Netzentgeltoptimierung §19 + §118 + AgNes
Drei regulatorische Hebel, eine Roadmap. Für Industriebetriebe ab 1 MW Peak. Nächster Stichtag: Investitionsentscheidung für neue Speicher vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung, laut Entwurf 1. Januar 2027.
vor Bekanntgabe der Festlegung
Auslauf der Atypik-Regelung
20 Jahre Netzentgeltbefreiung
BNetzA GBK-25-01-1#3
Lastgang analysieren: in 30 Minuten zur regulatorischen Hebel-Roadmap →
Netzentgelt ist für energieintensive Industrie kein Nebenposten. Es ist Hauptkostenblock und der einzige, der sich regulatorisch hebeln lässt.
Die Kostenfalle: Höchstlastkomponente Netzentgelt
Bei Industriebetrieben ab 1 MW Peak liegt der Anteil der Netzentgelte an den Strom-OPEX typischerweise zwischen 30 und 40 Prozent. Treiber ist die Leistungskomponente (HLZ, Höchstlastzeitfenster), die linear mit der Jahreshöchstlast skaliert. Eine Spitzenlast von 1.000 kW über 15 Minuten genügt, um den Leistungspreis für ein ganzes Abrechnungsjahr festzuschreiben.
Drei strukturelle Faktoren verschärfen die Lage bis 2030:
- Netzausbau-Verzögerung: Übertragungsnetz-Investitionen werden auf alle Verbraucher umgelegt. Industriestandorte tragen den größten Teil über die Leistungspreise.
- Volatilität durch EE-Zubau: fluktuierende Erzeugung erhöht den Bedarf an Flexibilität. Wer keine Last verschieben kann, zahlt die Volatilität als Netzentgelt-Aufschlag.
- Auslauf bewährter Optimierungs-Hebel: §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (Atypische Netznutzung) endet zum 31. Dezember 2028. Die Nachfolge-Regelung AgNes startet am 1. Januar 2029, mit anderer Mechanik und Optionalität.
Industriebetriebe ohne aktive Lastgang-Optimierung verlieren bis 2030 zwischen 50.000 und 200.000 €/MW/Jahr Netzentgelt-Differenz gegenüber optimierten Wettbewerbern.
Drei regulatorische Hebel im Überblick
Für Industriebetriebe ab 1 MW Peak existieren drei aktive Hebel zur Netzentgeltoptimierung. Sie greifen unterschiedlich, haben unterschiedliche Fristen und sind unterschiedlich kombinierbar.
| Hebel | Mechanismus | Geltungsbereich | Frist | Vorteil-Charakter |
|---|---|---|---|---|
| §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV Atypische Netznutzung | Lastverschiebung aus Höchstlastzeitfenstern. Reduziert Leistungskomponente. | Mittel-/Hochspannung, geeigneter Lastgang | Antragsfrist 30.09.2028, Auslauf 31.12.2028 | Netzentgelt-Reduktion (laufend, jährlich neu nachzuweisen) |
| §118 Abs. 6 EnWG Speicher-Netzentgeltbefreiung | Vollständige Befreiung von Netzentgelten für netzeingespeicherten Strom, auf 20 Jahre ab IBN. | Neu errichtete Batteriespeicher (BESS), gleicher Anschlusspunkt | Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung (Entwurf: 1. Januar 2027), Nachweis bis 31. März 2027, Inbetriebnahme spätestens 4. August 2029 | Netzentgeltvorteil (20 Jahre, planbar) |
| AgNes Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom | Netzgeführte oder preisgeführte Vermarktung von Flexibilität. Aktive Bewirtschaftung statt statischer Tarif. | Industriebetriebe mit BESS oder steuerbarem Lastportfolio | Gilt ab 01.01.2029 (BNetzA GBK-25-01-1#3); Festlegungsentwurf vom 06.08.2026, Bekanntgabe laut Entwurf 01.01.2027 | Netzentgelt-Erlöshebel + Differenzierung gegenüber Wettbewerb |
Die drei Hebel sind kombinierbar: §19 lässt sich bis Auslauf nutzen, parallel zur §118-IBN-Planung. Ab 1. Januar 2029 wird AgNes die laufende Optimierung übernehmen, während §118 den 20-Jahre-Anker hält.
