Optimalizace síťových poplatků § 19 + § 118 + AgNes
Tři regulační páky, jedna mapa. Pro průmyslové podniky od 1 MW peak. Další termín: investiční rozhodnutí pro nové úložiště před oznámením rozhodnutí o AgNes, podle návrhu do 1. ledna 2027.
před oznámením stanovení
Ukončení pravidla o atypičnosti
20 let bezplatného využívání sítě
BNetzA GBK-25-01-1#3
Analýza posledního trendu: regulační roadmap k dispozici za 30 minut →
Tarify za energii nejsou pro energeticky náročnou průmyslovou výrobu vedlejším příjmem. Jsou to hlavní nákladová položka a jediná položka, kterou lze regulativně ovlivnit.
Cenová past: Složka maximálního zatížení síťového poplatku
U průmyslových podniků s výkonem od 1 MW peak je podíl příjmů z distribuční sítě na celkových provozních nákladech na elektřinu typicky mezi 30 a 40 procent. Hlavní příčinou je výkonová složka (HLZ, maximální časová lhůta pro vybití baterie), která se lineárně škálová do maximální roční spotřeby. Maximální spotřeba 1 000 kW po dobu 15 minut stačí k určení ceny za výkon pro celou účetní období.
Tři strukturální faktory zhoršují situaci do roku 2030:
- Zpoždění s rozvojem sítě: Investice do přepravní sítě jsou účtovány všem spotřebitelům. Industriální oblasti hradí většinu nákladů na přepravné ceny.
- Volatilitu díky montáži EE: fluktující výroba zvyšuje potřebu flexibility. Kdo nemůže přenášet zátěž, platí za volatilitu jako příplatek za provozní poplatky.
- Výstup osvědčených nástrojů pro optimalizaci: § 19 odst. 2 pododstavec 1 StromNEV (atypické využití sítě) končí k 31. prosinci 2028. Nástupná opatření AgNes začíná 1. ledna 2029, s jinou mechanikou a volitelnou možností.
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 | Snižování poplatků za přepravu (běžně, každoročně znovu prokázáno) |
| § 118 odst. 6 EnWG Osvobození od síťových poplatků pro úložiště | Plná osvobození od energetických poplatků za elektřinu skladovanou v sítích na dobu 20 let od data vstupu do platnosti IBN. | Nově zřízená velkokapacitní bateriová úložiště (BESS), stejný bod připojení | Rozhodnutí o investici před oznámením rozhodnutí AgNes (projekt: 1. leden 2027), potvrzení do 31. března 2027, uvedení do provozu nejpozději 4. srpna 2029 | Výhoda v ceně elektřiny (20 let, plánovatelné) |
| AgNes Obecná soustava síťových poplatků za elektřinu | Trhem řízená nebo cenově řízená komercializace flexibility. Aktivní řízení namísto statického tarifu. | Průmyslové podniky s BESS nebo řiditelným portfoliem zátěže | Platí od 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3); návrh nařízení ze dne 06.08.2026, oznámení podle návrhu ze dne 01.01.2027 | Rozptyl příjmů z poplatků za přepravu + diferencování vůči konkurenci |
Tři páky lze kombinovat: §19 lze využít až do ukončení platnosti, paralelně s plánem §118-IBN. Od 1. ledna 2029 bude AgNes převzít vedení běžného optimalizace, zatímco §118 bude dodržovat 20letý horizont.
Prvek 1: Atypické využití sítě podle §19 odst. 2 pododstavec 1 StromNEV
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
Namiesto standardního výpočtu individuální roční maximální spotřeby se při prokázané atypické spotřebě používá redukovaná metoda výpočtu, typicky prostřednictvím spotřeby během okruhů HLZ. Redukce poplatku za elektřinu se u jednotlivých provozovatelů sítí, podle frekvence zatížení a úrovně napětí pohybuje v rozmezí 20 až 80 procent oproti standardnímu výpočtu.
Předpoklady
- Úroveň napětí: Střední nebo vysoké napětí. Přípojky nízkého napětí spadají pod jiná pravidla.
- Charakteristika zatěžového diagramu: Výsledky během období HLZ musí být významně nižší než průměr za rok, což lze prokázat pomocí polhodinových dat z posledních 12 měsíců.
- Žádost: u provozovatele sítě každoročně nová. Termín podání žádosti je 30. září 2028 pro poslední využití 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: Atypické používání sítí: Dolní strana.
Páka 2: osvobození úložišť od síťových poplatků podle §118 odst. 6 EnWG
Mechanismus
Nově zřízené bateriové úložiště (BESS), které jsou v souladu s §118 odst. 6 EnWG způsobilé k poskytování služby, získávají úplnou osvobození od poplatků za přepravu elektřiny po dobu 20 let od uvedení do provozu. Tato osvobození platí pro energii, která je přiváděna přes bod připojení k síti a znovu přepravována do sítě, tj. pro množství energie, které je uloženo v bateriovém úložišti.
