Am 31. Maerz 2026 hat Karsten Bourwieg, Leiter der Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur, auf dem Battery Business and Development Forum (BBDF) in Frankfurt das Zeitfenster fuer die naechste Stufe im AgNes-Verfahren genannt: Ende Mai oder Anfang Juni 2026 legt die BNetzA ihre ersten Leitplanken zur kuenftigen Netzentgeltsystematik fuer Batteriespeicher vor. Die Vorlaeufernews vom 31.03.2026 hat den Termin und das Forum dokumentiert. Dieser Vorschau-Artikel konkretisiert, welche Modell-Bausteine aus dem BNetzA-Orientierungspunkte-Papier vom 16.01.2026 und den seitdem eingereichten Verbandsstellungnahmen ableitbar sind.
Wichtig vorweg: Die Mai-Leitplanken sind kein Beschluss, sondern ein Zwischenstand im laufenden Festlegungsverfahren GBK-25-01-1. Die finale AgNes-Festlegung faellt erst Ende 2026, in Kraft tritt sie zum 01.01.2029 — gleichzeitig mit dem Auslaufen der StromNEV am 31.12.2028.
Drei Modell-Bausteine zeichnen sich ab
Die Orientierungspunkte vom 16.01.2026 (konsultiert bis 27.02.2026) und die darauf eingegangenen Stellungnahmen lassen drei zentrale Bausteine erkennen, die in den Mai-Leitplanken auftauchen duerften:
1. Kapazitaetspreis als Finanzierungskomponente. Statt eines reinen Arbeitspreises (ct/kWh) soll ein Leistungspreis (Euro/kW) die Netzkosten-Finanzierung tragen. Anwendung ab einem Jahresverbrauch oberhalb 100.000 kWh sowie fuer alle Kunden oberhalb der Niederspannung — Grossspeicher fallen damit grundsaetzlich in den neuen Modus. Der BDEW traegt das Konzept im Grundsatz mit, kritisiert aber den Schwellenwert und die Anreizwirkung.
2. Saldierung auf Netto-Mengen. Der Arbeitspreis soll nur auf die saldierte Differenz aus Lade- und Entladeenergie anfallen — faktisch nur auf den Round-Trip-Verlust (typisch 10–15 Prozent). Das vermeidet die heute kritisierte Doppelbelastung von Speichern, die als „Verbraucher" beim Laden und als „Erzeuger" beim Einspeisen jeweils Entgelte tragen wuerden. Genau diese Saldierungsmechanik ist die Voraussetzung dafuer, dass Speicher als Arbitrage- und Systemdienstleister wirtschaftlich darstellbar bleiben.
3. Zweistufiger Arbeitspreis AP1/AP2. Innerhalb der gebuchten Kapazitaet gilt der AP1 (Standardsatz). Wer die gebuchte Leistung ueberschreitet, zahlt den hoeheren AP2 — als Anreiz fuer netzdienliches Lastverhalten. Der BDEW kritisiert, dass die aktuelle Ausgestaltung des AP2 zu schwach ist, um echtes Steuerungssignal zu sein.
Verfahrenskalender bis 2029
| Meilenstein | Datum | Status |
|---|---|---|
| Orientierungspunkte BK8 veroeffentlicht | 16.01.2026 | Erfolgt |
| Stellungnahmefrist Verbaende | 27.02.2026 | Erfolgt |
| BBDF-Ankuendigung Mai-Leitplanken | 31.03.2026 | Erfolgt |
| Erste AgNes-Leitplanken BK8 | Ende Mai / Anfang Juni 2026 | Erwartet |
| Sommer-Konsultation | Juli-September 2026 | Erwartet |
| Finale AgNes-Festlegung | Ende 2026 | Erwartet |
| Implementierung Marktkommunikation | 2027-2028 | Geplant |
| StromNEV laeuft aus | 31.12.2028 | Geplant |
| AgNes-Festlegung tritt in Kraft | 01.01.2029 | Geplant |
Was an dieser Vorschau hart und was weich ist
Hart sind Termin (Ende Mai/Anfang Juni 2026), Sprecher (Karsten Bourwieg, BK8) und Forum (BBDF Frankfurt) — durch Finanznachrichten, zfk und ess-news mehrfach bestaetigt. Hart sind auch die Modell-Bausteine Kapazitaetspreis, AP1/AP2 und Saldierung — sie stehen so im BNetzA-Orientierungspunkte-Papier vom 16.01.2026. Weich sind konkrete Euro/kW- und ct/kWh-Werte: Die BNetzA hat dazu bisher keine Zahlen kommuniziert. Wer in Beratungs-Blogs „X Euro/kW Speicher-Netzentgelt"-Schaetzungen liest, liest Spekulation.
Bestandsschutz und unechte Rueckwirkung
Der politisch und juristisch heisseste Punkt: Was passiert mit Speichern, die heute unter Paragraf 118 Abs. 6 EnWG in der 20-Jahre-Vollbefreiung stehen? Die BNetzA haelt die Vollbefreiung europarechtlich nicht fuer darstellbar. Aus Verbandssicht wuerde ein Wegfall mit Wirkung zum 01.01.2029 Bestandsprojekte treffen, deren Investitionsentscheidung Jahre vorher unter anderer Rechtslage gefallen ist.