Hebel 1: Atypische Netznutzung nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV
Die Atypik-Regelung erlaubt Industriebetrieben mit gegenläufigem Lastprofil zur Netzhöchstlast eine reduzierte Netzentgelt-Berechnungsbasis. Voraussetzung: Nachweis, dass der Bezug während der Höchstlastzeitfenster (HLZ) des Netzbetreibers signifikant unter dem Jahresmittel liegt.
Mechanismus
Statt der Standard-Berechnung über die individuelle Jahreshöchstlast greift bei nachgewiesener atypischer Netznutzung eine reduzierte Berechnung, typischerweise über die Last während der HLZ-Fenster. Die Reduktion des Netzentgelts liegt je nach Netzbetreiber, Lastgang und Spannungsebene zwischen 20 und 80 Prozent gegenüber der Standard-Berechnung.
Voraussetzungen
- Spannungsebene: Mittel- oder Hochspannung. Niederspannungs-Anschlüsse fallen unter andere Regelungen.
- Lastgang-Charakteristik: Bezug während HLZ muss signifikant unter Jahresmittel liegen, nachzuweisen über die Halbstündlich-Lastdaten der letzten 12 Monate.
- Antrag: Beim Netzbetreiber, jährlich neu. Antragsfrist 30. September 2028 für die letzte Anwendung im Abrechnungsjahr 2028.
Frist und Auslauf
Auslauf zum 31. Dezember 2028. Die Atypik-Regelung in ihrer bisherigen Form endet zum Jahreswechsel 2028/2029. Ab 1. Januar 2029 übernimmt AgNes als Nachfolge-Mechanismus, mit anderer Mechanik (siehe Hebel 3).
Für die Tiefe zur §19-Atypik einschließlich isoliertem Praxisbeispiel mit 480.000 € Ersparnis über vier Abrechnungsjahre: Atypische Netznutzung: Tiefenseite.
Hebel 2: Netzentgeltbefreiung für Speicher nach §118 Abs. 6 EnWG
Mechanismus
Neu errichtete Batteriespeicher (BESS), die nach §118 Abs. 6 EnWG qualifizieren, erhalten eine vollständige Netzentgeltbefreiung über 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Die Befreiung gilt für den über den Netzanschlusspunkt bezogenen und wieder eingespeisten Strom, also für die Energie-Mengen, die durch den Speicher geführt werden.
Wichtig: §118 ist ein Netzentgeltvorteil, keine Erlös-Komponente und kein Förderbetrag. Die Befreiung reduziert die OPEX des Speichers, was sich proportional auf LCOS und IRR auswirkt. In Multi-Use-Konfigurationen (BTM-Eigenverbrauch + FTM-Vermarktung) ist §118 die Grundlage dafür, dass der Speicher überhaupt wirtschaftlich darstellbar ist.
Co-Location auf demselben Fundament
Bei kombinierten PV+BESS-Anlagen müssen PV-Wechselrichter und BESS-Container auf demselben Fundament dimensioniert werden, damit der Speicher netzentgelt-rechtlich als Bestandteil der Erzeugungsanlage qualifiziert. Diese baulich-technische Zuordnung ist Pflichtbestandteil der §118-Antragstellung.
Zwei Stichtage und Planungsvorlauf
Nach dem AgNes-Festlegungsentwurf vom 6. August 2026 hängt die 20-jährige Befreiung an zwei Bedingungen. Erstens: Die endgültige Investitionsentscheidung fällt vor Bekanntgabe der Festlegung, laut Entwurf am 1. Januar 2027. Als solche gelten verbindliche Bestellungen von Komponenten über mindestens 50 % des Investitionsvolumens, aus denen sich der Betreiber nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann; der Nachweis ist bis 31. März 2027 beim Netzbetreiber zu führen. Zweitens: Die Inbetriebnahme erfolgt spätestens am 4. August 2029. Maßgeblich ist der tatsächliche Bekanntgabetag; erscheint die Festlegung früher, rückt der erste Stichtag vor.
- Bestandsanlagen (Erweiterung um BESS): Planungsvorlauf 6 bis 12 Monate. Mit Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe ist die Inbetriebnahme vor August 2029 erreichbar.
