Kurzüberblick
Bei der Reform der Netzentgelte durch die Bundesnetzagentur gelten im AgNes-Festlegungsentwurf für Batteriespeicher-Projekte enge Fristen.Drei feste Fristen stehen im Mittelpunkt, um die bestehende 20-jährige Netzentgeltbefreiung zu sichern.
- 1. Januar 2027: Frist bis zur endgültigen Investitionsentscheidung für ein BESS
- 31. März 2027: Nachweisfrist für Projektinvestition beim Netzbetreiber
- 4. August 2029: Spätester Termin für den Netzgang des Speichers
Der eigentliche Engpass liegt dabei oft nicht bei der Investitionsentscheidung selbst, sondern beim Netzanschluss: Wartezeiten von mehreren Jahren sind bei vielen Netzbetreibern die Regel. Flexible Connection Agreements (FCA) bieten hier kurzfristig einen pragmatischen Ausweg – vorausgesetzt, die Verhandlung mit dem Netzbetreiber gelingt.
Ausgangslage: Die Netzentgeltbefreiung unter AgNes
Mit der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) reformiert die Bundesnetzagentur die Grundlagen der Netzentgeltbildung – ein Verfahren, das auf ein EuGH-Urteil vom 2. September 2021 zurückgeht, welches der Behörde zu geringen Entscheidungsspielraum bei der bisherigen Regulierung attestierte. Für Batteriespeicherbetreiber ist dabei vor allem ein Aspekt entscheidend: die bestehende, 20-jährige Befreiung von Netzentgelten mit Finanzierungsfunktion nach § 118 Abs. 6 EnWG.
Nach zwischenzeitlicher Unsicherheit – zeitweise stand sogar eine rückwirkende Streichung der Befreiung für Bestandsanlagen im Raum – hat die Bundesnetzagentur im finalen Festlegungsentwurf eine klare Vertrauensschutzregelung verankert: Wer rechtzeitig investiert, behält die Befreiung. Was “rechtzeitig” konkret bedeutet, regeln drei aufeinanderfolgende Fristen, die im nächsten Abschnitt im Detail erklärt werden.
Mehr dazu in unserem Bericht AgNes-Festlegungsentwurf 2026: Die Netzentgelt-Reform ab 2029 im Überblick
Die drei Fristen im Detail
| Frist | Datum | Was zu tun ist | Konsequenz bei Versäumnis |
| Investitionsentscheidung (FID) | bis 1. Januar 2027 (Inkrafttreten der AgNes-Festlegung) | Endgültige Investitionsentscheidung treffen – gilt als getroffen, wenn verbindliche Bestellungen mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken | Speicher wird ab 1. Januar 2029 entgeltpflichtig, unabhängig vom Inbetriebnahmezeitpunkt |
| Nachweisfrist | bis 31. März 2027 | Getroffene FID dem zuständigen Netzbetreiber “in geeigneter Form” nachweisen | Ohne fristgerechten Nachweis droht der Verlust der Befreiung trotz rechtzeitiger FID |
| Netzgang (Inbetriebnahme) | bis 4. August 2029 | Speicher muss am Netz sein | Verlust der 20-jährigen Netzentgeltbefreiung, selbst bei rechtzeitiger FID |
Auffällig: Zwischen der Investitionsentscheidung (spätestens Jahreswechsel 2026/27) und dem Netzgang (spätestens August 2029) liegen maximal rund zweieinhalb Jahre. Für ein Projekt, das üblicherweise Planung, Genehmigung, Beschaffung, Bau und Netzanschluss durchläuft, ist das ein enges Zeitfenster – und genau hier setzt das nächste Problem an: der Netzanschluss selbst.
Das Nadelöhr Netzanschluss
Die knappen Netzanschlüsse und eingeschränkten Netzkapazitäten verengen in der Praxis noch zusätzlich die engen AgNes-Zeitfenster. Die Nachfrage nach Anschlusskapazität übersteigt das verfügbare Netz drastisch. Bei einem der größten Verteilnetzbetreibern wie etwa Eon liegen derzeit Anschlussanfragen von über 500 Gigawatt vor. Das ist das Sechsfache der heutigen deutschen Spitzenlast. Gleichzeitig wächst der Speicherbedarf rasant. Allein seit Juni 2025 legte die installierte Batteriespeicherkapazität in Deutschland um 37 % auf knapp 30 GWh zu, ein Viertel davon entfällt auf Gewerbe- und Großspeicher.
