EE-Verbund · Cockpit

Wind · PV · Speicher · H₂ · Direktleitung · Wärme · System — elf Ausbaustufen im Vergleich, Stand 13.10.2026
Was kostet die Kilowattstunde?Live aus den aktuellen Einstellungen · Kachel antippen = zur Einstellung springen
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Alle Ausbaustufen im Vergleich Gesamtrendite · EK-Rendite · LCOE · Gewinn

Gesamtrendite = interner Zinsfuß des Projekts vor Finanzierung · EK-Rendite = gehebelt auf das Eigenkapital (der Abstand ist der Finanzierungshebel) · LCOE = Jahresvollkosten aller beteiligten Komponenten je verkaufter kWh, darunter der Vermarktungswert als Zahl — der je Fall erzielte Erlös je verkaufter kWh, mit Speicher und Direktleitung entsprechend höher · Gewinn = Ergebnis nach Vollkosten einschließlich EK-Zielverzinsung. Kombinierte Stufen kapitalgewichtet über die Laufzeiten (Wind 25 a · PV 30 a · Speicher 15 a).

Fallmatrix — einzeln · Verbund · Speicher · Direktleitung 11 Ausbaustufen

Dasselbe Projekt in elf Ausbaustufen — von der einzelnen Anlage bis zum Vollverbund aus Wind, PV, Speicher und Direktleitung. Die Tabelle beantwortet zwei Fragen: Welche Renditeanforderung muss das Kapital verdienen? Der Gewinn ist das Ergebnis nach Fremdkapitaldienst und Kapitalrückführung, also das, was den Eigenkapitalgebern zufließt — die eingestellte EK-Zielverzinsung ist darin enthalten (Gewinn = Zielverzinsung + Überschuss; Gewinn unter der Zielverzinsung heißt: Renditeanforderung nicht verdient). Ob eine Stufe trägt, hängt damit vor allem davon ab, welche Verzinsung Eigentümer und Bank verlangen (geduldiges kommunales Kapital ~3–5 % gegenüber privaten 7–10 %; einstellbar auf den Wind- und PV-Seiten). Und: Was bringt jede Verbundstufe? Bündelung mehrerer Parks senkt Investition und Betrieb, der Speicher verwertet sonst verlorene Arbeit, die Direktleitung tauscht den Börsen- gegen den Endkundenmaßstab.
Der Schalter stellt die Finanzierungsregler konsistent um — Eigenkapital-Zielverzinsung und Fremdkapitalzins auf Wind-, PV- und Wärmeseite (dort nachregelbar). Erst die Renditeanforderung des Kapitals macht aus derselben Anlage teuren oder günstigen Strom — dieselbe Mechanik dominiert die Kernkraft-Kostendebatte (eigener Rechner).
Gewinn = Ergebnis nach Betrieb, Pacht, Fremdkapitaldienst und Kapitalrückführung = EK-Zielverzinsung + Überschuss (die EK-IRR-Spalte zeigt, ob die Zielverzinsung erreicht wird) · EK-IRR = interner Zinsfuß auf das Eigenkapital · LCOE gesamt = Jahresvollkosten aller beteiligten Komponenten (Wind, PV, Speicher-Kapitaldienst, Direktleitung) ÷ verkaufte Wind+PV-kWh — Speicher und Leitung erhöhen die Kosten, nicht die verkaufte Menge; die Systemzeile F12 setzt Netz- und Backup-Kosten auf dieselbe Rechnung obendrauf.
Fallmatrix als Tabelle (Zahlen je Stufe, mit Systemzeile F12)
FallGewinn p. a.EK-IRRLCOE gesamt
Der Verbund-Mehrgewinn speist sich aus drei getrennt ausgewiesenen Quellen: Bündelhebel auf Investition und Betrieb (ab F3), Speicher-Zusatzergebnis aus eigener 15-Jahre-Rechnung (ab F6) und Direktleitungs-Mehrerlös über dem anzulegenden Wert (ab F9; liegt der Direktpreis darunter, wird stattdessen der Kapitalwertverlust abgezogen). Negativstunden treffen nur Einspeisemengen; in der sonstigen Direktvermarktung ist der EEG-2027-E-Refinanzierungsbeitrag (max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert)) bereits vom Preis abgezogen.

Vollverbund (F11) — Verwertungskaskade & Systemsicht

Verbundgewinn F11
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Wind + PV + Speicher-Δ (Direktleitungs-Mehrerlös enthalten; Wärme-BWL: eigene Tabs)
EK-Rendite Vollverbund
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kapitalgewichtet über Wind, PV und Speicher (Laufzeiten 25/30/15 a)
LCOE Wind · PV (B)
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Gestehungskosten je verkaufter kWh —
System-LCOE
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alle Komponenten + Netz + Backup (Vorhaltung und Brennstoff) je verkaufter kWh
Systemsaldo · Vermeidung
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Vermeidungskosten = (Zusatzkosten inkl. Backup-Brennstoff − Nutzen ohne CO₂-Preis) je netto vermiedene Tonne (nach Abzug der Backup-Emissionen); negativ = Nettogewinn je t. Transfers nachrichtlich.

Substanzgewinn Repowering stille Reserve, beziffert

Die 25-Jahre-Annuität verzehrt rechnerisch die volle Investition — real leben Umspannwerk und Direktleitung 40–80 Jahre weiter und gehen als erschlossener Standort an die Repowering-Generation. Diese Karte beziffert den Restwert (lineare Substanz über die einstellbare Lebensdauer) und zeigt, was er den F11-Renditen hinzufügte. Die Haupttafel bleibt bewusst konservativ ohne diesen Posten; Fläche, Genehmigungslage und der Netzanschluss-Anteil im Park-Invest sind zusätzlich unbeziffert — der Ausweis ist eine Untergrenze. PV ohne Komponentenaufschlüsselung im Kern, daher hier nicht enthalten.
Restwert nach Jahr 25
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Substanzbildung p. a.
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leveliert über 25 Jahre — Vermögensaufbau, keine Kostendeckung
EK-Rendite F11 inkl. Substanz
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Gesamtrendite F11 inkl.
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Kernannahmen Wind zuerst Schritt 1 · Annahmen

Die wichtigsten Hebel zuerst — Zuschlagswert, Jahresmarktwert, Investition, Finanzierung. Alle weiteren Regler mit Belegen folgen darunter, die Ergebnisse danach.

Verteilung von Erlösen, Kosten und Gewinn Fall A · einzelner ParkFall B · Parkverbund

A und B unterscheiden sich ausschließlich im Verbund: Fall A = einzelner Park zu Marktstandard‑Konditionen (eigener FK‑Zins‑Regler, Standard 4,00 %), Fall B = Verbund mehrerer Parks mit den orangen Hebeln (Vergabe, Planung, Betriebsführung, Netzinfrastruktur, Konditionen). Der Vermarktungsweg ist in beiden Fällen identisch; der Speicher ist ein Add‑on und verändert die Verteilung nicht — sein Zusatzergebnis (Δ) steht in der Speicherkarte und als „+"-Zeile bei den Gewinnen (eine Anlage; Fall A eigenständig am Einzelpark, Fall B gemeinsam im Verbund, anteilig je Park). Alle Werte in T€/a je Park — in Fall B also je einzelnem Park des Verbunds, nicht als Verbundsumme; je‑WEA‑Werte stehen unter den Balken.
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Gewinn
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des Jahreserlöses
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Gewinn
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des Jahreserlöses
F11 · Vollverbund (Windstrang) — konstante Referenz
Position · EmpfängerFall 1 T€/aFall 2 T€/aΔ 2−1Anteil Fall 2

Windpark — Kennzahlen: einzeln (A) ↔ Verbund (B)

