Der Festlegungsentwurf ist noch nicht beschlossen — aber wer heute einen Batteriespeicher baut, entscheidet für die nächsten 15 bis 20 Jahre. Deshalb rechnen wir beide Regelwerke am selben Lastgang: Mit dem Kapazitätspreis verschwindet der Preis auf die Jahreshöchstlast und damit der Wertbeitrag, den ein Speicher heute aus der Lastspitzenkappung zieht. An seine Stelle tritt ein Hebel, der keine Investition braucht — die Wahl der bestellten Kapazität. Gerechnet an drei realen Viertelstunden-Lastgängen, über den gesamten zulässigen Preiskorridor und gegen zwei Spotjahre. Der Rechenweg liegt vollständig offen, damit Sie ihn prüfen können.
Der Festlegungsentwurf AgNes ersetzt ab dem 1. Januar 2029 den Leistungspreis durch einen Kapazitätspreis auf eine selbst bestellte Kapazität. Wer heute einen Speicher rechnet, rechnet damit auf einer Erlösquelle, die noch zwei Jahre existiert.
Heute bestimmt eine einzige Viertelstunde den Leistungsanteil des Netzentgelts für ein ganzes Jahr. Genau darauf beruht jede Peak-Shaving-Rechnung, und darauf beruht auch die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV. Ab 2029 gibt es diesen Preis nicht mehr. Stattdessen bestellt die Abnahmestelle vor Jahresbeginn eine Kapazität, zahlt darauf den Kapazitätspreis, und für die Arbeit oberhalb dieser Bestellung einen erhöhten Arbeitspreis AP2 statt AP1.
Was das für einen bestehenden oder geplanten Batteriespeicher bedeutet, lässt sich nicht aus dem Entwurf ablesen, weil er keine Preise nennt, sondern Bandbreiten: Der AP1 soll 30 bis 60 Prozent der Kosten einer Netzebene decken, der AP2 zwischen 200 und 350 Prozent des AP1 liegen. Innerhalb dieser Spanne kalibriert jeder Netzbetreiber selbst. Die ersten Preisblätter für 2029 erscheinen im Herbst 2028.
Deshalb rechnen wir nicht einen Preispunkt, sondern den ganzen Korridor — und weisen getrennt aus, welche Befunde über die gesamte Spanne stabil bleiben und welche an der Kalibrierung hängen. Alles andere wäre eine Prognose, die niemand halten kann.
AgNes liegt als Festlegungsentwurf vor. Die Konsultation ist beendet, der Beschluss wird für Ende 2026 erwartet, die Bekanntgabe ist für den 1. Januar 2027 geplant, angewendet wird ab dem 1. Januar 2029. Einzelne Parameter können sich noch ändern, insbesondere die Bandbreite des AP2. Wir behaupten deshalb nicht zu wissen, was 2029 gilt — wir zeigen, welche Aussagen über die gesamte zulässige Spanne stabil bleiben und welche nicht. Für eine Investitionsentscheidung, die über 15 bis 20 Jahre trägt, ist genau das die brauchbare Information: nicht eine Punktprognose, sondern die Bandbreite und die Frage, ob das Projekt in ihr trägt.
Grundlage sind reale Preisblätter 2026 (Bayernwerk und N-ERGIE, Mittelspannung). Daraus werden die AgNes-Parameter unter der Bedingung der Erlösneutralität je Netzebene abgeleitet: AP1 aus dem vorgegebenen Erlösanteil, AP2 als Vielfaches davon, der Kapazitätspreis residual so, dass der Netzbetreiber aus demselben Kundenkollektiv denselben Erlös erzielt. Als Standorte dienen drei reale Bezugslastgänge in Viertelstundenauflösung — anonymisiert und auf eine Jahreshöchstlast von 1.000 kW normiert, sodass die Jahresmenge in MWh zahlengleich mit der Benutzungsdauer in Stunden ist. Der Speicher hat 500 kW und 1.000 kWh, kostet 250 €/kWh und fährt 300 Zyklen im Jahr. Der Betrieb wird als tagesweise lineare Optimierung auf gemessenen Day-Ahead-Preisen bestimmt.
