Ende Mai hat die Bundesnetzagentur im laufenden Prozess zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (Agnes) einen Zwischenstand veröffentlicht, der die Speicherbranche zunächst aufatmen lässt. Die 20-jährige Netzentgelt-Befreiung nach Paragraf 118 Absatz 6 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) bleibt für Projekte erhalten, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen.
Vorausgesetzt jedoch, sie können eine belastbare finale Investitionsentscheidung, kurz FID (von englisch: Final Investment Decision), nachweisen. Damit ist der Vertrauensschutz nicht abgeschafft, aber er ist enger gefasst als bisher.
Entwarnung mit Vorbehalt
Zu Jahresbeginn hatte die Bonner Behörde noch erwogen, die neue Netzentgeltsystematik auch auf bereits geplante oder im Bau befindliche Speicher anzuwenden – eine sogenannte unechte Rückwirkung.
Die Aussicht darauf hatte massive Gegenreaktionen ausgelöst: Verbände, Stadtwerke, Projektierer und Investoren argumentierten, dass Milliarden an Investitionen auf Basis der geltenden Befreiung kalkuliert worden seien. Der jetzt vorliegende Zwischenstand ist als Kompromiss zu verstehen – und gilt in der Branche als solcher.
"Mit dem klaren Bekenntnis zu Vertrauensschutz und maßvollen Kapazitätsentgelten scheint die Gefahr vorerst gebannt, dass Batteriespeicher aufgrund künftig prohibitiver Netzentgelte nicht mehr gebaut werden", sagt etwa ein Sprecher des Speicherentwicklers Eco Stor, der mehrere Großprojekte in Deutschland plant.
Gleichzeitig betont das norwegische Unternehmen: "Der aktuelle Zwischenstand ist ein wichtiger Schritt in die richtige Richtung, aber noch kein fertiges Zielbild für eine sinnvolle zukünftige Speicherregulierung."
Auch die Aachener Stadtwerke-Kooperation Trianel bewertet den Beschluss positiv: "Mit dem Festhalten an der Netzentgeltbefreiung setzt die Behörde ein deutliches Signal für Vertrauensschutz und Investitionssicherheit."
Trianel entwickelt im westfälischen Waltrop (Nordrhein-Westfalen) einen Großbatteriespeicher. Mit geplanten 900 Megawatt Leistung dürfte die Anlage zu den größten ihrer Art in Deutschland gehören. Für das Projekt bedeute der Agnes-Zwischenstand "einen entscheidenden Fortschritt": Nach Vorliegen der Genehmigung und dem Herstellen der Planungssicherheit könnten nun die nächsten Schritte eingeleitet werden – darunter die Bestellung der Großkomponenten sowie die Vorbereitung des Baubeschlusses und damit der finalen Investitionsentscheidung.
Die eigentliche Frage: Was gilt als FID?
Genau hier liegt der Knackpunkt. Denn der Zwischenstand definiert die sogenannte FID nicht abschließend, sondern skizziert bislang nur erste Leitplanken: Danach soll eine Investitionsentscheidung als getroffen gelten, wenn verbindliche Bestellungen von Komponenten erfolgt sind, die annähernd die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, von den entsprechenden Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden zurückgetreten werden kann – und zusätzlich eine verbindliche Netzanschlusszusage vorliegt.
Der Allgäuer Speicherentwickler Green Flexibility, der auch mit Stadtwerken zusammenarbeitet, benennt die offenen Fragen: "Was genau ist 'annähernd' die Hälfte des Investitionsvolumens? Wann liegt ein wesentlicher Vermögensschaden vor? Und werden ausschließlich Komponentenbestellungen berücksichtigt oder auch andere irreversible Projektausgaben?" Das Unternehmen geht davon aus, dass der erste Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur diese Fragen adressieren wird.
Eco Stor wiederum stellt klar, dass eine echte FID deutlich mehr sei als eine interne Absichtserklärung: "Die Auslösung verbindlicher Bestellungen – beispielsweise für hunderte von Batteriecontainern – ohne gesicherte Finanzierung oder belastbare Projektgrundlage kann erhebliche wirtschaftliche Risiken entlang der gesamten Wertschöpfungskette verursachen."