Die juristische Linie aus der BVES-Stellungnahme vom 27.02.2026: Eine vertrauensschwaechende Wirkung entsteht fruehestens mit Veroeffentlichung der Orientierungspunkte am 16.01.2026, weil die BNetzA erst dort nach aussen erkennbar gemacht hat, von der bisherigen Befreiungspraxis abruecken zu wollen. Wer vor diesem Stichtag die finale Investitionsentscheidung getroffen hat, kann sich auf den Vertrauensschutz berufen — Wer danach FID gemacht hat, traegt das Regulierungsrisiko bewusst.
Unechte Rueckwirkung — Risiko fuer Bestandsspeicher
„Unechte Rueckwirkung" bedeutet: Der Gesetzgeber greift in laufende Rechtspositionen ein, ohne dass die Aenderung formal rueckwirkend gilt. Verfassungsrechtlich (Art. 14 GG Eigentum, Art. 20 Abs. 3 GG Rechtsstaatsprinzip) ist das nicht generell unzulaessig — aber Vertrauensschutz, Verhaeltnismaessigkeit und Uebergangsfristen muessen gewahrt sein. Branchen-Juristen sehen genau hier den Hebel: Ohne grosszuegige Uebergangsregelung fuer Projekte mit FID vor 16.01.2026 droht eine Klagewelle. Eco Stor fordert eine Opt-in-Uebergangsfrist fuer Anlagen mit Inbetriebnahme bis 03.08.2029. Wer als Investor heute prueft, sollte das FID-Datum sauber dokumentieren — es entscheidet, auf welcher Seite der Vertrauensschutz-Linie das Projekt steht.
Verbands-Echo: Saldierung ja, statischer Arbeitspreis nein
Die Stellungnahmen von bne und BVES (gemeinsam, 27.02.2026) zeichnen eine 10-Punkte-Linie: Kapazitaetspreis nur in Hoehe der tatsaechlichen Effizienzverluste, Saldierung muss kommen, statische Arbeitspreise (ct/kWh) werden abgelehnt, Vertrauensschutz bis 2029 ist die rote Linie. Die Verbaende beziffern die Groessenordnung: 10,7 bis 11 GWh subventionsfreie Grossspeicher-Pipeline mit rund 2,5 Mrd. Euro Investitionsvolumen stehen bei einem zu strikten Reformpfad auf der Kippe.
Eco Stor (norwegisch-deutscher Projektierer, BBDF-Stimme) geht weiter und fordert ausschliesslich netzzustandsabhaengige Preissignale — also weder feste Leistungs- noch statische Arbeitspreis-Komponenten. Das Argument: Zwischen Investitionsentscheidung und Inbetriebnahme liegen typischerweise rund 40 Monate — ohne Bestandsschutz wuerde die Reform Projekte treffen, deren Wirtschaftlichkeit auf der heutigen Rechtslage kalkuliert wurde.
Trianel und andere Versorger warnen oeffentlich vor regulatorischer Volatilitaet als „Gift fuer Investitionsschutz". BDEW traegt den Kapazitaetspreis im Grundsatz, kritisiert aber Schwellenwert (100.000 kWh) und zu schwachen AP2-Anreiz und lehnt einen hoeheren Grundpreis fuer Prosumer als diskriminierend ab.
Was die Verbaende nicht einheitlich fordern
Saldierung und Vertrauensschutz sind Konsens. Streitpunkt ist die Tiefe der Reform: BDEW will Kapazitaetspreis + AP1/AP2 nachschaerfen, bne+BVES wollen Kapazitaetspreis nur auf Effizienzverluste begrenzen, Eco Stor will gar keine statische Komponente. Wo die BNetzA in den Mai-Leitplanken landet, ist offen.
Was Investoren jetzt einordnen muessen
Drei Linien fuer die Entscheidung vor der Veroeffentlichung Ende Mai:
- FID-Datum dokumentieren. Vor oder nach 16.01.2026? Die Antwort entscheidet, ob das Projekt auf der Vertrauensschutz-Seite oder auf der Risiko-Seite der Reform liegt. Wie regulatorische Risiken systematisch in Investmentkalkulationen einfliessen, zeigt der Risiko-Guide.
- Round-Trip-Effizienz neu gewichten. Wenn der Arbeitspreis nur auf saldierte Netto-Mengen anfaellt, wird jeder Prozentpunkt Wirkungsgrad direkt zur Netzkosten-Variable. Speicher mit 92 Prozent Round-Trip schlagen Speicher mit 85 Prozent deutlich staerker als heute.
- Steuerliche Implikationen mitdenken. Netzentgelte sind betrieblicher Aufwand — die Verschiebung von Voll-Befreiung zu Kapazitaetspreis+AP1/AP2 veraendert Liquiditaetsprofile und Abschreibungs-Logik. Was sich steuerlich aendert und wie es in die Kalkulation gehoert, ordnet der Steuer-Hub ein.
Wer heute auf eine Investitionsentscheidung zusteuert, sollte die Mai-Leitplanken nicht als finalen Stand, sondern als ersten harten Datenpunkt fuer das Worst-/Best-Case-Korridor behandeln — die finale Festlegung kommt erst Ende 2026, und die Verbaende werden zwischen Mai und Herbst noch erhebliche Anpassungen einfordern. Solider Investmentpfad: drei Netzentgelt-Szenarien (0 Prozent, 50 Prozent, 100 Prozent der Regelentgelte) durchrechnen, bevor das eigene Kapital gebunden wird.