- Neubau (Greenfield): im Schnitt 40 Monate von Investitionsentscheidung bis Inbetriebnahme, bedingt durch Netzanschluss-Genehmigung, Trafostation und Umspannwerks-Anbindung. Bei einer Investitionsentscheidung Ende 2026 liegt die Inbetriebnahme damit nach dem 4. August 2029; die Befreiung ist für solche Projekte in der Regel nicht mehr erreichbar.
Monatlicher Verlust bei Verzug
Bei Verzug gegenüber den Stichtagen gehen pro Monat Verzögerung 16000 bis 25000 €/MW Netzentgeltvorteil verloren. Über 20 Jahre summiert sich das auf eine Größenordnung, die jeden Diskontierungseffekt im Investment Case dominiert.
Für die Tiefe zur Investment-Case-Modellierung einschließlich IRR / NPV / LCOS pro Speichertechnologie (LFP, ZnBr, Natrium-Ionen-Batterie): Kosten & ROI: Tiefenseite. Für ein konkretes Standort-Modell mit IRR / NPV / LCOS-Vergleich: Lastgang einreichen →
Hebel 3: AgNes ab 1. Januar 2029. Vom statischen Tarif zur dynamischen Vermarktung
Inkrafttreten und regulatorischer Stand
AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) gilt ab 1. Januar 2029. Grundlage ist das Festlegungsverfahren GBK-25-01-1#3 der Bundesnetzagentur. Den vollständigen Festlegungsentwurf hat die Behörde am 6. August 2026 zur Konsultation gestellt; die Bekanntgabe ist laut Entwurf für den 1. Januar 2027 vorgesehen.
AgNes löst die statische Atypik-Regelung (§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV) ab und ersetzt sie durch ein anreizbasiertes System: Netzentgelte werden zur Steuerungsgröße für Lastflexibilität. Wer Last verschiebt, profitiert; wer Spitzenlast in kritische Zeitfenster legt, zahlt mehr.
Netzgeführt vs. preisgeführt
AgNes kennt zwei Bewirtschaftungs-Modi:
- Netzgeführt: Die Last folgt Netzsignalen des regionalen Netzbetreibers. Einsatz vorzugsweise in Regionen mit angespanntem Netzausbau. Vergütung über reduzierte Netzentgelt-Komponenten und Flexibilitäts-Aufschläge.
- Preisgeführt: Die Last folgt Day-Ahead- und Intraday-Preissignalen am Strommarkt. Höheres Vermarktungs-Potenzial, aber auch höhere Modellierungs-Anforderung. Voraussetzung ist ein BESS oder ein steuerbares Lastportfolio.
Kombinierbarkeit mit BESS und mFRR
BESS sind die natürliche AgNes-Infrastruktur: ihre Reaktionszeit (≤ 1 Sekunde) erfüllt jede Anforderung, ihre Kapazität ist planbar, und die §118-Befreiung lässt sich parallel anwenden. mFRR (Minutenreserve) bleibt als Ergänzungskanal relevant, nicht als Hauptkanal, weil die Vergütung pro abgerufener Megawattstunde unter den AgNes-preisgeführten Vermarktungs-Erlösen liegt.
Für die Tiefe zu Regelenergie-Märkten und FCR/aFRR-Erlöskomponenten: Regelenergie: Tiefenseite. Für eine standortspezifische AgNes-Vermarktungs-Modellierung: Termin vereinbaren →
Praxisbeispiel: Industriestandort Sachsen, drei regulatorische Konstellationen
- BESS: 1 MW / 2 MWh (LFP-Container, Co-Location auf demselben Fundament wie PV)
- PV-Bestand: 1.895 kWp
- Jahresverbrauch: 6.795 MWh
- Peak Load: 1.284 kW
- Netzentgelt-Bill (vor Optimierung): ~310.000 €/Jahr
Die folgende Tabelle zeigt drei regulatorische Konstellationen am gleichen Standort: Status quo (StromNEV 2026, ohne AgNes), AgNes netzgeführt (BESS folgt Netzsignal), AgNes preisgeführt (BESS folgt Marktpreissignal). Die wirtschaftlichen Kennzahlen sind aus realen Halbstündlich-Lastdaten modelliert; die Annahmen beruhen auf den KPMG-Benchmarks (Investment Case stationärer Batteriespeicher, Februar 2026).
