Ein exemplarischer Gewerbestandort in Bochum mit rund 9 GWh Jahresverbrauch und 2.036 kW Jahreshöchstlast wird als Demo-Case genutzt, um den AgNes-Festlegungsentwurf der BNetzA gegen die heutige Netzentgeltsystematik zu rechnen. Viertelstundenlastgang, Day-Ahead-Preise der ENTSO-E Transparency Platform, Zinssatz 6 Prozent, Betrachtungszeitraum 20 Jahre. Alle Annahmen und Daten sind exemplarisch und dienen Demo- und Validierungszwecken.
Ausgangslage und Fragestellung
Heute zahlt der Standort einen Leistungspreis auf seine Jahreshöchstlast, hier 80,34 Euro je kW, dazu 2,29 ct/kWh Arbeitspreis in der Kategorie über 2.500 Vollbenutzungsstunden. Ein einzelner Viertelstundenwert bestimmt damit den Leistungsanteil für das ganze Jahr. Genau darauf beruht jede Peak-Shaving-Rechnung.
Der AgNes-Entwurf ersetzt diese Logik ab dem 1. Januar 2029 durch ein KP-AP-Modell. Der Standort bestellt eine Kapazität und zahlt darauf einen Kapazitätspreis. Die Bestellkapazität muss zwischen 10 Prozent der Vorjahres-Jahreshöchstlast und der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität liegen. Bezug unterhalb der Bestellkapazität kostet AP1, jede Überschreitung kostet AP2, im Entwurf 200 bis 350 Prozent von AP1. Die BNetzA bezeichnet die Grenzkosten einer Überschreitung selbst als vergleichsweise gering.
Die Frage lautet also nicht, ob AgNes teurer wird. Sie lautet: Was passiert mit einem Speicher, dessen Business Case zu einem Viertel auf Lastspitzenkappung steht, wenn die Lastspitze nicht mehr bepreist wird.
Methodik
In minimum.energy wurden vier Szenarien am identischen Lastgang gerechnet. Der Kapazitätspreis ist als Komponente in der Software vorhanden, das Übersetzungsmodul überführt die heutigen Leistungsnetzentgelte in die Kapazitätspreislogik.
1. Ausgangslage unter StromNEV, ohne Speicher (Referenz)
Laufende Kosten 1.566.751 Euro im Jahr. Davon 368.844 Euro Netzentgelt und 1.197.908 Euro Stromeinkauf. Kapitalwert 0 Euro als Referenz.
2. Ausgangslage unter Kapazitätspreis, ohne Speicher
Laufende Kosten 1.610.209 Euro im Jahr, also 43.458 Euro mehr allein durch den Systemwechsel, ein Plus von 2,8 Prozent. Interessanter als die Summe ist die Entscheidung darunter: Die Optimierung bestellt nur 1.305 kW, also 64 Prozent der Jahreshöchstlast, und nimmt 783.609 kWh Überschreitung bewusst in Kauf. Der AP2-Aufschlag ist billiger als eine höhere Bestellkapazität. Das ist ein Optimierungsergebnis ohne jede Investition.
3. Speicher unter StromNEV
Batteriespeicher 1.722,5 kWh und 861 kW, 280 Euro je kWh, Investition 482.300 Euro, rund 294 Zyklen im Jahr. Der Speicher senkt die Spitze von 2.036 auf 1.778 kW und optimiert gleichzeitig den Einkauf. Kapitalwert plus 259.443 Euro, Rendite 11,8 Prozent, Amortisation 7,6 Jahre, Erstjahreseinsparung 65.204 Euro. Die Aufteilung des Wertbeitrags: 19.602 Euro aus Lastspitzenkappung, 55.249 Euro aus Einkaufsoptimierung, davon ab 9.646 Euro Betriebskosten.
4. Derselbe Speicher unter Kapazitätspreis
Der Einkaufsvorteil bleibt bestehen, 56.123 Euro im Jahr. Der Netzentgeltvorteil verschwindet nicht nur, er dreht sich um: minus 4.258 Euro. Der Speicher lädt in günstigen Stunden mit hoher Leistung und erzeugt damit zusätzliche Überschreitungsmengen, 939.649 kWh statt 783.609 kWh. Einsparung im ersten Jahr 42.218 Euro, Kapitalwert knapp positiv, Rendite rund 6 Prozent. Der Case kippt nicht, aber er liegt auf der Kapitalkostenschwelle.
Ergebnis
Die zentrale Erkenntnis: Der Wertbeitrag aus Lastspitzenkappung fällt unter dem Kapazitätspreis vollständig weg. Von 19.602 Euro im Jahr auf minus 4.258 Euro. Übrig bleibt die Einkaufsoptimierung, und die trägt die Investition allein nur knapp.
Ein Investor entscheidet einmal, nicht zweimal. 2027 und 2028 gilt weiter StromNEV, ab 2029 der Kapazitätspreis. Über die gesamte Laufzeit zusammengerechnet ergibt das eine Rendite von rund 7,3 Prozent statt 11,8 Prozent und einen einfachen Rückfluss im elften statt im achten Jahr. Wer heute mit 7,6 Jahren Amortisation kalkuliert, stützt sich auf eine Erlösquelle, die in dieser Form nur zwei Jahre lang existiert.
Was das für die Auslegung heißt
Drei Konsequenzen, die sich aus der Rechnung direkt ableiten lassen. Erstens verschiebt sich die Zielgröße von der Leistung zur Kapazitätsbestellung. Die Frage ist nicht mehr, wie stark der Speicher die Spitze kappt, sondern welche Bestellkapazität gegen welche Überschreitungsmenge optimal ist. Zweitens wird die Ladestrategie zum Kostenfaktor. Ein Speicher, der ungebremst in günstigen Stunden lädt, kauft Strom billig und Netzentgelt teuer. Drittens bleibt die Netzanschlusskapazität die harte Grenze, denn die Bestellkapazität kann sie nicht überschreiten.
Und noch etwas, das in der Debatte oft untergeht: Der größte Einzelhebel im Kapazitätspreis-Regime kostet nichts. Szenario 2 zeigt, dass die richtige Bestellkapazität ohne jede Investition auskommt. Diese Rechnung sollte jeder Standort vor der Speicherentscheidung machen, nicht danach.
Einordnung
Grundlage ist der Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik der Großen Beschlusskammer Energie, GZ GBK-25-01-1#3. Das ist ein Entwurf und kein Beschluss, die Konsultation läuft bis zum 18. September 2026. Die Bekanntgabe ist für den 1. Januar 2027 geplant, angewendet wird die neue Systematik ab dem 1. Januar 2029. Einzelne Parameter, insbesondere die Bandbreite von AP2, können sich noch ändern.
Der Speicher in diesem Case lädt ausschließlich aus dem Netz und speist nicht ein. Er ist damit Teil der Verbrauchsstelle und nicht netzgekoppelter Speicher im Sinne von Ziffer 10.1 des Entwurfs. Ein separates Kapazitätsentgelt auf die Netzanschlusskapazität fällt hier deshalb nicht an.
minimum.energy rechnet beide Regime am selben Lastgang und zeigt die Differenz statt einer Prognose. Wer wissen will, wie belastbar die eigene Speicherkalkulation nach 2029 ist, kann das in Minuten prüfen.
