Neues zur Netzentgeltreform: Orientierungspunkte der BNetzA vom 16.01.2026

Was die Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur vom 16. Januar 2026 für die Praxis bedeuten

Multi-Use-Speicher, die sowohl für Eigenverbrauchsoptimierung als auch für Arbitrage, Regelenergie oder netzdienliche Einsätze genutzt werden, gelten als zentrale Flexibilitätsoption der Energiewende. Gleichzeitig bewegen sie sich regulatorisch in einem Spannungsfeld zwischen Netzfinanzierung, Marktintegration und Verbraucherschutz.

Mit den Orientierungspunkten zu Speichernetzentgelten vom 16. Januar 2026 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) erstmals konkretisiert, wie dieses Spannungsfeld künftig aufgelöst werden soll. Auch wenn viele Detailfragen offen bleiben, lassen sich aus dem Papier klare Leitlinien ableiten, die für Installateure, Projektentwickler, Speicherhersteller, Großhändler, Stadtwerke und EMS-Anbieter bereits heute relevant sind.

1. Einführung und Status quo: neue Regeln, offene Umsetzung

Ausgangspunkt der aktuellen Diskussion ist die Änderung von § 118 Abs. 6 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im Dezember 2025. Diese Änderung erweitert die Netzentgeltbefreiung für Stromspeicher auf sogenannte Mischstrom- oder Multi-Use-Speicher. Erfasst sind nun auch Speicher, bei denen nur ein Teil der gespeicherten Energie wieder in das Netz eingespeist wird, während ein anderer Teil hinter der Anschlussstelle verbraucht wird.

Ziel dieser Gesetzesänderung ist klar:

Arbitrage und marktorientierter Speichereinsatz sollen nicht durch Netzentgelte entwertet werden.

Gleichzeitig ist die praktische Umsetzung bislang ungeklärt. Insbesondere fehlt eine verbindliche Antwort auf die Frage, wie in der Praxis zwischen speicherbedingten Marktbewegungen und verbrauchsbezogener Nutzung unterschieden werden soll. Genau hier setzt die geplante MiSpeL (Mess- und Speicherlogik der BNetzA) an (mehr dazu hier). Sie soll künftig festlegen, wie Speicherstrom mess- und bilanziell abgegrenzt wird.

Parallel dazu läuft mit AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) die grundlegende Reform der Netzentgelte nach Auslaufen der StromNEV. Die Orientierungspunkte sind Teil dieses AgNes-Prozesses und markieren den aktuellen Stand der regulatorischen Überlegungen – noch ohne verbindliche Festlegungen, aber mit klarer Richtung.

2. Kernaussagen der Orientierungspunkte vom 16. Januar 2026

Die Bundesnetzagentur macht in ihrem Papier mehrere Grundsatzentscheidungen deutlich:

• Eine dauerhafte Vollbefreiung von Netzentgelten für Speicher ist europarechtlich und energiewirtschaftlich nicht haltbar.

• Speicher sollen künftig grundsätzlich zur Finanzierung der Netze beitragen.

• Gleichzeitig sollen Speicher für netzdienliches Verhalten nicht bestraft, sondern gezielt belohnt werden.

• Multi-Use-Speicher nehmen eine besondere Rolle ein, da sie sowohl verbrauchsähnliche als auch marktorientierte Funktionen erfüllen.

Um diese Ziele miteinander zu verbinden, unterscheidet die BNetzA erstmals systematisch zwischen Netzentgelten mit Finanzierungsfunktion und Netzentgelten mit Anreizfunktion.

3. Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion: zahlen für echte Netznutzung

Die Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion dienen ausschließlich der Deckung der Netzkosten. Sie sollen künftig aus zwei Elementen bestehen.

Kapazitätskomponente:

Statt der technischen Anschlussleistung ist eine vom Netznutzer gewählte Bestellleistung maßgeblich. Sie bestimmt einen fixen Kostenanteil und soll die langfristige Bereitstellung von Netzkapazität finanzieren.