Důležité: §118 je výhoda v podobě poplatků za provoz, ne však výnosová položka ani částka podpory. Toto osvobození snižuje provozní náklady úložiště, což se promítá do LCOS a IRR. V konfiguracích s více uživateli (BTM vlastním spotřebováním + FTM prodejem) je §118 základem pro to, aby byl úložiště vůbec ekonomicky životaschopný.
Společné umístění na stejném základě
U kombinovaných fotovoltaických a bateriových systémů (PV+BESS) musí být fotovoltaické měniče a bateriové kontejnery dimenzovány na stejném základě, aby paměť byla ze strany energetického regulačního úřadu považována za součást výrobní jednotky. Tato konstrukčně-technická úprava je povinnou součástí podání žádosti podle §118.
Dva termíny a předběžné plánování
Podle návrhu AgNes z 6. srpna 2026 závisí dvacetileté uvolnění od dvou podmínek. Za prvé: konečné investiční rozhodnutí musí být přijato před zveřejněním návrhu k 1. lednu 2027. Takto se rozumí závazné objednávky komponent, jejichž objem investic nesmí přesáhnout alespoň 50 % % investičního objemu, z čehož provozovatel nemůže bez podstatného škodného dopadu uniknout; potvrzení musí být předloženo provozovateli sítě nejpozději do 31. března 2027. Za druhé: uvedení do provozu musí být dokončeno nejpozději do 4. srpna 2029. Především je rozhodující skutečný den zveřejnění; pokud je datum stanovení dříve, první termín se posouvá dříve.
- Stávající zařízení (rozšíření o BESS): Predikce provozu 6 až 12 měsíců. S rozhodnutím o investicích před oznámením je uvedení do provozu možné před srpnem 2029.
- Novostavba (Greenfield): v průměru 40 měsíců od rozhodnutí o investici do uvedení do provozu, podmíněno schválením připojení k síti, trafostací a připojení k rozvodně. S investičním rozhodnutím koncem roku 2026 by uvedení do provozu tedy mělo následovat po 4. srpnu 2029; osvobození od daně pro takové projekty není obvykle možné získat.
Měsíční ztráta při prodlení
V případě prodlení s dodávkami v termínech se ztrácejí 16 000 až 25 000 €/MW příspěvku k ceně elektřiny za měsíc. Po dobu více než 20 let se to kumuluje do takové výše, že převládá každý diskontní efekt v investičním scénáři.
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: Podrobnější informace. Pro konkrétní model lokality s porovnáním IRR / NPV / LCOS: Odevzdat diagram zatížení →
Příslušenství 3: AgNes od 1. ledna 2029. Z statického tarifu k dynamickému marketingu
Vstup v platnost a regulatorní status
AgNes (Allgemeine Netzentgeltssystematik Strom) platí od 1. ledna 2029. Základem je proces stanovení cen GBK-25-01-1#3 Agentury pro elektronické komunikace. Úřad předložil úplný návrh stanovení veřejnosti k konzultaci dne 6. srpna 2026; podle návrhu má být oznámení provedeno k 1. lednu 2027.
AgNes nahrazuje statickou regulaci typu „typický provoz“ (článek 19 odst. 2 pododstavec 1 StromNEV) a nahrazuje ji systémem založeným na pobídkách: poplatky za přepravu jsou regulovanou veličinou pro flexibilitu poptávky. Kdo přesouvá zatížení, profituje; kdo v kritických časových intervalech vyvolává špičkové zatížení, platí vyšší poplatek.
Sítě řízeno vs. cenově řízeno
AgNes zná dva režimy hospodaření:
- Síťová řízení: Zátěž je řízena síťovými signály regionálního provozovatele sítě. Používá se zejména v regionech s omezeným rozvojem sítě. Odměňování prostřednictvím snížených komponent nákladů na provoz sítě a flexibilních příplatků.
- Ceny uvedené: Závěrečné odběrové poptávky následovaly po dně-aheadových a intradayových cenových signálech na trhu s elektřinou. Vyžadují vyšší potenciál pro marketing, ale také vyšší náročnost na modelování. Výhodou je systém BESS nebo ovladatelná portfolio konektivity.
Kombinovatelnost s BESS a mFRR
BESS jsou přirozená infrastrukturní infrastruktura: jejich doba reakce (≤ 1 sekunda) splňuje všechny požadavky, jejich kapacita je plánovatelná a osvobození podle §118 lze paralelně využívat. mFRR (minutová rezervní kapacita) zůstává relevantní jako doplňkový kanál, nikoli jako hlavní kanál, protože poplatek za vygenerovanou megawatthodinovou jednotku je nižší než poplatek za prodej energie v rámci systému AgNes.
