Flexibilitätsbasierte Netzentgelte: §19 StromNEV vs. AGNES-Pilotkonzept

Eine exemplarische Papiermühle in Kreuzau (Westnetz GmbH, 3.200 kW Netzanschluss, ~22 GWh/a Verbrauch) wird als Demo-Case genutzt, um die wirtschaftlichen Auswirkungen des BNetzA-Pilotkonzepts für flexibilitätsbasierte Netzentgelte (Feb. 2026) durchzurechnen. Datenjahr 2025, WACC 8 %, Beobachtungszeitraum 20 Jahre. Alle Annahmen und Daten sind fiktiv und dienen rein Demo- und Validierungszwecken.

Ausgangslage und Fragestellung

Heute basieren individuelle Netzentgeltvereinbarungen nach §19 Abs. 2 StromNEV auf atypischer Netznutzung – also dem Nachweis, während 15 Hochlaststunden/Jahr nicht in der Spitzenlast zu sein. Das neue BNetzA-Pilotkonzept ersetzt diese Logik durch tägliche Flexibilitätsanforderungen in definierten Zeitfenstern (HLZF/NLZF). Frage: Trägt sich eine BESS-Investition allein durch die Netzentgeltoptimierung – und was ändert sich, wenn zusätzliche Erlösquellen hinzukommen?

Methodik

In minimum.energy wurden 6 Szenarien modelliert und direkt verglichen – von der Ausgangslage ohne Speicher bis zur integrierten Lösung mit großem BESS, dynamischem Stromeinkauf und Netzanschlusserhöhung.

1. Ausgangslage – ohne BESS (Referenz)
Laufende Kosten: 2.793.822 €/a. Kein Speicher, kein aktives Flexibilitätsmanagement. Kapitalwert: 0 € (Referenz).

2. Modell A – Spotmarkt-Flexibilität (BESS 865 kWh / 433 kW, 114 Zyklen/a)
Der Speicher optimiert gegen Day-Ahead-Preissignale. Investition: 243.787 €. NPV: –283.141 €, Rendite: –9,1 %, keine Amortisation. Einsparungen über 20 Jahre: –31.788 €. Das Netzentgeltmodell allein trägt die Investition nicht.

3. Modell B – Netzdienliche Flexibilisierung / HLZF (BESS 574 kWh / 287 kW, 396 Zyklen/a)
Der VNB definiert Hoch- und Niedriglastzeitfenster. Kleinerer Speicher, geringere Investition: 162.192 €. NPV: –227.557 €, Rendite: –12,7 %, keine Amortisation. Einsparungen 20 Jahre: –121.580 €. Auch hier: kein positiver Business Case aus dem Netzentgeltmodell allein.

4. Modell A + Dynamischer Stromeinkauf (BESS 1.539 kWh / 770 kW, 344 Zyklen/a)
Der Speicher wird gleichzeitig für Netzentgeltoptimierung und Day-Ahead-Arbitrage eingesetzt. Investition: 432.459 €. NPV: +141.223 €, Rendite: +12,1 %, Amortisation: 7,5 Jahre. Erstjahreseinsparung: 57.702 €. Laufende Kosten: 2.736.120 €/a (–2 %). Der Stack macht den Unterschied.

5. Modell B – HLZF + Dynamischer Stromeinkauf (BESS 1.448 kWh / 724 kW, 417 Zyklen/a)
Kombination aus VNB-definierten Zeitfenstern und Arbitrage. Investition: 406.853 €. NPV: +47.519 €, Rendite: +9,6 %, Amortisation: 8,1 Jahre. Einsparungen 20 Jahre: 957.561 €.

6. Modell A (30 %) + Netzanschlusserhöhung auf 4,2 MW (BESS 5.564 kWh / 2.782 kW, 389 Zyklen/a)
Großspeicher mit erweitertem Netzanschluss und aggressiver Arbitrage-Strategie. Investition: 1.114.258 €. NPV: +817.195 €, Rendite: +17 %, Amortisation: 5,5 Jahre. Einsparungen 20 Jahre: 3.985.573 €. Laufende Kosten: 2.592.535 €/a (–7 %).

Ergebnis

Die zentrale Erkenntnis: Flexibilitätsbasierte Netzentgelte allein (Modell A oder B) finanzieren die BESS-Investition nicht. Der Rabatt deckt laufende Kosten – aber nicht den Kapitaldienst. Erst die Kombination mit dynamischem Stromeinkauf dreht den Case ins Positive. Der Sprung von –228.000 € NPV (Modell B allein) auf +141.000 € (Modell A + Dyn. Einkauf) entsteht nicht durch höhere Netzentgeltrabatte, sondern durch die simultane Nutzung des Speichers für Stromeinkaufsoptimierung.

minimum.energy berechnet alle 6 Szenarien in Minuten – mit echten Netzentgelten, echten HLZF-Zeitfenstern und realen Investitionskosten. Sobald AGNES (das digitale Signalsystem der BNetzA) live geht, lassen sich diese Cases direkt in Betriebsstrategien übersetzen.