Optimalizace síťových poplatků § 19 + § 118 + AgNes
Tři regulační páky, jedna roadmapa. Pro průmyslové podniky od 1 MW peaku — až do termínu uvedení do provozu 4. srpen 2029.
Ukončení pravidla o atypičnosti
20 let osvobození od síťových poplatků
BNetzA GBK-25-01-1#3
na základě skutečných půlhodinových dat o zatížení
Analýza zatěžového diagramu – k regulatorní silniční mapě za 30 minut →
Pro energeticky náročný průmysl není platba za distribuční síť (netzentgelt) vedlejší položka. Je to hlavní nákladová položka — a jediná, kterou lze regulativně ovlivnit.
Cenová past: Složka maximálního zatížení síťového poplatku
U průmyslových podniků od 1 MW peak tvoří podíl regulovaných poplatků za distribuci na provozních nákladech (OPEX) na elektřinu typicky 30 až 40 procent. Hnací silou je výkonová složka (HLZ – okna špičkového zatížení), která lineárně škáluje s ročním maximálním zatížením. Špičkové zatížení 1 000 kW po dobu 15 minut stačí k tomu, aby určilo platbu za výkon pro celý účetní rok.
Tři strukturální faktory zhoršují situaci do roku 2030:
- zpoždění výstavby sítě Investice do přenosové soustavy se rozpočítávají na všechny spotřebitele. Průmyslové lokality nesou větší část prostřednictvím platby za rezervovaný příkon.
- Volatilita v důsledku výstavby OZE — fluktuující výroba zvyšuje potřebu flexibility. Kdo nemůže posunout zátěž, zaplatí volatilitu jako přirážku k síťovému poplatku.
- Ukončení osvědčených optimalizačních pák — § 19 odst. 2 věta 1 StromNEV (atypické využívání sítě) končí 31. prosince 2028. Následná úprava AgNes začíná 1. ledna 2029 s odlišnou mechanikou a volitelností.
Průmyslové podniky bez aktivní optimalizace zatížení přijdou do roku 2030 o 50 000 až 200 000 €/MW/rok na rozdílu v platbách za distribuci ve srovnání s optimalizovanými konkurenty.
Přehled tří regulačních pák
Pro průmyslové podniky od 1 MW peak existují tři aktivní páky pro optimalizaci síťových poplatků. Působí různě, mají různé lhůty a lze je různě kombinovat.
| páka | Mechanismus | Oblast platnosti | První | Výhodová povaha |
|---|---|---|---|---|
| § 19 odst. 2 věta 1 StromNEV Atypické využití sítě | Posun zátěže mimo špičková časová okna. Snižuje výkonovou složku. | Střední/vysoké napětí, vhodný zatěžovací diagram | Lhůta pro podání žádosti 30.09.2028, výběh 31.12.2028 | Platba za distribuci elektřiny-Redukce (průběžně, každoročně znovu prokazovat) |
| § 118 odst. 6 EnWG Osvobození od síťových poplatků pro úložiště | Úplné osvobození od platby za síťové služby pro elektřinu uloženou v síti — na 20 let od uvedení do provozu. | Nově zřízená velkokapacitní bateriová úložiště (BESS), stejný bod připojení | IBN nejpozději 4. srpen 2029 | výhoda síťového poplatku (20 let, plánovatelné) |
| Anežka Motivačně uspořádaný systém síťových poplatků | Trhem řízená nebo cenově řízená komercializace flexibility. Aktivní řízení namísto statického tarifu. | Průmyslové podniky s BESS nebo řiditelným portfoliem zátěže | vstup v platnost 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3, konečné stanovení na konci roku 2026) | Platba za distribuci elektřiny-páka úlevy Odlišení od konkurence |
Tři páky jsou kombinovatelný§19 lze využívat až do jeho vypršení, souběžně s plánováním uvedení do provozu podle §118. Od 1. ledna 2029 převezme probíhající optimalizaci AgNes, zatímco §118 si ponechá dvacetiletou platnost.
