AgNes: Die Schonfrist für Batteriespeicher wird zum Wettlauf gegen den Kalender

Analyse des Konsultationsentwurfs der BNetzA und des Gutachtens von Consentec/TU Clausthal

Stand: 4. September 2026

Der AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur ist weit mehr als eine technische Neuordnung der Netzentgelte. Hinter den fast zweihundert Seiten des Konsultationsentwurfs verbirgt sich eine Verschiebung der ökonomischen Spielregeln des Stromsystems. Wer Strom verbraucht, erzeugt oder speichert, soll künftig anders an den Netzkosten beteiligt werden. Die bisherige Logik der Stromnetzentgeltverordnung läuft Ende 2028 aus; das neue System soll grundsätzlich zum 1. Januar 2029 greifen.

Für stromintensive Industrieunternehmen bedeutet das den Abschied von vertrauten Privilegien. Für Entwickler und Investoren von Batterieenergiespeichern ist die Lage noch zugespitzter. Die Bundesnetzagentur will die bislang gesetzlich vorgesehene zwanzigjährige Netzentgeltbefreiung nicht allen Projekten erhalten, die noch bis August 2029 in Betrieb gehen. Entscheidend soll vielmehr sein, ob das Projekt bereits vor dem 1. Januar 2027 eine „endgültige Investitionsentscheidung“ erreicht hat.

Damit entsteht für die deutsche BESS-Pipeline ein regulatorischer Stichtag, der bereits in wenigen Monaten liegt.

Die wichtigste Nachricht für BESS: Der 1. Januar 2027 ist faktisch wichtiger als August 2029

Nach geltendem § 118 Abs. 6 EnWG können neu errichtete Stromspeicher unter bestimmten Voraussetzungen für 20 Jahre hinsichtlich des für die Speicherung bezogenen Stroms von Netzentgelten befreit sein. Das Gutachten beschreibt den derzeitigen gesetzlichen Rahmen so: Erfasst sind Speicher, die spätestens Anfang August 2029 in Betrieb genommen werden und den gespeicherten Strom zeitversetzt wieder in dasselbe Netz einspeisen.

Wer daraus allerdings ableitet, für ein heute in Entwicklung befindliches BESS bleibe noch bis August 2029 Zeit, übersieht den entscheidenden Eingriff des AgNes-Entwurfs.

Tenorziffer 17.5 will die bestehende Befreiung nur für Speicher erhalten,

für die vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen worden ist.

Als Datum der Bekanntgabe setzt der Entwurf den 1. Januar 2027 an. Die Voraussetzungen des § 118 Abs. 6 Satz 1 und 3 EnWG sollen daneben weiterhin erfüllt sein.

Das führt zu einer bemerkenswerten Konsequenz: Ein BESS kann nach dem heutigen Gesetz noch rechtzeitig vor Ablauf der gesetzlichen Inbetriebnahmefrist fertiggestellt werden und dennoch ab 1. Januar 2029 netzentgeltpflichtig werden, wenn seine Final Investment Decision erst nach dem 1. Januar 2027 getroffen wurde. Genau dies stellt die Bundesnetzagentur in der Begründung ausdrücklich klar.

Für Projektentwickler wird damit aus einem Inbetriebnahmestichtag ein Investitionsstichtag.

Was bedeutet „endgültige Investitionsentscheidung“?

Hier liegt der eigentliche Sprengstoff des Entwurfs.

Ein einfacher Gesellschafterbeschluss mit der Überschrift „FID“, eine Finanzierungszusage oder eine Netzanschlussreservierung reichen nicht. Die Bundesnetzagentur verlangt eine objektiv überprüfbare wirtschaftliche Bindung.

Eine endgültige Investitionsentscheidung liegt nach Tenorziffer 2 Nr. 1 vor, wenn verbindliche Bestellungen von Komponenten erfolgt sind, die mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens abdecken, und der Betreiber sich aus den entsprechenden Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann.

Die Begründung verschärft dieses Verständnis. Die 50-Prozent-Schwelle soll sich auf die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der Anlagenkomponenten beziehen. Planungen, unverbindliche Verhandlungen oder bloße Reservierungen reichen ausdrücklich nicht aus.

