Lastspitzenkappung unter AgNes: Ohne Leistungspreis relevanter denn je?

Die Bundesnetzagentur stellt die Stromnetzentgelte ab dem 1. Januar 2029 auf eine neue Systematik um. Der vollständige Festlegungsentwurf liegt seit dem 6. August 2026 vor und der Beschluss soll noch 2026 fallen. An Details kann sich also noch etwas ändern, die Grundarchitektur steht aber.

Für Gewerbekunden mit registrierender Leistungsmessung (RLM) wird die Grundsystematik von Leistungspreis und Arbeitspreis auf ein Bestellkapazitätsmodell umgestellt. Die neue Rechnung hat drei Bausteine:

• Kapazitätspreis: Der Betrieb bestellt jährlich eine Kapazität in Kilowatt (kW) und zahlt darauf einen festen Preis, unabhängig davon, wie oft er sie nutzt.
• AP1: der reguläre Arbeitspreis auf alle Mengen innerhalb der Bestellkapazität.
• AP2: 200 bis 350 Prozent des AP1, aber nur auf die Kilowattstunden, die in einzelnen Viertelstunden oberhalb der Bestellkapazität bezogen werden.

Damit ändert sich die Wirkung einzelner Lastspitzen grundlegend. Heute legt die höchste Viertelstunde des Jahres den Leistungspreis für zwölf Monate fest. Künftig kostet eine Überschreitung der Bestellkapazität nur die zusätzlichen Kilowattstunden dieser Viertelstunde zum AP2. Die Bestellkapazität ist frei wählbar zwischen zehn Prozent der eigenen Vorjahres-Höchstlast und der Netzanschlusskapazität.

Konkrete Preise gibt es erst mit den Preisblättern im Oktober 2028. Der Entwurf legt aber die Struktur fest: 30 bis 60 Prozent der Kosten einer Netzebene sollen über den AP1 hereinkommen, der übrige Teil über den Kapazitätspreis. Daraus lässt sich mit heutigen Preisblättern eine Größenordnung ableiten. Für einen Mittelspannungskunden dürfte der Kapazitätspreis in der Größenordnung heutiger Leistungspreise für Kunden über 2500 Benutzungsstunden liegen, also je nach Netzbetreiber grob 60 bis 170 Euro pro Kilowatt und Jahr, dazu ein AP1 um 1,5 bis 3 Cent pro Kilowattstunde und ein AP2 von 3 bis 8 Cent pro Kilowattstunde. Das ist unsere eigene Näherung, keine Zahl aus dem Entwurf.

Wie sich Lastspitzenkappung künftig rechnet

Heute finanziert sich ein Speicher für Lastspitzenkappung über eine einzige Größe: die Differenz zwischen der ungekappten und der gekappten Jahreshöchstlast, multipliziert mit dem Leistungspreis. Ab 2029 gibt es zwei Ersparnisquellen:

• Weniger Kapazitätspreis: Wer seine Spitzen größtenteils kappt, kann eine niedrigere Kapazität bestellen und spart darauf jedes Jahr den festen Preis.
• Weniger AP2: Jede Viertelstunde, in der die Batterie eine Überschreitung der Bestellkapazität verhindert, spart die Differenz zwischen AP2 und AP1 auf die vermiedene Menge oberhalb der Bestellkapazität.

Wichtig ist es hier, nichts doppelt zu zählen, da beide Größen zusammenhängen. Wer tiefer bestellt, spart Kapazitätspreis und nimmt dafür mehr Überschreitungen zum AP2 in Kauf. Ein Speicher, der diese Überschreitungen abfängt, erlaubt eine tiefere Bestellung, ohne dass die AP2-Kosten steigen. Die Ersparnis ergibt sich aus beidem zusammen.

Wieso wir glauben, dass Lastspitzenkappung vom Spezialfall zum Standard wird

Vier Gründe sprechen dafür, dass der Anwendungsfall unter AgNes in die Breite geht.

Erstens fällt das Alles-oder-nichts-Risiko weg:

Heute ist Lastspitzenkappung ein Alles-oder-nichts-Geschäft. Fällt die Batterie im November für drei Tage aus und tritt in dieser Zeit die Jahreshöchstlast auf, ist die gesamte Ersparnis des Jahres verloren, egal wie zuverlässig der Speicher in den übrigen 362 Tagen gearbeitet hat. Unter AgNes kostet derselbe Ausfall nur die Mengen oberhalb der Bestellkapazität in diesen drei Tagen zum AP2, also grob ein Prozent der Jahresersparnis statt hundert. Eine verpasste Spitze ist künftig ein kleiner, linearer Fehler und keine Katastrophe. Genau dieses Risiko hat bisher viele Betriebe von der Lastspitzenkappung abgehalten. (Und die Unternehmen, die den Speicher oder das Energiemanagementsystem verkauft haben, können künftig besser schlafen.)

