Der AgNes-Entwurf stellt die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern auf eine neue Basis. Eine Beispielrechnung zeigt, wie Kapazitätspreise Rendite und Amortisation verändern.

 

Der AgNes-Entwurf der Bundesnetzagentur ersetzt den Leistungspreis durch ein Kapazitätspreismodell. Für Batteriespeicher heißt das: Eine der beiden tragenden Erlössäulen verschwindet. Eine Beispielrechnung zeigt, wie groß der Effekt ist.

Jede Peak-Shaving-Rechnung beruht auf derselben Mechanik. Ein Gewerbe- oder Industriestandort zahlt einen Leistungspreis auf seine Jahreshöchstlast. Ein einzelner Viertelstundenwert bestimmt den Leistungsanteil für zwölf Monate. Wer diesen Wert senkt, senkt das Netzentgelt. Darauf stützt sich ein erheblicher Teil der Wirtschaftlichkeit gewerblicher Batteriespeicher.

Ab dem 1. Januar 2029 gilt diese Mechanik nicht mehr.

Was das Kapazitätspreismodell konkret ändert

Der Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik ersetzt den Leistungspreis durch ein Modell aus bestellter Kapazität und zwei Arbeitspreisen. Der Standort bestellt eine Kapazität zwischen zehn Prozent seiner Vorjahreshöchstlast und der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität. Bezug unterhalb dieser Schwelle kostet den regulären Arbeitspreis, jede Überschreitung einen erhöhten. Der Entwurf setzt ihn bei 200 bis 350 Prozent an und bezeichnet die Grenzkosten einer Überschreitung selbst als vergleichsweise gering.

Damit verschiebt sich die Optimierungsaufgabe grundlegend. Nicht mehr die einzelne Lastspitze ist teuer, sondern die dauerhaft vorgehaltene Kapazität. Eine Überschreitung ist künftig eine Kostenentscheidung, keine Katastrophe.

Wie stark wirkt sich das auf einen realen Business Case aus?

Für einen exemplarischen Gewerbestandort mit rund neun Gigawattstunden Jahresverbrauch und 2.036 Kilowatt Höchstlast haben wir denselben Speicher unter beiden Systematiken gerechnet. Viertelstundenlastgang, Day-Ahead-Preise, 20 Jahre Betrachtungszeitraum.

Unter heutiger Systematik trägt der Speicher zwei Erlösquellen: rund 19.600 Euro im Jahr aus Lastspitzenkappung und rund 55.200 Euro aus Einkaufsoptimierung. Rendite 11,8 Prozent, Amortisation 7,6 Jahre.

Unter dem Kapazitätspreis bleibt die Einkaufsoptimierung nahezu unverändert. Der Netzentgeltvorteil dagegen verschwindet nicht nur, er dreht ins Negative: minus 4.258 Euro im Jahr. Der Grund ist der Speicher selbst. Er lädt in günstigen Stunden mit hoher Leistung und erzeugt damit zusätzliche Überschreitungsmengen. Dieselbe Fahrweise, die den Einkauf optimiert, verteuert das Netzentgelt.

Über die gesamte Laufzeit gerechnet ergibt das rund 7,3 Prozent Rendite statt 11,8 Prozent und einen einfachen Rückfluss im elften statt im achten Jahr. Wer heute mit 7,6 Jahren kalkuliert, stützt sich auf eine Erlösquelle, die in dieser Form noch zwei Jahre existiert.

Warum Abwarten keine Option ist

Der Vertrauensschutz im Entwurf knüpft nicht an die Inbetriebnahme an, sondern an die endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung, also bis zum 31. Dezember 2026. Verlangt werden verbindliche Bestellungen über mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, lösbar nur unter wesentlichem Vermögensschaden. Der Nachweis muss bis zum 31. März 2027 beim Netzbetreiber liegen.
 
Entscheidend ist die Klarstellung, dass die gesetzliche Inbetriebnahmefrist zum 4. August 2029 den Bestandsschutz allein nicht sichert. Der Stichtag liegt damit vor der Rechtssicherheit. Wer wartet, verliert den Schutz, ohne bessere Informationen zu bekommen.

Was sich für die Auslegung verschiebt

Aus der Rechnung lassen sich drei Konsequenzen ableiten.
Die Zielgröße wandert von der Leistung zur Kapazitätsbestellung. Die relevante Frage ist nicht mehr, wie stark der Speicher die Spitze kappt, sondern welche Bestellkapazität gegen welche Überschreitungsmenge optimal ist.
Die Ladestrategie wird zum Kostenfaktor. Ein Speicher, der ungebremst in günstigen Stunden lädt, kauft Strom billig und Netzentgelt teuer. Beides muss in einer Zielfunktion optimiert werden, nicht nacheinander.

Und der größte Einzelhebel im neuen Regime kostet nichts. In der Beispielrechnung bestellt die Optimierung ohne jede Investition deutlich weniger Kapazität als die bisherige Jahreshöchstlast und nimmt Überschreitungen bewusst in Kauf. Diese Rechnung gehört vor die Speicherentscheidung, nicht danach.

Szenarien statt Prognosen

Der Entwurf ist kein Beschluss, einzelne Parameter können sich ändern. Genau deshalb gehören Netzentgelte bei jedem Business Case mit Laufzeit über 2029 hinaus als Szenario in die Rechnung und nicht als Konstante.

Belastbar wird das nur, wenn beide Regime vollständig getrennt optimiert werden. Zwei Kostenszenarien auf derselben Betriebsführung führen zu falschen Ergebnissen, weil sich unter dem Kapazitätspreis die optimale Fahrweise selbst ändert. Die Plattform von minimum.energy  bildet den Kapazitätspreis als Komponente ab und überführt heutige Leistungsnetzentgelte über ein Übersetzungsmodul in die neue Logik. Beide Regime lassen sich damit am identischen Lastgang vergleichen.

Die vollständige Berechnung mit vier Szenarien, Auslegungsgrößen und Bestellkapazitätslogik ist frei zugänglich, inklusive der Auslegung zum Nachrechnen.

Zum Use Case: AgNes-Kapazitätspreis und Peak Shaving ab 2029