Auch der „wesentliche Vermögensschaden“ wird quantifiziert. Die Beschlusskammer hält ihn jedenfalls dann für ausreichend, wenn bei einer Vertragslösung Schäden von mindestens 25 Prozent des Investitionsvolumens drohen. Vertragsstrafen kommen dafür ebenso in Betracht wie belegbare Folgeschäden.

Damit setzt die Bundesnetzagentur die Schwelle ungewöhnlich hoch. Ein Entwickler muss für ein privilegiertes BESS bereits vor dem Jahreswechsel 2026/27 wirtschaftlich weitgehend „committed“ sein.

Die zweite Frist: 31. März 2027

Selbst eine rechtzeitig erreichte FID genügt nicht.

Der Betreiber muss sie dem zuständigen Netzbetreiber bis spätestens 31. März 2027 in geeigneter Weise nachweisen. Dies bestimmt Tenorziffer 17.5 Satz 3 ausdrücklich.

Für die Praxis entsteht damit ein zweistufiges Verfahren:

Zeitpunkt	Voraussetzung	Bedeutung für das BESS
vor 1.1.2027	FID muss bereits erreicht sein	entscheidender Vertrauensschutz-Stichtag
bis 31.3.2027	Nachweis der FID beim zuständigen Netzbetreiber	formelle Voraussetzung für die Weitergeltung der Befreiung
Anfang August 2029	gesetzliche Inbetriebnahmevoraussetzung nach § 118 Abs. 6 EnWG muss erfüllt sein	Voraussetzung der bestehenden gesetzlichen 20-Jahres-Befreiung
ab 1.1.2029	AgNes-Netzentgeltsystem gilt	nicht geschützte BESS zahlen das neue Speicherentgelt

Bei dem August-Stichtag enthält das Material eine kleine, aber für Transaktionen wichtige Unschärfe: Das Gutachten gibt die gesetzliche Regelung zutreffend mit einer Inbetriebnahme spätestens bis 3. August 2029 wieder. Die Begründung des AgNes-Entwurfs spricht dagegen mehrfach vom 4. August 2029. Da Tenorziffer 17.5 die Tatbestandsvoraussetzungen des § 118 Abs. 6 Satz 1 und 3 EnWG ausdrücklich unberührt lässt, sollte für die Projektplanung vorsorglich der 3. August 2029 als spätester belastbarer Termin zugrunde gelegt werden.

Ein Tag kann hier über zwanzig Jahre Netzentgeltbefreiung entscheiden.

Was passiert mit BESS, die diese Voraussetzungen nicht erfüllen?

Sie werden ab 2029 nicht wie klassische industrielle Letztverbraucher behandelt. Das ist die gute Nachricht.

Aber sie werden auch nicht mehr vollständig von Netzentgelten befreit.

Für rein netzgekoppelte Stand-alone-BESS sieht Tenorziffer 10.1 ein jährliches Kapazitätsentgelt auf die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität vor. Seine Höhe soll dem neuen bundeseinheitlichen kapazitätsbasierten Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen entsprechen.

Arbeitsbezogene Netzentgelte je ein- oder ausgespeicherter Kilowattstunde sollen dagegen gerade nicht erhoben werden.

Das ist kein nebensächlicher Unterschied. Ein Arbeitspreis würde jede Arbitrageentscheidung verteuern und damit unmittelbar beeinflussen, wann ein Speicher lädt und entlädt. Die Bundesnetzagentur hat nach der Konsultation früherer Modelle diesen Ansatz verworfen, weil bereits ein auf die Speicherverluste beschränkter Arbeitspreis die Flexibilität hemmen und möglicherweise sogar den Speicherzubau deutlich reduzieren könnte.

Das Gutachten kommt im Kern zum selben Ergebnis. Reguläre Arbeitspreise könnten Speicherzyklen wirtschaftlich verdrängen und damit Investitionen verhindern, obwohl der Speicher aus Systemsicht sinnvoll wäre. Als beste Lösung betrachten die Gutachter deshalb einen reinen, moderaten Kapazitätspreis.

