Die deutsche Energiewende steht vor einer neuen Phase. Mit dem schnellen Wachstum des Batteriespeichermarktes treten nun strengere regulatorische Anforderungen in Kraft. Diese Änderungen betreffen insbesondere die Netzanbindung und die Netzentgelte für Großspeicherprojekte.
Wichtige Punkte
- Neues Reifegradverfahren für Netzanbindungen seit April 2026.
- Debatte um Bestandsschutz für Netzentgeltbefreiungen.
- Frühere Kapitalbindung und höhere Hürden für Entwickler.
- Unsicherheit bei der Finanzierung großer Projekte.
- Risiko einer Verlangsamung des Speicherausbaus.
Das neue Reifegradverfahren für Netzanbindungen
Bislang wurden Anfragen für Netzanbindungen von Batteriespeicherprojekten nach dem Prinzip 'Wer zuerst kommt, mahlt zuerst' bearbeitet. Dies führte zu einer Flut von Anträgen, die weit über den tatsächlichen Bedarf hinausgingen.
Bis Ende des dritten Quartals 2025 erhielten die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 717 Netzanfragen für rund 270 GW Kapazität. Davon entfielen 545 Anträge auf Großspeicher mit etwa 211 GW. Der Netzentwicklungsplan Strom 2035 prognostiziert jedoch nur einen Bedarf von 41 GW bis 94 GW bis 2035.
Faktencheck
- 270 GW: Gesamtleistung der Netzanfragen bis Q3 2025.
- 211 GW: Anteil der Großspeicher an diesen Anfragen.
- 41-94 GW: Prognostizierter Bedarf an Großspeichern bis 2035.
Die ÜNB führten vor diesem Hintergrund das neue Reifegradverfahren ein. Dieses gilt seit dem 1. April 2026 für Großspeicherprojekte, die an das Übertragungsnetz angeschlossen werden. Die Änderung wurde möglich, nachdem Batteriespeicher Ende 2025 aus der Kraftwerks-Netzanbindungsverordnung (KraftNAV) gestrichen wurden.
Anstatt die Kapazität nach Antragseingang zu vergeben, werden Projekte nun in regelmäßigen Runden bewertet. Entscheidende Kriterien sind die Wahrscheinlichkeit der Realisierung, der Entwicklungsstand des Projekts und der erwartete Nutzen für das Stromsystem.
Herausforderungen für Projektentwickler
Das neue Verfahren zielt darauf ab, knappe Netzkapazitäten effizienter zu verteilen. Projekte mit höherer Reife erhalten Vorrang. Dies ist grundsätzlich sinnvoll, um spekulative Reservierungen zu vermeiden.
Allerdings verlagert sich ein Großteil der Projektentwicklung nun in eine frühere Phase. Entwickler müssen umfangreiche Nachweise erbringen, bevor sie ein Netzanbindungsangebot erhalten. Dazu gehören gesicherte Grundstücksrechte, Fortschritte bei Genehmigungen, technische Konzepte, Kreditwürdigkeit und Finanzierungsvereinbarungen.
„Kapital und interne Ressourcen werden zu einem frühen Zeitpunkt gebunden, ohne die Gewissheit einer Netzanbindung. Dies stellt insbesondere kleinere Entwickler und solche, die auf Projektfinanzierungen angewiesen sind, vor erhebliche Hürden.“
Zusätzlich fallen eine Antragsgebühr von 50.000 Euro und eine Sicherheitsleistung von 1.500 Euro pro Megawatt an. Dies erschwert den Markteintritt für weniger kapitalstarke Akteure.
Debatte um Netzentgeltbefreiung und Vertrauensschutz
Parallel zum Reifegradverfahren läuft eine Debatte über den Bestandsschutz für Netzentgeltbefreiungen im Rahmen der AgNeS-Reform.
Hintergrund: Netzentgeltbefreiung
Gemäß § 118 Abs. 6 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sind Batteriespeicher, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, für 20 Jahre von Netzentgelten befreit. Diese Befreiung ist ein wesentlicher Bestandteil vieler Investitions- und Finanzierungsmodelle.
Anfang 2026 stellte die Bundesnetzagentur im Rahmen der AgNeS-Netzentgeltreform die Zukunft dieser Befreiung infrage. Zeitweise schienen sogar rückwirkende Änderungen möglich.
Nach erheblichem Widerstand aus der Branche zeichnet sich ein Kompromiss ab. Der Bestandsschutz für Projekte, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, soll weitgehend bestehen bleiben. Allerdings nur unter der Bedingung, dass eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen wird, bevor der AgNeS-Rahmen voraussichtlich Ende 2026/Anfang 2027 in Kraft tritt.