| Konstellation | Cashflow gesamt | CUBE 75 % | Kunde 25 % | Payback | IRR | NPV |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Status quo (StromNEV 2026) | 97.200 €/Jahr | 72.900 € | 24.300 € | 5,3 J. | 17,2 % | 328k € |
| AgNes netzgeführt | 226.500 €/Jahr | 169.875 € | 56.625 € | 2,2 J. | 58,6 % | 1,66 Mio € |
| AgNes preisgeführt | 320.100 €/Jahr | 240.075 € | 80.025 € | 1,5 J. | 94,0 % | 2,70 Mio € |
Lesehilfe: Im BESS-Contracting-Modell teilen CUBE und Kunde die Netto-Markterlöse 75 % / 25 %. Der Kunde investiert nicht (0 € CapEx); CUBE finanziert, baut, betreibt und vermarktet und erhält dafür den 75 %-Anteil. Im BESS-Kauf-Modell behält der Kunde 100 % der Erlöse, trägt dafür die volle Investition (Größenordnung: ~250 €/kWh bis 2 MWh; ab 5 MWh 175–200 €/kWh).
Quelle: CUBE CONCEPTS Modellierung auf realen Halbstündlich-Lastdaten · Annahmen auf Basis der KPMG-Benchmarks (Investment Case stationärer Batteriespeicher, Februar 2026). Anonymisierter Industriestandort Sachsen.
Wer profitiert? Qualifikation und Prozess
ICP-Profil
- Peak ab 1 MW: unterhalb dieser Schwelle ist der Hebel-Effekt der Leistungs-Komponente zu klein, um die §118-IBN-Investition über 20 Jahre zu rechtfertigen
- Spannungsebene Mittel- oder Hochspannung: Niederspannungs-Anschlüsse fallen unter andere regulatorische Regime, die hier nicht abgehandelt werden
- Lastgang mit Optimierungs-Potenzial: gegenläufiges Profil zur Netzhöchstlast (für §19) oder steuerbare Lastportfolios (für AgNes)
- Investitions-Horizont 5–20 Jahre: die §118-Befreiung amortisiert sich über die 20-Jahre-Laufzeit, mit IRR-relevanten Effekten ab Jahr 5
Vier-Stufen-Prozess
CUBE CONCEPTS arbeitet jeden Standort in vier Stufen durch, von der Lastgang-Analyse bis zur Fristenplanung. Über alle vier Stufen hinweg fließen über 250 Betriebsvarianten in die Modellierung ein, basierend auf den realen Halbstündlich-Lastdaten des Standorts.
Halbstündlich-Lastdaten der letzten 12 Monate. HLZ-Identifikation. Volatilitäts-Profil. Identifikation der relevanten Hebel: §19, §118, AgNes, einzeln und in Kombination.
mind. 3 Vergleichsangebote, LCOS-bewertet. Keine Lieferanten-Lock-Ins, keine intransparenten Margenstrukturen. LCOS pro Speichertechnologie als zentrale Vergleichsmetrik.
Auswahl aus über 250 modellierten Betriebsvarianten: Status quo, AgNes netzgeführt, AgNes preisgeführt, Multi-Use mit BTM-Eigenverbrauch, FTM-Reine-Vermarktung. Entscheidung anhand IRR, NPV, Risikoprofil.
Rückwärtsplanung von beiden Stichtagen: verbindliche Bestellung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung, Inbetriebnahme bis 4. August 2029. Netzanschlussvertrag, Trafostation, Genehmigungen, Bau, Inbetriebnahme. Pufferzeiten gegen Lieferkettenrisiken.
Anwendungsbereich-Check: Welche Rechts-Hebel greifen für Industrie?
Nicht jeder energierechtliche Paragraph, der in der öffentlichen Debatte kursiert, ist für Industriebetriebe ab 1 MW Peak einschlägig. Die folgende Übersicht trennt die für Mittel-/Hochspannung anwendbaren Hebel von Regelungen, die einen anderen Adressaten haben.