Ökonomisch bewegt sich dessen verträgliche Größenordnung nach Einschätzung des Gutachtens im einstelligen Eurobereich je kW und Jahr. Ab etwa EUR 10/kW/a könnten sich die Fixkosten eines Großspeichers bereits um mehr als zehn Prozent erhöhen und knappe Projekte aus der Wirtschaftlichkeit drücken.

Für ein 100-MW-BESS zeigt bereits diese Größenordnung die Relevanz: EUR 10/kW/a entsprechen einer zusätzlichen jährlichen Belastung von rund EUR 1 Million.

Stand-alone oder Co-Location: Diese Entscheidung wird regulatorisch wichtiger

AgNes macht aus einer bisher vor allem technischen Projektentscheidung zunehmend eine regulatorische Strukturfrage.

Der Entwurf unterscheidet zwischen rein netzgekoppelten und anlagengekoppelten Speichern. Netzgekoppelte BESS haben einen eigenen Anschluss ohne weitere Erzeugungs- oder Verbrauchseinrichtungen. Anlagengekoppelte Speicher teilen dagegen ihren Netzanschluss mit einem Verbraucher oder einer Erzeugungsanlage.

Ein an einen Industriebetrieb gekoppelter BESS fällt deshalb nicht schlicht unter das Stand-alone-Speicherentgelt.

Er bildet für die Netzentgeltermittlung grundsätzlich eine Einheit mit der betreffenden Verbrauchs- oder Erzeugungsanlage.

Für Industrieunternehmen enthält der Entwurf dabei eine wichtige Entlastung: Strommengen, die der Speicher aus dem öffentlichen Netz bezieht und später wieder in dieses zurückspeist, sollen von den Arbeitspreisen befreit sein, sofern diese Mengen messtechnisch abgegrenzt werden können.

Die Messtechnik wird damit zu einem wirtschaftlichen Faktor. Ist die Trennung nicht möglich, weist die Begründung ausdrücklich darauf hin, dass Arbeitspreise auf sämtliche am gemeinsamen Anschlusspunkt erfassten Mengen anfallen können.

Industrie-BESS sollten deshalb bereits im Engineering eine separate Bilanzierung und belastbare Messkonzeption vorsehen.

Die industrielle Netzentgeltwelt nach 2028

Für klassische industrielle Verbraucher reicht die Reform weit über Speicher hinaus.

Das bisherige System aus Arbeits- und Leistungspreisen soll für große Entnahmestellen durch ein Modell aus Bestellkapazität sowie zwei Arbeitspreisen AP1 und AP2 ersetzt werden. Überschreitungen der bestellten Kapazität werden erheblich teurer: AP2 soll zwischen 200 und 350 Prozent des AP1 liegen.

Damit verändert sich das Risikoprofil industrieller Flexibilität. Unternehmen müssen künftig nicht nur ihren Strompreis optimieren, sondern auch entscheiden, welche Netzkapazität sie jährlich bestellen und welches Überschreitungsrisiko sie akzeptieren.

Batteriespeicher können dabei zu einem wirtschaftlichen Instrument werden, um Bestellkapazitäten zu optimieren, Lastspitzen zu begrenzen und Produktionsflexibilität mit den neuen Netzentgelten zu verbinden.

Genau an diesem Punkt entsteht aber ein regulatorischer Zielkonflikt: Der Speicher soll den Industrieverbrauch flexibilisieren, darf selbst aber nicht durch Netzentgelte so belastet werden, dass Arbitrage, Regelenergie oder netzdienliche Nutzung unwirtschaftlich werden.

Das Gutachten erkennt dieses Problem deutlich. Gerade die bisherige leistungsbezogene Netzentgeltsystematik könne Flexibilität in die falsche Richtung lenken: Unternehmen optimierten dann ihren Lastgang vor allem zur Vermeidung individueller Spitzen, statt Flexibilität markt- oder netzdienlich einzusetzen.

§ 19 StromNEV: Noch drei Jahre Schonfrist

Für energieintensive Industrieunternehmen enthält der Entwurf deshalb Übergangsregeln.

Die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV soll für bestimmte Bestandskunden bis Ende 2031 fortgelten. Voraussetzung sind unter anderem eine wirksame individuelle Netzentgeltvereinbarung zum 31. Dezember 2028, mindestens eine Erfüllung der Rabattvoraussetzungen in den Jahren 2026 bis 2028 und ein durchschnittlicher Bezug von mehr als zehn GWh jährlich.