Páka 1: § 19 odst. 2 věta 1 StromNEV – Atypické využívání sítě
Pravidlo Atypik umožňuje průmyslovým podnikům s protichůdným zatěžovacím profilem vůči maximálnímu zatížení soustavy snížený základ pro výpočet platů za síťové služby. Předpoklad: Důkaz, že odběr během časových oken maximálního zatížení (HLZ) provozovatele soustavy je výrazně pod ročním průměrem.
Mechanismus
Místo standardního výpočtu pomocí individuálního ročního maximálního zatížení se v případě prokázaného atypického využívání sítě uplatňuje snížený výpočet — typicky prostřednictvím zatížení během oken období nejvyšších zatížení. Snížení síťového poplatku činí — v závislosti na provozovateli soustavy, zatěžovacím diagramu a napěťové hladině — mezi 20 a 80 procenty oproti standardnímu výpočtu.
Předpoklady
- Úroveň napětí: Střední nebo vysoké napětí. Přípojky nízkého napětí spadají pod jiná pravidla.
- Charakteristika zatěžového diagramu: Odběr během doby špičkového zatížení musí být výrazně pod ročním průměrem — k prokázání pomocí půlhodinových zatěžovacích dat za posledních 12 měsíců.
- Žádost: U provozovatele sítě, každoročně znovu. Lhůta pro podání žádostí je 30. září 2028 pro poslední použití v účetním roce 2028.
Lhůta a výběh
Konec platnosti k 31. prosinci 2028. Pravidlo Atypik ve své dosavadní podobě končí na přelomu let 2028 a 2029. Od 1. ledna 2029 převezme funkci následný mechanismus AgNes s odlišnou mechanikou (viz páka 3).
Pro podrobnosti k § 19 atypiky včetně samostatného praktického příkladu s úsporou 480 000 € za čtyři účetní období: Netypické využívání sítě — Stránka hloubky.
Páka 2: § 118 odst. 6 EnWG — Osvobození úložišť od platby za síťové poplatky
Mechanismus
Nová zařízení pro ukládání energie v bateriích (BESS), která splňují podmínky podle § 118 odst. 6 energetického zákona (EnWG), získávají plnou Osvobození od poplatků za síť na 20 let od uvedení do provozu. Osvobození se vztahuje na elektřinu odebranou přes bod připojení k síti a opětovně dodanou – tedy na množství energie, které je vedeno přes úložiště.
Důležité: §118 je výhoda síťového poplatku — žádná výnosová složka ani výše podpory. Osvobození snižuje provozní náklady (OPEX) úložiště, což se projevuje úměrně na LCOS a IRR. V multifunkčních konfiguracích (vlastní spotřeba BTM + komercializace FTM) je §118 základem pro to, aby bylo úložiště ekonomicky vůbec realizovatelné.
Společné umístění na stejném základě
U kombinovaných fotovoltaických a BESS systémů musí fotovoltaické střídače a BESS kontejnery na stejném základě dimenzován tak, aby byl akumulátor z hlediska práva síťových poplatků kvalifikován jako součást výrobního zařízení. Toto stavebně-technické přiřazení je povinnou součástí podání žádosti podle § 118.
Termín uvedení do provozu (IBN) a časový horizont plánování
Osvobození podle § 118 je vázáno na Uvedení do provozu do 4. srpna 2029 vázáno. Kdo uvede do provozu po tomto datu, vypadne z 20letého osvobození.
- Stávající zařízení (rozšíření o BESS): Doba přípravy 6–12 měsíců
- Novostavba (Greenfield): Ø 40 měsíců od investičního rozhodnutí do uvedení do provozu — způsobeno schválením připojení k síti, trafostanicí, napojením na rozvodnu
Měsíční ztráta při prodlení
V případě prodlení oproti termínu uvedení do provozu (IBN deadline) připadá na každý měsíc prodlení 16.000–25.000 €/MW výhoda na síťových poplatcích ztraceno — za 20 let trvání se to sumuje v řádu, který dominuje každému diskontnímu efektu v investičním případu.
