Die Netzentgeltreform für Batteriespeicher entscheidet mit darüber, wie sich der Strompreis 2026 entwickelt. Im Kern geht es um eine heikle Frage: Müssen große Batteriespeicher künftig doppelt Netzentgelte zahlen oder bleiben sie ganz oder teilweise befreit? Für Betreiber kann das über Millionenbeträge pro Jahr entscheiden. Für dich als Haushalt oder Mittelständler ist wichtiger, was davon tatsächlich auf der Stromrechnung landet. Der Artikel erklärt die Mechanik, zeigt Rechenbeispiele und ordnet ein, wo reale Mehrkosten entstehen könnten.
Einleitung
Du zahlst jeden Monat Strom und siehst auf der Rechnung eine Position, die viele überlesen: Netzentgelte. Sie machen einen spürbaren Teil des Preises pro Kilowattstunde aus. Gleichzeitig entstehen in ganz Deutschland große Batteriespeicher, die Strom zwischenspeichern und bei Bedarf wieder einspeisen. Genau hier setzt die Netzentgeltreform für Batteriespeicher an.
Der Streit dreht sich um eine technische, aber folgenreiche Frage. Wird ein Speicher beim Laden und beim Entladen wie ein normaler Verbraucher und Erzeuger behandelt, können Netzentgelte doppelt anfallen. Bleibt er befreit oder zahlt nur einmal, sinken die laufenden Kosten deutlich. Für Betreiber entscheidet das über Wirtschaftlichkeit. Für Haushalte und Mittelstand stellt sich die Frage, ob entgangene Netzentgelte am Ende auf andere Kunden umgelegt werden.
Offizielle Dokumente des Bundeswirtschaftsministeriums und Analysen aus Wissenschaft und Branche zeigen, dass die Reform ab 2026 in ein ohnehin sensibles Preisgefüge eingreift. Wie groß der Effekt wirklich ist, hängt stark vom gewählten Modell ab.
Warum Netzentgelte für Speicher so umstritten sind
Netzentgelte finanzieren Bau, Betrieb und Ausbau der Stromnetze. Laut wissenschaftlichen Modellrechnungen lagen die durchschnittlichen Netzentgelte für Haushalte in Deutschland 2021 bei rund 7,5 Cent pro Kilowattstunde. Diese Größe wird auch in neueren Analysen als Referenzwert genutzt. Für einen Speicherbetreiber ist genau dieser Wert entscheidend.
Ein Batteriespeicher kauft Strom am Markt, lädt ihn ein und verkauft ihn später wieder. Fällt auf jede geladene und jede abgegebene Kilowattstunde ein volles Netzentgelt an, summieren sich die Kosten stark. Bei einem angenommenen Netzentgelt von 7,5 Cent pro Kilowattstunde und einem Wirkungsgrad von 90 Prozent ergibt sich rechnerisch eine Belastung von rund 16,7 Cent pro abgegebener Kilowattstunde, wenn beide Stromflüsse berechnet werden.
Ob ein Speicher doppelt belastet wird oder nicht, kann laut Modellrechnungen den Unterschied zwischen wirtschaftlichem Betrieb und Verlustgeschäft ausmachen.
Wird dagegen nur der Ladevorgang mit Netzentgelten belegt, sinkt die rechnerische Belastung auf etwa 8,3 Cent pro abgegebener Kilowattstunde. Diese Differenz von gut 8 Cent ist im Stromgroßhandel enorm. Bei typischen Arbitrage-Spannen um 10 Cent pro Kilowattstunde bleibt im ersten Fall kaum Spielraum, im zweiten zumindest ein kleiner Deckungsbeitrag.
| Regelung | Annahme | Belastung je kWh Abgabe |
|---|---|---|
| Doppelte Belastung | 7,5 ct/kWh auf Laden und Entladen, 90 % Wirkungsgrad | ca. 16,7 ct |
| Einmalige Belastung | 7,5 ct/kWh nur auf Laden, 90 % Wirkungsgrad | ca. 8,3 ct |
Was die Reform ab 2026 konkret verändern kann
Im sogenannten Bidding Zone Action Plan der Bundesregierung aus dem Jahr 2025 wird eine Reform der Netzentgelte ausdrücklich angekündigt. Ziel ist ein System, das Kosten verursachungsgerechter verteilt und Speicher als flexible Ressource berücksichtigt. Parallel arbeitet die Bundesnetzagentur an einem neuen allgemeinen Netzentgeltsystem.
In der Debatte stehen mehrere Punkte. Erstens die Frage, ob Speicher als Letztverbraucher, als Erzeuger oder als eigene Kategorie gelten. Zweitens, ob Netzentgelte stärker leistungsbasiert statt rein arbeitspreisbezogen ausgestaltet werden. Drittens, ob dynamische oder regionale Komponenten eingeführt werden.