Ähnlich sieht die Lage bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) aus. Was das für einzelne Projekte bedeuten kann, zeigt ein Beispiel aus Rommerskirchen zwischen Köln und Düsseldorf. Hier muss ein geplantes Industriegebiet mit bis zu 2.000 Arbeitsplätzen vorerst pausieren, weil der zuständige Netzbetreiber Westnetz einen Anschluss möglicherweise erst Mitte der 2030er-Jahre ermöglichen kann. Ähnliche Fälle häufen sich bundesweit – nicht nur bei Verbrauchern, auch bei Erzeugungs- und Speicherprojekten.
Für Batteriespeicher-Projekte mit AgNes-Fristen ist das aktuell eine konkrete Gefahr. Selbst wer die Investitionsentscheidung rechtzeitig trifft und fristgerecht nachweist, kann am Netzanschluss scheitern, wenn der zuständige Netzbetreiber den Anschluss nicht bis August 2029 realisieren kann oder will.
Der Gesetzgeber reagiert – aber nicht rechtzeitig für 2027/2029-Projekte
Der Handlungsdruck ist inzwischen auch politisch angekommen. Am 1. September 2026 legte die “Energiewende-Digitalisierungsallianz” (EDA), ein Bündnis aus 17 Unternehmen der Energiebranche, einen eigenen Gesetzentwurf mit 30 Einzelmaßnahmen vor. Kernpunkte sind: einheitliche Standards und Prozesse bei den bundesweit 866 Verteilnetzbetreibern, ein Anspruch auf pauschalierten Schadensersatz bei Pflichtverletzungen der Netzbetreiber sowie ein beschleunigter Smart-Meter-Rollout als Voraussetzung für mehr Steuerbarkeit im Netz. Die Vorschläge zielen auf Änderungen im EEG, EnWG und MsbG.
Parallel verfolgt das bereits vom Kabinett beschlossene Netzpaket einen anderen Ansatz. In Netzgebieten mit hoher Abregelungsquote sollen neue Wind- und Solarparks künftig nur noch angeschlossen werden, wenn Betreiber im Gegenzug bei erzwungener Abregelung auf einen Teil ihrer Entschädigung verzichten – ob das EU-rechtlich zulässig ist, ist noch offen. Verankert ist dieser Ansatz im Netzpaket 2026 durch den „Redispatch-Vorbehalt“.
Beides zusammen soll die Netzanschluss-Situation verbessern. Allerdings entfalten die Maßnahmen ihre Wirkung wahrscheinlich erst nach dem regulären Gesetzgebungsverfahren. Dies ist jedoch zu spät für Projekte, die 2027 investieren und 2029 ans Netz müssen. Wer jetzt plant, braucht eine kurzfristig wirksame Lösung.
FCA als pragmatische Zwischenlösung
Während der Gesetzgeber an strukturellen Lösungen arbeitet, existiert seit gut einem Jahr bereits ein pragmatisches Instrument, das kurzfristig wirkt: Flexible Connection Agreements (FCA). Das Prinzip lässt sich mit einem Bild aus der Verkehrsplanung beschreiben. Dabei darf der Anschlussnehmer trotz “Stau” die Leitung nutzen. Es geht dann nicht mit voller Geschwindigkeit, dafür muss er aber nicht warten, bis eine zusätzliche Leitung gebaut ist. Konkret bedeutet das: Statt auf den vollständigen Netzausbau zu warten, erhält die Anlage zunächst einen Anschluss mit reduzierter Leistung. Im Gegenzug verpflichtet er sich etwa dazu, Ein- oder Ausspeisung in Zeiten hoher Netzauslastung zu drosseln.
