Tysklands nettavgiftsreform 2029: Hva AgNes betyr for C&I og BESS
Tysklands siste AgNes-utkast gjør nettkapasitet til en kostnadsbeslutning som C&I- og batterilagringsoperatører ikke lenger kan la ligge i bakgrunnen.
Fra 2029 kan det hende at større strømforbrukere må velge en årlig faktureringskapasitet og betale en høyere tariff for strøm som tas ut over dette nivået. Nye, rent netttilkoblede, frittstående BESS-prosjekter kan derimot bli utsatt for en kapasitetsbasert nettavgift, mens dynamiske nettavgifter for lagring tilkoblet med mellomspenning eller høyere er planlagt å følge mellom 2030 og 2033.
AgNes er fortsatt under høring. De endelige reglene og tariffnivåene kan fortsatt endres.
Hvordan AgNes ville endre nettavgifter for C&I-steder
I dag betaler mange C&I-brukere i Tyskland en etterspørselsbasert nettavgift, kjent som Leistungspreis . Med denne modellen bestemmes avgiften i stor grad av stedets høyeste målte belastning i løpet av året, noe som betyr at selv en kort topp kan øke etterspørselsavgiften som påløper for året.
AgNes-utkastet ville erstatte denne lademodellen. Forbrukere koblet til over lavspenning, samt lavspenningsanlegg som bruker mer enn 100 000 kWh per år, ville i stedet bli fakturert mot et årlig kapasitetsnivå i kW, kjent som Bestellkapazität, basert på forventet etterspørsel for det kommende året. I hvert 15-minutters intervall ville strøm som tas ut fra nettet innenfor det reserverte nivået bli fakturert ved AP1, og delen over ville bli fakturert ved AP2. Både AP1 og AP2 er energibaserte priser i ct/kWh, med AP2 foreslått til mellom 200 % og 350 % av AP1.
Utkastet skaper en kostnadsavveining: å reservere mer kapasitet øker den faste årlige kapasitetsavgiften, men holder mer strøm uttatt fra nettet innenfor AP1; å reservere mindre kapasitet reduserer den faste avgiften, men eksponerer mer strøm uttatt fra nettet til AP2.
Det riktige valget endrer seg derfor fra å unngå hver topp til å aktivt bestemme hvilke topper som er økonomiske å håndtere, flytte eller bare akseptere.
Tysklands siste AgNes-utkast gjør nettkapasitet til en kostnadsbeslutning som C&I- og batterilagringsoperatører ikke lenger kan la ligge i bakgrunnen.
Fra 2029 kan det hende at større strømforbrukere må velge en årlig faktureringskapasitet og betale en høyere tariff for strøm som tas ut over dette nivået. Nye, rent netttilkoblede, frittstående BESS-prosjekter kan derimot bli utsatt for en kapasitetsbasert nettavgift, mens dynamiske nettavgifter for lagring tilkoblet med mellomspenning eller høyere er planlagt å følge mellom 2030 og 2033.
AgNes er fortsatt under høring. De endelige reglene og tariffnivåene kan fortsatt endres.
Hvordan AgNes ville endre nettavgifter for frittstående BESS
Frittstående BESS-prosjekter i Tyskland kan for tiden kvalifisere for et 20-årig fritak fra nettotilgangsavgifter for elektrisitet som tas ut for lagring i henhold til §118(6) i EnWG. AgNes-utkastet ville fase ut denne behandlingen for nye prosjekter og innføre en egen tariffstruktur.
I henhold til det nåværende utkastet vil prosjekter som fortsatt er under utvikling bare beholde unntaket dersom de når FID før AgNes-avgjørelsen kunngjøres – for tiden planlagt til 1. januar 2027 – og settes i drift innen 4. august 2029. FID-en må også dokumenteres for den aktuelle nettoperatøren innen 31. mars 2027.