Arbeitspreise (AP1 / AP2):

Solange der Strombezug innerhalb der Bestellleistung bleibt, fällt ein niedriger Arbeitspreis (AP1) an. Wird die Kapazität überschritten, greift ein höherer Arbeitspreis (AP2), der Anreize zur realistischen Kapazitätswahl setzt.

4. Netzentgelte mit Anreizfunktion: Flexibilität gezielt vergüten

Ergänzend zur Finanzierungsfunktion plant die BNetzA die Einführung dynamischer Netzentgelte mit Anreizfunktion. Diese dienen nicht der Finanzierung, sondern der gezielten Lenkung des Netznutzungsverhaltens.

Kennzeichnend sind:

• eine zeit- und ortsabhängige Ausgestaltung,

• eine symmetrische Anwendung auf Bezug und Einspeisung,

• sowie eine vorzeichengerechte Wirkung.

Netzentlastendes Verhalten – etwa Laden bei Netzüberlastung oder Einspeisen bei Engpässen – kann zu Gutschriften führen. Netzbelastendes Verhalten kann zusätzliche Kosten verursachen. Speicher erhalten damit erstmals die Möglichkeit, durch netzdienlichen Betrieb direkte Erlöse über das Netzentgeltregime zu erzielen. Die Beschlusskammer peilt eine Einführung der Netzentgelte mit Anreizfunktion ab 2029 für das Übertragungsnetz und die Hochspannungsebene an.

5. Zusammenspiel mit § 118 Abs. 6 EnWG und MiSpeL bei Multi-Use-Speichern

Für Multi-Use-Speicher ist das Zusammenspiel der Regelwerke entscheidend. Die gesetzliche Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG schützt speicherbedingte Marktbewegungen, insbesondere Arbitrage. Sie schützt jedoch nicht den Letztverbrauch.

Konkret bedeutet das:

• Stromflüsse Netz → Speicher → Netz sollen von Netzentgelten mit Finanzierungsfunktion befreit sein.

• Stromflüsse Netz → Speicher → Verbraucher gelten als normaler Verbrauch und bleiben entgeltpflichtig.

Damit diese Abgrenzung in der Praxis funktioniert, ist MiSpeL zentral (mehr Infos im Beitrag hier). Nur wenn klar definiert und gemessen wird, welche Strommengen gespeichert, wiedereingespeist oder verbraucht werden, lassen sich § 118 Abs. 6, Saldierung und neue Netzentgelte widerspruchsfrei umsetzen.

6. Zwei Rechenbeispiele – kompakt erklärt

Zur Veranschaulichung betrachten wir einen Multi-Use-Speicher an einer gewerblichen Anschlussstelle, der sowohl Strom aus dem Netz laden, Strom ins Netz einspeisen als auch Strom im eigenen Betrieb nutzen kann.

Grundannahmen (für beide Beispiele gleich)

Für die Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion gelten folgende Annahmen:

• Bestellleistung: 1 MW

• Arbeitspreis innerhalb der Bestellleistung (AP1): 20 €/MWh

• Kapazitätspreis: 10 €/MW pro Stunde

• Betrachtungszeitraum: 4 Stunden

Der Kapazitätspreis ergibt sich damit zu:

1 MW × 10 € × 4 h = 40 €

Für die Netzentgelte mit Anreizfunktion werden folgende (vereinfachte) dynamische Preise angenommen:

• Strombezug in einer Überschussstunde: −80 €/MWh

• Strombezug in einer Engpassstunde: +100 €/MWh

• Stromeinspeisung in einer Engpassstunde: −50 €/MWh

Fahrplan des Speichers und des Betriebs

Der Speicher und der Betrieb verhalten sich in beiden Beispielen gleich:

• Nachts lädt der Speicher 1,0 MWh aus dem Netz.

• Morgens entlädt der Speicher 1,0 MWh:

  • 0,6 MWh werden ins Netz eingespeist,

  • 0,4 MWh werden im Betrieb verbraucht.

• Zusätzlich bezieht der Betrieb mittags 1,5 MWh direkt aus dem Netz.

• Die Speicherverluste betragen 0,1 MWh.