- §11c EnWG: Errichtung und Betrieb von Speicher-Anlagen durch Netzbetreiber-unabhängige Marktteilnehmer. Industrie-Hebel für BESS-Errichtung.
- §35 BauGB: Outdoor-Privileg seit 1. Januar 2026. Nr. 11 (Co-Location ab 1 MWh + EE-Anlage) ODER Nr. 12 (stand-alone ab 4 MW + 200 m Umspannwerk).
- §118 Abs. 6 EnWG: 20-Jahre-Netzentgeltbefreiung für neu errichtete Speicher mit Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung und IBN bis 4. August 2029.
- §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV: Atypische Netznutzung. Antragsfrist 30. September 2028, Auslauf 31.12.2028.
- §42c EnWG: Bezieht sich auf Mieterstrom-Konstellationen. Nicht relevant für Industrie-PV/BESS-Eigennutzung am Industriestandort.
- §14a EnWG: Niederspannungs-Endkundenregelung für steuerbare Verbraucher (Wärmepumpen, Wallboxen, private Speicher). Greift nicht für Industrie-Mittel-/Hochspannung. Wer diese Regelung in der Anwendung auf Industrie-Lastgänge angeboten bekommt, prüft das Angebot kritisch.
Diese Zuordnung ist regulatorisch abgegrenzt und keine abschließende Rechtsberatung. Im konkreten Einzelfall ist der Anwendungsbereich mit Anwalt und Steuerberater zu klären.
CUBE-Modelle: Umsetzung der drei Hebel
CUBE CONCEPTS bietet zwei Modelle zur Umsetzung der hier dargestellten Netzentgelt-Hebel an. Beide nutzen §118 als Basis-Anker, beide adressieren §19-Atypik (bis Auslauf) und AgNes (ab Inkrafttreten). Sie unterscheiden sich in Investitions-Logik und Erlös-Verteilung.
- 0 € CapEx Kunde: CUBE finanziert vollständig
- Erlös-Split: CUBE 75 % / Kunde 25 % der Netto-Markterlöse nach OPEX
- CUBE trägt CapEx-Risiko, betreibt, vermarktet
- BTM-Eigenverbrauch bleibt zu 100 % beim Kunden (ungeteilt)
- Volle Investition Kunde: Größenordnung ~250 €/kWh bis 2 MWh, ab 5 MWh 175–200 €/kWh
- 100 % Erlöse beim Kunden
- Kunde betreibt selbst oder beauftragt CUBE als Operator
- Schlüsselfertige Lieferung mit Gewährleistung
Die Wahl zwischen Contracting und Kauf hängt vom Investitions-Horizont, der Bilanz-Strategie und dem Risikoappetit ab. CUBE CONCEPTS rechnet beide Modelle für jeden Standort durch.
Stand & Hinweise
Stand 22. Oktober 2026 · Ohne Gewähr für regulatorische Entwicklungen · Keine Rechts-, Steuer- oder Energiewirtschafts-Beratung · Die Inbetriebnahmefrist nach §118 (4. August 2029), die Bedingung der Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung (Entwurf vom 6. August 2026, Bekanntgabe laut Entwurf 1. Januar 2027, Nachweis bis 31. März 2027), die §19-Antragsfrist 30. September 2028 und der Beginn der neuen Systematik am 1. Januar 2029 sind aktuelle Gesetzes- und BNetzA-Stände, die im Einzelfall mit Anwalt, Steuerberater oder Energiemarkt-Berater zu klären sind. Die in Praxisbeispiel A genannten Cashflows, IRR und NPV sind Modellrechnungen auf Basis realer Halbstündlich-Lastdaten eines anonymisierten Industriestandorts; tatsächliche Werte hängen von Lastgang, Netzbetreiber, Spannungsebene und Marktentwicklung ab.