Pro hloubkovou analýzu investičního případu včetně vnitřního výnosového procenta (IRR) / čisté současné hodnoty (NPV) / celkových nákladů na skladování energie (LCOS) pro jednotlivé technologie úložišť (LFP, ZnBr, sodíko-iontové baterie): Náklady a návratnost investic (ROI) — Hloubková stránka. Pro konkrétní model lokality s porovnáním IRR / NPV / LCOS: Odevzdat diagram zatížení →
Páka 3: AgNes od 1. ledna 2029 — Od statického tarifu k dynamickému zpoplatnění
Vstup v platnost a regulatorní status
AgNes (Anreizgerechtes Netzentgeltsystem) vstupuje v platnost dne 1. ledna 2029 v platnosti. Základem je rozhodnutí BNetzA GBK-25-01-1#3. Diskusní dokument byl zveřejněn 24. září 2025; konečné stanovení se očekává na konci roku 2026.
AgNes nahrazuje dosavadní statickou úpravu atypičnosti (§ 19 odst. 2 věta 1 německého zákona o síťových tarifech StromNEV) a nahrazuje ji systémem založeným na pobídkách: síťové poplatky se stávají řídicí veličinou pro flexibilitu zátěže — kdo přesune zátěž, profituje; kdo umístí špičkovou zátěž do kritických časových oken, zaplatí více.
Sítě řízeno vs. cenově řízeno
AgNes zná dva režimy hospodaření:
- sítově řízený — zátěž se řídí síťovými signály regionálního provozovatele sítě. Nasazení přednostně v regionech s napjatým stavem rozvoje sítě. Odměna prostřednictvím snížených složek síťových poplatků a příplatků za flexibilitu.
- S cenovým vedením — odběr se řídí cenovými signály denního a vnitrodenního trhu s elektřinou. Vyšší potenciál zhodnocení, ale také vyšší nároky na modelování. Předpokladem je BESS nebo řiditelné portfolio spotřeby.
Kombinovatelnost s BESS a mFRR
BESS jsou přirozenou infrastrukturou AgNes: jejich doba odezvy (≤ 1 sekunda) splňuje jakýkoli požadavek, jejich kapacita je plánovatelná a výjimku podle § 118 lze uplatnit paralelně. mFRR (minutová záloha) zůstává jako Doplňkový kanál relevantní – nikoli jako hlavní kanál –, protože odměna za odeprodanou megawatthodinu je nižší než příjmy z prodeje řízeného cenou AgNes.
Pro podrobnosti o trzích s podpůrnými službami a složkách výnosů z FCR/aFRR: Regulační energie — Podstránka. Pro standortspecifické modelování marketingové strategie AgNes: Objednat termín
Příklad z praxe — průmyslová lokalita Sasko, tři regulatorní konstelace
- BESS: 1 MW / 2 MWh (LFP-kontejner, spoluumístění na stejném základě jako fotovoltaika)
- Fotovoltaický park: 1,895 kWp
- Roční spotřeba: 6,795 MWh
- Špičkové zatížení: 1,284 kW
- Úhrada za distribuci (před optimalizací): ~310 000 €/rok
Následující tabulka ukazuje tři regulatorní konstelace na stejném místě: status quo (StromNEV 2026, bez AgNes), AgNes řízená sítí (BESS sleduje signál sítě), AgNes řízená cenou (BESS sleduje signál tržní ceny). Ekonomické ukazatele jsou modelovány z reálných půlhodinových dat o zatížení; předpoklady jsou konzistentní s KPMG pro investiční případ stacionárních bateriových úložišť (únor 2026).