Auch die bisherige Bandlastprivilegierung nach § 19 Abs. 2 Satz 2 bis 4 StromNEV soll für qualifizierte Bestandskunden bis Ende 2031 weiterlaufen.

Die Bundesnetzagentur macht allerdings keinen Hehl daraus, wohin die Reise geht. Die Bandlastprivilegierung soll verschwinden, weil ein möglichst gleichmäßiger Stromverbrauch künftig nicht mehr automatisch als systemdienlich angesehen wird. Die dreijährige Übergangsperiode soll den rund 600 besonders stromintensiven Unternehmen Zeit geben, ihre Produktions- und Beschaffungsstrukturen auf flexiblere industrielle Abnahme umzustellen.

Das ist eine fundamentale Veränderung: Flexibilität ersetzt Bandlast als regulatorisch erwünschtes Verhalten.

Dynamische Netzentgelte kommen – gerade für Speicher

Der reine Finanzierungsbeitrag ist zudem nicht das Ende der Geschichte.

AgNes trennt künftig zwischen Netzentgelten zur Finanzierung des Netzes und Netzentgelten mit einer gezielten Anreizfunktion. Für BESS sind insbesondere dynamische Netzentgelte vorgesehen.

Netzbetreiber sollen sie gegenüber Speichern auf den Netz- und Umspannebenen 1 bis 5 frühestens ab 1. Januar 2030 und spätestens ab 1. Januar 2033 abrechnen. Die konkrete Methodik muss mindestens zwei Jahre zuvor in einer gesonderten Festlegung festgelegt werden.

Damit kann ein heute entwickelter BESS künftig zwei unterschiedlichen Netzentgeltlogiken unterliegen:

einem fixen Finanzierungsbeitrag auf seine Netzanschlusskapazität und einem zeitlich sowie räumlich variablen Preissignal für seine tatsächliche Fahrweise.

Der Standort eines Speichers, seine Dispatch-Software und die Fähigkeit, Netzsignale automatisiert in Lade- und Entladeentscheidungen einzubeziehen, werden damit langfristig Teil des regulatorischen Business Case.

Die Schwachstelle des Entwurfs: Der Vertrauensschutz

Gerade bei der geplanten Verkürzung der praktischen Wirkung des § 118 Abs. 6 EnWG bewegt sich die Bundesnetzagentur juristisch nicht auf völlig festem Boden.

Das von ihr selbst beauftragte Gutachten ist in dieser Frage bemerkenswert zurückhaltend. Es weist darauf hin, dass die gesetzliche zwanzigjährige Befreiung und der ausdrücklich festgelegte Inbetriebnahmezeitraum den Eindruck besonderer Verlässlichkeit erzeugen können. Die Verlängerung der Inbetriebnahmefrist bis 2029 sollte nach den Gesetzesmaterialien gerade sichere Investitionsbedingungen schaffen.

Die Gutachter gelangen dennoch zu dem Ergebnis, dass spätestens seit dem 29. Dezember 2023 kein uneingeschränkt schutzwürdiges Vertrauen mehr bestehen dürfte. Seit diesem Zeitpunkt ermächtigt § 118 Abs. 6 Satz 12 EnWG die Bundesnetzagentur ausdrücklich, vom gesetzlichen Befreiungssystem abzuweichen – auch hinsichtlich Zeitraum und Voraussetzungen.

Noch weiter geht das Gutachten unionsrechtlich: Eine vollständige zwanzigjährige Befreiung sei wegen Kostenorientierung und Nichtdiskriminierung selbst materiell nicht unproblematisch.

Die Bundesnetzagentur entscheidet sich dennoch für einen begrenzten Bestandsschutz – nicht weil sie ihn für jedes Projekt zwingend vorgeschrieben hält, sondern weil Investoren, die bereits irreversibel investiert haben, anders behandelt werden sollen als Projekte, die noch disponibel sind.

Genau deshalb ist die FID zum Dreh- und Angelpunkt geworden.