Zweitens verschwindet der Zielkonflikt zwischen Sicherheit und Auslastung:

Viele Energiemanagementsysteme reservieren heute eine feste Kapazität ausschließlich für die Lastspitzenkappung, auch wenn diese nur wenige Male im Jahr gebraucht wird. Das macht die Batterie unproduktiv, ist aber oft rational, weil eine einzige verpasste Spitze zu viel kostet. Der andere Ansatz, ohne feste Reserve auf Basis einer Lastprognose zu fahren, ist wirtschaftlich deutlich attraktiver, solange alles glatt läuft, und trägt heute das volle Alles-oder-nichts-Risiko. Die neuen Netzentgelte nehmen dieses Risiko heraus. Damit werden Multi-Use-Konzepte, also zum Beispiel die Kombination aus Eigenverbrauchsoptimierung, Optimierung dynamischer Strompreise und Lastspitzenkappung mit derselben Kapazität, deutlich risikoärmer und damit attraktiver.

Drittens entfällt die 2500-Stunden-Grenze:

Heute lohnt sich Lastspitzenkappung nur für Betriebe oberhalb von 2500 Benutzungsstunden, weil erst dort die hohen Leistungspreise gelten. Wer darunter liegt, zahlt einen niedrigen Leistungspreis und einen hohen Arbeitspreis. Unter AgNes gibt es diese Trennung nicht mehr, der Kapazitätspreis gilt für alle Kunden einer Netzebene gleich. Betriebe mit wenigen, aber hohen Spitzen, die heute niedrige Leistungspreise zahlen, werden damit zu Kandidaten für die Lastspitzenkappung.

Viertens zwingt die jährliche Bestellung jeden Betrieb, sich mit seinen Lastspitzen zu beschäftigen:

Heute passiert der Leistungspreis, er steht am Jahresende auf der Abrechnung, ohne dass jemand eine Entscheidung getroffen hat. Künftig wird die Kapazität jedes Jahr aufs Neue bestellt. Die Frage, wie viel Spitze man sich leisten will, wird damit regelmäßig angestoßen.

Wie groß diese Effekte am Ende ausfallen, hängt allerdings an Zahlen, die heute niemand kennt. Das Verhältnis von Kapazitätspreis zu AP1 und AP2 entscheidet darüber, ob sich das Kappen einer Spitze lohnt oder ob man die Überschreitung besser zum AP2 bezahlt, und diese Preise gibt es erst mit den Preisblättern im Oktober 2028.

Auch Photovoltaik-Anlagen werden Teil der Lastspitzenkappung

Ein weiterer Effekt betrifft die Photovoltaik-Anlage selbst. Heute zählt sie beim Leistungspreis praktisch nie mit. Selbst wenn sie in 90 Prozent der Fälle die Bezugsspitze senkt, reicht eine einzige Spitze an einem dunklen Wintermorgen, um diesen Effekt in der Jahresabrechnung wertlos zu machen. Unter AgNes wird jede Viertelstunde für sich abgerechnet, und damit tragen Photovoltaik-Anlagen dazu bei, dass gegebenenfalls weniger Kapazität bestellt werden muss und weniger Überschreitungen zum AP2 anfallen. Wie stark, hängt davon ab, wie sehr sich die Bezugsspitzen mit den Produktionszeiten überschneiden. Für die Wirtschaftlichkeit einer gewerblichen Photovoltaik-Anlage kommt zu den vermiedenen Stromkosten, Steuern, Umlagen und dem AP1 damit ein neuer Posten hinzu, der vermiedene AP2 beziehungsweise Kapazitätspreis.

Das größere Risiko sind die Jahre vor 2029

Wer die Photovoltaik-Branche kennt, weiß, dass Unsicherheit das größte Hemmnis für Investitionen ist. Das größte Risiko für den weiteren Ausbau von Gewerbespeichern liegt in den Jahren 2027 und 2028. Ein Betrieb, der heute einen Speicher prüft, bekommt eine Amortisationsrechnung nach bestehenden Regeln und weiß, dass diese in zwei Jahren enden. Die naheliegende Reaktion ist, die Entscheidung zu verschieben, bis die neuen Netzentgelte da sind. Werden viele Investitionsentscheidungen um zwei Jahre aufgeschoben, bremst das das Gewerbespeicher-Segment stark aus.

Wenn die Branche in den Zwischenjahren weiter wachsen soll, muss die Auslegung von Batteriespeichern beide Regelungen abbilden. Wer einem Betrieb zeigen kann, dass der Speicher sowohl unter den heutigen Netzentgelten als auch unter der Abrechnungslogik ab 2029 gut ausgelegt und wirtschaftlich ist, nimmt der Verschiebung ihren Grund. Aus der Auslegung muss deutlich werden, dass eine Verzögerung vermeidbare Kosten erzeugt und eine Investition planbare und sichere Ersparnisse bringt.

— Der Autor Lennart Wittstock ist Mitgründer und Geschäftsführer der Green Energy Tools GmbH in Berlin. Eine Auslegungssoftware für die Wirtschaftlichkeit von Gewerbespeichern und Photovoltaik-Anlagen auf Basis realer Lastgänge, Marktpreise und Netzentgelte, eingesetzt von Installateuren, Projektierern, Herstellern und Stadtwerken. —