| Konstelace | Celkový cashflow | CUBE 75 % | Zákazník 25 % | Návratnost | IRR | Čistá současná hodnota (ČSH) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Status quo (StromNEV 2026) | 97.200 €/rok | 72 900 € | 24 300 € | 5,3 J. | 17,2 % | 328 tis. € |
| AgNes sítové řízení | 226 500 €/rok | 169 875 € | 56,625 € | 2,2 J. | 58,6 % | 1,66 mil. € |
| AgNes vede cenu | 320 100 €/rok | 240 075 € | 80 025 € | 1,5 J. | 94,0 % | 2,70 mil. € |
Pomoc se čtením: V modelu BESS-Contracting si společnost CUBE a zákazník rozdělují čisté tržní výnosy v poměru 75 % : 25 %. Zákazník neinvestuje (0 € CapEx); společnost CUBE financuje, staví, provozuje a zajišťuje marketing — výměnou za podíl 75 %. V modelu BESS s odkupem si zákazník ponechává 100 % výnosů a nese za to plnou investici (řádově: ~250 €/kWh do 2 MWh; od 5 MWh 175–200 €/kWh).
Zdroj: Modelování CUBE CONCEPTS na reálných půlhodinových datech o zatížení · Předpoklady na základě trkových benchmarků auditovaných společností KPMG (Investiční případ stacionárního bateriového úložiště, únor 2026). Anonymizovaná průmyslová lokalita v Sasku.
Kdo má prospěch? — Kvalifikace a proces
Profil ICP
- Špičkový výkon od 1 MW — pod touto hranicí je pákový efekt výkonové složky příliš malý na to, aby obhájil investici do uvedení do provozu podle § 118 po dobu 20 let
- Střední nebo vysoké napětí — Přípojky nízkého napětí spadají pod jiné regulační režimy, které zde nejsou řešeny
- Zátěžový profil s potenciálem optimalizace — protiběžný profil k maximálnímu zatížení sítě (pro §19) nebo řiditelné portfolia zátěže (pro AgNes)
- Investiční horizont 5–20 let — osvobození podle § 118 se amortizuje během 20leté doby trvání s vlivy relevantními pro vnitřní výnosové procento (IRR) od 5. roku
čtyřstupňový proces
CUBE CONCEPTS zpracovává každou pobočku ve čtyřech fázích – od analýzy zatížení až po plánování uvádění do provozu. Ve všech čtyřech fázích se prolínají více než 250 variant provozu do modelování na základě skutečných půlhodinových údajů o zatížení daného místa.
Půlhodinová data o zatížení za posledních 12 měsíců. Identifikace HLZ. Profil volatility. Identifikace relevantních pák: §19, §118, AgNes – samostatně i v kombinaci.
min. 3 srovnávací nabídky, hodnocené metodou LCOS. Žádné závislosti na dodavatelích, žádné netransparentní maržové struktury. LCOS podle technologie úložiště jako centrální srovnávací metrika.
Výběr z více než 250 modelovaných provozních variant — status quo, AgNes řízená sítí, AgNes řízená cenou, Multi-Use s vlastní spotřebou BTM, čistá komercializace FTM. Rozhodnutí na základě IRR, NPV, rizikového profilu.
Zpětné plánování od termínu IBN dle § 118 (4. srpna 2029): smlouva o připojení k síti, trafostanice, povolení, výstavba, IBN. Časové rezervy proti rizikům v dodavatelském řetězci.
Kontrola oblasti působnosti — které právní páky platí pro průmysl?
Ne každý energetickoprávní paragraf, který koluje ve veřejné debatě, se týká průmyslových podniků od 1 MW peak. Následující přehled odděluje páky použitelné pro střední/vysoké napětí od předpisů, které mají jiného adresáta.
- §11c EnWG — Výstavba a provoz úložných zařízení (bateriových úložišť) účastníky trhu nezávislými na provozovatelích soustav. Průmyslová páka pro výstavbu systémů BESS.
- §35 BauGB — Outdoor-Privileg od 1. ledna 2026. č. 11 (Co-Location od 1 MWh + zařízení na OZE) NEBO č. 12 (samostatné od 4 MW + 200 m rozvodna).