Gewinn Fall A / B
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EK-IRR A / B
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LCOE A / B
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Anzulegender Wert
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W1Standort & Anlage
Gütefaktor aus Windgeschwindigkeit schätzen
Wind m/s auf m Nabenhöhe · Klasse · Aufstellung
Methode: Referenzwind nach Anlage 2 EEG (6,45 m/s in 100 m, Potenzgesetz α = 0,25, Rayleigh) auf die Nabenhöhe skaliert; Brutto-Ertragsverhältnis (v/vref)k aus Kennlinien-Faltung je Anlagenklasse (synthetische cp-Kennlinie — Nordex veröffentlicht keine N175-Leistungstabelle); Verlustabschlag TR6-typisch (Verfügbarkeit, Wake, elektrisch, Umwelt). Netzbedingte Abregelung und § 51-Stunden sind gütefaktor-neutral. Genauigkeit ≈ ±5 Punkte — ersetzt kein TR6-Ertragsgutachten.
Die Kulisse bestimmt, ab welchem Gütefaktor die § 36h‑Stützwerte angewendet werden dürfen — unterhalb der Grenze bleibt der Korrekturfaktor beim Grenzwert stehen (Deckel), ein Förderausschluss ist es nicht. Geltendes Recht (EEG 2023): außerhalb der Südregion Grenze 60 %, Südregion 50 %. Kabinettsentwurf EEG 2027 (29.07.2026, kein Gesetz): neue Kulissen Mitte‑Nord (Grenze 70 %, k max 1,29) und Küste (80 %, k max 1,16); Südregion‑Stützwert bei 50 % steigt auf 1,65; übrige Regionen unverändert. Offen: die Gebietszuordnung nach Anlage 5 — ob und welche mittelhessischen Landkreise „Mitte‑Nord" werden, ist am Entwurfstext zu prüfen; beim hessischen Mittel von ~67 % Standortgüte läge ein Großteil der Projekte unter der 70‑%‑Grenze. Unterhalb der Grenze entfällt zugleich die § 36h‑Dämpfung von Minderertrag — der Ertragsabschlag‑Regler schlägt dort voll durch.
Ertrag = 25.200 MWh × Güte (Referenzertrags‑Anker je WEA bei 100 % Güte ≙ 3.670 Volllaststunden — Mittel der acht gemeldeten Typ‑/Nabenhöhen‑Varianten: E‑175 EP5 7,0 MW auf 162/174,5 m · N163 6,8/7,0 MW auf 164 m · N175 6,8 MW auf 179 m · V172 7,2 MW auf 164/175 m; Referenzerträge nach Anlage 2 EEG/FGW‑TR5 typ‑ und nabenhöhenspezifisch — bei finaler Typenwahl den konkreten Listenwert einsetzen). 60 % ≙ 15.120 MWh/2.200 VLh · 70 % ≙ 17.640 MWh/2.570 VLh. Korrekturfaktor k gemäß § 36h EEG, Stützwerte 60/70/80 % = 1,42/1,29/1,16, linear interpoliert.
Abschlag auf den Ertrag (P75 statt P50 ≈ 3–6 %, Alterung ~0,3 %/a). Er wird über die effektive Standortgüte gerechnet: Die § 36h‑Korrektur (Ist‑Ertrags‑Überprüfung nach 5/10/15 a) hebt den anzulegenden Wert bei Minderertrag an und fängt so gut die Hälfte des Erlöseffekts auf der EEG‑Menge auf — voll durchschlagen nur Direktliefermengen. 0 % = Konzeptsicht. Wofür der Regler taugt — und wofür nicht: Er beantwortet die Finanzierungsfrage („trägt der Cashflow auch bei dauerhaft vorsichtigem Ertragsansatz?" — P75/P90‑Logik der Banken, DSCR‑Sicht). Für die Gesamtrendite über die Laufzeit ist er ungeeignet: Dort gehört der Erwartungswert (0 %) hin — ein Daueranschlag rechnet doppelt konservativ, zumal § 36h ohnehin dämpft. Und als Stress für ein einzelnes schlechtes Jahr taugt er nur halb, weil das Modell levelisiert rechnet — der Abschlag wirkt hier wie jedes Jahr schlecht, nicht wie ein schlechtes Jahr.
Einspeisegrenze in % der Parknennleistung bei flexibler Netzanschlussvereinbarung / Überbauung des Netzverknüpfungspunkts (§ 8a EEG, § 17 Abs. 2b EnWG, in Kraft seit 25.02.2025). Rechtsstand: rein vertraglich, kein Automatismus — weder Anspruch des Betreibers noch Pflicht des Netzbetreibers (dieser muss die Möglichkeit nur prüfen und mitteilen); relevant wird sie engpassgetrieben am konkreten Netzverknüpfungspunkt, wenn der Anschluss sonst abgelehnt oder verzögert würde — es gibt keine Gebietskulisse „hohe Abregelung". Vereinbarungen können statisch (Dauergrenze — dieser Regler) oder dynamisch (nur definierte Engpass‑Zeitfenster, Energieverlust dann meist <1 %) ausgestaltet sein. Novellen‑Linie (Entwurfsstand): Bei unzureichender Netzkapazität soll der Anschluss künftig zunächst über eine flexible Vereinbarung als Zwischenlösung erfolgen. 100 % = feste Vollzusage (heutiger Regelfall). Die Grenze bestimmt die Kappspitze, an der der Speicher ansetzen kann.
Jahresenergie in den Stunden über der Einspeisegrenze — ohne Gegenmaßnahme nicht vermarktbar. Richtwerte aus typischen Dauerlinien: Grenze 90 % → ~2–4 % · 80 % → ~5–9 % · 70 % → ~8–15 % · 60 % → ~14–22 % (Schwachwindanlagen mit flacher Dauerlinie am oberen Rand). Die Richtwerte gelten für eine statische Dauergrenze; dynamische Zeitfenster‑Vereinbarungen liegen weit darunter. Rettungskaskade des Modells: Die Direktleitung nimmt ihren Mengenanteil physisch vor dem Netzverknüpfungspunkt ab (wind‑geführte Wärmepumpen‑Fahrweise vorausgesetzt) und ist von der Kappung ausgenommen; der Hybridspeicher fängt vom Rest so viel, wie seine Leistung an der Kappspitze deckt (Energiefaktor 0,6 — ein 2‑h‑Speicher puffert lange Starkwindblöcke nur teilweise). Nur der verbleibende Rest geht verloren; die Kaskade steht am Reglerwert. Sonstige Direktvermarktung läuft übers Netz und ist nicht geschützt.
All‑in €/kW für ein 6‑WEA‑Referenzprojekt inkl. Standard‑Umspannwerk. 1.450 = flaches Land · 1.700 = bergig · 1.900 = schwierige Erschließung. Enthält den Netzanschluss als Nebenkostenposition (Systematik der Kostenstudien); der UW‑Regler unten verrechnet nur die Differenz zum enthaltenen Standard — keine Doppelzählung.
Rückbauverpflichtung nach § 35 Abs. 5 BauGB (Rückbau + Beseitigung der Bodenversiegelung; von der Genehmigungsbehörde über eine Sicherheitsleistung abgesichert). Eingestellt wird der Nettobetrag nach Schrotterlösen; die behördliche Sicherheit wird brutto festgesetzt und liegt meist deutlich höher. Rechnung: verzinste Ansammlung zum FK‑Zins → die Jahresrate mindert Gewinn, GewSt‑Basis und LCOE; in den Renditen (Projekt, EK, Gesamt mit Speicher) wirkt der volle Betrag als Auszahlung im Jahr 25.
Umspannwerk & Netzanbindung, einmalig je Park (Projektpraxis: 4–6 Mio €), auf die Anlagenzahl umgelegt. ~5 Mio € stecken bereits in der Basis‑Investition. 0 = kein eigenes UW (kleiner Park bzw. vom Netzbetreiber gestellt). Reglerwert gilt für den 6‑WEA‑Referenzpark; der wirksame Ansatz skaliert grob mit der Parkgröße (Exponent 0,6, Kostendegression) und steht am Reglerwert. Oberhalb von ~8–10 WEA können real Sprungkosten hinzukommen (zweiter Trafo, höhere Spannungsebene) — hier nicht modelliert.
Parkgröße. Skaleneffekte (Preisnachlass auf die Anlage bis −9,5 %, Verteilung von Umspannwerk/Planung/Zuwegung) wirken innerhalb des Parks — und in Fall B zusätzlich über den Verbund.
Gebotswert am Referenzstandort im zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) des EEG 2027‑E: unterhalb des anzulegenden Werts zahlt der Netzbetreiber die Marktprämie, oberhalb führt der Betreiber den Refinanzierungsbeitrag ab (§ 21d EEG 2027‑E, Kabinett 29.07.2026 — noch nicht Gesetz). × Korrekturfaktor = anzulegender Wert. Nicht mit den Zuschlägen 2025/26 verwechseln (einseitige Marktprämie, Zuschläge aus 2026-Geboten behalten sie): dort ist der Gebotswert nur eine Untergrenze, die Markterlöse darüber bleiben beim Betreiber — deshalb fiel der mengengewichtete Zuschlagswert von 6,83 (05/2025) auf 4,79 ct/kWh (08/2026, Höchstwert 7,25). Im zweiseitigen Vertrag ist der Gebotswert der Erlös selbst; Gebote müssen dann die Vollkosten tragen und liegen wieder höher. Werte unter ~5 ct = Stresstest.
In Stunden mit negativen Börsenpreisen entfällt die CfD‑Vergütung; der Ausfall trifft nur die EEG‑vermarktete Menge (Direktliefermengen sind vertraglich fixiert). Heute je nach Profil ~1–3 % der Jahresarbeit, Tendenz klar steigend (2024 bundesweit 457 Negativpreisstunden, 2025 nochmals deutlich mehr). Für Hessen gilt nichts Eigenes: eine deutschlandweite Preiszone — entscheidend ist das Windprofil, und Binnenlandwind ist milder betroffen als PV, weil Negativpreise überwiegend solar‑mittags entstehen. Der Förderzeitraum verlängert sich um Negativstunden (§ 51a‑Logik); Behandlung im CfD‑Design des EEG 2027‑E vor Verwendung prüfen.
W2Verbund mehrerer Parks (Fall B)
Interkommunale Verbundplanung: gemeinsame Ausschreibung der Anlagen, gebündelte Planung und Rahmenverträge über mehrere Parkstandorte. Fall A rechnet stets mit einem Park; die Anzeige bleibt in beiden Fällen „je Park". Bei 1 Park rechnet Fall B exakt wie Fall A — alle orangen Hebel und die Speicher‑Verbundvorteile wirken erst ab 2 Parks; Infrastruktur‑ und Betriebsführungshebel skalieren zudem mit der Parkzahl (2 Parks = 75 % der Reglerwirkung, 3 Parks = 100 %). Mehr als 3 Parks je Verbund sind planerisch selten — Spanne bewusst 1–3.
Eigene Bautrupps & Transport‑/Baufahrzeuge im Verbund (Selbstfahrer): Bau­marge bleibt im Verbund statt beim Dienstleister.
Parkübergreifende Nutzung von Umspannwerk, Netzanbindung und Zuwegung — Kern der interkommunalen Verbundplanung. Wirkt als Abschlag auf die Kostenblöcke Netz + Zuwegung (halbe Wirkung: 30 % Regler = −15 % auf diese Blöcke). Reglerwert bezogen auf 3 geteilte Parks; bei 2 Parks wirken 75 % (Teilungsfaktor 1−1/n, normiert) — der wirksame Satz steht am Reglerwert. Richtwerte: 0 = getrennte Anschlüsse je Park · ≈15 = Trassenbündelung, gemeinsame Übergabestation · ≈30–50 = ein gemeinsamer Netzverknüpfungspunkt/Umspannwerk für den Verbund. Modellannahme, projektspezifisch prüfen.
Rahmenvertrag über den Parkverbund für Vollwartung/Service sowie technische & kaufmännische Betriebsführung — wirkt auf den bündelbaren Anteil (~60 %) der Betriebskosten. Richtwerte: 0 % = Einzelvergabe je Park · ≈5–10 % = Rahmenvertrag über 2–3 Parks · ≈15–20 % = größeres Portfolio mit eigenem Leitstand; Anbieter werben für die reine BF mit bis zu 30–40 %. Einordnung: BF‑Anteil an den Betriebskosten lt. Kostenstudien 17 % (Jahre 1–10) bzw. 13 % (Jahre 11–20), neuere Erhebungen 8–9 %; Wartung/Reparatur 44–55 %. Modellannahme, vertragsabhängig. Reglerwert bezogen auf 3 Parks; bei 2 Parks wirken 75 % (Teilungsfaktor wie bei der Infrastruktur).
W3Vermarktungsweg — ohne · Direktleitung · sonstige DV (unabhängig von Fall A/B)
Anteil, der über eine physische Direktleitung an Abnehmer vor Ort geliefert wird (Wärmenetz‑Wärmepumpen, Industrie). Wirkt nur, soweit der Preis über dem anzulegenden EEG‑Wert liegt — an windschwachen Standorten ist der EEG‑Wert wegen des hohen Korrekturfaktors oft schon höher.
Verkaufspreis je kWh über die Direktleitung (Korridorlogik auf der Unterseite).
Netzgebundene Lieferung außerhalb der EEG‑Förderung (PPA über das öffentliche Netz, sonstige Direktvermarktung): keine Leitungsinvestition, aber keine Marktprämie und keine §‑6‑Erstattung. Wirkt nur bei Preis über dem anzulegenden Wert. EEG 2027‑E: Der CfD‑Refinanzierungsbeitrag erfasst auch die sonstige Direktvermarktung (§ 21d) — Abschöpfung hier modelliert: Der Erlösregler unten ist brutto; abgezogen wird max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert) je kWh (Regler „Jahresmarktwert“). Liegt der Netto-Preis unter dem anzulegenden Wert, unterbleibt der Wechsel — Schwelle damit max(aW; JMW).
Erzielbarer Preis je kWh netzgebunden (PPA‑/Terminmarktniveau, profilbereinigt).
Cockpit-Ergänzung (EEG-2027-E): Referenz für den Refinanzierungsbeitrag in der sonstigen Direktvermarktung — abgeschöpft wird je eingespeister kWh max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert), unabhängig vom individuellen PPA-Erlös (produktionsbasiertes Benchmark-Prinzip, § 21d-E). Der Betrag ist unten bereits vom sdv-Preis abgezogen; dadurch verschiebt sich auch die Wechsel-Schwelle ökonomisch korrekt auf max(anzulegender Wert; Jahresmarktwert). Istwerte Wind an Land (Netztransparenz): 2024 6,293 · 2025 7,441 ct/kWh. Die physische Direktleitung bleibt unberührt (nicht eingespeist).
Trassenlänge Erdkabel bis zum Industriebetrieb. Einmalige Kosten je Kunde und Park — auf die Anlagenzahl des Parks umgelegt (Fall A und B gleich).
Vollkosten je Meter inkl. Bau & Übergabestation (Mittel-/Hochspannung, Erdkabel). Reglerwert für den 6‑WEA‑Referenzpark; wirksam skaliert grob mit √Parkgröße (größere Parks → stärkere Kabel und Übergabe).
Laufende Kosten in %/a des Leitungsinvests: Wartung, Gestattungen, Übergabemesstechnik. Die Abwicklung als Stromlieferant (Stromsteuer‑Anmeldung, Bilanzkreis, Meldewesen) liegt in der EVU‑Variante beim Versorger und ist hier vernachlässigt.
W4Hybridspeicher — Option „mit Speicher"
Enthalten in den Stufen F6, F7, F8 und F11 (Fall-Chips oben wählen), kein Schalter nötig — eine Hybridspeicher‑Anlage (netzgekoppelt: Börsen‑Arbitrage + Regelleistung, Ladung aus Netz und Park) als Add‑on: Verteilung und Gewinn Wind bleiben unberührt; das Zusatzergebnis (Δ) erscheint separat. Ein strenger Grünstromspeicher (Ladung ausschließlich aus dem Park) trägt sich mit heutigen Erlösen nicht — das Δ läge bei ≈ 0 bis negativ; über die Regler darstellbar (≈ 300 Zyklen, Sonstige 0). Variante X (in Fall A): eigenständig mit eigenem Netzanschluss am Einzelpark · Variante Y (in Fall B): co‑located, gemeinsam für den Verbund — Kosten, Erlöse und Δ anteilig auf die Parks umgelegt.
Wechselrichterleistung, eine Speicheranlage; in Fall B gemeinsam für den Verbund — Kosten und Erlöse werden auf alle Parks umgelegt. Reglerwert bezogen auf den 6‑WEA‑Referenzpark; die wirksame Auslegung skaliert linear mit der WEA‑Zahl (Fall B: gesamte Verbund‑Flotte) und steht am Reglerwert.
Kapazität = Leistung × Stunden. 2‑h‑Systeme sind 2026 der Marktstandard für Handel + Regelleistung.
Schlüsselfertig je nutzbarer kWh (Herstellerangabe nutzbare Energie am Netzverknüpfungspunkt; bei Zell‑Nennkapazität DoD ≈ 0,9 abziehen), ohne Netzanschluss. BESS‑Marktbericht Deutschland Q2 2026: Utility‑Scale >5 MWh 180–225 €/kWh (Q4 2025: 195–240; −7 % je Jahr), Co‑Location 1–5 MWh 205–265 €/kWh; BloombergNEF (12/2025): schlüsselfertig weltweit ≈ 117 $/kWh, Europa ≈ 177 $/kWh; Ember (12/2025): 125 $/kWh all‑in außerhalb Chinas/USA. 220 €/kWh ist damit für 70–80 MWh eher konservativ. Annahme, projektspezifisch prüfen.
%/a der Speicherinvestition (Wartung, Versicherung, Vermarktungsentgelt). 1,5 %/a entspricht dem Ansatz des BMWK‑Kostengutachtens.
Arbitragebetrieb: 1,5–2 Vollzyklen/Tag ≈ 550–730 Zyklen/a sind 2026 typisch; konservativ niedriger ansetzen. Simulation von Terra One für zwei Windpark-Speicher mit 2 h Speicherdauer (pv magazine, 5.10.2026): 1,48 bzw. 1,34 Vollzyklen/Tag ≈ 540 bzw. 490 Zyklen/a. Der größere Speicher kommt auf weniger Zyklen.
Netto-Marge je MWh Kapazität und Vollzyklus (Day-Ahead + Intraday, nach Wirkungsgrad, vor Vermarkterabschlag). Kalibrierung 2025: ISEA-Battery-Revenue-Index (RWTH) weist für ein 2-h-System im Day-Ahead 91 T€/MW·a aus (2024: 77,5; perfekte Voraussicht, ≤ 2 Zyklen/Tag) — je MWh und Zyklus bei 550 Zyklen ≈ 83 €; realistisch erfassbar ~80 % plus Intraday-Aufschlag → ≈ 70–78 €/MWh heute. KfW Research (08/2026): mittlerer Tagesspread Day-Ahead 108 €/MWh, jeder Zubau von 12 MW Großspeicher je GW Spitzenlast drückt ihn um 18–20 €/MWh. THEMA (2025): Day-Ahead-Erlös 2-h-System 86 T€/MW·a heute → 50 T€ bei 47 GW Speicher (2030-Basis) → 12 T€ bei 150 GW. 60 = flaches 15-Jahres-Mittel eines Pfads 75 (2026) → 50 (2030) → 40 (ab 2032); Gegenläufig: 15-Minuten-Day-Ahead seit 10/2025, Gaspreisniveau (+50 % Gas ≈ +30 % Day-Ahead-Erlös laut Modo), möglicher Kapazitätsmarkt. Annahme — Ausblick auf der Seite „Speicher · H₂".
€/kW·a aus aFRR/FCR und Momentanreserve (seit 22.01.2026 marktlich, ≈ 20 T€/MW·a, parallel vermarktbar) u. ä. Erfordert Präqualifikation und Netzbezug — der Kanal setzt den Hybridbetrieb voraus. Auch hier Kompression durch Zubau (UK‑Referenz: FCR −30 % seit 2023); 45 = vorsichtiges 15‑Jahres‑Mittel. Annahme.
Anteil der Markterlöse (Arbitrage + Regelleistung) an Vermarkter/Optimierer — üblich 10–15 %. Wirkt nicht auf die vermiedene Abregelung.
Gilt nur, wenn der Speicher seinen Anschluss über eine flexible Netzanschlussvereinbarung erhält (§ 17 Abs. 2b EnWG, § 8a EEG; für das Übertragungsnetz geplant § 17a Abs. 2 EnWG-E). Übliche Auflagen: Ein- und Ausspeisung um 10–50 % begrenzt, Rampen bis 40 % der Leistung je Minute, Fahrplan 2–3 h vor Lieferung fixiert, nur 20–80 % der Kapazität für Regelleistung. Laut EY sinkt die Projektrendite je nach Art der Auflagen um 3–8 Prozentpunkte. Begrenzung von 100 auf 80 MW bei Engpass: Umsatz −8 %, EBITDA −11 %, Fremdkapital −14 %. Für sehr restriktive Musterverträge berichtet die Branche von bis zu −20 % Umsatz. 0 = fester Netzanschluss. Quelle: EY-Webcast „Rechtsrahmen für BESS“, 6.10.2026. Annahme.
Batterien verlieren ~1,5–2 %/a nutzbare Kapazität; über 15 a im Mittel ~7 % weniger Zyklusarbeit (ohne Augmentation — eine Nachrüstung ab Jahr 8–10 wäre alternativ als zweite Investition zu führen, hier nicht modelliert). Wirkt auf den Arbitrage‑Term und den LCOS‑Durchsatz.
Am Netzverknüpfungspunkt, inkl. Wechselrichter, Trafo und Eigenbedarf; LFP‑2‑h‑Systeme 86–90 %. Die Handelsmarge ist bei 88 % kalibriert (netto nach Verlusten); weicht der Regler ab, wird sie um Ladepreis × (1/η − 1/0,88) korrigiert (Ladepreis‑Anker 40 €/MWh: 80 % ≈ −4,5 €/MWh je Zyklus). Außerdem: vermiedene Abregelung nur zu η, Vollkosten der gespeicherten Park‑kWh = LCOE ÷ η + LCOS. Stand‑by‑Verbrauch (≈ 1–2 % der Kapazität je Tag) steckt pauschal in den Betriebskosten.
€/kW einmalig für eigenen Anschluss + Baukostenzuschuss in Variante X (eigenständig, Fall A). In Variante Y entfällt der Posten durch Mitnutzung des Park‑Umspannwerks. Stark standortabhängig — Annahme.
Δ €/MWh je Zyklus in Fall B: Ladung aus sonst abgeregeltem oder negativ bepreistem Windstrom hebt die Marge (+); eine strikte Grünstrom‑Fahrweise ohne Netzbezug kann sie auch senken (−). Standortspezifisch, Annahme.
Anteil der sonstigen Erlöse, der in Fall B erhalten bleibt. Ein Speicher, der ausschließlich aus der eigenen Anlage lädt, kann keine symmetrische Regelleistung anbieten — Mischbetrieb (anteiliger Netzbezug) mindert den Verlust.
% der Windjahresarbeit, die in Fall B über den Speicher zusätzlich verwertbar wird (Abregelung, Negativpreisstunden) — vereinfachend zum anzulegenden Wert bewertet. Standortspezifisch, Annahme.
W5Kapitalverzinsung & Pacht
Anteil Eigenkapital an der Gesamtinvestition; der Rest ist Fremdkapital. Wind‑Projektfinanzierungen liegen typisch bei 20–30 %. Die Quote verschiebt WACC, Zinslast und den Hebel der EK‑Rendite: weniger EK = höhere EK‑Rendite, aber strengere Bankanforderungen (DSCR).
Konditionen des Einzelparks; Modellstandard 4,00 % (RBID). Wirkt nur in Fall A.
Wirkt nur in Fall B: Risikopooling & Cashflow‑Diversifizierung über bonitätsstarke Partner → günstigere FK‑Konditionen im Verbund. Beide FK‑Regler stehen hier bewusst nebeneinander — je Fall getrennt einstellbar.
Kalkulatorische Verzinsung des Eigenkapitals; marktüblich 6–7 %, Voreinstellung 5 % = kommunal geprägter Verbund. 2–4 % = kommunales Eigenprojekt, 0 % = reiner Kapitalerhalt: das Eigenkapital wird nur zurückgeführt, die Position „EK‑Rendite Investoren" wird 0 und der gesamte Gewinn erscheint als weiterer Betriebsgewinn. Der Regler bestimmt die Aufteilung des Gewinns — nicht dessen Höhe. Zusammen mit dem FK‑Zins ergibt sich die Kapitalkostenschwelle (WACC) = 25 % × EK‑Ziel + 75 % × FK‑Zins; sie steht in den Gewinn‑Kacheln neben der Gesamtrendite — liegt diese darüber, verdienen Bank und Investoren mehr als ihren Anspruch.
Anteil am Wind‑Stromerlös. Voreinstellung 3,5 % = Pachtdeckel des § 36d EEG 2027‑E (max. 3,5 % × Standortertrag × anzulegender Wert, inkl. Nebenanlagen im 2.500‑m‑Radius; Kabinettsstand, Pönale 50 €/kW·a bei Verstoß; Bundesrat fordert Streichung, Bundesregierung hält fest — erstmals für Gebotstermine nach dem 1.1.2028). Bei kommunaler Fläche (HessenForst/Kommune) fließt die Pacht ohnehin an die öffentliche Hand.
Alle Gewinnangaben sind vor Gewerbesteuer. Die GewSt wird nachrichtlich geschätzt (Messzahl 3,5 % × Hebesatz, vereinfacht ohne Hinzurechnungen/Kürzungen) — davon fließen seit 2021 mindestens 90 % an die Standortkommunen (Zerlegung).
Eigenanteil des Parks an § 6‑EEG‑Zahlungen über die Netzbetreiber‑Erstattung hinaus (erstattet werden 0,2 ct je eingespeister kWh; die erstattete Zahlung ist hier ergebnisneutral und steckt nur konservativ im LCOE). Nach dem EEG‑2027‑Kabinettsentwurf dürfen Betreiber künftig 0,3 ct auf die erzeugte Menge anbieten — die Differenz (≈ 0,1 ct plus Erzeugt‑/Eingespeist‑Delta) bleibt unkompensiert; ebenso die 0,2 ct auf Direktliefermengen. Bemessung vereinfachend auf die erzeugte Jahresmenge. 0 = Standard (nur erstattete Zahlung).