I følge utkastet vil prosjekter utenfor unntaket betale en fast årlig nettavgift basert på avtalt nettilknytningskapasitet fra 1. januar 2029, eller fra igangkjøringsdatoen hvis senere. Separat planlegges dynamiske nettavgifter mellom 2030 og 2033 for lagring tilknyttet mellomspenning eller høyere. Denne bestemmelsen er ikke begrenset til frittstående BESS-prosjekter som er underlagt den nye faste kapasitetsavgiften.
Hvordan AgNes endrer driftsbeslutninger
For C&I-lokasjoner er hovedutfordringen at Bestellkapacitet må velges før året begynner, mens kostnadsutfallet avhenger av hvordan lokasjonen faktisk opererer gjennom året. Den samme reserverte kapasiteten kan gi svært forskjellige nettavgifter avhengig av hvor ofte etterspørselen overstiger den, hvor lenge disse periodene varer og hvor mye strøm som forbrukes over terskelen.
Operatørene må derfor oversette forventet produksjon, lastvekst og planlagt elektrifisering til en årlig kapasitetsbeslutning, og deretter styre den faktiske etterspørselen mot dette nivået under drift. Når det for eksempel forventes en overskridelse, må stedet bestemme seg for om det skal flyttes fleksibelt forbruk , utlade batteriet, redusere en ikke-kritisk last eller godta AP2 fordi det er mer verdifullt å opprettholde produksjonen.
For frittstående BESS legger kapasitetsavgiften for 2029 hovedsakelig til en forutsigbar årlig kostnad basert på netttilkoblingskapasitet. Den større driftsendringen kommer med dynamiske nettavgifter, planlagt for mellomspennings- og høyere tilkoblinger mellom 2030 og 2033. Fordi avgiften vil variere etter tid og sted, kan en lade- eller utladningsplan som er lønnsom i engros- eller tilleggstjenestemarkeder bli mer eller mindre attraktiv. Operatører vil trenge den gjeldende avgiften før dagen før-markedet stenger og inkludere den i forsendelsen sammen med markedsforpliktelser, tilkoblingsgrenser og batteritilgjengelighet.
Hva de nye reglene betyr i praksis
Å håndtere disse beslutningene effektivt krever mer enn retrospektiv energirapportering. Operatører trenger pålitelige prognoser, intervallbaserte målerdata og live-overvåking ved nettforbindelsen, sammen med kontroll som kan koordinere fleksible anlegg eller oversette markedsplaner til batterisettpunkter. Et EMS-system kan samle disse inndataene i én arbeidsflyt og utføre driftsprioriteringer lokalt , i stedet for bare å vise energiforbruket.
Hva operatører kan forberede før 2029
Selv om de endelige tariffnivåene kan endre seg, peker AgNes mot en klar retning: nettkostnadene vil avhenge mer av kapasitetsplanlegging og fleksibel drift. Operatørene kan derfor prioritere fire praktiske trinn:
- Bekreft den relevante nettforbindelsen og målestrukturen, og bygg deretter en grunnlinje fra 15-minutters import- og eksportdata, avtalt nettforbindelseskapasitet og planlagte nye laster eller eiendeler.
- For C&I-lokasjoner, sammenlign flere Bestellkapasitetsalternativer mot prognostisert etterspørsel og potensiell AP2-eksponering.
- Vurder om stedet trenger – eller allerede har – et energistyringssystem som er i stand til å forutsi kapasitetsoverskridelser, overvåke nettforbindelsen, koordinere batterier og fleksible laster, og motta eksterne tariff- eller markedssignaler.
- For frittstående BESS, inkluder den foreslåtte kapasitetsavgiften i prosjektmodellen, bekreft om FID-en og idriftsettelsesdatoene kvalifiserer for overgangsbeskyttelse, og utarbeid dokumentasjon på FID-en for innsending til den relevante nettoperatøren innen 31. mars 2027 der det er aktuelt.
Forberedelsene til 2029 starter med å forstå hvordan nettforbindelsen brukes og om stedet kan reagere når kostnader eller begrensninger endres. Snakk med enjoyelec om hvordan iEMS kan bringe nettovervåking, prognoser og koordinert anleggskontroll sammen for C&I og frittstående BESS-prosjekter.