- § 118 odst. 6 EnWG — 20leté osvobození od poplatků za použití soustavy pro nově zřízená úložžiště s uvedením do provozu do 4. srpna 2029.
- § 19 odst. 2 věta 1 StromNEV — Atypické využití sítě. Lhůta pro podání žádosti do 30. září 2028, konec platnosti 31. 12. 2028.
- §42c EnWG — se týká modelů sdílení elektřiny nájemníkům (Mieterstrom). Není relevantní pro průmyslovou fotovoltaiku / vlastní spotřebu BESS v průmyslovém prostředí.
- §14a EnWG — Pravidla pro koncové odběratele nízkého napětí pro ovladatelná zařízení (tepelná čerpadla, wallboxy, domácí bateriová úložiště). Nevztahuje se na průmyslový střední/vysoký napěťový systém. Kdo dostane tuto regulaci nabídnutou pro použití na průmyslové zatěžové profily, měl by nabídku kriticky prověřit.
Toto přiřazení je regulatorně vymezené a nepředstavuje závazné právní poradenství. V konkrétním případě je nutné oblast působnosti konzultovat s advokátem a daňovým poradcem.
CUBE-Modelle — Implementierung der drei Hebel
CUBE CONCEPTS nabízí dva modely pro realizaci zde zobrazených pák síťových poplatků. Oba využívají § 118 jako základní kotvu, oba se zaměřují na § 19 Atypik (do jeho vypršení) a AgNes (od vstupu v platnost). Liší se investiční logikou a distribucí výnosů.
- 0 € CapEx Zákazník — CUBE plně financováno
- Rozdělení výnosů: CUBE 75 % / zákazník 25 % čisté tržební příjmy po provozních nákladech
- CUBE nese riziko kapitálových výdajů (CapEx), provozuje a marketuje
- Vlastní spotřeba BTM zůstává ze 100 % u zákazníka (nerozdělená)
- Plná investice zákazníka — řádově ~250 €/kWh do 2 MWh, od 5 MWh 175–200 €/kWh
- 100 % Výnosy u zákazníka
- Zákazník provozuje sám nebo pověří společnost CUBE jako operátora
- Dodávka na klíč se zárukou
Volba mezi modelem Contracting a nákupem závisí na investičním horizontu, strategii bilance a ochotě podstupovat riziko. Společnost CUBE CONCEPTS provádí výpočty obou modelů pro každou lokalitu.
Stojan a pokyny
Stav k 6. květnu 2026 · Bez záruky za regulatorní vývoj · Nejedná se o právní, daňové ani energetické poradenství · Termín uvedení do provozu podle § 118 (IBN-Deadline) 4. srpna 2029, lhůta pro podání žádosti podle § 19 do 30. září 2028 a vstup zákona AgNes v platnost 1. ledna 2029 jsou aktuální stavy zákonů a úřadu BNetzA, které je nutno v jednotlivých případech konzultovat s právníkem, daňovým poradcem nebo poradcem pro energetický trh. Peněžní toky (cash flow), IRR a NPV uvedené v praktickém příkladu A jsou modelové výpočty založené na reálných půlhodinových datech zatížení anonymizovaného průmyslového areálu; skutečné hodnoty závisí na zatěžovacím diagramu, provozovateli soustavy, napěťové hladině a vývoji trhu.
Zdroje
- KPMG — Investiční případ stacionárního bateriového úložiště (únor 2026): kpmg.com/de – Investiční případ
- BNetzA — Stanovení AgNes (GBK-25-01-1#3): bundesnetzagentur.de
- BMWK – § 118 EnWG: bmwk.de
- BMWE — Průmyslová elektřina (vyhlášení 16. dubna 2026): bmwe.de
- § 118 EnWG – Úplné znění: gesetze-im-internet.de — § 118 EnWG
- §19 StromNEV – úplné znění: gesetze-im-internet.de — § 19 StromNEV
Realizované projekty s průmyslovými podniky
Často kladené otázky
Věta 1 upravuje Atypické využití sítě pro průmyslové podniky s profilem zatížení protichůdným vůči špičkovému zatížení sítě. Věta 2 upravuje individuální dohoda o síťových poplatcích pro obzvláště velké odběratele s plným využitím hodin nad 7 000 h/rok a odběrem nad 10 GWh. Obě sazby vyprší 31. prosince 2028 v dosavadní podobě.