Kernannahmen PV zuerst Schritt 1 · Annahmen

Die wichtigsten Hebel zuerst — Marktwert, CAPEX, Ertrag, Finanzierung. Alle weiteren Regler folgen darunter, die Ergebnisse danach.

Verteilung von Erlösen, Kosten und Gewinn Fall A · einzelner ParkFall B · Verbund

Gleiche Zerlegung wie beim Windpark: Der Jahreserlös verteilt sich auf Fremdkapitaldienst, Eigenkapital-Rückführung, Betrieb, Pacht und § 6 EEG — der Rest ist Gewinn, aufgeteilt in kalkulatorische EK-Zielverzinsung und weiteren Betriebsgewinn. Fall A einzeln, Fall B mit den eingestellten Verbund-Hebeln; alle Werte je Park.
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Gewinn
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des Jahreserlöses
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Gewinn
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des Jahreserlöses
F11 · Vollverbund (PV-Strang) — konstante Referenz
Position · EmpfängerFall 1 T€/aFall 2 T€/aΔ 2−1Anteil Fall 2

Freiflächen-PV — Kennzahlen: einzeln (A) ↔ Verbund (B)

Gewinn Fall A / B
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Projekt-IRR A / B
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LCOE A / B
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Direktlieferung PV (Fall B)
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PV-Anteil Verbundspeicher
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P1Anlage & Ertrag
Freiflächenanlage im ersten Segment (Ausschreibungspflicht oberhalb 1 MWp installierter Leistung). 12 MWp ≈ Größenordnung einer kommunalen Freifläche von rund 12 ha.
Netto‑Ertrag je kWp und Jahr (= Vollbenutzungsstunden). Mittelhessen typ. ≈ 950–1.050 kWh/kWp·a (Südausrichtung, fest aufgeständert); bifazial/Tracker höher. Moduldegradation ist vereinfachend im Mittelwert enthalten.
Eingezäunte Parkfläche je MWp. Moderne Freiflächenanlagen ≈ 0,8–1,2 ha/MWp; Agri‑PV (hoch aufgeständert) deutlich mehr.
P2Investition, Betrieb & Finanzierung
Systemkosten schlüsselfertig inkl. Netzanschluss, je kWp. Fraunhofer‑ISE‑Band Freifläche >1 MWp: ≈ 700–900 €/kWp (LCOE‑Studie 2024); große Parks 2025/26 am und unter dem unteren Rand. Fall‑B‑Vorteile über die orangen Hebel.
Technische & kaufmännische Betriebsführung, Wartung, Versicherung, Rückbaurücklage — je kWp und Jahr, ohne Pacht (eigener Regler).
Marktstandard‑Kondition des Einzelprojekts; der Verbund‑Vorteil steht bei den orangen Hebeln.
Kalkulatorische Zielverzinsung auf das gebundene Eigenkapital; erscheint unten als gelbe Gewinnposition. Kapitaldienst annuitätisch über 30 Betriebsjahre. Nominalzins: enthält die Inflationserwartung — Realrendite ≈ Zins − Inflation. Der Kaufkrafterhalt des EK wird über die Rendite geleistet (Thesaurierung des Inflationsanteils), nicht über einen zusätzlichen Reinvestitionsaufschlag; für eine Real-Zielrendite den Regler entsprechend höher stellen. Gegenläufig auf der Erlösseite: Der anzulegende Wert ist nominal fix, indexierte Direktliefer-/PPA-Preise stabilisieren real.
P3Vermarktung & Regulierung
Anzulegender Wert aus der Freiflächen‑Ausschreibung (erstes Segment). Zuschläge 2026: Ø 4,94 (März) bzw. 4,79 ct/kWh (Juli), Höchstwert Juli 2026: 5,90. Nach EEG 2027‑E künftig Gebotswert im zweiseitigen CfD (Refinanzierungsbeitrag § 21d, Kabinett 29.07.2026). Möglicher Niveauwechsel: Weil der zweiseitige CfD Mehrerlöse oberhalb des anzulegenden Werts abschöpft, entfällt der Optionswert der bisherigen einseitigen Marktprämie — künftige Zuschläge könnten daher über den bisherigen EEG‑Zuschlägen liegen; die Runden 2026 sind zudem durch Vorzieheffekte vor dem Auslaufen der Beihilfegenehmigung (31.12.2026) gedrückt. Die Skala reicht deshalb bewusst über den Freiflächen‑Höchstwert hinaus bis 9,5 ct — das deckt auch Agri‑PV / besondere Solaranlagen ab: derzeit +0,5 ct/kWh Aufschlag für hoch aufgeständerte Anlagen (2026–2028), nach Solarpaket I eigener Höchstwert 9,5 ct/kWh (unter EU‑Beihilfevorbehalt); Details in der Karte »Fläche & Pacht«.
Anteil der PV‑Jahreserzeugung in Viertelstunden mit negativem Spotpreis (2023: 8 % · 2024: 14,5 % · 2025: 23,4 %; LfL‑Auswertung). Für Neuanlagen entfällt die EEG‑Zahlung in diesen Zeiten vollständig.
Barwert‑Ausgleich der Null‑Erlös‑Mengen durch den verlängerten Vergütungszeitraum (Solarspitzengesetz): 100 % = voller Ausgleich, 0 % = Totalverlust. Wegen Abzinsung und Marktwertrisiko am Laufzeitende realistisch deutlich unter 100 %.
Nur in künftig ausgewiesenen kapazitätslimitierten Netzgebieten relevant: Neuanlagen sollen dort Redispatch‑Abregelung bis zu einer Kappungsgrenze von 18 % des Jahresertrags entschädigungslos tragen (Netzpaket, Kabinettsfassung 29.07.2026 — Entwurf, nicht geltendes Recht). 0 = Standard‑Netzgebiet.
Preiskorridor wie in der Direktleitungs‑Kalkulationshilfe: Untergrenze ≈ effektiver EEG‑Erlös + Leitungsumlage, Obergrenze ≈ Externbezug des Versorgers − Mindestersparnis. PPA/Direktlieferung liegt außerhalb der EEG‑Förderung und damit außerhalb der CfD‑Abschöpfung.
Annuität der Direktleitung, umgelegt auf die Direktliefermenge. Im Verbund (Fall B) sinkt sie über den orangen Hebel »Mitnutzung Direktleitung«, weil die Trasse des Windparks mitgenutzt wird.
Netto‑Erlös je kWh am Markt (Marktwert Solar abzüglich Vermarktungskosten). Jahresmarktwert Solar 2025: 4,508 ct/kWh; Monatswerte 2026 zwischen 1,3 (April) und 11,0 ct/kWh (Januar) — Profilrisiko beachten.
Kommunalabgabe nach § 6 EEG: zulässig und vom Netzbetreiber erstattet sind 0,2 ct je eingespeister kWh (ergebnisneutral, steckt nur konservativ im LCOE). Nach dem EEG‑2027‑Kabinettsentwurf künftig 0,3 ct auf die erzeugte Menge — die Differenz sowie Abgaben auf Direktliefermengen blieben unkompensiert. 0 = Standard.
P4Pacht
€ je ha eingezäunter Fläche und Jahr; marktüblich derzeit ein Vielfaches der Agrarpacht, regional stark streuend. Der EEG‑2027‑Kabinettsentwurf enthält eine gesetzliche Pachtbegrenzung — Reichweite für Freiflächen‑PV im parlamentarischen Verfahren offen, hier nicht als Deckel modelliert.
P5Verbund‑Hebel (nur Fall B)
Zum Zuschalten des PV‑Parkverbunds (1 = aus, nur Kopplung an den Windpark). Ab 2 bündeln mehrere PV‑Parks zusätzlich Vergabe/EPC und Betriebsführung über die Gesamtfläche und finanzieren im Portfolio: Die Hebel »Vergabe« und »Betrieb« wirken je weiterem Park um 25 % stärker (Kappung 18 % bzw. 30 %), der Zinsvorteil steigt um 0,05 %-Pkt. je Park. Mitnutzung von Netzverknüpfungspunkt und Direktleitung (Wind) bleibt unverändert. Alle Karten zeigen weiterhin Werte je Park; Gesamt‑Leistung, ‑Fläche, ‑Ertrag und ‑Pacht stehen unter »Fläche & Pacht«, die Saison‑/Wärme‑Kopplung rechnet über den Gesamtverbund.
Gebündelte Ausschreibung von Wind‑ und PV‑Los, gemeinsame Baustelleneinrichtung und Planung.
Mitnutzung von Umspannwerk und Netzanschluss des Windparks (Kabel‑Pooling / Überbauung des Netzverknüpfungspunkts, durch das Solarpaket I erleichtert) statt eigenem Anschluss — als CAPEX‑Abschlag je kWp.
Gemeinsame Betriebsführung, Wartungsverträge, Versicherung, Direktvermarktungsdienstleister mit dem Windpark.
Portfolio‑Finanzierung im Verbund; Abschlag in Prozentpunkten auf den Fall‑A‑Zins.
Reduktion der Leitungsumlage in Fall B, weil die Direktleitung des Windparks zum Wärmenetz mitgenutzt wird (Grabensynergie, gemeinsame Übergabe).
P6Direktlieferung im Verbund — Bilanz hinter der Leitung (synchron, keine Eingabe)
Direktbedarf = Wärmenetze (System-Tab, Gruppe B) × Wärmepumpenstrom (Direktleitungs-Tab) + E-Pkw-Direktladen (System-Tab, Gruppe V). Die Wunschanteile aus Regler W3 (Wind) und P4 (PV) gelten nur bis zu diesem Bedarf; darüber werden beide anteilig gekappt und der Überschuss zum EEG-/Marktwert vermarktet — in allen Stufen F9–F11 und in der Systemrechnung.
P7PV-Anteil am Verbundspeicher
Zusätzliche Speicherkapazität für den PV-Strang, die in den Stufen F8 und F11 dem gemeinsamen Verbundspeicher zugeschlagen wird — eine Anlage, eine Investition (Regler „Investition Speicher" auf der Wind-/Speicherseite), ein Erlösmodell; der PV-Anteil hebt die Speicherleistung bei gleicher Speicherdauer. 0 = kein PV-Anteil. Faustregel Co-Location: 0,5–1,5 MWh je MWp; Voreinstellung 10 MWh ≈ 0,8 MWh/MWp beim 12-MWp-Referenzpark. Kennzahlen auf der Seite „Speicher · H₂".

