Am 31. März 2026 hat Karsten Bourwieg, Leiter der Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur, auf dem Battery Business and Development Forum (BBDF) in Frankfurt das Zeitfenster für die nächste Stufe im AgNes-Verfahren genannt: Ende Mai oder Anfang Juni 2026 legt die BNetzA ihre ersten Leitplanken zur künftigen Netzentgeltsystematik für Batteriespeicher vor. Die Vorläufernews 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 fällt 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 dürften:
1. Kapazitätspreis 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 für alle Kunden oberhalb der Niederspannung — Großspeicher fallen damit grundsätzlich in den neuen Modus. Der BDEW trägt 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 würden. Genau diese Saldierungsmechanik ist die Voraussetzung dafür, dass Speicher als Arbitrage- und Systemdienstleister wirtschaftlich darstellbar bleiben.
3. Zweistufiger Arbeitspreis AP1/AP2. Innerhalb der gebuchten Kapazität gilt der AP1 (Standardsatz). Wer die gebuchte Leistung überschreitet, zahlt den höheren AP2 — als Anreiz für 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 veröffentlicht | 16.01.2026 | Erfolgt |
| Stellungnahmefrist Verbände | 27.02.2026 | Erfolgt |
| BBDF-Ankündigung 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 läuft 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 bestätigt. Hart sind auch die Modell-Bausteine Kapazitätspreis, 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"-Schätzungen liest, liest Spekulation.
Bestandsschutz und unechte Rückwirkung
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 hält die Vollbefreiung europarechtlich nicht für darstellbar. Aus Verbandssicht würde 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 vertrauensschwächende Wirkung entsteht frühestens mit Veröffentlichung der Orientierungspunkte am 16.01.2026, weil die BNetzA erst dort nach außen erkennbar gemacht hat, von der bisherigen Befreiungspraxis abrücken zu wollen. Wer vor diesem Stichtag die finale Investitionsentscheidung getroffen hat, kann sich auf den Vertrauensschutz berufen — Wer danach FID gemacht hat, trägt das Regulierungsrisiko bewusst.
Unechte Rückwirkung — Risiko für Bestandsspeicher
„Unechte Rückwirkung" bedeutet: Der Gesetzgeber greift in laufende Rechtspositionen ein, ohne dass die Änderung formal rückwirkend gilt. Verfassungsrechtlich (Art. 14 GG Eigentum, Art. 20 Abs. 3 GG Rechtsstaatsprinzip) ist das nicht generell unzulässig — aber Vertrauensschutz, Verhältnismäßigkeit und Übergangsfristen müssen gewahrt sein. Branchen-Juristen sehen genau hier den Hebel: Ohne großzügige Übergangsregelung für Projekte mit FID vor 16.01.2026 droht eine Klagewelle. Eco Stor fordert eine Opt-in-Übergangsfrist für Anlagen mit Inbetriebnahme bis 03.08.2029. Wer als Investor heute prüft, 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: Kapazitätspreis nur in Höhe der tatsächlichen Effizienzverluste, Saldierung muss kommen, statische Arbeitspreise (ct/kWh) werden abgelehnt, Vertrauensschutz bis 2029 ist die rote Linie. Die Verbände beziffern die Größenordnung: 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 netzzustandsabhängige Preissignale — also weder feste Leistungs- noch statische Arbeitspreis-Komponenten. Das Argument: Zwischen Investitionsentscheidung und Inbetriebnahme liegen typischerweise rund 40 Monate — ohne Bestandsschutz würde die Reform Projekte treffen, deren Wirtschaftlichkeit auf der heutigen Rechtslage kalkuliert wurde.
Trianel und andere Versorger warnen öffentlich vor regulatorischer Volatilität als „Gift für Investitionsschutz". BDEW trägt den Kapazitätspreis im Grundsatz, kritisiert aber Schwellenwert (100.000 kWh) und zu schwachen AP2-Anreiz und lehnt einen höheren Grundpreis für Prosumer als diskriminierend ab.
Was die Verbände nicht einheitlich fordern
Saldierung und Vertrauensschutz sind Konsens. Streitpunkt ist die Tiefe der Reform: BDEW will Kapazitätspreis + AP1/AP2 nachschärfen, bne+BVES wollen Kapazitätspreis 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 müssen
Drei Linien für die Entscheidung vor der Veröffentlichung 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 anfällt, wird jeder Prozentpunkt Wirkungsgrad direkt zur Netzkosten-Variable. Speicher mit 92 Prozent Round-Trip schlagen Speicher mit 85 Prozent deutlich stärker als heute.
- Steuerliche Implikationen mitdenken. Netzentgelte sind betrieblicher Aufwand — die Verschiebung von Voll-Befreiung zu Kapazitätspreis+AP1/AP2 verändert Liquiditätsprofile und Abschreibungs-Logik. Was sich steuerlich ändert und wie es in die Kalkulation gehört, ordnet der Steuer-Hub ein.
Wer heute auf eine Investitionsentscheidung zusteuert, sollte die Mai-Leitplanken nicht als finalen Stand, sondern als ersten harten Datenpunkt für das Worst-/Best-Case-Korridor behandeln — die finale Festlegung kommt erst Ende 2026, und die Verbände 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.