Für eine FID müssten Entwickler wesentliche, verbindliche und praktisch unkündbare Ausrüstungsbestellungen nachweisen sowie eine gesicherte Netzanbindungsvereinbarung vorlegen. Dies bedeutet, dass die Hälfte des Projektkapitals gebunden werden muss, bevor vollständige regulatorische Sicherheit besteht.
Ein Dilemma für die Finanzierung
Die ursprüngliche Bedingung im EnWG war lediglich die Inbetriebnahme vor dem Stichtag. Die zusätzliche FID-Frist ist eine neue Hürde, die durch den AgNeS-Prozess eingeführt wird und nicht gesetzlich vorgeschrieben ist.
Dies schafft ein zirkuläres Finanzierungsdilemma: Ohne regulatorische Sicherheit ist die Finanzierung schwerer zu sichern; ohne Finanzierung kann die Investitionsentscheidung nicht rechtzeitig getroffen werden. Unternehmen mit starken Bilanzen sind hier klar im Vorteil gegenüber Entwicklern, die auf externe Fremdfinanzierung angewiesen sind.
- Regulatorische Unsicherheit: Erschwert die Kreditvergabe.
- Straffe Zeitpläne: Erhöhen den Druck auf Investitionsentscheidungen.
- Kapitalstarke Unternehmen: Profitieren von Flexibilität.
Gemeinsame Richtung der Reformen
Obwohl das Reifegradverfahren und die Debatte um den Bestandsschutz unterschiedliche Projektgruppen und Zeitpläne betreffen, weisen sie in eine gemeinsame Richtung. Beide Maßnahmen belohnen die Fähigkeit, frühzeitig Kapital zu binden und Entwicklungsrisiken zu tragen. Dies gilt sowohl für das Bestehen im Wettbewerb des Reifegradverfahrens als auch für die Einhaltung straffer Fristen bei der Investitionsentscheidung.
Dies führt zu höheren Markteintrittsbarrieren und fördert die Marktkonsolidierung. Besonders betroffen sind Projekte, die kurz vor der Realisierung stehen und eigentlich durch die Netzentgeltbefreiung unterstützt werden sollten.
Wichtige Zeitpunkte
- Ende Juni 2026: Ende der ersten Runde des Reifegradverfahrens.
- Dezember 2026: Erwartete Ergebnisse der ersten Runde.
- Ende 2026/Anfang 2027: Voraussichtliches Inkrafttreten des AgNeS-Rahmens.
- 4. August 2029: Stichtag für die Netzentgeltbefreiung.
Die Batterieprojekte sind im Gegensatz zu Wind- und Solaranlagen von Anfang an Marktpreisschwankungen ausgesetzt. Die zusätzlichen regulatorischen Unsicherheiten und die engeren Finanzierungsfristen erhöhen den Druck weiter.
Die Richtung der Reformen ist nicht grundsätzlich falsch. Deutschland benötigt mehr Flexibilität im Stromsystem, und Batteriespeicher sind dafür entscheidend. Netzanbindungen sollen an Projekte vergeben werden, die tatsächlich gebaut werden können. Auch die Netzentgeltbefreiung war nie als dauerhaftes Instrument gedacht.
Bedeutung eines stabilen Rahmens
Am wichtigsten ist die Verlässlichkeit des regulatorischen Rahmens. Kapital ist mobil und preist Unsicherheiten sofort ein. Wenn etablierte Rahmenbedingungen neu geöffnet oder gesetzliche Zusagen durch administrative Anforderungen eingeschränkt werden, verlangen Investoren höhere Risikoprämien für zukünftige Projekte.
Im laufenden AgNeS-Prozess gibt es einen klaren Weg, diesem Prinzip gerecht zu werden: Das Energiewirtschaftsgesetz knüpft die 20-jährige Netzentgeltbefreiung an ein einziges Kriterium: die Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029. Eine zusätzliche Bedingung wie die FID-Frist, die das Gesetz nicht vorsieht, engt ein gesetzlich verbrieftes Recht administrativ ein. Dies widerspricht dem Vertrauensschutz, den solche Regelungen eigentlich gewährleisten sollen.
Ein sauberer und glaubwürdiger Ansatz wäre es, die gesetzliche Regelung unverändert zu lassen. Projekte, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, sollten die gesetzlich gewährte Befreiung erhalten, ohne eine zusätzliche Investitionsentscheidungsfrist.
Der Speichermarkt hat sich in den letzten Jahren rasant entwickelt. Ohne stabile, standardisierte und investierbare Rahmenbedingungen besteht die Gefahr, dass der Ausbau dieser wichtigen Technologie gebremst wird – gerade in einer Zeit, in der Deutschland mehr Flexibilität in seinem Energiesystem benötigt.