Was BESS-Entwickler jetzt tun sollten

Für Projekte, bei denen die zwanzigjährige Netzentgeltbefreiung einen wesentlichen Bestandteil des Business Case bildet, sollte der AgNes-Entwurf nicht als regulatorische Zukunftsmusik behandelt werden. Die verbleibenden Monate bis zum Jahreswechsel 2026/27 sind Teil des Transaktionskalenders.

Erstens: Für jedes BESS-Projekt ist zu prüfen, ob die FID-Definition bis 31. Dezember 2026 tatsächlich erfüllt werden kann. Entscheidend sind nicht interner Board Approval oder Financial Close als solche, sondern verbindliche Komponentenbestellungen von mindestens 50 Prozent des relevanten Investitionsvolumens und eine hinreichend irreversible Vertragsbindung.

Zweitens: EPC-, Batterie-, PCS-, Transformator- und sonstige Lieferverträge sollten daraufhin geprüft werden, welchen Anteil des Investitionsvolumens sie abdecken und welche Kündigungs-, Rücktritts- und Termination-for-Convenience-Rechte bestehen. Ein scheinbar „binding“ Supply Agreement kann regulatorisch wertlos sein, wenn es ohne erheblichen Vermögensschaden beendet werden kann.

Drittens: Die Vertragsdokumentation muss den FID-Zeitpunkt später beweisen können. Bestellzeitpunkt, Vertragswert, Investitionsbudget, Kündigungsfolgen, Vertragsstrafen und gegebenenfalls Folgeschäden sollten deshalb in einer FID Evidence File dokumentiert werden.

Viertens: Diese Unterlagen müssen so vorbereitet sein, dass der Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber spätestens am 31. März 2027 erbracht werden kann.

Fünftens: Der Inbetriebnahmeplan sollte vorsorglich auf spätestens 3. August 2029 ausgerichtet werden. Auf die in Teilen der AgNes-Begründung verwendete Datumsangabe 4. August 2029 sollte bei einem Investment Case über viele Millionen Euro nicht vertraut werden.

Strategische Bewertung

AgNes macht Batteriespeicher nicht unattraktiv. Im Gegenteil: Die Bundesnetzagentur übernimmt den zentralen Befund ihres Gutachtens, wonach Speicher anders behandelt werden müssen als gewöhnliche Verbraucher. Ein arbeitsbezogenes Netzentgelt würde genau jene Flexibilität verteuern, die das künftige Stromsystem benötigt. Deshalb soll für Stand-alone-BESS ein vergleichsweise moderates Kapazitätsentgelt treten.

Doch zwischen einem moderaten Entgelt und einer zwanzigjährigen Vollbefreiung liegt bei Großspeichern ein erheblicher wirtschaftlicher Wert.

Für Projekte in fortgeschrittener Entwicklung entsteht deshalb ein ungewöhnliches Zeitfenster. Wer die FID noch vor dem 1. Januar 2027 rechtsfest erreichen und bis zum 31. März 2027 nachweisen kann, kann sich nach dem derzeitigen Entwurf die bestehende Netzentgeltbefreiung für bis zu zwanzig Jahre erhalten. Wer diesen Zeitpunkt verfehlt, fällt ab 2029 in das neue AgNes-Speicherentgelt – selbst wenn das BESS noch vor Ablauf der gesetzlichen Inbetriebnahmefrist im August 2029 ans Netz geht.

Das dürfte in den kommenden Monaten nicht nur die Rechtsabteilungen beschäftigen. Es kann Beschaffungsentscheidungen vorziehen, Finanzierungsprozesse beschleunigen und darüber entscheiden, welche Projekte der gegenwärtigen deutschen BESS-Pipeline zuerst gebaut werden.

Dirk Voges ·  Partner │ gunnercooke Germany

Dirk Voges berät Energieversorger, Projektentwickler und Industrieunternehmen zu gesellschaftsrechtlichen, energierechtlichen und compliancebezogenen Fragestellungen. Sein Fokus liegt auf erneuerbaren Energien, Energieeigenversorgung, PPAs sowie ESG- und Geldwäsche-Compliance.

Spezialisierungen: Erneuerbaren Energien, Energieeigenversorgung, PPAs, ESG, Geldwäsche-Compliance