Die Kostenwende: Warum die BNetzA-Orientierungspunkte zur Speicherung kaufmännische Dringlichkeit haben
Als Betriebswirtin mit Fokus auf die Energiewirtschaft ist meine erste Frage bei jeder regulatorischen Änderung stets dieselbe: Rechnet sich das noch? Die aktuellen Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes, GBK-25-01-1#3) sind keine bloße Formalität; sie sind ein fundamentaler Eingriff in die finanzielle Kalkulation von Stromspeichern.
Bisher profitierten viele Speicherprojekte von den Regelungen des § 19 Abs. 4 StromNEV, die eine individuelle Netzentgeltstruktur – oft auf einen Jahresleistungspreis reduziert – für die Zwischenspeicherung vorsah. Die BNetzA signalisiert nun klar: Diese Sonderstellung wird fallen, und Speicher sollen sich künftig an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen. Dies betrifft sowohl rein netzgekoppelte als auch Multi-Use-Speicher.
Für Stadtwerke, die den Ausbau von Speichern zur Netzstabilisierung, zur Optimierung von EE-Anlagen oder zur Erbringung von Flexibilitätsdienstleistungen strategisch vorantreiben, bedeutet dies: Die Investitionssicherheit steht auf dem Prüfstand.
1. Das Ende der Netzentgeltbefreiung: Die Kapitalkosten-Gleichung
Die Hauptsorge aus kaufmännischer Sicht ist die Einführung von Netzentgeltkomponenten, die über den reinen Kapazitätspreis hinausgehen. Zwar sollen die statischen Arbeitspreise (AP1 und AP2) für die Energie entfallen, die entnommen und wieder eingespeist wird. Aber die Einführung eines Kapazitätspreises sowie die potenziellen Kosten für Ladeverluste oder Eigenbedarf, die nicht als reine Zwischenspeicherung gelten, können den Business Case massiv verschlechtern.
Wir müssen die potenziellen Mehrkosten ins Verhältnis zu den Kapitalkosten der Anlage setzen.
Beispielrechnung: Der finanzielle Impact der neuen Netzentgelte
Wir betrachten einen typischen Großspeicher (BESS) und vergleichen die jährlichen Kapitalkosten mit den potenziellen Mehrkosten durch die neuen Netzentgelte.
Annahmen für den Business Case:
| Kennzahl | Wert | Einheit | Begründung |
|---|---|---|---|
| Speicherkapazität (E) | 10.000 | kWh | (10 MWh) |
| Leistung (P) | 5.000 | kW | (5 MW) |
| Investitionskosten (CAPEX) | 4.000.000 | € | 400 €/kWh |
| Nutzungsdauer (N) | 15 | Jahre | Lineare Abschreibung |
| Kalkulatorischer Zinssatz (r) | 5 | % | Angenommene Kapitalkosten |
| Jährliche Zyklen (Z) | 300 | Zyklen/a | Marktdurchschnitt |
| Jährlich entnommene Menge (M) | 3.000 | MWh/a | Z * E |
| Angenommener Statischer Netzentgelt-Satz (AP1/AP2-Äquivalent) | 40 | €/MWh | Nur der Netzentgelt-Anteil, ohne Umlagen/Abgaben |
1. Jährliche Kapitalkosten (CC):
$$CC = \frac{CAPEX}{N} + (CAPEX \times r \times 0.5)$$
$$CC = \frac{4.000.000 \text{ €}}{15} + (4.000.000 \text{ €} \times 5% \times 0.5)$$
$$CC \approx 266.667 \text{ €/a} + 100.000 \text{ €/a} = 366.667 \text{ €/a}$$
(Anmerkung: Die 100.000 € sind die vereinfachten kalkulatorischen Zinsen auf das gebundene Kapital.)
2. Potenzieller Netzentgelt-Impact (Worst Case ohne Befreiung):
Wenn die BNetzA die Befreiung für bestimmte Mengen aufhebt oder die Definition der Zwischenspeicherung restriktiv auslegt (z.B. Ladeverluste), entstehen Mehrkosten auf die entnommene Energiemenge M.
$$Netzentgeltkosten_{neu} = M \times AP_{Äquivalent}$$
$$Netzentgeltkosten_{neu} = 3.000 \text{ MWh/a} \times 40 \text{ €/MWh} = 120.000 \text{ €/a}$$
Fazit: Die potenziellen Mehrkosten von 120.000 € pro Jahr entsprechen fast 33% der jährlichen Kapitalkosten. Ein solcher Anstieg der Betriebskosten frisst die geplante Marge aus Arbitrage oder Systemdienstleistungen komplett auf und macht das Projekt unwirtschaftlich (siehe auch Recherche [4]).
2. Der Kapazitätspreis und die Chance des dynamischen AP3
Die BNetzA plant, neben den statischen Komponenten einen Kapazitätspreis für die bestellte Kapazität einzuführen – ein logischer Schritt, da Speicher die Netzinfrastruktur beanspruchen. Dies ist kalkulierbar und sollte in die Leistungspreis-Kalkulation des Stadtwerks einfließen.