Kernannahmen Speicher zuerst Schritt 1 · Annahmen

Ein Verbundspeicher am gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt: Wind-Auslegung (Leistung × Dauer, skaliert mit der Anlagenzahl) plus PV-Anteil (Kapazität je PV-Park) — in F6/F7 nur der Windteil, in F8/F11 Wind + PV als eine Anlage mit einer Investition und einem Erlösmodell. Die Regler sind dieselben wie auf den Wind- und PV-Seiten, synchron in beide Richtungen. Kein Schalter nötig: Speicherstufen rechnen immer mit, die übrigen Stufen (F1–F5, F9, F10) immer ohne; Leistung 0 bzw. PV-Anteil 0 schalten den jeweiligen Teil ab.

Speicherauslegung im Vergleich zum Zielsystem Vergleichswert

Das Zielsystem des Netzentwicklungsplans hält je installiertem EE-Megawatt eine bestimmte Batterieleistung vor (System-Tab, Gruppe B). Dieselbe Proportion, auf den Verbund und auf einen einzelnen Park angewandt, ergibt einen Vergleichswert für die Speicherauslegung.
Zielsystem-Verhältnis
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Verbund: konfiguriert · proportional
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Einzelpark: proportional
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Verbundspeicher — Windteil F7 · Wind-Verbund + Speicher

Eine Hybridspeicher-Anlage am Verbund-Netzverknüpfungspunkt; Auslegung skaliert linear mit der Anlagenzahl (Reglerwert = 6-WEA-Referenz). Erlöse aus Handelsmarge je Vollzyklus, sonstigen Erlösen (Regelleistung, Kapazität) und vermiedener Abregelung; Kapitaldienst über 15 Jahre inklusive der eingestellten EK-Zielverzinsung.
Auslegung
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Investition Verbundspeicher
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Kapitaldienst + Betrieb p. a.
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Erlöse p. a.
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Δ-Ergebnis Speicher p. a.
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Rendite Speicher (allein)
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Speicherkosten je kWh (LCOS)
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Gespeicherte Park-kWh (Vollkosten)
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Vermarktungswert-Hub
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Verbundspeicher — Wind + PV F8, F11 · eine Anlage

Auslegung gesamt
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Investition · Kosten p. a.
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Erlöse p. a.
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Δ-Ergebnis p. a.
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Rendite Speicher (allein)
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Speicherkosten je kWh (LCOS)
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Gespeicherte Park-kWh (Vollkosten)
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Wind- und PV-Anteil bilden eine Speicheranlage: gleiche Investition je kWh, gleiche Zyklen, Margen und sonstigen Erlöse; Kapitaldienst über 15 Jahre zur Wind-Finanzierung, Kosten und Erlöse anteilig auf die Windanlagen des Verbunds umgelegt (Konvention des Windmodells). Der PV-Anteil hebt die Leistung bei gleicher Speicherdauer.

Betriebsweise: Grünstrom, Mischbetrieb oder Graustrom Rechtsstand 05.10.2026

Ein Speicher am Windpark kann auf drei Arten betrieben werden. Davon hängen ab, was er laden darf, an welchen Märkten er teilnimmt und was er erlöst.
BetriebsweiseLadenMärkteFörderung und NetzentgeltErlös je MW (2 h)
Grünstromspeichernur aus dem ParkDay-Ahead, Intraday, positive aFRR. Kein FCR und keine negative aFRR, weil der Speicher dafür Netzstrom aufnehmen müsste (EERA, 7/2026)Der zwischengespeicherte Strom behält die EEG-Förderung, solange nur Parkstrom geladen wird (Ausschließlichkeitsprinzip). Kein Netzbezug, also keine Netzentgelte auf Ladestrom87–97 T€/MW·a (Terra One, Windpark, 2 h, Simulation 10/2026); EERA Juni 2026: ≈ 15 T€ im Monat für den Speicherteil (Einzelmonat)
Mischbetrieb nach MiSpeLPark und Netz, mengenmäßig abgegrenztalle Märkte. Die Netzladung lohnt vor allem in Stunden ohne WindBNetzA-Festlegung vom 1.10.2026 (Grundlage § 85d EEG): Mit der Abgrenzungsoption (Messung der Strommengen, meist zwei Zähler) bleibt die Förderung für den zwischengespeicherten EE-Strom erhalten. Für rückgespeisten Netzstrom gelten Entlastungen bei Netzentgelten und Umlagen. Umsetzung durch Netz- und Messstellenbetreiber bis 30.9.2027, vorher nur mit deren Zustimmungzwischen beiden Werten; keine belastbare Studie gefunden
Graustromspeicher (Gesamtmarkt)beliebig aus dem Netzalle Märkte einschließlich FCR und aFRR in beide RichtungenZwischengespeicherter Parkstrom verliert ohne Abgrenzung die EEG-Förderung. Ladestrom ist bei Inbetriebnahme bis 4.8.2029 für 20 Jahre von Netzentgelten befreit (§ 118 Abs. 6 EnWG). Für neue Anlagen gilt das laut AgNes-Entwurf nur mit FID vor dem 1.1.2027 und Nachweis bis 31.3.2027. Ohne FID gilt ab 2029 ein Kapazitätspreis von 4–7 €/kW·aISEA-Index 2025: 259 T€/MW·a mit perfekter Voraussicht, real erfassbar ≈ 70–85 %; Modo Juni/Juli 2026: 224 / 205 T€/MW·a, theoretisch ohne Einschränkungen, davon 52 % aFRR-Leistung
Was das Cockpit voreinstellt: 550 Zyklen, 60 €/MWh Marge und 45 €/kW·a sonstige Erlöse. Das entspricht einem Grünstromspeicher und ergibt ≈ 106 T€/MW·a vor Vermarktungskosten. Ein Graustromspeicher erlöst laut Index etwa das Doppelte. Der Mehrerlös stammt überwiegend aus Regelleistung und vom Laden in windarmen Stunden. Er hat mit dem Windpark wenig zu tun: Ein Graustromspeicher lohnt sich an jedem Netzanschluss mit freier Kapazität. Am Windpark spart er vor allem Netzanschluss und Fläche.
Die Tasten setzen Zyklen, Marge und sonstige Erlöse. Grünstrom: 550 Zyklen / 60 €/MWh / 45 €/kW·a. Mischbetrieb: 620 / 65 / 80, eine Annahme zwischen den Belegen. Graustrom: 700 / 70 / 110 ≈ 200 T€/MW·a brutto, kalibriert auf rund 80 % des ISEA-Index 2025 und auf die Modo-Werte 2026. Die Marge sinkt mit dem Zubau. Die Tabelle „Kalibrierung & Ausblick" gilt für alle drei Betriebsweisen.