Wie das in der Praxis funktioniert, zeigt ein Vorzeigeprojekt in Bollingstedt (Schleswig-Holstein). Netzbetreiber SH Netz (Eon) hat dort gemeinsam mit dem Speicherbetreiber Eco Stor eines der größten deutschen Batteriespeicherprojekte per FCA angeschlossen. Der Speicher reagiert innerhalb von Millisekunden auf die Netzsituation und wird bei Bedarf automatisch getrennt. In Schwachlastzeiten nutzt er jedoch gezielt die freien Kapazitäten. Eon entwickelt daraus inzwischen einen bundesweit einheitlichen Standardvertrag und will noch 2026 flächendeckend FCAs für Batteriespeicher anbieten. Der Grundsatz des reinen Tausches lautet dabei: Anschlussgeschwindigkeit gegen Flexibilität. Dass sich das Modell auch wirtschaftlich trägt, zeigt der jüngste Verkauf des Bollingstedt-Speichers an das Schweizer Energieunternehmen Alpiq: Der verlässliche vertragliche Rahmen des FCA war für den Käufer ein wichtiges Argument.
FCAs: Grenzen & Kritik
FCAs sind kein Freifahrtschein. Aus Verbandssicht warnt der Speicherverband BVES davor, ein starres bundesweites Standardmodell anzuwenden. Aufgrund der unterschiedlichen Strukturen und den bislang bekannten Vertragsbedingungen seien sie für viele Speicherbetreiber wirtschaftlich und operativ nicht ohne Weiteres tragfähig. Zudem schaffen FCAs für sich genommen auch keinen Anreiz für den eigentlich nötigen Netzausbau, so der BVES.
Kritiker sprechen von einer Verwaltung des Mangels statt einer echten Lösung. Zudem bleibt der Anschlussnehmer trotz FCA vom Netzbetreiber abhängig, und der Abschluss ist – anders als eine gesetzliche Pflicht – bislang freiwillig. Das Bundeswirtschaftsministerium möchte dies laut aktuellem Stand allerdings so beibehalten.
Für Projektentwickler heißt das: FCAs sind ein wirksames Werkzeug, um die AgNes-Fristen einzuhalten, wenn der reguläre Netzanschluss nicht rechtzeitig steht. Dies aber nur, wenn die Verhandlung mit dem Netzbetreiber zu wirtschaftlich tragfähigen Bedingungen gelingt.
Warum die Verhandlungsposition entscheidet
Ein FCA ist im Kern eine individuelle Vereinbarung zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber – und keine Formsache. Die Bedingungen (Drosselungslogik, Reaktionszeiten bzw. Rampen, Ausnahmefenster, Laufzeit, Anpassungsmechanismen) werden verhandelt, nicht vorgegeben. Genau hier zeigt sich, warum technisches und regulatorisches Know-how über die Wirtschaftlichkeit eines Projekts entscheidet. Nur wer die Anforderungen des Netzbetreibers versteht und selbst belastbare technische Nachweise liefern kann, verhandelt auf Augenhöhe, statt nur Bedingungen zu akzeptieren. Dies beginnt bei Reaktionszeiten und -fähigkeiten und endet bei der EMS-gestützten Einhaltung von Drosselungsvorgaben.
Als Owner-Operator, der Batteriespeicherprojekte über die gesamte Laufzeit selbst betreibt, begleitet CUBE CONCEPTS Netzanschlussverhandlungen nicht als einmaligen Vorgang, sondern als Teil einer langfristigen Betreiberverantwortung. Hierzu zählen beispielsweise die technischen Auslegungen des Energiemanagementsystems oder die im FCA vereinbarten Drosselungs- und Flexibilitätsanforderungen. Diese Kombination aus regulatorischer Erfahrung und technischer Umsetzungskompetenz ist entscheidend, um FCA-Bedingungen zu erzielen, die sich wirtschaftlich tragen – statt eines Standardvertrags, der im Zweifel eher den Interessen des Netzbetreibers dient.