Der einzige Unterschied zwischen den beiden Beispielen ist die Netzsituation während des mittäglichen Strombezugs.

Beispiel 1: Der mittägliche Strombezug ist netzneutral

In diesem Fall fällt der zusätzliche Netzbezug von 1,5 MWh in eine Stunde ohne Netzengpass.

Finanzierungsfunktion

Für die Finanzierungsfunktion werden nur jene Strommengen betrachtet, die nicht wieder ins Netz zurückgespeist werden:

• Eigenverbrauch aus dem Speicher: 0,4 MWh

• Speicherverluste: 0,1 MWh

  → entgeltpflichtige Menge: 0,5 MWh

Berechnung:

• Arbeitspreis Speicher: 0,5 MWh × 20 €/MWh = 10 €

• Kapazitätspreis: 40 €

• Arbeitspreis Betrieb: 1,5 MWh × 20 €/MWh = 30 €

Finanzierungsfunktion gesamt: 80 €

Anreizfunktion

• Laden in Überschussstunde: 1,0 MWh × (−80 €/MWh) = −80 €

• Einspeisung in Engpassstunde: 0,6 MWh × (−50 €/MWh) = −30 €

Anreizfunktion gesamt: −110 €

Gesamtergebnis Beispiel 1

80 € − 110 € = −30 €

Der Standort erzielt in diesem Fall einen Nettoerlös von 30 €.

Beispiel 2: Der mittägliche Strombezug fällt in eine Engpassstunde

In diesem zweiten Fall ändert sich nur eines:

Der zusätzliche Netzbezug von 1,5 MWh erfolgt nun in einer Engpassstunde.

Finanzierungsfunktion

Unverändert gegenüber Beispiel 1:

• 80 €

Anreizfunktion

• Laden in Überschussstunde: −80 €

• Einspeisung in Engpassstunde: −30 €

• Strombezug in Engpassstunde: 1,5 MWh × +100 €/MWh = +150 €

Anreizfunktion gesamt: +40 €

Gesamtergebnis Beispiel 2

80 € + 40 € = 120 €

Der Standort zahlt in diesem Fall 120 € zusätzliche Netzentgelte.

Kurzvergleich der beiden Beispiele

Bei identischem Speicher, identischem Fahrplan und identischem Verbrauch unterscheiden sich die Ergebnisse ausschließlich durch die Netzsituation zum Zeitpunkt des Strombezugs:

• Beispiel 1: −30 €

• Beispiel 2: +120 €

Der Unterschied entsteht allein durch die dynamischen Netzentgelte mit Anreizfunktion, nicht durch die Speichergröße oder die installierte Technik.

7. Offene Fragen und Herausforderungen

Trotz klarer Leitplanken bleiben zentrale Fragen offen. Projektentwickler und Hersteller müssen klären, wie bankfähig Geschäftsmodelle mit dynamischen und potenziell volatilen Netzentgelten sind. Stadtwerke und Netzbetreiber stehen vor der Aufgabe, neue Anreizentgelte mit bestehenden Instrumenten wie individuellen Netzentgelten nach § 19 StromNEV zu verzahnen. EMS-Anbieter müssen Markt- und Netzsignale technisch und wirtschaftlich zusammenführen.

Hinzu kommen Fragen der IT-Umsetzung, der Datentransparenz, der Missbrauchsvermeidung und der europarechtlichen Diskriminierungsfreiheit. Die größte Herausforderung liegt dabei weniger in der Technik als in der kohärenten Verzahnung der Regelwerke.

Fazit

Die Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur markieren einen grundlegenden Paradigmenwechsel. Speicher werden künftig nicht mehr pauschal privilegiert, sondern differenziert behandelt. Gleichzeitig wird Flexibilität erstmals systematisch in die Netzentgeltsystematik integriert und potenziell vergütet. Für Multi-Use-Speicher ergeben sich damit neue Chancen – vorausgesetzt, Messkonzepte, Betriebsstrategien und Geschäftsmodelle werden frühzeitig an die neue Logik angepasst.