Kalibrierung & Ausblick Speichererlöse Stand 09/2026

Die Handelsmarge ist der einzige Speicherparameter, den der Markt jedes Jahr neu setzt — und er fällt mit dem Zubau. Die Tabelle rechnet den Verbundspeicher (F11, Wind + PV) bei den Margen des erwarteten Pfads durch; alles andere bleibt wie eingestellt.
LCOS-Einordnung. Levelized Cost of Storage = (Kapitaldienst + Betrieb) je entladener kWh über die Nutzungsdauer, ohne Ladestrom (Konvention Ember, CUBE CONCEPTS); Ladeverluste stecken hier in der Handelsmarge. Die Zahlen sind nur mit ihren Annahmen vergleichbar — Zyklenzahl, Nutzungsdauer und Diskontsatz entscheiden mehr als der Zellpreis.
Belege zur Kalibrierung und zum Ausblick
Erlöse heute: ISEA-Index (RWTH Aachen, 01/2026): 2-h-System 2025 gesamt 259 T€/MW·a (2024: 309; −16 %), davon Day-Ahead 91 T€ (+17 %), aFRR-Leistung 146 T€ (+39 %), aFRR-Arbeit 76,5 T€ (−66 %), FCR 106 T€ (−7 %; präqualifizierte Batterieleistung 1,35 GW gegen 0,53–0,56 GW Bedarf) — Indexwerte mit perfekter Voraussicht, real erfassbar ~70–85 %.
Zubau: 1.6.2026 rund 19 GW / 29 GWh Batteriespeicher in Deutschland, davon ~80 % Heimspeicher; Großspeicher ≈ 3 GW; Netzanschlussbegehren 2024 ≈ 400 GW, davon 25 GW genehmigt; 2025 laut EY 574 GW beantragt, 54 GW zugesagt (≈ 9 %). Die BNetzA hat Ablehnungen bestätigt, im Verteilnetz wegen Spannungsabfalls im 110-kV-Netz (BK6-25-325, 30.3.2026), im Übertragungsnetz wegen belegter Schaltfelder, mit Anschluss nicht vor 2030 (BK6-25-287, 4.5.2026). Die ÜNB vergeben seit April 2026 im Reifegradverfahren, die Hamburger Energienetze ab 1,5 MVA anteilig; laut Marktstammdatenregister ~14 GW Großspeicher bis Mitte 2030 geplant (KfW Research Nr. 555, 19.8.2026).
Spread-Kompression: KfW: −0,52 €/MWh Tagesspread je MW Großspeicher pro GW Spitzenlast; der Zubau 2023–2025 (12 MW/GW) entspricht −18–20 €/MWh auf den Mittelwert von 108 €/MWh; Mittagsstunden +0,14, Abendstunden −0,38 €/MWh je MW/GW. THEMA (06/2025): Day-Ahead-Erlös 86 → 50 T€/MW·a (47 GW, 2030) → 12 T€ (150 GW); Null-/Niedrigpreisstunden sinken von ~1.500 auf ~850. Modo (06/2026): Spreads −40 % bei 78 GW Überangebot 2030; Day-Ahead-Erlös +30 % bei 50 % höherem Gaspreis — Gas ist die größte Erlössensitivität.
Grünstromspeicher am Windpark im Vergleich zu PV (Terra One, pv magazine 5.10.2026; Grünstrombetrieb, Speicher lädt nur aus dem Park): Simuliert wurden zwei Windparks mit Speichern von 2 h Speicherdauer. Bei 75 % der Parknennleistung ergeben sich 97.329 €/MW·a bei 1,48 Vollzyklen/Tag. Bei 93 % der Parknennleistung sind es 86.909 €/MW·a bei 1,34 Vollzyklen/Tag. Ein PV-Speicher erreicht 107.300 €/MW·a. Am Windpark stammen 76,5 % der Erlöse aus dem kontinuierlichen Intraday-Handel; Windspeicher laden unregelmäßiger und brauchen eine Handelslogik, die auf Minuten reagiert. Die Erlöse sind übers Jahr gleichmäßiger verteilt: Der stärkste Monat bringt das 2,0-Fache des schwächsten, bei PV das 9,2-Fache. Abgleich mit dem Cockpit: Die Voreinstellung ergibt je MW Speicherleistung 2 MWh × 550 Zyklen × 60 €/MWh × (1 − 7 % Degradation) ≈ 61 T€ aus Arbitrage plus 45 T€ sonstige Erlöse. Das sind ≈ 106 T€/MW·a brutto oder ≈ 94 T€/MW·a nach 12 % Vermarktungskosten, im Verbund mit 80 % der sonstigen Erlöse ≈ 86 T€. Das liegt in derselben Spanne. Die Quelle nennt nicht, ob ihre Werte vor oder nach Vermarktungskosten gelten, und sie stammen von einem Anbieter. Die Simulation stützt außerdem eine Größenordnung, die über der Voreinstellung des Cockpits liegt. Dort sind es 0,56 MW Speicher je MW Erzeugung im Vollverbund, bei Terra One 0,75–0,93 MW je MW Windleistung. Größere Speicher erlösen je MW weniger (−11 % von 75 % auf 93 %).
Neue Kanäle: Momentanreserve marktlich seit 22.1.2026 (≈ 10–20 T€/MW·a für netzbildende Wechselrichter); kapazitätsbasierte Netzentgelte nach dem AgNes-Festlegungsentwurf der BNetzA (6.8.2026, Konsultation bis 18.9.2026, Beschluss Ende 2026 geplant, Geltung ab 1.1.2029): für Einspeiser und netzgekoppelte Speicher ein reiner Kapazitätspreis in der Größenordnung 4–7 T€/MW·a, keine Arbeitspreise; die 20-jährige Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG bleibt für laufende Anlagen. Neue Speicher erhalten sie laut Entwurf nur mit einer endgültigen Investitionsentscheidung (FID) vor Bekanntgabe der Festlegung (geplant 1.1.2027). Als FID gilt, wenn verbindlich mindestens 50 % des Investitionsvolumens bestellt sind und ein Rücktritt einen Schaden von mindestens 25 % verursachen würde. Die FID ist bis 31.3.2027 beim Netzbetreiber nachzuweisen, in Betrieb gehen muss der Speicher bis 4.8.2029 (Tenorziffer 2.1). Damit fällt die Investitionsentscheidung vor die Finanzierung (EY-Webcast „Rechtsrahmen für BESS“, 6.10.2026). Ohne FID gilt ab 2029 das reguläre Entgeltsystem; die Regelung ist in der Konsultation umstritten; Kapazitätsmarkt ab 2032 (Rechtsrahmen 2027 angekündigt).
LCOS-Konventionen: Ember, „How cheap is battery storage?" (11.12.2025): 125 $/kWh all-in (75 Ausrüstung + 50 Installation/Netz), ≥ 4 h, 0,8 Vollzyklen/Tag, 20 a, ≤ 2 %/a Degradation, Wirkungsgrad 90 %, OPEX ~2 %/a, Diskontsatz 5–7 % → 65 $/MWh, ausdrücklich ohne Ladestrom. CUBE CONCEPTS, „LCOS berechnen" (10.7.2026): gleiche Formel mit diskontiertem Durchsatz, im Rechenbeispiel aber ohne Diskontierung (WACC 0) — bei den dort genannten 7–10 % liegt das Beispiel um die Hälfte höher; die dort genannten 4–8 ct/kWh für Heimspeicher lassen sich mit 500–1.000 €/kWh installiert und ~250 Zyklen/a nicht nachvollziehen (eher 15–35 ct). Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten (07/2024): PV-Freifläche mit Batterie 6,0–10,8 ct/kWh bezogen auf die gesamte PV-Arbeit abzüglich Speicherverluste (Batterie 400–600 €/kWh) — Gesamtsystem-LCOE, kein LCOS.
Lesart für den Verbund: Der Speicher trägt sich 2026 komfortabel, 2030 knapp und danach nur mit Regelleistungs-/Kapazitätserlösen oder gefallenen Investitionskosten (Lernrate ~19 % je Verdopplung, KfW) — deshalb hier ein flaches Mittel statt des heutigen Werts.

Wasserstoff aus dem Verbund — Gestehungskosten LCOH · Sensitivität

Elektrolyse am Verbund-Netzverknüpfungspunkt, Strom per Direktleitung aus dem Park (Bezugspreis = Regler; Untergrenze Verbund-LCOE, Obergrenze Direktlieferpreis). Annuitätenmodell wie im übrigen Cockpit: Kapitaldienst und Betrieb je Volllaststunde plus Strom, geteilt durch den Wirkungsgrad. Kein Zeitreihenmodell — die Volllaststunden sind eine Annahme; wer nur Überschussstrom nutzt, kommt selten über 1.500–2.500 h.
Wasserstoff-Gestehungskosten
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davon Strom · Kapital · Betrieb
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H₂-Menge · Strombedarf
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Elektrolyse: konfiguriert · Zielsystem-proportional
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Bezugskosten am Abnehmer
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Gegen Import-Referenz
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Rückverstromt
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Break-even Strompreis
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Wo sich Wasserstoff aus dem Verbund rechnen kann — und wo nicht
1 · Rückverstromung (Backup): rechnet sich aus dem Verbund heraus nicht — Roundtrip ≈ 30 %, die rückverstromte kWh kostet das Drei- bis Vierfache des Einkaufsstroms. Das ist Systemaufgabe der StromVKG-Kraftwerke, nicht des Parks.
2 · Fahrzeugflotten (Lkw, Bus, Kommunalfahrzeuge): der einzige Pfad mit lokalem Zahlungsbereitschafts-Anker — Tankstellenpreis 8–10 €/kg, dazu THG-Quotenerlöse; eine Verbund-Elektrolyse bei 5–6 €/kg kann tragen, wenn eine gebundene Flotte mit einigen hundert kg/Tag existiert. Risiko: batterieelektrische Lkw gewinnen die meisten Einsatzprofile, H₂-Busflotten wurden teils wieder auf Batterie umgestellt.
3 · Industrieabnehmer (Chemie, Glas, Metall, Raffinerie): Zahlungsbereitschaft 4–6 €/kg für zertifizierten grünen H₂ (RFNBO); regional nur mit Abnehmer in Pipeline- oder Trailer-Distanz.
4 · Grauer H₂ als Maßstab: bei 80 €/MWh Gas liegt grauer H₂ um 4 €/kg (Hydex Grey 07/2026: 123 €/MWh) — die Lücke zum grünen Verbund-H₂ ist derzeit klein, bei 35 €/MWh Gas dagegen ≈ 2 €/kg.
5 · Was das Nachfrageprofil kostet (Fraunhofer CINES, Juli 2026, Jahr 2035): Erzeugung 3,80–7,26 €/kg; flexible Industrie vor Ort 3,80–7,26 (kein Transport, kein Speicher); flexible Industrie mit Kernnetz 4,21–7,82; Bandlast-Industrie 4,41–8,43; KWK ohne Netz 4,46–8,99, mit Netz 5,91–10,84; H₂-Turbine ohne Netz 5,11–10,71, mit Netz 8,77–15,61 €/kg (265–460 €/MWh). Infrastrukturaufschlag: Industrie 8–16 %, KWK 17–44 %, Turbinen 34–131 % — Hochlaufentgelt Kernnetz 25 €/kWh/h/a auf wenige Stunden umgelegt, Kavernenspeicher 0,45 €/kg bei drei Zyklen bis 3,5 €/kg bei einem. Schlussfolgerung des Papiers: marktbasierter Betrieb von Wasserstoffkraftwerken derzeit unrealistisch, Rolle allenfalls im Kapazitätsmarkt; die Verbund-Konstellation entspricht dem günstigsten Fall „integriert & flexibel ohne Netzanschluss".
Rechtsrahmen (Stand 04.10.2026): Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure nach § 118 Abs. 6 EnWG (Inbetriebnahme bis 4.8.2029, 20 Jahre); Nachfolge im AgNes-Festlegungsentwurf der BNetzA (6.8.2026, Geltung ab 2029): für Elektrolyseure mit grünem oder kohlenstoffarmem Wasserstoff ein reiner Kapazitätspreis, sonst Behandlung wie Verbraucher — für eine Direktleitung ohne Netzbezug unerheblich. Grün-Zertifizierung als RFNBO (Delegierte VO (EU) 2023/1184): Direktleitung zur EE-Anlage erfüllt zeitliche und räumliche Korrelation per Konstruktion, Zusätzlichkeit bei Neuanlage. Für H₂-Beimischung in Gas- oder Wärmenetze besteht in Hessen kein tragfähiger Erlöspfad.

Direktlieferung Windpark → Wärmenetz

Kalkulationshilfe zur Direktleitung Windpark → Wärmenetz. Voreingestellt: ein realer mittelhessischer Verbundfall — Windpark 7 Anlagen, ≈ 106,7 GWh/a, Direktleitung zu Großwärmepumpen eines Wärmenetzes (≈ 29 GWh Wärme/a). Alle Kernwerte laufen synchron mit dem Windrechner.

Drei Module: Modul 1 — PPA‑Preiskorridor: Zwischen welchem Preis lohnt die Direktlieferung für beide Seiten? Untergrenze = effektiver EEG‑Erlös des Parks plus Leitungsumlage, Obergrenze = Externbezugskosten des Abnehmers minus garantierter Mindestersparnis; dazu Jahreswirkung für Park, Versorger und Wärmepreis. Modul 2 — Pachtdeckel § 36d EEG 2027‑E: Was ändert die geplante Pachtbegrenzung (2,5 % Referentenentwurf / 3,5 % Kabinett) gegenüber Marktpacht — in ct/kWh und €/a, und wie viel Kompensationsspielraum entsteht für Flächeneigentümer‑Modelle? Modul 3 — Projektbilanz: Trägt der Mischerlös aus CfD‑Vergütung und anteiliger Direktlieferung die Vollkosten (LCOE) des Parks? Marge in ct/kWh und T€/a je Vermarktungsanteil.

Modul 1PPA-Korridor Direktlieferung

Untergrenze: effektive EEG-Vergütung (Zuschlag × Levelization, korrigiert um Null-Erlös-Stunden) plus Leitungsumlage. Obergrenze: Externbezug (Beschaffung + Netzentgelte/Umlagen abzüglich des verbleibenden Netzbeitrags für den Reserveanschluss) minus garantierter Mindestersparnis. Stromsteuer fällt beidseitig an und kürzt sich im Vergleich heraus — auch nach der am 12.10.2026 angekündigten Senkung für alle auf das EU-Minimum (kein Entwurf, kein Termin): Sie macht Netzbezug und Direktstrom um je 2,0 ct billiger, die Ersparnis der Leitung bleibt (Karte „Rechtsrahmen Direktleitung“).

Übernommen aus der Windseite (Regler „EEG-Zuschlag"), lokal überschreibbar. Zuschläge Feb/Mai 2026: 5,54 / 5,06 ct·kWh⁻¹, Höchstwert 7,25 · EEG 2027-E: Gebotswert im zweiseitigen CfD (§ 21d-Refinanzierungsbeitrag in Hochpreisjahren; Kabinett 29.07.2026)
Wird 1:1 vom Hauptrechner übernommen — inklusive Kulissen‑Deckel (Voreinstellung: Mitte‑Nord, 67 % → k gedeckelt 1,29). Lokal änderbar für Sensitivitäten, wirkt aber nicht auf die Hauptseite zurück; RBID‑Kalibrierung war 1,21 (≈ 80 %)
Großwärmepumpen des Wärmenetzes ≈ 10–11 GWh·a⁻¹; skalierbar mit RZ/Abwasser-WP
Übernommen aus der Windseite (Trassenlänge × Kosten je km), lokal überschreibbar. Annuität 30 J / 4 % = 5,78 %·a⁻¹ · Grabensynergie mit Netzanschluss senkt auf ≈ 0,5–1 M€
MIT.N Mittelspannung 2026 inkl. Umlagen ≈ 5,5–6,5 ct·kWh⁻¹ — ohne Stromsteuer und Konzessionsabgabe: beide fallen bei Direktlieferung ebenso an und kürzen sich in der Ersparnis heraus; eine Senkung der Stromsteuer ändert diesen Regler deshalb nicht. Ausblick 2027: vorläufiges Übertragungsnetzentgelt 3,54 statt 2,86 ct·kWh⁻¹ (ohne Bundeszuschuss 6,52; Zuschuss 5,525 Mrd € nach § 24d EnWG-E, BT-Drs. 21/8236), Verteilnetz-Preisblätter und Umlagen 2027 folgen bis 25.10.2026. Die Ersparnis gilt je nicht durchgeleiteter kWh; der Netzanschluss bleibt als Reserve bestehen (Karte „Rechtsrahmen Direktleitung")
Je direkt gelieferter kWh, wird von der Ersparnis abgezogen. Der Netzanschluss bleibt als Reserve, und für die vorgehaltene Höchstlast fällt weiter der Leistungspreis an. Voreinstellung 0,7 ct: Die Wärmepumpen haben eine elektrische Höchstlast von rund 4 MW. Bei einem Leistungspreis in der Mittelspannung von 17,41 €/kW·a (MIT.N 2026, unter 2.500 Benutzungsstunden) sind das rund 70 T€ im Jahr, verteilt auf etwa 10 GWh Direktlieferung. Nach dem EuGH-Urteil vom 17.9.2026 darf zusätzlich ein „angemessener finanzieller Beitrag“ für den Reserveanschluss verlangt werden. Eine deutsche Regel dafür gibt es noch nicht. Ein solcher Beitrag würde den Wert erhöhen. 0 = die heutige Obergrenze der Ersparnis.
wird automatisch auf den Korridor begrenzt
4 ct8 ct12 ct16 ct
Untergrenze (EEG-effektiv − Null-Stunden + Leitungsumlage )
Obergrenze (Externbezug − Mindestersparnis)
Korridorbreite (Verteilungsmasse)
Mehrerlös Windpark ggü. EEG
Ersparnis Versorger ggü. Externbezug
Wärmepreiseffekt (auf GWh Wärme)
Referenznetz des Verbunds: diese Wärmemenge definiert das Wärmenetz auch im System-Tab (× Netze am Verbund) und im Wärmerechner (Kopplung).
–