Handlungsempfehlung: Zeitschiene für BESS-Projekte
| Zeitpunkt | Empfohlene Schritte |
| Jetzt – Ende 2026 | Netzanschlussanfrage frühzeitig stellen; parallel klären, ob der reguläre Anschluss realistisch bis August 2029 steht oder ein FCA nötig wird; Investitionsentscheidung vorbereiten |
| Bis 31. Dezember 2026 / 1. Januar 2027 | Endgültige Investitionsentscheidung treffen (verbindliche Bestellungen ≥ 50 % des Investitionsvolumens) |
| Bis 31. März 2027 | FID-Nachweis in geeigneter Form beim zuständigen Netzbetreiber einreichen |
| Bei drohender Anschlussverzögerung | FCA-Verhandlung mit dem Netzbetreiber aktiv anstoßen, technische Nachweise (EMS-Steuerbarkeit, Reaktionszeiten) vorbereiten |
| Bis 4. August 2029 | Speicher in Betrieb nehmen, um die 20-jährige Netzentgeltbefreiung zu sichern |
Wer diese Schritte nicht selbst im Detail verfolgen kann oder will, sollte frühzeitig einen erfahrenen Partner einbinden – die Fristen bieten dafür keinen Spielraum für Nachbesserungen im letzten Moment.
FAQ
Was passiert, wenn ein Batteriespeicher-Projekt die Investitionsentscheidungsfrist zum 1. Januar 2027 verpasst?
Der Speicher verliert die bestehende 20-jährige Netzentgeltbefreiung und wird nach aktuellem Stand des Festlegungsentwurfs ab dem 1. Januar 2029 entgeltpflichtig – unabhängig davon, wann die Anlage tatsächlich in Betrieb geht.
Reicht es, die Investitionsentscheidung fristgerecht zu treffen?
Nein. Die getroffene Investitionsentscheidung muss zusätzlich bis zum 31. März 2027 dem zuständigen Netzbetreiber nachgewiesen werden. Ohne fristgerechten Nachweis droht der Verlust der Befreiung auch bei rechtzeitiger FID.
Was zählt als “getroffene” Investitionsentscheidung?
Nach dem Festlegungsentwurf gilt die FID als getroffen, wenn verbindliche Bestellungen mindestens die Hälfte des gesamten Investitionsvolumens abdecken.
Was ist ein Flexible Connection Agreement (FCA)?
Ein FCA ist eine individuelle Vereinbarung mit dem Netzbetreiber, die einen früheren Netzanschluss mit zunächst reduzierter Leistung ermöglicht – im Tausch gegen Flexibilität, etwa eine Drosselung der Ein- oder Ausspeisung in Zeiten hoher Netzauslastung.
Kostet ein FCA zusätzliches Geld?
Nicht zwingend. Im Beispiel Eon/Bollingstedt handelt es sich um einen reinen Tausch von Anschlussgeschwindigkeit gegen Flexibilität, ohne zusätzlichen Zahlungsfluss. Die konkreten Konditionen hängen aber vom jeweiligen Netzbetreiber
Ist der Abschluss eines FCA verpflichtend?
Nein, FCAs sind aktuell ein freiwilliges Instrument. Das Bundeswirtschaftsministerium will das nach derzeitigem Stand auch so beibehalten.
Löst ein FCA das grundsätzliche Problem knapper Netzanschlusskapazität?
Nein. FCAs verschaffen einzelnen Projekten schnelleren Zugang, schaffen aber keinen Anreiz für den eigentlich nötigen Netzausbau. Kritiker sprechen von einer Verwaltung des Mangels statt einer strukturellen Lösung.
Fazit
Die AgNes-Fristen setzen Batteriespeicher-Projekten einen engen, unumstößlichen Zeitrahmen. Investitionsentscheidung bis Jahreswechsel 2026/27, Nachweis bis März 2027, Netzgang bis August 2029. Der eigentliche Risikofaktor liegt dabei selten in der Investitionsentscheidung selbst, sondern im Netzanschluss – ein strukturelles Problem, das der Gesetzgeber zwar erkannt hat, aber erst mittelfristig lösen wird. Flexible Connection Agreements bieten in dieser Übergangsphase einen pragmatischen, bereits praxiserprobten Ausweg, sind aber kein Selbstläufer: Ihre Wirtschaftlichkeit hängt von den verhandelten Bedingungen ab. Projekte, die frühzeitig planen und mit einem Partner arbeiten, der sowohl die Regulatorik als auch die technische Umsetzung beherrscht, sichern sich damit nicht nur den Netzanschluss, sondern auch die volle 20-jährige Netzentgeltbefreiung.