Uvedení do provozu musí být nejpozději dne 4. srpna 2029 uskutečnit. Kdo uvede do provozu po tomto datu, vypadne z 20letého osvobození od síťových poplatků. U stávajících zařízení počítáme s předstihem 6–12 měsíců na přípravu, u novostaveb v průměru s 40 měsíci od investičního rozhodnutí po uvedení do provozu.
Pravidlo o atypičnosti ve své dosavadní podobě končí. Od 1. ledna 2029 převezme funkci následného mechanismu AgNes s jinou mechanikou (síťový tarif motivující k efektivitě namísto statického snížení atypičnosti). Kdo chce § 19 využít ještě v roce 2028, musí podat žádost do 30. září 2028.
Použitelné jsou § 11c EnWG (výstavba BESS), § 35 BauGB (venkovní privilégium), § 118 odst. 6 EnWG (osobození úložišť) a § 19 odst. 2 věta 1 StromNEV (atypičnost až do ukončení). Nepoužitelné pro průmyslové podniky na střední/vysoké napětí jsou předpisy o elektřině pro nájemníky (§ 42c) a předpisy pro koncové zákazníky na nízkém napětí pro řiditelné spotřebiče. Podrobnosti v kontrole oblasti použití výše.
V síťově řízeném režimu se zátěž řídí pokyny regionálního provozovatele soustavy. Odměna prostřednictvím snížených síťových poplatků a příplatků za flexibilitu. V režimu řízeném cenou se zátěž řídí cenovými signály pro denní a vnitrodenní trh s elektřinou – vyšší potenciál zpeněžení, ale vyšší nároky na modelování. V praktickém příkladu výše je peněžní tok (cashflow) v režimu řízeném cenou přibližně o 40 procent vyšší než v síťově řízeném režimu.
Pro §19-Atypik je vyžadován opačný profil k maximálnímu zatížení sítě — doložitelný pomocí půlhodinových údajů o zatížení za posledních 12 měsíců. Pro §118 postačuje konfigurace BESS bez dalších požadavků na průběh zatížení. Pro AgNes je předpokladem řiditelné portfolio zátěže (BESS nebo spínatelné průmyslové procesy).
Stav k květnu 2026 ano — 40 měsíců přípravné fáze od investičního rozhodnutí vede k uvedení do provozu kolem srpna 2029, tedy těsně před termínem. Rozhodující je, aby investiční rozhodnutí padlo nejpozději v květnu 2026; jakékoli další zpoždění posune uvedení do provozu za 4. srpen 2029 a ohrozí 20leté osvobození od platby za síť. U stávajících zařízení s přípravnou fází 6–12 měsíců zbývá výrazně větší časová rezerva.
Cena pro průmyslovou elektřinu a optimalizace platby za síť jsou dva samostatné regulační klastry. ISP působí na nákupní cenu elektřiny (energetická složka), optimalizace platby za síť na složku užívání sítě (složka za výkon a odebranou elektřinu). Oba klastry lze kombinovat — a oba mají společné předpoklady ICP (≥1 MW špičkového výkonu, střední/vysoké napětí). Podrobnosti k ISP: Vědomosti — Cena průmyslové elektřiny.
Následně
Do termínu podle § 118 dne 4. srpna 2029 zbývá – v závislosti na zařízení – 6 až 40 měsíců.
Analýza zatěžovacího diagramu za 30 minut. Modelování přes 250 provozních variant. Podklad pro rozhodování s IRR / NPV / LCOS pro každou konstelaci.
Analýza zatěžovacího diagramu →