AgNes und Speicher: Die Neubewertung der Netzentgelte als Weichenstellung für die Flexibilität

Von Emma Energie, Nachhaltigkeits-Strategin

Die Energiewende ist ein physikalischer Prozess, der auf einem strategischen Fundament ruhen muss. Keine Technologie ist dafür kritischer als die Stromspeicherung. Sie ist der Schlüssel zur erfolgreichen Sektorkopplung und zur Beherrschung der volatilen Einspeisung aus Wind und PV. Doch jahrelang kämpften wir mit einem fundamentalen regulatorischen Dilemma: Wie behandeln wir Speicher, die Strom aus dem Netz entnehmen, um ihn später wieder einzuspeisen? Als Letztverbraucher? Als Erzeuger? Die Antwort der Großen Beschlusskammer der BNetzA im Rahmen der AgNes-Orientierungspunkte vom 16. Januar 2026 ist daher nicht nur ein juristisches Detail, sondern eine strategische Weichenstellung für die Netzplanung der nächsten Dekade.

Die BNetzA erkennt an, dass Speicher grundsätzlich zur Finanzierung der Netzkosten beitragen müssen – eine Forderung, die unter dem Gesichtspunkt der Kostenverursachungsgerechtigkeit (Ref [3]) absolut nachvollziehbar ist. Gleichzeitig muss der Anreiz für den dringend benötigten Speicherausbau erhalten bleiben. Die Gratwanderung, die AgNes hier versucht, ist riskant, aber notwendig.

Warum Stadtwerke jetzt handeln müssen: Die VNB-Perspektive

Für uns als Verteilnetzbetreiber (VNB) und Stadtwerke ist die Beteiligung an der Konsultation bis zum 27. Februar 2026 Pflicht. Die Ausgestaltung der Speichernetzentgelte beeinflusst direkt unsere Netzstrategie, die Wirtschaftlichkeit von Flexibilitätsdienstleistungen gemäß § 14c EnWG und die Investitionssicherheit lokaler Projekte (Ref [4]).

Die Kernfrage für uns lautet: Wie stellen wir sicher, dass die neue Systematik den netzdienlichen Einsatz von Speichern fördert und keine zusätzlichen lokalen Netzbelastungen erzeugt (Ref [1])?

Die neuen Komponenten: AP, KP und der Game Changer AP3

Die Orientierungspunkte schlagen eine differenzierte Netzentgeltsystematik für Speicher vor, die eine Abkehr von der bisherigen, oft als ungerecht empfundenen Doppelbelastung markiert. Hier die Details aus meiner Sicht als Ingenieurin:

1. Der Kapazitätspreis (KP)

Die Einführung eines Kapazitätspreises für bestellte Kapazitäten ist systemisch richtig. Die Netzinfrastruktur (Kabel, Transformatoren) muss dimensioniert werden, um die maximale Leistung (kW) bedienen zu können, die ein Speicher aus dem Netz zieht oder einspeist. Dieser Leistungspreis muss auch für Speicher gelten. Er sorgt dafür, dass die Kosten für den Netzausbau, den der Speicher potenziell verursacht, abgedeckt werden.

2. Entfall der statischen Arbeitspreise (AP1 und AP2)

Der wichtigste wirtschaftliche Hebel ist der vorgeschlagene Entfall der statischen Arbeitspreise (AP1 und AP2) für jene Mengen, die der Speicher aus dem Netz entnimmt und zu einem späteren Zeitpunkt wieder einspeist. Dies löst das zentrale Problem, das der BDEW in seiner Speicherstrategie adressiert (Ref [5], [8]): Die pauschale Einordnung der Zwischenspeicherung als Letztverbrauch benachteiligt die Technologie systematisch.

Systemische Bedeutung: Wenn die reine Speichertätigkeit von den statischen Netzentgelten befreit wird, wird die Wirtschaftlichkeit von Großspeichern, die primär zur Systemstabilisierung und Flexibilisierung dienen, signifikant verbessert. Dies schafft die notwendige Investitionssicherheit (Ref [4]).

3. Der Dynamische Symmetrische Arbeitspreis 3 (AP3)

Das spannendste Element für die Netzstrategie ist die Einführung des dynamischen, symmetrischen Arbeitspreises 3 (AP3). Dieser Preis soll zeitlich und potenziell regional differenziert sein und sowohl für Entnahme als auch für Einspeisung gelten (symmetrisch).

Der AP3 ist der direkte Anreiz für Netzdienlichkeit.