Die Bestellkapazität ist eine freie Wahl. Wer die heutige Logik fortschreibt und in Höhe der Jahreshöchstlast bestellt, verschenkt bei 1.000 kW Anschlussleistung zwischen 14.000 und 130.000 Euro im Jahr.
Jede Kurve hat ein klares Minimum. Rechts davon zahlt die Abnahmestelle Kapazität, die sie nicht braucht; links davon frisst der AP2-Aufschlag den Vorteil wieder auf. Der Abstand zwischen dem Minimum und dem rechten Rand ist der Hebel.
| Kalibrierung | K* | bei K* | Hebel |
|---|---|---|---|
| AP1-Anteil 60 %, AP2/AP1 2,0 | 506 kW | 126,5 T€ | 32,2 T€ |
| AP1-Anteil 45 %, AP2/AP1 2,5 | 437 kW | 130,4 T€ | 54,6 T€ |
| AP1-Anteil 30 %, AP2/AP1 3,5 | 189 kW | 131,5 T€ | 83,8 T€ |
Zweischichtiges Profil, 1.000 kW Jahreshöchstlast, Preisblatt Bayernwerk Mittelspannung 2026, erlösneutral kalibriert. Der Hebel ist die Differenz zur Bestellung in Höhe der Jahreshöchstlast.
Über alle drei Profile: 54 bis 130 T€/a beim spitzen Einschichtprofil, 32 bis 84 T€/a zweischichtig, 14 bis 37 T€/a bei Bandlast.
Je nach Profil und Kalibrierung zwischen 10 und 78 Prozent der Jahreshöchstlast. Bewusste Überschreitung ist dabei kein Fehler, sondern das Optimum: Eine Überschreitung kostet nur den Aufschlag auf die betroffene Arbeit und lässt das laufende Kapazitätsentgelt unberührt.
Sie braucht nichts als den eigenen Viertelstunden-Lastgang und das Preisblatt des Netzbetreibers. Weil die Bestellung vor Jahresbeginn abzugeben und rückwirkend nicht korrigierbar ist, lohnt die Vorbereitung früher als der erste Anwendungstermin.
Der Wertbeitrag aus der Lastspitzenkappung fällt auf null oder darunter — in sieben von neun geprüften Kombinationen aus Lastprofil und Kalibrierung ist er negativ. Der Einkaufsvorteil aus der Marktarbitrage bleibt davon unberührt.
| Profil | Netzentgelt heute | Netzentgelt ab 2029 |
|---|---|---|
| Einschicht, 2.034 h | +5.018 €/a | −1.729 bis −1.199 €/a |
| Zweischicht, 4.136 h | +45.636 €/a | +406 bis +1.264 €/a |
| Bandlast, 6.585 h | +25.696 €/a | −4.592 bis −3.316 €/a |
| Einkaufsvorteil (alle Profile) | 30.520–33.885 €/a | 29.719–33.340 €/a |
„Heute" ist der Betrieb mit atypischer Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV. Speicher 500 kW / 1.000 kWh, Spotjahr 2025.
Der dunkle Anteil ist das Netzentgelt, der grüne die Einkaufsoptimierung. Was ab 2029 bleibt, ist im Wesentlichen das Marktgeschäft.
Ein Speicher, der weiter allein gegen den Spotpreis optimiert, lädt in günstigen Stunden mit hoher Leistung und erzeugt damit selbst Arbeit oberhalb der Bestellkapazität — er kauft Strom billig und Netzentgelt teuer. Dieser Fehler kostet in unserer Rechnung 831 bis 2.546 Euro im Jahr und lässt sich durch eine Betriebsführung vermeiden, die die Bestellkapazität kennt. Der weitaus größere Teil des Wertverlusts entsteht aber nicht dadurch, sondern schlicht daraus, dass die Jahreshöchstlast nicht mehr bepreist wird. Das ist kein Problem der Betriebsführung, sondern der Systematik.
Ein Batteriespeicher ist gebaut, um viel Leistung für kurze Zeit bereitzustellen. Der Kapazitätspreis fragt das Gegenteil ab: wenig Leistung über sehr lange Zeit.