Der Münchner Speicherentwickler und -betreiber Kyon Energy wiederum sieht darin, dass die Definition unvollständig ist, das zentrale Investitionsrisiko: "Für neue oder weniger weit fortgeschrittene Projekte wird es stark darauf ankommen, wie die künftige Netzentgeltsystematik konkret ausgestaltet wird." Solange zentrale Details offen seien, würden Projektentwickler die regulatorischen Risiken "sehr genau" prüfen.
Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) begrüßt zwar die grundsätzliche Verknüpfung des Vertrauensschutzes mit einer dokumentierten Investitionsentscheidung als nachvollziehbar, mahnt aber praxisnahe Kriterien an: Die Bundesnetzagentur solle berücksichtigen, dass Investitionsentscheidungen bei Großspeicherprojekten häufig nicht durch ein einzelnes Ereignis, sondern durch eine Reihe verbindlicher Schritte vorbereitet würden.
Druck auf die Projektpipeline
Was die Debatte um die FID-Definition in der Praxis bedeutet, dürfte sich in der zweiten Jahreshälfte zeigen. Denn der Zwischenstand legt nahe, dass die Investitionsentscheidung noch vor Inkrafttreten der Agnes-Festlegung – also zum Jahreswechsel 2026/27 – dokumentiert sein muss. Das verschärft den Zeitdruck auf Projekte erheblich.
Green Flexibility rechnet damit, dass viele Entwickler die verbleibenden Monate dazu nutzen werden, ihre Projekte möglichst weit in Richtung einer belastbaren Investitionsentscheidung voranzutreiben: "Das kann kurzfristig zu einer Vorverlagerung von Komponentenbestellungen und Finanzierungsentscheidungen führen." Für Projekte in frühen Entwicklungsphasen, bei denen die FID bis Jahresende nicht realistisch erreichbar sei, müssten Netzentgelte bereits heute in den Business Case eingepreist werden – auch wenn das Projekt selbst noch vor August 2029 ans Netz gehen sollte.
Eco Stor erwartet dementsprechend, dass stärker nach Projektreife unterschieden wird: "Der Wettbewerb verlagert sich zunehmend auf die Qualität von Standorten, Netzintegration, Technologie und Betriebsführung." Langfristig sei das eine gesunde Entwicklung – der Speicherhochlauf insgesamt bleibe intakt.
Wie präzise die Bundesnetzagentur die FID-Kriterien am Ende fassen wird, ist offen. Aus informierten Kreisen ist zu hören, dass eine abschließende, formal verbindliche Definition durch die Behörde vorerst ausbleiben dürfte. Das Problem: Je weniger trennscharf die Definition bleibt, desto größer dürften die regulatorischen Graubereiche sein – mit möglichen Folgen für Finanzierungsgespräche und Verhandlungen mit Auftragnehmern.
Mehr als nur Netzentgelte
Hinzu kommt, dass es neben der Diskussion um die finale Investitionsentscheidung weitere Unsicherheit im Markt gibt. Mit dem Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber, Anforderungen aus flexiblen Netzanschlussverträgen (FCA) und Baukostenzuschüssen (BKZ) entstehen parallel weitere Hürden für Speicherprojekte.
Eco Stor fasst die Herausforderung zusammen: Das regulatorische Zieldreieck aus Netzdienlichkeit, Investitionssicherheit und Marktintegration müsse gleichzeitig bedient werden – "nicht eines auf Kosten der beiden anderen".
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Für Stadtwerke, die Batteriespeicher planen, lautet die praktische Schlussfolgerung: Die grundsätzliche Investierbarkeit von Speicherprojekten ist gesichert – aber wer die 20-jährige Netzentgelt-Befreiung noch nutzen will, muss schnell und dokumentiert handeln. Die entscheidende Frage, was dafür genau ausreicht, wird der erste Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur beantworten müssen.