Modul 2Pachtdeckel § 36d EEG 2027-E – Szenariovergleich

Vergleich der kommunalen Einnahmekanäle mit vertraglicher Pacht vs. Deckel. Kabinettsfassung vom 29.07.2026: max. 3,5 % des rechnerisch erzielbaren Standortertrags × anzulegender Wert (Referentenentwurf: 2,5 %) — Regierungsentwurf, noch nicht Gesetz. Der Direktliefer-Mehrerlös aus Modul 1 wird als ungedeckelter Kompensationskanal gegenübergestellt.

marktüblich laut Verbänden 7–12 % vom Umsatz
EK-Basis vereinfacht: 20 % von 1.700 €/kW·42 MW + UW
Kabinettsfassung 29.07.2026: 3,5 % · Referentenentwurf: 2,5 % — Bundesrat (25.9.2026) für Streichung, Bundesregierung (30.9.2026) hält fest; parlamentarisches Verfahren und EU-Beihilfegenehmigung offen
Pacht ohne Deckel ()
Pacht mit Deckel ()
Pachtverlust
§ 6 EEG (0,2 ct, Ist-Menge)
Direktliefer-Ersparnis Versorger (Modul 1)
Kommunale EK-Rendite
Pachtanteil an LCOE: ohne / mit Deckel
Kompensationssaldo (ungedeckelte Kanäle − Pachtverlust)
Verteilungshinweis: Die Direktliefer-Ersparnis wirkt über den Versorger nur in der Sitzkommune; die beiden Standortkommunen ohne diesen Kanal verlieren relativ. § 6-Verteilung und EK-Tranchen der drei Kommunen daher vor PPA-Abschluss regeln. „Stromertrag“ ist hier vereinfacht als EEG-effektive Vergütung × Ist-Erzeugung angesetzt; die Kabinettsfassung bemisst den Deckel am rechnerisch erzielbaren Standortertrag × anzulegendem Wert (erfasst: Anlagenflächen, Nebenanlagen im Umkreis 2.500 m, Abstandsflächen; Inbetriebnahmejahr + 19 Folgejahre). Überschreitung: Pönale 50 €/kW·a (§ 53a EEG 2027-E), bestehende Verträge bleiben zivilrechtlich wirksam. Die finale Fassung steht erst mit dem Gesetz fest.

Modul 3Anteilige Direktvermarktung – Projektbilanz gegen LCOE

Zwei Untergrenzen, ein Test: Der Korridor (Modul 1) sichert, dass sich jede direkt gelieferte kWh besser stellt als die EEG-Einspeisung (Opportunität). Das LCOE ist die absolute Untergrenze: Der Mischerlös aus EEG-Mengen und Direktlieferung muss die Vollkosten decken, sonst trägt sich der Park insgesamt nicht – unabhängig vom Korridor.

Übernommen aus dem Cockpit: LCOE der Rechenwerke, Fall B · Verbund (F10-Konfiguration) — ohne Leitungskosten (deren Annuität zieht dieses Modul separat ab). Lokal überschreibbar für Sensitivitäten; eine Änderung der Cockpit-Regler setzt den Wert neu. Annuität 25 J inkl. Pacht + § 6 EEG.
Netzgebundene Lieferung außerhalb der Marktprämie (PPA über das öffentliche Netz, sonstige Direktvermarktung): ohne Leitungsinvest, ohne Marktprämie, ohne § 6-Erstattung
Erzielbarer Preis je kWh netzgebunden — im Cockpit netto nach EEG-2027-E-Refinanzierungsbeitrag aus der Windseite synchronisiert
§ 6 EEG: Für EEG-vermarktete Mengen wird die 0,2-ct-Kommunalzahlung vom Netzbetreiber erstattet (§ 6 Abs. 5 EEG 2023), für Direktliefermengen nicht – für den EEG-Anteil ist das LCOE insoweit konservativ.
EEG-Vermarktung ( GWh × EEG-effektiv, Null-Stunden-korrigiert)
Direktlieferung über Leitung ( GWh × PPA-Preis)
Sonstige Direktvermarktung ( GWh × )
− Direktleitung (Annuität)
Mischerlös Park
LCOE (Vollkosten)
Projektmarge

RechtRechtsrahmen Direktleitung — Stand 13.10.2026

Definition (geltend): § 3 Nr. 27 EnWG (seit 23.12.2025; vorher Nr. 12, Wortlaut im Kern unverändert): eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung zwischen Erzeuger und Versorgungsunternehmen zur direkten Versorgung der eigenen Betriebsstätte, eines Tochterunternehmens oder „ihrer Kunden". Kundenanlagen (§ 3 Nr. 65, 66 EnWG) sind davon zu trennen; für bis 23.12.2025 angeschlossene Kundenanlagen gilt die Netzregulierung erst ab 1.1.2029 (§ 118 Abs. 7 EnWG).

EuGH, Urteil vom 17.9.2026 (C-722/24 und C-756/24, Vorlage aus Lettland): Der Begriff der Direktleitung nach Art. 2 Nr. 41 i. V. m. Art. 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 umfasst (1) den Anschluss eines weiteren Kunden an eine bestehende Leitung, über die der Eigentümer schon andere Kunden ohne Zwischenschaltung des Verteilernetzes versorgt — auch über den Produktionsstandort hinaus — und (2) die Verbindung Erzeuger–Kunde, wenn der Kunde „gegen einen angemessenen finanziellen Beitrag" einen Reserveanschluss an das Verteilernetz behält, ohne dass außergewöhnliche Umstände vorliegen müssen. Entscheidend ist die Versorgung ohne Zwischenschaltung des Verteilernetzes. Die Genehmigungsgrenzen des Art. 7 Abs. 2, 4 und 5 bleiben: Mitgliedstaaten dürfen objektive, diskriminierungsfreie Kriterien setzen und die Genehmigung an eine verweigerte Netznutzung oder gemeinwirtschaftliche Pflichten knüpfen.

Was daraus in Deutschland folgt: Mehrere Abnehmer an einer Leitung (Wärmenetz, Gewerbe, Rechenzentrum) und ein Reserve-Netzanschluss sind unionsrechtlich gedeckt; eine deutsche Regel zum „finanziellen Beitrag" für den Reserveanschluss gibt es bisher nicht (Verfahren nach Art. 59 Abs. 7 der Richtlinie über die Regulierungsbehörde). Die Bundesregierung hält den Begriff „in der Praxis mit Rechtsunsicherheiten behaftet" und „wird die Regelungsmöglichkeiten zur Direktleitung vor dem Hintergrund des EuGH-Urteils prüfen" (Gegenäußerung vom 30.9.2026, BT-Drs. 21/8298); den Vorschlag des Bundesrates, im EEG die „unmittelbare räumliche Nähe" durch die Lieferung „über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an einen oder mehrere Letztverbraucher" zu ersetzen, lehnt sie vorerst ab. Netzentgelte und netzbezogene Umlagen entfallen nur für nicht durchgeleiteten Strom; der verbleibende Netzanschluss wird nach Leistungspreis bepreist, und ein künftiger Reservebeitrag würde die Ersparnis mindern — der Regler „Netzentgelte + vermeidbare Umlagen" ist deshalb eine Obergrenze. Der Regler „Verbleibender Netzbeitrag" in Modul 1 zieht den Teil ab, der als Reserve bezahlt bleibt (Seite „Netzkosten"). Offen bleibt, ob ein laufend genutzter Netzanschluss für die Residuallast unschädlich ist.

EU-Netzpaket: Der Rat (allgemeine Ausrichtung 26.6.2026) will Betreiber „kleiner geschlossener Verteilernetze" (über 90 % des Stroms für Eigentümer, Betreiber oder verbundene Unternehmen, unter 20 weitere Kunden) vom Verteilernetzbetreiber-Status ausnehmen können; der Direktleitungsbegriff bleibt unverändert; Trilog seit Juli 2026, Einigung bis Jahresende angestrebt — die Bundesregierung will einen nationalen Rahmen für Kundenanlagen erst danach schaffen. Energy Sharing (§ 42c EnWG) ist ein getrennter, netzgebundener Pfad.

Stromsteuer (Stand 13.10.2026): Geltend sind 20,50 €/MWh = 2,05 ct/kWh (§ 3 StromStG). Unternehmen des produzierenden Gewerbes (WZ 2003 Abschnitte C–F, darunter die Energieversorgung) und der Land- und Forstwirtschaft erhalten auf Antrag 20 €/MWh zurück und zahlen seit 1.1.2026 dauerhaft 0,05 ct/kWh (§ 9b StromStG; Sockel 250 €/a; rund 600.000 Betriebe, Mindereinnahmen rund 3 Mrd. €/a laut BT-Drs. 21/1866) — nicht aber für Strom, aus dem Wärme, Kälte oder Licht für Abnehmer außerhalb dieser Branchen erzeugt wird (§ 9b Abs. 1 S. 2): Die Großwärmepumpe eines Wohngebiets-Wärmenetzes zahlt den vollen Satz, ebenso Rechenzentren und Dienstleister. Befreit ist Strom aus Wind- und Solaranlagen bis 2 MW, der im Umkreis von 4,5 km selbst verbraucht oder an Letztverbraucher geliefert wird (§ 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG, § 12b StromStV; Einheiten eines Standorts zählen zusammen), bei größeren Anlagen nur der Selbstverbrauch am Ort der Erzeugung (Nr. 1) — die Lieferung des Verbundparks an das Wärmenetz ist also steuerpflichtig. Angekündigt, nicht beschlossen: Nach der Klausur des CDU-Präsidiums erklärte Kanzler Merz am 12.10.2026, die CDU werde sich in der Regierung für eine Senkung „für alle auf das europäische Mindestmaß“ einsetzen (Richtlinie 2003/96/EG, Anhang I Tabelle C: 0,5 €/MWh betrieblich, 1,0 €/MWh nichtbetrieblich); Spielräume könne es geben, wenn sich das Wachstum verfestige. Finanzminister Klingbeil (SPD) am selben Tag: dass sich das dauerhaft finanzieren lasse, „kann ich heute nicht bestätigen“. Der Koalitionsvertrag 2025 sieht die Senkung für alle vor, der Koalitionsausschuss beschränkte sie im Juli 2025 auf Gewerbe und Landwirtschaft; der Regierungsentwurf des Bundeshaushalts 2027 enthält keine Mittel dafür (Beschluss im Bundestag für November geplant). Ein inhaltsgleicher Gesetzentwurf der Grünen (BT-Drs. 21/5320, Mindereinnahmen 6 Mrd. €/a) wurde am 24.4.2026 mit 310 zu 270 Stimmen abgelehnt; das Bundesfinanzministerium hatte die Ausweitung auf alle 2025 mit rund 5,4 Mrd. €/a beziffert. Kein Kabinettsbeschluss, kein Gesetzentwurf, kein Datum. Für dieses Modul: Beide Seiten des Vergleichs würden um 2,0 ct/kWh billiger, der Korridor bleibt — die Obergrenze (Externbezug) sinkt absolut, die Untergrenze (EEG-Erlös) nicht; der Wärmepreis des Referenznetzes fiele um rund 0,7 ct je kWh Wärme (JAZ 3,3 inkl. Netzverluste), gleich ob Netz- oder Direktstrom (Regler „Stromsteuer-Satz“ im Wärmerechner). Was sich verschiebt: Der Steuervorteil von Eigenverbrauch und Lieferung aus Anlagen bis 2 MW (bisher 2,05 ct) schrumpft auf 0,05–0,10 ct — die Direktleitung aus dem großen Park stünde steuerlich fast gleich mit der Dachanlage.

Für die Rechnung dieses Moduls: EEG-Förderung und Refinanzierungsbeitrag betreffen nur eingespeiste Mengen; der Direktliefer-Anteil bleibt außerhalb (keine Marktprämie, kein Beitrag, keine § 51-Ausfälle, keine § 6-Erstattung). Stromsteuer und Konzessionsabgabe fallen auch bei Direktlieferung an; eine Senkung der Stromsteuer entlastet beide Seiten gleich und verschiebt den Korridor nicht. Quellen: EuGH ECLI:EU:C:2026:580; § 3, § 118 EnWG; BT-Drs. 21/8298 (30.9.2026); BR-Drs. 470/26(B); Rat ST 11218/26; § 3, § 9, § 9b StromStG, § 12b StromStV; BT-Drs. 21/1866; BT-Drs. 21/5320 (Bundestag 24.4.2026); dpa/Handelsblatt und ZfK-Ticker 12.10.2026 (Merz, Klingbeil, Haushalt 2027).

Alle Werte netto, indikativ – kein Ersatz für Ertragsgutachten, Lastgangsimulation und steuerliche/rechtliche Prüfung. § 36d EEG 2027-E: Stand Regierungsentwurf (Kabinett 29.07.2026), Bundesrat fordert Streichung (25.9.2026), Bundesregierung hält fest (30.9.2026) — gilt nach dem Entwurf erstmals für Gebotstermine nach dem 1.1.2028; parlamentarisches Verfahren und EU-Beihilfegenehmigung offen. Modul passend zu windrechner.netlify.app.