Die waagerechten Linien markieren die optimale Bestellung. Alles oberhalb ist die Arbeit, die den Aufschlag auslöst — eine flache Fläche über tausende Stunden, keine schmale Spitze.
| Profil | Arbeit über K* | Stunden | Ø über K* |
|---|---|---|---|
| Einschicht | 549–1.282 MWh | 4.491–6.906 h | 122–186 kW |
| Zweischicht | 469–2.612 MWh | 4.498–7.718 h | 104–338 kW |
| Bandlast | 246–897 MWh | 4.498–7.718 h | 55–116 kW |
Ein Speicher mit 1.000 kWh und 300 Zyklen kann im Jahr 300 MWh verschieben. Gebraucht würde eine Dauerleistung von einigen Dutzend bis wenigen hundert Kilowatt über mehr als die Hälfte des Jahres.
Bei flachen Profilen kommt hinzu, dass die Ladefenster unterhalb der Bestellkapazität fehlen: Nachladen erzeugt dort selbst wieder Arbeit oberhalb K. Deshalb ist der Wertbeitrag ausgerechnet beim Bandlastprofil am negativsten, obwohl dort die Überschreitungsarbeit am kleinsten ist.
Für Abnahmestellen unter 10 GWh Jahresverbrauch endet § 19 Abs. 2 Satz 1 am 31. Dezember 2028 ohne Nachfolge. Gegenüber dieser Ausgangslage ist der Bruch zwei- bis viermal so hart wie gegenüber einem Standort ohne Atypik.
| Profil | Wertbeitrag heute | ab 2029 | Verlust |
|---|---|---|---|
| Einschicht | 35.538 €/a | 27.915–28.637 €/a | −19 bis −21 % |
| Bandlast | 56.562 €/a | 28.769–29.881 €/a | −47 bis −49 % |
| Zweischicht | 79.521 €/a | 33.487–34.521 €/a | −57 bis −58 % |
Gesamtwertbeitrag aus Netzentgelt und Einkaufsoptimierung, Spotjahr 2025. Gegen das Spotjahr 2024 gerechnet fällt der Verlust mit −21 bis −62 Prozent noch etwas größer aus.
In keinem der drei Profile erreicht die Abnahmestelle die Erheblichkeitsschwelle aus eigener Kraft: Die Verlagerung zwischen Jahreshöchstlast und Höchstlast im Hochlastzeitfenster beträgt 0, 104 und 77 Kilowatt — nötig wären in der Mittelspannung 200. Erst der Speicher schafft die Voraussetzung. Was 2029 wegfällt, ist damit nicht ein Zusatzertrag, sondern der Grund, aus dem investiert wurde.
Die Jahreshöchstlast bleibt in allen Fällen bei 1.000 kW, weil der Speicher außerhalb des Fensters mit voller Leistung nachlädt. Genau daraus entsteht der Abstand zur abgesenkten Fensterlast. Ohne diese Ladung wäre die Verlagerung kleiner — und der Rabatt teils nicht anerkennungsfähig.
Wenn ein Wertstrom kleiner wird, bleibt eine Investition tragfähig, sofern sie im gleichen Verhältnis günstiger wird. Das ist eine Rechenaufgabe, keine Meinung — und sie fällt je nach Ausgangslage sehr unterschiedlich aus.
| Ausgangslage | Amortisation heute | zulässiger Preis | Spielraum |
|---|---|---|---|
| Einschicht, ohne § 19 | 7,6 Jahre | 211 €/kWh | −39 |
| Zweischicht, ohne § 19 | 6,4 Jahre | 216 €/kWh | −34 |
| Bandlast, ohne § 19 | 7,3 Jahre | 209 €/kWh | −41 |
| Zweischicht, mit § 19-Atypik | 3,1 Jahre | 105 €/kWh | −145 |
| Bandlast, mit § 19-Atypik | 4,4 Jahre | 127 €/kWh | −123 |
Der zulässige Preis hält die heutige Amortisationsdauer trotz des kleineren Wertbeitrags. Ausgangspunkt sind 250 €/kWh all-in für ein System mit 500 kW und 1.000 kWh.