Der Branchenverband EASE warnt in einer Analyse aus dem Jahr 2022 davor, Speicher durch doppelte Netzentgelte zu benachteiligen. Die Organisation verweist auf europäische Vorgaben, nach denen diskriminierende Belastungen vermieden werden sollen. Gleichzeitig betonen staatliche Stellen, dass Netzkosten gedeckt bleiben müssen.
Für 2026 ist daher kein radikaler Schnitt garantiert, sondern eher ein Übergang mit klareren Regeln. Politische Fristen und Übergangsregelungen spielen eine Rolle, weil Investoren Planungssicherheit brauchen und Netzbetreiber ihre Einnahmen stabil halten müssen.
Drei Szenarien und ihre Folgen für Strompreis und Investitionen
Um die Wirkung auf den Strompreis 2026 einzuordnen, lohnt sich ein Blick auf drei denkbare Modelle.
Im Status quo mit weitgehender Befreiung bleiben die Betriebskosten für große Speicher niedrig. Ein Beispiel: Ein 200-Megawattstunden-Speicher mit einem Zyklus pro Tag bewegt rund 73.000 Megawattstunden pro Jahr. Die Differenz zwischen doppelter und einfacher Netzentgeltbelastung läge rechnerisch bei gut 6 Millionen Euro jährlich. Diese Summe entscheidet über Investitionen.
Im Szenario “Wegfall der Befreiung” steigen die laufenden Kosten massiv. Projekte würden verschoben oder ganz gestrichen. Kurzfristig könnten dadurch Netzentgelte für andere Kunden stabil bleiben, weil keine Einnahmen entfallen. Langfristig fehlen aber flexible Speicher, was andere Systemkosten erhöht.
Ein Kompromissmodell mit reduzierter oder nur einseitiger Belastung würde Investitionen weiterhin ermöglichen und die Einnahmebasis der Netze weniger stark verändern. Für Haushalte ist wichtig, dass selbst mehrere große Speicher im Vergleich zum gesamten Stromverbrauch Deutschlands von rund 500 Terawattstunden pro Jahr zunächst nur einen kleinen Anteil ausmachen. Einzelne Millionenbeträge verteilen sich national auf sehr viele Kilowattstunden.
Versorgungssicherheit, Redispatch und regionale Unterschiede
Batteriespeicher übernehmen mehr als reine Preisarbitrage. Sie helfen bei Frequenzhaltung, gleichen kurzfristige Schwankungen aus und reduzieren Redispatch-Maßnahmen. Redispatch bedeutet, dass Kraftwerke auf Anweisung ihre Einspeisung ändern, um Engpässe im Netz zu vermeiden. Das verursacht Kosten, die ebenfalls über Netzentgelte verteilt werden.
Wenn Speicher durch hohe Netzentgelte ausgebremst werden, könnten solche Eingriffe häufiger oder teurer werden. Wissenschaftliche Modellierungen zeigen, dass schon kleine Änderungen in der Verteilung von Netzkosten die Investitionsentscheidungen bei Wärmepumpen, Speichern und anderen Technologien beeinflussen.
Regional spielen Netzentgelte ohnehin eine große Rolle. In netzbelasteten Regionen sind sie höher als in anderen. Eine Reform, die Speicher gezielt dort begünstigt, wo sie Engpässe reduzieren, könnte regionale Unterschiede abfedern. Umgekehrt kann eine pauschale Mehrbelastung dazu führen, dass Projekte in ohnehin angespannten Netzen nicht umgesetzt werden.
Für den Mittelstand mit hohem Stromverbrauch ist deshalb nicht nur der durchschnittliche Strompreis entscheidend, sondern auch die regionale Netzentgeltstruktur und mögliche neue Leistungs- oder Zeitkomponenten.
Fazit
Die Netzentgeltreform für Batteriespeicher wird 2026 nicht automatisch zu einem Preisschock auf deiner Stromrechnung führen. Die bisher diskutierten Beträge sind für einzelne Projekte erheblich, verteilen sich im Gesamtsystem aber auf sehr große Strommengen. Kurzfristig ist der direkte Effekt auf Haushaltskunden daher begrenzt.
Entscheidend ist die langfristige Wirkung. Werden Speicher durch doppelte Netzentgelte gebremst, fehlen flexible Kapazitäten. Das kann andere Systemkosten erhöhen, die am Ende ebenfalls im Strompreis landen. Ein ausgewogenes Modell muss Investitionen ermöglichen und gleichzeitig die Finanzierung der Netze sichern.