Wärmeprojekt-Rechner — Wärmenetz & Sektorkopplung

Windrechner-Modul: vollständige Wirtschaftlichkeitsrechnung für ein kommunales Wärmenetz — Investitions- und Betriebskosten, Temperaturniveau und Jahresarbeitszahl (JAZ), Direktleitung, BEW-Förderung, Skaleneffekte und die Kopplung an das Stromprojekt. Alle Werte sind hinterlegte Best-Practice-Richtwerte und frei überschreibbar. Der Direktstrompreis wird automatisch aus Windrechner bzw. PPA-Modul übernommen (PPA-Preis Direktleitung).

Modellrechnung — kein Ersatz für eine Machbarkeitsstudie. Der Rechner dient Orientierung und Entscheidungsvorbereitung; für die Investitionsentscheidung braucht es eine projektspezifische Machbarkeitsstudie — die LEA Hessen begleitet diesen Schritt kostenfrei. Wärmequelle = Wirtschaftlichkeit: Temperaturniveau und JAZ hängen an der lokalen Quelle — im Wärmeatlas Hessen identifizieren (Abwasser ganzjährig ~10–20 °C, industrielle Abwärme oft höher; beides hebt die JAZ und senkt die Wärmegestehungskosten).

Wärmebedarf des Referenznetzes

Gesamtwärmebedarf und angeschlossene Haushalte sind über den Wärmebedarf je Anschluss (Feld „Wärmebedarf je Anschluss" unten) miteinander verrechnet: Wer den einen Wert verschiebt, verschiebt den anderen. Derselbe Wert gilt auf der Seite Direktleitung (Wärmemenge) und in der Systemrechnung.
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Referenznetz des Verbunds

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Wärme-Modul der Windrechner-Suite · Rechenkern und Richtwerte aus dem Energiewende-Kompass Hessen (LEA) · Direktstrompreis an Windrechner und PPA-Modul gekoppelt · passend zu windrechner.netlify.app.

Kernannahmen Systemrechnung zuerst Schritt 1 · Annahmen

Die dominierenden Systemkosten-Hebel zuerst; alle weiteren Regler mit Belegen folgen darunter, die Ergebnisse danach.

Worum es in der Systemrechnung geht Einordnung · Stand 09/2026

Die Projektrechnung der Ausbaustufen zeigt, was der Strom den Betreiber kostet. Die Systemrechnung ergänzt, was der Verbund das Stromsystem zusätzlich kostet — Netzverstärkung, Anteil am Netzausbau, Vorhaltung und Brennstoff der Backup-Kraftwerke — und was er ihm erspart. Die Einflussgrößen sind einstellbar und mit Belegen versehen; ihre Gewichtung entscheidet über das Ergebnis mehr als die Technik.
Fünf Einflussgrößen, die jede Systemkostenzahl bestimmen
1 · Finanzierungsregime. Reale Kapitalkosten sind technologiespezifisch (PV ≈ 3,5 %, Wind ≈ 4 %, Kernkraft ≈ 8 % am Markt) und entscheiden den Vergleich. Absicherung durch CfD, Förder- oder Staatskredit senkt sie je Technologie unterschiedlich; ein Einheitszins verteuert PV und Wind und verbilligt Kernkraft und Gas. Große Kernkraftprojekte werden heute außerhalb des Marktregimes finanziert (Dukovany: Staatskredit und 40-jähriger Abnahmevertrag, von der EU genehmigt). In dieser Rechnung: Zins für Netz und Backup in Gruppe N, Renditen und Fremdkapitalzins auf den Technologieseiten.
2 · Zeitpunkt der Lieferung. Eine stationäre Jahresrechnung über 40 Jahre übergeht die Aufbauphase. Ein Pfad, der erst nach 10–15 Jahren liefert, trägt bis dahin die fossilen Restkosten (Barwertdifferenz rund 310–400 Mrd. € bei 70–90 Mrd. €/a Ausgangsniveau) und 0,9–1,2 Gt zusätzliches CO₂. Die Ausbaustufen hier liefern ab dem ersten Betriebsjahr.
3 · Bauzeitzins. 5.100 €/kW Overnight-Kosten eines Reaktors werden bei 7,8 % real und 12 Jahren Vorlauf zu rund 8.000 €/kW, bei 2 % Staatskredit zu rund 5.700 €/kW. Wind und PV mit ein bis zwei Jahren Bauzeit sind davon kaum betroffen.
4 · Vertragspreis und abgerechnete Kosten. Olkiluoto 3 kostete den Besteller rund 5.300 €/kW, den Hersteller rund 6.900 (der Rest wurde über die Rettung von Areva getragen); abgerechnete Projekte in Westeuropa und den USA liegen preisbereinigt bei 14.000–17.000 €/kW. Wer Vertragspreise ansetzt, übernimmt fremde Subventionen als Technologiekosten.
5 · Kostenpfade über die Zeit. Werden PV-, Batterie- und Elektrolysekosten für 40 Jahre eingefroren, obwohl sie empirisch fallen, während Kernkraft in Westeuropa real teurer geworden ist, verschiebt sich der Vergleich. Belastbar ist eine Bandbreite: dasselbe Zielbild kostet je nach Regime und Kostenannahmen 7–24 Bio. € über 40 Jahre.
Neu im Rechtsrahmen: Netzanschlusspaket 2027 Entwurf
Der Regierungsentwurf (BT-Drs. 21/7866, Kabinett 29.07.2026) sieht ab 1.1.2027 eine „systemdienliche Anschlussleistung" vor: Wind an Land max. 280 W je m² Rotorfläche, Freiflächen-PV 70 % der Nennleistung – als dauerhafte, unentschädigte Kappe am Verknüpfungspunkt, bundesweit und unabhängig von Engpässen. Zusätzlich in „kapazitätslimitierten Netzgebieten" (Auslöser > 5 % Redispatch-Anteil, sechs Jahre): bis 20 % der Abregelmengen unentschädigt (18 % in Wind-Vorranggebieten). Für die Systemkosten heißt das eine dritte Abregelkategorie neben netz- und marktbedingt: anschlussbedingt – klein im Ertrag bei Schwachwindanlagen (wenige Nennlaststunden), aber entwertet die Auslegungsflexibilität. Details und Status auf der Seite Planung & Recht.
Wasserstoff erscheint an zwei Stellen: als Brennstoff der Backup-Kraftwerke über den Regler „Brennstoff Backup" (Gruppe B, bis 25 ct/kWh_th) und als eigene Gestehungskostenrechnung auf der Seite „Speicher · H₂".

Systemkosten & -nutzen des dezentralen Verbunds Kern des Systemmoduls

Alle Mengen (MW, Volllaststunden, Einspeiseanteil, PPA-Preis, Wärme, Verkehr) kommen live aus dem Vollverbund F11. Transfers (§ 6, Gewerbesteuer, Börsen-Dämpfung ↔ Förderdifferenz) verändern den Ressourcensaldo nicht.
Zusatzkosten System
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Systemnutzen
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Wärme + Verkehr + fossile Gutschriften + Entlastung
Saldo
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p. a., Ressourcensicht
Vermeidungskosten
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Vermiedene fossile Energie Versorgungsrisiko

Was der Verbund an Erdgas und Kraftstoff verdrängt — physisch, in Geld zu den eingestellten Preisen und als CO2. Kurzfristige Dimension: Jede vermiedene Gas- und Ölmenge senkt Spotmarkt-Exposition und Importabhängigkeit — die Preis- und Mengenrisiken, die 2022 die Kostenexplosion trieben. Bezugsgrößen (Haushalts-Stromverbrauch, Pkw-Zahl) sind links einstellbar.
Erdgas vermieden
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Kraftstoff vermieden
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Importwert je Jahr
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zu den eingestellten Gas- und Benzinpreisen
CO₂ fossil vermieden
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Wärme + Verkehr, brutto
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Der Systemzuschlag, umgelegt warum so klein?

Die Zusatzkosten aus Netz und Backup — Vorhaltung und Brennstoff der Backup-Arbeit, die die mittlere Parkleistung absichert —, verteilt auf jede verkaufte Verbund-kWh: die Treppe von F11 zu F12. Der Wert wirkt niedrig, weil hier ein Baustein gerechnet wird, kein 100-%-System: Umgelegt werden nur die zurechenbaren Zusatzkosten (§-17-Netzverstärkung, Elektrifizierungs-Ertüchtigung, Residual-Vorhaltung zum eingestellten Zurechnungsgrad). Übertragungsnetz-Grundausbau, Langzeitspeicher und ein künftiges H₂-Backup sind Systemaufgaben jenseits dieses Bausteins — je höher der EE-Anteil des Gesamtsystems, desto mehr davon würde anteilig auch hier landen.
Zuschlag gesamt
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je verkaufter Verbund-kWh (F12 − F11)
davon Netz
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§ 17 + Elektrifizierungs-Ertüchtigung
Fiktiver Backup-Zubau
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davon Backup-Vorhaltung
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davon Backup-Brennstoff
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davon Netzausbau-Programm (anteilig)
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Vollzurechnung Vorhaltung
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Obergrenze: 100 % der Residual-Vorhaltung (ohne Brennstoff)
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CO₂-Fußabdruck des Bausteins g je gelieferter kWh

Spiegelbild zur Vermeidungsrechnung: Was hängt dem gelieferten Verbund-Strom selbst an? Lebenszyklus-Vorketten von Wind, PV und Speicher plus der Anteil, dem heute noch fossile Backup-Erzeugung gegenübersteht — der Baustein ist speichergestützt, aber die Residualdeckung des Systems ist noch nicht dekarbonisiert. Alle Faktoren links als Richtwerte einstellbar; die Vermeidungs-Gutschriften (Karte oben, Systemsaldo) bleiben davon getrennt — hier wird nichts verrechnet.
Fußabdruck gesamt
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Vorketten Wind · PV
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Speicher-Durchsatz
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Backup-Anteil
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Regionalverbund statt Kupferplatte politische Einordnung

Das heutige Planungsparadigma koppelt Erzeuger und Verbraucher primär über das Netz: Der NEP dimensioniert Transportkapazität für räumlich getrennte Erzeugung und Last, das Backup steht fern. Regionale Verbundsysteme — Wind, PV, Speicher, Wärme und Verbraucher auf Landkreis- oder Regierungsbezirksebene zusammengedacht — verringern genau diese Transport- und Gleichzeitigkeitsaufgabe. Wie viel, lässt sich ohne Netzstudie nicht beziffern; der Regler „vermeidbarer Anteil" macht die Annahme explizit und rechnet ihre Konsequenz aus. Dieser Baustein zeigt das Prinzip im Kleinen: Direktliefermengen und lokal gepufferte Arbeit belasten weder Übertragungsnetz noch Fern-Backup.
Programm, annuisiert
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Umlage je kWh
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Vermeidbar (Annahme)
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Entlastung je kWh
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bundesweite Netzentgelt-Wirkung der Annahme
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Zeithorizont: 25-Jahre-Rechnung, 60-Jahre-Infrastruktur Langfrist