Pro podrobnosti o trzích s podpůrnými službami a složkách výnosů z FCR/aFRR: Regulérní energie: Dolní strana. Pro standortspecifické modelování marketingové strategie AgNes: Objednat termín
Praktický příklad: průmyslové území Sachsen, tři regulační 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 zobrazuje tři regulační konstelace v jednom a tom istém místě: status quo (StromNEV 2026, bez AgNes), AgNes provozovaný ze sítě (BESS sleduje signál sítě), AgNes provozovaný podle ceny (BESS sleduje tržní cenu). Ekonomické ukazatele jsou modelovány na základě reálných polhodinových dat o zatížení; předpoklady jsou založeny na benchmarkech společnosti KPMG (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 CUBE a zákazník dělí čisté tržní výnosy v poměru 75 % / 25 %. Zákazník neinvestuje (0 € CapEx); CUBE financuje, staví, provozuje a uvádí na trh a získává za to podíl 75 %. V modelu koupě BESS si zákazník ponechává 100 % výnosů, nese však celou investici (řádově: ~250 €/kWh do 2 MWh; od 5 MWh 175–200 €/kWh).
Zdroj: CUBE CONCEPTS Modelování na základě reálných polhodinových dat o spotřebě · Předpoklady založené na benchmarkech společnosti KPMG (investiční případ statických bateriových úložišť, únor 2026). Anonymizovaný průmyslový areál v Sasku.
Kdo profituje? Kvalifikace a proces
Profil ICP
- Výkon od 1 MW: pod touto hranicí je účinek páky v oblasti výkonnosti příliš slabý na to, aby ospravedlňoval investici podle § 118-IBN po dobu 20 let.
- Úroveň napětí střední nebo vysoká: Spodní napěťové připojení podléhá jiným regulačním režimům, které zde nejsou řešeny.
- Poslední etapa s potenciálem optimalizace: protikladný profil pro maximální zatížení sítnice (pro §19) nebo řízené portfolia zatížení (pro AgNes)
- Investiční horizont 5–20 let: osvobození podle §118 se amortizuje během 20leté doby trvání, s účinky relevantními pro IRR od roku 5
čtyřstupňový proces
Společnost CUBE CONCEPTS pracuje s každým místem v čtyřech fázích, od analýzy zatížení až po plánování termínů. V rámci modelování jsou na základě reálných polhodinových dat o zatížení v daném místě zahrnuty přes 250 variant provozu.
Poludenní data z posledních 12 měsíců. Identifikace HLZ. Profil volatility. Identifikace relevantních pákových instrumentů: §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 variant provozu: status quo, AgNes provozovaná prostřednictvím sítě, AgNes provozovaná za cenu, multi-use s vlastním spotřebováním BTM, FTM – čistá marketingová činnost. Rozhodnutí vychází z IRR, NPV a rizikového profilu.
Plánování obou termínů zpět: závazná objednávka před oznámením rozhodnutí AgNes, uvedení do provozu do 4. srpna 2029. Smlouva o připojení k síti, trafostanice, povolení, výstavba, uvedení do provozu. Prodloužení lhůt kvůli rizicím v dodavatelském řetězci.
Kontrola oblasti použití: Jaké právní nástroje jsou vhodné 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 úložišť účastníky trhu nezávislými na provozovatelích sítí. Průmyslová páka pro výstavbu BESS.
- §35 stavebního zákona: Privilegium pro venkovní instalace od 1. ledna 2026. Č. 11 (společná instalace od 1 MWh + EE zařízení) NEBO Č. 12 (stand-alone od 4 MW + 200 m rozvodny).
- §118 odst. 6 EnWG: 20letá osvobození od poplatků za provozní údržbu pro nově zřízené akumulační zařízení s rozhodnutím o investicích před oznámením rozhodnutí AgNes a IBN do 4. srpna 2029.
- § 19 odst. 2 pododstavec 1 StromNEV: Atypické využití sítě. Termín podání žádostí je 30. září 2028, ukončení platnosti je 31. prosince 2028.
- §42c EnWG: Poukazuje na situace s dodávkou elektřiny pro uživatele. Nevztahuje se na vlastní výrobu elektřiny v průmyslovém zařízení/systémů BESS.
- §14a EnWG: Regulace pro koncové odběratele nízkého napětí (topné čerpadla, wallboxy, soukromé akumulátory). Nepotřebuje se vztahovat na průmyslové prostředky s vysokým napětím. Kdo tuto regulaci v praxi nabízí pro průmyslové spotřebiče, musí tuto nabídku kriticky zkontrolovat.
Toto přiřazení je regulatorně vymezené a nepředstavuje závazné právní poradenství. V konkrétním případě je nutné oblast působnosti konzultovat s advokátem a daňovým poradcem.