Ein Speicher, der 14 bis 16 Prozent günstiger gebaut wird, hält seine Amortisation auch unter dem Kapazitätspreis. Das ist kein Wunschwert, sondern die Spanne, die zwischen einem sorgfältig ausgeschriebenen und einem beiläufig beschafften System ohnehin liegt. Damit verschiebt sich die entscheidende Frage weg von der Regulierung hin zu Systempreis, Messkonzept und Betriebsführung.
105 bis 127 €/kWh gibt der Markt nicht her. Wo die Wirtschaftlichkeit heute wesentlich auf dem individuellen Netzentgelt beruht, lässt sich der Wegfall nicht über die Beschaffung auffangen. Dort ist die Konsequenz eine andere: die verbleibenden Jahre bis Ende 2028 bewusst nutzen und das Projekt von vornherein auf die Wertströme stellen, die danach noch da sind.
Der größte Hebel, ohne Investition. Nötig sind der eigene Lastgang und das Preisblatt. Wer nicht bestellt, bekommt die Schätzung des Netzbetreibers.
Was ab 2029 trägt, ist die Marktarbitrage — sie ist von der Reform nicht betroffen. Eine Kalkulation, die wesentlich auf Lastspitzenkappung beruht, trägt noch bis Ende 2028.
Wer nur gegen den Spotpreis fährt, lädt in den Aufschlag hinein. Der Fehler kostet 831 bis 2.546 Euro im Jahr und wächst mit der Ladeleistung.
Der Speicher verändert die Lastdauerlinie, aus der die Bestellung folgt. Nacheinander gerechnet kommt systematisch das Falsche heraus.
Wir rechnen beide Regelwerke am realen Lastgang des Standorts, weisen jede Annahme mit ihrer Wirkungsrichtung aus und zeigen Bandbreiten statt einer Punktprognose — auch dann, wenn das Ergebnis unbequem ist. Was danach über die Wirtschaftlichkeit entscheidet, ist die Umsetzung: ein belastbar ausgeschriebener Systempreis, ein Messkonzept, das die Abgrenzung trägt, und eine Regelung, die die Bestellkapazität kennt. Genau diese drei Punkte sind unsere Arbeit — die Analyse ist der Anfang, nicht das Produkt.
Sie ist keine Preisprognose. Die tatsächlichen Werte für Kapazitätspreis, AP1 und AP2 legt jeder Netzbetreiber innerhalb der Bandbreiten selbst fest; die ersten Preisblätter für 2029 erscheinen im Herbst 2028. Belastbar ist deshalb nur, was über den gesamten Korridor gilt — und das ist der Kern der Befunde oben: der Wegfall des Netzentgeltbeitrags und die Größenordnung des Bestellhebels. Das Kostenniveau selbst und die genaue Höhe des Hebels hängen an der Kalibrierung.
Der Dispatch nutzt perfekte Voraussicht. Damit sind alle ausgewiesenen Erlöse Obergrenzen; realer Betrieb mit Prognosefehlern liegt darunter. Weil beide Regime gleich behandelt werden, bleibt der Vergleich belastbar.
Das Kundenkollektiv für die Kalibrierung ist ein Modell, kein reales Netzgebiet. Es verschiebt das Preisniveau, nicht die Struktur; gegengeprüft wurde gegen ein zweites, bandlastdominiertes Kollektiv. Nicht enthalten sind die Änderung der Kostenwälzung zwischen den Netzebenen, Umlagen und Stromsteuer auf der Beschaffungsseite sowie Degradation und Ersatzinvestition des Speichers.
Zwei unabhängige Rechenwege treffen sich. Die analytische Bedingung für die optimale Bestellung — der Punkt der Lastdauerlinie, oberhalb dessen die Abnahmestelle genau Kapazitätspreis geteilt durch Arbeitspreisaufschlag Stunden liegt — ergibt für die Kalibrierung mit AP1-Anteil 60 Prozent 4.498 Stunden. Die numerische Minimierung an den drei gemessenen Lastgängen liefert 4.491, 4.498 und 4.498 Stunden, obwohl die Profile völlig verschieden geformt sind.
Der Entwurf ist kein Beschluss. Die Konsultation endete am 18. September 2026, die Bekanntgabe ist für den 1. Januar 2027 geplant, angewendet wird ab dem 1. Januar 2029. Einzelne Parameter, insbesondere die Bandbreite des AP2, können sich noch ändern.