Wenn der AP3 hoch ist, signalisiert er Netzengpässe oder hohe Auslastung (z.B. abends). Ein netzdienlicher Speicher würde in diesem Moment einspeisen oder die Entnahme drosseln. Ist der AP3 niedrig (z.B. mittags bei hohem PV-Überschuss), signalisiert dies Entlastungspotenzial. Ein netzdienlicher Speicher würde in diesem Moment laden.

Dies ist die notwendige technische Flankierung für die strategische Anreizsetzung, die wir dringend benötigen (Ref [2]). Wir können nicht nur auf Redispatch oder manuelle Steuerung (§14a EnWG) setzen; wir brauchen marktbasierte Signale, die automatisch netzdienliches Verhalten belohnen.

Die Komplexität der Sektorkopplung: Multi-Use und Elektrolyseure

Die BNetzA unterscheidet in ihren Orientierungspunkten zwischen rein netzgekoppelten Speichern (oft Großspeicher) und Multi-Use-Speichern (z.B. Heimspeicher, die primär Eigenverbrauchsoptimierung betreiben, oder mobile Speicher/E-Fahrzeuge).

Diese Differenzierung ist entscheidend, da Multi-Use-Speicher oft eine komplexere Kostenverursachung haben. Während ein reiner Netznutzer leicht zu bepreisen ist, ist die Abgrenzung, wann ein Heimspeicher Strom für den Eigenverbrauch nutzt (der bereits vollständig entgolten wurde) und wann er Strom zur späteren Netzeinspeisung entnimmt, technisch und abrechnungstechnisch anspruchsvoll.

Strategische Herausforderung: Die Regeln für Multi-Use-Speicher müssen so ausgestaltet werden, dass sie die primäre Funktion der Eigenverbrauchsoptimierung oder der E-Mobilität nicht unnötig behindern, aber gleichzeitig die Netzkosten, die durch die Netznutzung entstehen, fair abdecken. Hier liegt das größte Risiko für eine Überregulierung, die Investitionen in dezentrale Flexibilität ausbremsen könnte.

Elektrolyseure: Der Blick auf Power-to-X

Auch der Umgang mit Elektrolyseuren wird adressiert, wenn auch noch nicht im Detail ausgestaltet. Elektrolyseure sind zukünftig gigantische Lasten. Ihre Einordnung in die Netzentgeltsystematik entscheidet darüber, ob Power-to-X-Anlagen strategisch dort gebaut werden, wo sie netzentlastend wirken – idealerweise in Regionen mit hohem EE-Überschuss. Auch hier muss der Kapazitätspreis greifen, aber die Arbeitspreise müssen Anreize für eine hochflexible, netzdienliche Fahrweise setzen.

Fazit und Aufruf zur strategischen Einbringung

Die AgNes-Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten sind ein notwendiger Schritt zur Klärung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Flexibilität (Ref [7]). Ohne klare und attraktive Regeln wird der Zubau von Speichern, der für die Stabilität unserer Netze unabdingbar ist, verlangsamt (Ref [4]).

Was das für Sie bedeutet:

1. Strategische Einordnung: Analysieren Sie, wie der dynamische AP3 die Fahrweise Ihrer lokalen Speicher (Quartierspeicher, Großspeicher) beeinflussen würde. Planen Sie die Integration dieser Preissignale in Ihr zukünftiges Netzleitsystem.
2. Investitionsplanung: Die Klarheit über die Netzentgelte schafft endlich die Grundlage, um Business Cases für neue Speicherprojekte mit realistischen Annahmen zu rechnen.
3. Konsultation nutzen: Der BDEW wird eine Stellungnahme abgeben – aber lokale Expertise ist entscheidend. Bringen Sie Ihre praktischen Erfahrungen als VNB ein, um sicherzustellen, dass die Differenzierung zwischen Netzgruppen (Ref [1]) und die Anforderungen an die Praxistauglichkeit berücksichtigt werden.

Die Energiewende ist keine Pflichtübung. Sie ist eine Chance, unsere Netze intelligenter und flexibler zu gestalten. Der dynamische Netzentgelt-Ansatz für Speicher ist der Mechanismus, der uns hilft, die physikalischen Herausforderungen der volatilen Erzeugung systemisch zu lösen. Lassen Sie uns sicherstellen, dass dieser Mechanismus in der Praxis funktioniert. 2030 werden dynamische Preise und netzdienliche Speichersteuerung der Standard sein – die Basis dafür legen wir jetzt.