Modely CUBE: realizace tří klíčových prvků
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 Klient: CUBE financuje plnou částku
- Rozdělení výnosů: CUBE 75 % / Klient 25 % z čistých tržeb po OPEX
- CUBE nese riziko kapitálových výdajů (CapEx), provozuje a marketuje
- Vlastní spotřeba BTM zůstává ze 100 % u zákazníka (nerozdělená)
- Plná investice od zákazníka: Rozsah cen ~250 €/kWh až 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.
Stav a poznámky
Státek 22. října 2026 · Bez záruky pro regulační vývoj · Bez právní, daňové nebo energetické poradenství · Termín uvedení do provozu podle §118 (4. srpna 2029), podmínka investiční rozhodnutí před oznámením rozhodnutí AgNes (projekt z 6. srpna 2026, oznámení podle projektu 1. ledna 2027, potvrzení do 31. března 2027), §19 lhůta pro podání žádosti 30. září 2028 a začátek nové systémové struktury 1. ledna 2029 jsou aktuální právní a BNetzA stanoviska, která je třeba v každém jednotlivém případě vyjasnit s advokátem, daňovým poradcem nebo energetickým poradcem. Peněžní toky, IRR a NPV uvedené v příkladu A jsou modely založené na reálných polohodinových datových točnicích údajích anonymizovaného průmyslového zařízení; skutečné hodnoty závisí na tokutí proudu, provozovatele sítě, úrovni napětí a vývoji trhu.
Zdroje
- KPMG, Investiční případ stacionárních bateriových úložišť (únor 2026): kpmg.com/de, Investiční případ
- BNetzA, návrh nařízení AgNes ze dne 6. srpna 2026 (GBK-25-01-1#3): bundesnetzagentur.de/1059162
- BMWK, §118 EnWG: bmwk.de
- BMWE, tarif pro průmyslové odběratele (nařízení ze dne 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
Předpis č. 1 upravuje atypické využití sítě pro průmyslové podniky s protichůžným profilem zatížení v porovnání s maximálními provozními parametry sítě. Předpis č. 2 upravuje individuální dohodu o tarifu za elektřinu pro velmi velká odběratelé s celkovým počtem hodin využití přes 7 000 h/rok a odběrem přes 10 GWh. Oba předpisy zůstávají v platnosti do 31. prosince 2028 v současné podobě.
Podle návrhu AgNes Festlegung: konečné investiční rozhodnutí před oznámením stanovení, podle návrhu k 1. lednu 2027 s potvrzením do 31. března 2027, a uvedení do provozu nejpozději k 4. srpnu 2029. U stávajících zařízení očekáváme plánovací dobu 6 až 12 měsíců, u nových staveb průměrně 40 měsíců od rozhodnutí o investici do 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 režimu řízeném sítí je zátěž řízená řídicími signály regionálního provozovatele sítě. Odměna prostřednictvím snížených poplatků za provozování sítě a flexibilních příplatků. V režimu řízeném cenou je zátěž řízena dny předem a intradenními cenovými signály na trhu s elektřinou. Má vyšší potenciál pro marketing, ale vyžaduje vyšší úroveň modelování. V uvedeném příkladu v praxi se cashflow v režimu řízeném cenou pohybuje přibližně o 40 procentů nad úrovní v režimu řízeném sítí.
Pro typ 19-A jsou potřebné protichůdné profily pro maximální zatížení sítě, které lze prokázat pomocí poludenních dat o zatížení za posledních 12 měsíců. Pro typ 118 stačí konfigurace BESS bez dalších požadavků na průtok zatížení. Pro AgNes je podmínkou ovladatelný portfolio zatížení (BESS nebo přepínatelné průmyslové procesy).
Obvykle již ne: 40 měsíců od rozhodnutí o investici ke konci roku 2026 povedou k uvedení do provozu po 4. srpnu 2029. U stávajících zařízení s předstihem od 6 do 12 měsíců je lhůta splnitelná, pokud rozhodnutí o investici padne před oznámením rozhodnutí AgNes.
Průměrná cena elektřiny a optimalizace poplatků za přepravu jsou dva oddělené regulační clustery. ISP ovlivňuje prvek ceny elektřiny (energie), zatímco optimalizace poplatků za přepravu se týká prvku užívání sítě (účiník výkonu a práce). Oba clustery lze kombinovat a splňují společné ICP požadavky (peak výkon ≥ 1 MW, střední/vysoké napětí). Hloubka k ISP: Vědomí: Industriální tarif.
Další informace
Pro osvobození podle §118 platí investiční rozhodnutí před oznámením rozhodnutí AgNes, podle návrhu k 1. lednu 2027.
Analýza zatěžovacího diagramu za 30 minut. Modelování přes 250 provozních variant. Podklad pro rozhodování s IRR / NPV / LCOS pro každou konstelaci.
Analýza zatěžovacího diagramu →