Quellen
- KPMG, Investment Case stationärer Batteriespeicher (Februar 2026): kpmg.com/de, Investment Case
- BNetzA, Festlegungsentwurf AgNes vom 6. August 2026 (GBK-25-01-1#3): bundesnetzagentur.de/1059162
- BMWK, §118 EnWG: bmwk.de
- BMWE, Industriestrompreis (Verkündung 16. April 2026): bmwe.de
- §118 EnWG Volltext: gesetze-im-internet.de, §118 EnWG
- §19 StromNEV Volltext: gesetze-im-internet.de, §19 StromNEV
Realisierte Projekte mit Industriebetrieben
Häufige Fragen
Satz 1 regelt die atypische Netznutzung für Industriebetriebe mit gegenläufigem Lastprofil zur Netzhöchstlast. Satz 2 regelt die individuelle Netzentgelt-Vereinbarung für besonders große Stromabnehmer mit Vollbenutzungsstunden über 7.000 h/Jahr und Bezug über 10 GWh. Beide Sätze laufen zum 31. Dezember 2028 in der bisherigen Form aus.
Nach dem AgNes-Festlegungsentwurf zwei: die endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung, laut Entwurf am 1. Januar 2027, mit Nachweis bis 31. März 2027, und die Inbetriebnahme spätestens am 4. August 2029. Bei Bestandsanlagen rechnen wir mit 6 bis 12 Monaten Planungsvorlauf, bei Neubauten im Schnitt mit 40 Monaten von Investitionsentscheidung bis Inbetriebnahme.
Die Atypik-Regelung in ihrer bisherigen Form läuft aus. Ab 1. Januar 2029 übernimmt AgNes als Nachfolge-Mechanismus mit anderer Mechanik (anreizgerechtes Netzentgeltsystem statt statischer Atypik-Reduktion). Wer §19 noch in 2028 nutzen will, muss bis 30. September 2028 den Antrag stellen.
Anwendbar sind §11c EnWG (BESS-Errichtung), §35 BauGB (Outdoor-Privileg), §118 Abs. 6 EnWG (Speicherbefreiung) und §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (Atypik bis Auslauf). Nicht anwendbar für Industriebetriebe in Mittel-/Hochspannung sind Mieterstrom-Regelungen (§42c) und Niederspannungs-Endkundenregelungen für steuerbare Verbraucher. Details im Anwendungsbereich-Check oben.
Im netzgeführten Modus folgt die Last den Steuerungssignalen des regionalen Netzbetreibers. Vergütung über reduzierte Netzentgelte und Flexibilitäts-Aufschläge. Im preisgeführten Modus folgt die Last den Day-Ahead- und Intraday-Preissignalen am Strommarkt. Höheres Vermarktungs-Potenzial, aber höhere Modellierungs-Anforderung. Im Praxisbeispiel oben liegt der Cashflow im preisgeführten Modus rund 40 Prozent über dem netzgeführten Modus.
Für §19-Atypik wird ein gegenläufiges Profil zur Netzhöchstlast benötigt, nachweisbar über die Halbstündlich-Lastdaten der letzten 12 Monate. Für §118 reicht eine BESS-Konfiguration ohne weitere Lastgang-Voraussetzungen. Für AgNes ist ein steuerbares Lastportfolio (BESS oder schaltbare Industrieprozesse) Voraussetzung.
In der Regel nicht mehr: 40 Monate ab einer Investitionsentscheidung Ende 2026 führen zu einer Inbetriebnahme nach dem 4. August 2029. Bei Bestandsanlagen mit 6 bis 12 Monaten Vorlauf ist die Frist erreichbar, sofern die Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung fällt.
Industriestrompreis und Netzentgeltoptimierung sind zwei getrennte Regulatorik-Cluster. Der ISP wirkt auf den Strompreis-Bezug (Energie-Komponente), die Netzentgeltoptimierung auf die Netznutzungs-Komponente (Leistungs- und Arbeits-Anteil). Beide Cluster sind kombinierbar und haben gemeinsame ICP-Voraussetzungen (≥1 MW Peak, Mittel-/Hochspannung). Tiefe zum ISP: Wissen: Industriestrompreis.
Weiterführend
Für die Befreiung nach §118 zählt die Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der AgNes-Festlegung, laut Entwurf am 1. Januar 2027.
Lastgang-Analyse in 30 Minuten. Modellierung über 250 Betriebsvarianten. Entscheidungsvorlage mit IRR / NPV / LCOS pro Konstellation.
Lastgang analysieren →