Deutlich spannender ist die Einführung des dynamischen symmetrischen Arbeitspreises (AP3). Dieser Preis soll die tatsächliche zeitliche und regionale Netzauslastung widerspiegeln und bietet Speichern eine neue, dringend benötigte Optimierungsquelle (Recherche [3]).
Strategische Bedeutung des AP3:
- Anreiz zur Netzdienlichkeit: AP3 belohnt es, wenn Speicher Strom entnehmen, wenn das Netz überlastet ist (hohe Einspeisung, z.B. Mittagsspitze PV), und ihn einspeisen, wenn das Netz entlastet werden muss. Dies ist ein direkter Anreiz für das netzdienliche Verhalten, das gemäß § 14c EnWG gefördert werden soll (Recherche [2]).
- Minderung der Kostenlast: Die durch den Wegfall der § 19 Abs. 4-Befreiung entstehenden Mehrkosten müssen durch zusätzliche Erlöse aus dem AP3-Handel kompensiert werden. Stadtwerke müssen jetzt ihre Algorithmen zur Fahrplanoptimierung anpassen, um diese dynamischen Signale optimal zu nutzen.
Die kaufmännische Herausforderung liegt darin, die potenziellen Erlöse aus AP3 gegen die fixen Kosten des neuen Kapazitätspreises und die potenziellen Kosten aus der neuen Arbeitspreis-Systematik abzuwägen.
3. Regulatorische Strategie: Die Definition der Netzdienlichkeit
Warum muss sich die strategische Leitung eines Stadtwerks mit dieser Konsultation beschäftigen? Weil die BNetzA die zentrale Frage stellt, was genau als netzentlastende oder netzdienliche Fahrweise gilt (Recherche [1]).
Die BNetzA muss bundesweit verbindliche Kriterien der Netzdienlichkeit definieren. Solange diese Kriterien fehlen, fehlt die Grundlage für die finanzielle Anreizsetzung. Wenn die Definition zu eng gefasst wird, profitieren nur wenige Speicher, und der dringend notwendige Zubau zur Erreichung der Klimaneutralität 2045 wird verlangsamt.
Handlungsempfehlung für Stadtwerke:
- Stellungnahme aktiv beeinflussen: Beteiligen Sie sich über den BDEW oder direkt an der Konsultation. Ziel muss es sein, eine pragmatische Definition der Netzdienlichkeit zu etablieren, die den Erhalt der Investitionssicherheit gewährleistet (Recherche [7]).
- Bestandsschutz prüfen: Klären Sie, inwieweit bestehende Anlagen, die unter § 19 Abs. 4 StromNEV geplant wurden, von Bestandsschutzregelungen profitieren können (Recherche [8]).
- Multi-Use-Strategie schärfen: Die Unterscheidung zwischen rein netzgekoppelten und Multi-Use-Speichern ist entscheidend. Multi-Use-Speicher müssen ihre Mehrfachnutzung (z.B. Eigenverbrauch, Netzoptimierung) kaufmännisch sauber trennen und bilanzieren, um regulatorische Fallstricke zu vermeiden.
Exkurs: Elektrolyseure und die Sektorenkopplung
Die Orientierungspunkte adressieren auch Elektrolyseure. Obwohl die Details noch fehlen, ist klar, dass auch hier die Netzentgeltbefreiung auf dem Prüfstand steht. Da die Kosten für Netzentgelte und Umlagen einen Großteil der Wasserstoff-Gestehungskosten ausmachen, ist die regulatorische Behandlung von Elektrolyseuren für die strategische Sektorenkopplung (Power-to-Gas) von existenzieller Bedeutung. Hier muss dringend eine langfristige Perspektive geschaffen werden, die die Kostenverursachungsgerechtigkeit wahrt, ohne die Technologie unrentabel zu machen.
Fazit: Jetzt handeln, um Kapitalkosten zu schützen
Die AgNes-Orientierungspunkte erzwingen eine Abkehr von der bisherigen, stark begünstigten Netzentgeltbehandlung von Speichern. Für Stadtwerke bedeutet dies einen sofortigen Strategiewechsel. Der Kapazitätspreis ist kalkulierbar, aber die Unsicherheit über die zukünftige Behandlung der Arbeitspreise (AP1/AP2) und die Definition der Netzdienlichkeit (AP3) stellt ein erhebliches Risiko dar.
Wer jetzt nicht aktiv seine finanziellen Interessen in der Konsultation vertritt, läuft Gefahr, dass zukünftige Speicherinvestitionen – die für die lokale Netzstabilität und die Erreichung der 50% EE-Ziele bis 2030 essenziell sind – aufgrund regulatorisch bedingter Mehrkosten unwirtschaftlich werden.