösannahmen der Projektunterlagen stehen und fallen mit diesem Status. Vier Fragen gehören deshalb an jeden Anbieter:

• Wann wurde die finale Investitionsentscheidung getroffen, und lässt sie sich gegenüber dem Netzbetreiber belegen (verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, Nachweis bis 31. März 2027)?
• Ist die Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029 realistisch terminiert, mit Puffer für Lieferzeiten und Netzanschluss?
• Taucht ein Baukostenzuschuss in der Investitionsrechnung auf, und in welcher Höhe?
• Wie behandelt die Erlösplanung die Netzentgelte für den Fall, dass der Bestandsschutz nicht erreicht wird?

Ein Projekt mit dokumentierter FID und realistischem Inbetriebnahme-Plan trägt einen regulatorisch verankerten Kostenvorteil über 20 Jahre; ein Projekt ohne diesen Status braucht Erlösannahmen, die das ehrlich abbilden. Wie das regulatorische Risiko neben Strompreis, Technik und Finanzierung ins Gesamtbild gehört, ordnet Risiken bei BESS-Direktbeteiligungen, und wie sie strukturell adressiert werden ein; den Marktrahmen mit Zubau und Anschluss-Warteschlange beschreibt Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat.

Ob ein konkretes Projekt den Bestandsschutz erreicht und wie die Erlösplanung mit den Netzentgelten umgeht, gehen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch an den realen Projektunterlagen durch, mit benannten Annahmen. Renditezusagen geben wir dabei keine.