Die Parkrechnung schreibt alles über 25 Jahre ab — konservativ, denn ein Großteil der geschaffenen Infrastruktur lebt weit länger: Direktleitungen und Umspannwerke 40–60 Jahre, Wärmenetze 40–60, Übertragungsnetz 60–80. Für Kernkraftwerke werden üblicherweise 60–80 Jahre angesetzt; dieselbe Logik gilt für Netz- und Verbundinfrastruktur. Der Regler „Betrachtungsdauer" streckt die Netz-Annuität der Systemrechnung entsprechend.
Netzanteil im Zuschlag
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bei 60 Jahren
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gleiche Investition, längere Nutzung
bei 80 Jahren
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Größenordnung Übertragungsnetz / Kernkraft
System-LCOE bei Streckung
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Zweite Langfrist-Dividende, hier nicht beziffert: Nach Jahr 25 erbt die Repowering-Generation Fläche, Genehmigungslage, Netzanschluss, Umspannwerk und gegebenenfalls Leitung und Wärmenetz — die Parkrechnung behandelt diese Restwerte als null, real sind sie die stille Reserve des Standorts. Netzausbau heute ist in derselben Logik eine Investition, deren Nutzen weit über den ersten Anlagenpark hinausreicht; die kurze Abschreibungsperspektive überzeichnet seine Kosten je kWh systematisch.
BBezugsgrößen
Übersetzungsgröße für die Haushalts-Äquivalente in der Karte „Vermiedene fossile Energie"; 3.500 kWh/a ≈ Bestands-Mittel, 2.000–2.500 sparsam, 5.000+ mit Wärmepumpe oder E-Auto.
Bedarfsgrenze der Direktlieferung. Die Seite Direktleitung beschreibt ein Wärmenetz (Wärmemenge dort, Wärmepumpenstrom = Wärmemenge ÷ JAZ aus dem Wärmerechner). Direktbedarf hinter der Leitung = Netze × Wärmepumpenstrom + E-Pkw-Direktladen (Gruppe V). Die Direktlieferanteile von Wind und PV (Regler „Direktlieferanteil“ auf der Wind- bzw. PV-Seite) werden anteilig gekappt, sobald ihr Angebot diesen Bedarf übersteigt — der Überschuss wird zum EEG-/Marktwert vermarktet. 1 = ein Netz für den Verbund; gleich der Parkzahl = ein Netz je Park. Wärmemengen, Gasersatz und CO₂ in dieser Systemrechnung skalieren mit.
VLaden / Verkehr
Voreinstellung 4.000 = ambitioniertes Verbund-Szenario: Bei ~20–25 Tsd. Einwohnern der drei Kommunen (~12–14 Tsd. Pkw) entspricht das ≈ 30 % Elektrifizierungsquote. Strombedarf ~8–9 GWh/a — vom Vollverbund F11 problemlos gedeckt.
Anteil des Ladestroms, der hinter der Direktleitung geladen wird (Ladepunkte am Netz des Verbunds). Zählt zum Direktbedarf, an dem die Direktlieferanteile von Wind und PV gekappt werden; der Rest lädt zum Netztarif.
NNetz & Entlastung
Vermiedener Redispatch / vorgelagerte Netzkosten (bundesweit > 3 Mrd. €/a).
BBackup-Zurechnung
Anteil der systemproportionalen Backup-Vorhaltung, der dem Verbund als Neubau angelastet wird. 100 % = jedes EE-Megawatt trägt seinen Anteil an der steuerbaren Leistung des Zielsystems; niedrigere Werte unterstellen, dass der Kraftwerksbestand einen Teil ohnehin vorhält. Kapazitätspreis in der Logik des Stromversorgungssicherungsgesetzes, über die Lebensdauer annuisiert.
Anteil der Park-Jahresarbeit, den Backup-Kraftwerke liefern müssen, damit die mittlere Leistung des Parks gesichert ankommt — bestimmt Brennstoffkosten und CO₂-Fußabdruck (Jahresmittel, kein Zeitreihenmodell). Orientierung: Systemsicht heute (fossile Residualerzeugung ÷ EE-Arbeit) ≈ 15–25 %, 2045-Szenarien mit H₂-/Gas-Backup ≈ 3–8 %; Absicherung eines einzelnen Parks auf seine Mittelleistung ohne Speicher: Wind ≈ 40–45 %, PV ≈ 55 %, Wind+PV-Mix ≈ 35 %, mit Tagesspeicher ≈ 25–35 %. Voreinstellung 15 % = Bausteinlogik im heutigen System.
Erdgas-Großhandel je kWh Brennwert, ohne CO₂ (der CO₂-Preis läuft separat als Transfer). TTF-Front-Month am 11.9.2026 ≈ 80 €/MWh (Dreijahreshoch, LNG-Engpass Hormus); 2025 überwiegend 30–50 €/MWh. Voreinstellung 4,5 ct = 45 €/MWh als mittelfristige Annahme. Wasserstoff-Backup als Sensitivität: Importpreis frei Grenze 2030 ≈ 4–6 €/kg (120–180 €/MWh; H2Global-Zuschlag 2024: 811 €/t Ammoniak ≈ 4,5 €/kg, Lieferung 2027–2033) plus H₂-Netz und Speicher 30–50 €/MWh → ≈ 16–23 ct/kWh_th frei Kraftwerk; 2040–2045 mit Pipeline-Importen ≈ 12–20 ct; heimische Elektrolyse kurzfristig ≈ 15–19 ct (Hydex 07/2026). Bei 45 % Wirkungsgrad also 27–50 ct je Backup-kWh_el statt rund 10 ct mit Erdgas.
Elektrischer Nettowirkungsgrad der Residualkraftwerke: Gasturbine (Spitzenlast) ≈ 38–42 %, GuD ≈ 55–62 %. Backup für Dunkelflauten läuft wenige hundert Stunden — überwiegend offene Gasturbinen; 45 % = Mischansatz.
Wartung, Anfahrkosten, Hilfsenergie je erzeugter kWh; Richtwert 0,3–0,8 ct/kWh (ohne Brennstoff, ohne CO₂).
Anteil der Residual-Arbeit, der statt aus heimischen Gasturbinen aus dem Ausland kommt. Deutschland importierte 2025 brutto 76,2 TWh (netto 22,0 TWh; Fraunhofer ISE) — überwiegend, weil dänischer Wind, französische Kernkraft und norwegische Wasserkraft günstiger waren als heimische Gas- und Kohlekraftwerke. In Dunkelflauten sind die Nachbarn oft gleichzeitig knapp. 30 % = Annahme.
Was die importierte Backup-kWh kostet: der Börsenpreis in den Stunden, in denen der Verbund nicht liefert — nicht der Jahresmittelpreis (Day-Ahead 2025: 8,65 ct/kWh, Fraunhofer ISE). In windarmen Stunden setzt meist Gas den Preis, in Dunkelflaute-Episoden lagen Stundenpreise 2024/25 bei 30–90 ct. 12 ct = Annahme für ein Residualstunden-Mittel; CO₂-Kosten stecken im Preis (ETS im Ausland).
Emissionsfaktor der importierten Residual-kWh für den CO₂-Fußabdruck. Der Jahresmix der Importe ist CO₂-arm (Wind, Kernkraft, Wasser); in Knappheitsstunden liefern eher Gas- und Kohlekraftwerke der Nachbarn. 350 g = Annahme.
Anteil der Residual-Vorhaltung, der über Grenzkuppelstellen aus dem Ausland gedeckt wird statt über heimische Kraftwerke. Das Versorgungssicherheitsmonitoring der Bundesnetzagentur (3.9.2025) rechnet Importbeiträge ein und kommt dennoch auf bis zu 22,4 GW neue Gaskraftwerke bis 2035 (bei verzögerter Energiewende 35,5 GW). Ausländische Kraftwerke werden nicht von Deutschland bezahlt, nur über den Preis — daher politisch strittig (Exportbeschränkungen in Krisen, Kapazitätsmärkte der Nachbarn). 15 % = Annahme.
Kapitaldienst der Grenzkuppelstelle je kW gesicherter Importleistung. Größenordnung HGÜ-Seekabel NeuConnect (1,4 GW, 725 km, 2,8 Mrd €, Inbetriebnahme 2028): ≈ 2.000 €/kW → rund 110–130 €/kW·a; Landverbindungen deutlich günstiger. 0 = Kuppelstellen bereits im Netzausbau-Programm enthalten (keine Doppelzählung).
Höchste Differenz zwischen Stromnachfrage und EE-Einspeisung im Zielsystem. Netzentwicklungsplan 2037/2045 (Version 2025, 1. Entwurf): 112,7–155,7 GW je Szenario, B 2045: 155,7 GW an einem Dezemberabend. Diese Spitze muss aus steuerbaren Kraftwerken, Speichern, Importen und flexiblen Lasten gedeckt werden; Elektrolyseure (58,5 GW) sind in Knappheitsstunden abgeschaltet und zählen nicht zur Spitze.
Ausspeicherleistung der Batterien in der Spitzenstunde. NEP B 2045: bis 25 GW Ausspeicherung bei 141 GW installierter Batterieleistung — der Speicher ist am Abend der Dunkelflaute nicht voll, deshalb deutlich weniger als die Nennleistung.
Lastverschiebung in der Spitzenstunde: Industrie-Lastmanagement, verschobenes E-Pkw-Laden, Wärmepumpen mit Pufferspeicher, bidirektionales Laden. 18 GW = Annahme, so gewählt, dass mit 15 % Importbeitrag die steuerbare Leistung des Szenariorahmens B 2045 herauskommt (83,5 GW Gas-/Wasserstoffkraftwerke + 12 GW Pumpspeicher = 95,5 GW). Je mehr flexible Last, desto weniger Backup je EE-Megawatt — der Regler zeigt die Kostenwirkung.
Wind an Land + Wind auf See + Photovoltaik. Szenario B 2045: 160 + 70 + 400 = 630 GW; A 2045: 518,5 GW; C 2045: 686 GW. Backup-Faktor je installiertem EE-Megawatt = (Residualspitze − Batteriebeitrag − flexible Lasten) ÷ EE-Leistung; Importe wirken über den Regler „Importbeitrag zur gesicherten Leistung". Mit den Voreinstellungen: (155,7 − 25 − 18) ÷ 630 = 0,18 MW brutto, nach 15 % Import 0,15 MW — das Verhältnis des Szenariorahmens (95,5 GW ÷ 630 GW). Der Verbund trägt damit denselben Anteil steuerbarer Leistung, den das Zielsystem je EE-Megawatt vorhält — nicht seine eigene Nennleistung.
Groß- und Kleinbatteriespeicher des Szenariorahmens: B 2045 67,6 + 73,7 = 141,3 GW (A: 100,8; C: 175 GW), also 0,22 MW je EE-Megawatt. Dient als Vergleichswert für die Speicherauslegung des Verbunds (Seite „Speicher · H₂") und geht nicht in die Kosten ein.
Elektrolyseleistung des Szenariorahmens: B 2045 58,5 GW (A: 31,6; C: 70 GW), also 0,09 MW je EE-Megawatt. Elektrolyseure sind im Zielsystem flexible Lasten, die Überschüsse aufnehmen; sie verursachen keine Backup-Kosten, sondern senken Abregelung. Vergleichswert für die Elektrolyseur-Auslegung auf der Seite „Speicher · H₂", ohne Kostenwirkung hier.
PÜbergeordnet: Netzausbau & Zeithorizont
Investitionsbedarf bis 2045 (Mrd. €). Übertragungsnetz einschließlich Offshore: 365 bis 392 Mrd. € im 2. Entwurf des NEP 2037/2045 (16.3.2026). Gegenüber dem fortgeschriebenen NEP 2023 sind das in Szenario A knapp 80 Mrd. € weniger (ÜNB, 10.12.2025). Der bestätigte NEP 2023 nannte 327,7 Mrd. € bis 2037/2045. Verteilnetz: „deutlich über 235 Mrd. €“ laut Netzausbauplänen der Verteilnetzbetreiber (EWI/BET-Monitoring für das BMWE, 15.9.2025). Andere Studien nennen 323 Mrd. € (IMK 2025) oder 431 Mrd. € (Ef.Ruhr 2024). Die Werte unterscheiden sich vor allem darin, wie vollständig sie Nieder- und Mittelspannung erfassen. Ein Mittelwert ist deshalb nicht sinnvoll. Voreinstellung 600 = 365 (ÜN, untere Grenze) + 235 (VN, untere Grenze). Die Netzkosten insgesamt liegen heute bei rund 37 Mrd. € im Jahr (BNetzA). Bis 30.9.2026 war 440 voreingestellt (NEP 2023 + VN-Kern).
Welcher Anteil der Programmumlage (Programm annuisiert ÷ Letztverbrauch) auf jede netzgebundene Verbund-kWh gelegt wird. 100 % = Vollzurechnung, jede erzeugte kWh trägt den Mittelwert — Obergrenze für die Systemkostendebatte. Unter 100 % sprechen vier Gründe: die Verursachung ist zwischen Erzeugung und Last geteilt (Wärmepumpen, E-Pkw, Rechenzentren treiben vor allem das Verteilnetz; die eigene Lastseite zahlt der Baustein über die Elektrifizierungs-Ertüchtigung); der Mittelwert ist keine Grenzkostengröße — Nord-Süd-Korridore und Offshore-Anbindungen verursacht Küstenwind, das Startnetz (113,7 von 327,7 Mrd. Übertragungsnetz) war vor 2023 fixiert, ein lastnaher Verbund löst davon nichts aus (NOVA-Prinzip); Ersatzneubau und Digitalisierung des Bestands stecken in den Programmsummen; und in der Tarifwelt tragen Verbraucher die Netzentgelte, Erzeuger nur den Anschluss (EU-Deckel 0,5 €/MWh). 50 % = Verursachungsteilung Erzeugung/Last, Annahme. Der Regler „vermeidbarer Anteil" wird nachrichtlich als weiterer Abzug gezeigt, nicht verrechnet.
Politisch-heuristische Annahme, keine Netzberechnung: Wie viel des Transport- und Fern-Backup-Bedarfs entfiele, wenn Erzeuger, Speicher, Wärme und Verbraucher flächig auf Landkreis-/Regierungsbezirksebene zusammengedacht würden (VDE-Zellularansatz, NOVA-Prinzip, Flexibilitäts-Kritik am NEP). Der NEP selbst rechnet das Gegenmodell: Erzeugung und Last werden primär über das Netz gekoppelt.
Heute ≈ 460 TWh; die 2045-Szenarien liegen je nach Elektrifizierungstempo deutlich darüber (der NEP 2025 hat die Verbrauchsprognosen zuletzt gesenkt).
Wirkt direkt auf die Netz-Annuität der Systemrechnung (Karte „Zeithorizont"). Leitungen und Umspannwerke leben real 40–80 Jahre — wie beim Kernkraftwerk (60–80 a) gehört zur ehrlichen Infrastrukturrechnung der lange Horizont.
CCO₂-Fußabdruck (Richtwerte)
Lebenszyklus-Richtwerte (IPCC/UNECE-Spannen): Wind an Land ≈ 8–16, PV ≈ 25–50 g/kWh, herkunfts- und technologieabhängig, tendenziell sinkend — Annahmen, einstellbar.
FFossile Referenz & Gutschriften
BDEW 01/2026 ≈ 2,6–3,4 ct; KANU-Abschreibungen treiben weiter.
nEHS 2026: Korridor 55–65 €/t, erste Auktion am 1.7.2026 zu 65 €/t; 2027: Verlängerung des Korridors im Entwurf (Drittes BEHG-Änderungsgesetz, BT-Drs. 21/7869, erste Lesung 24.9.2026); ETS 2 ab 2028 (EU-Beschluss, in Kraft 7.4.2026); EUA Anfang Oktober 2026 ≈ 84 €/t.

Rechenzentren als Verbund-Baustein Strom-Anker · Wärmequelle

Ein Rechenzentrum ist für den regionalen Verbund doppelt interessant: Als Bandlast-Abnehmer passt es zur Direktleitung (Modul-Seite „Direktleitung": planbare Grundlast, hohe Vollbenutzungsstunden). Die EE-Pflicht des § 11 Abs. 5 EnEfG (100 % ab 1.1.2027; nach dem Regierungsentwurf vom 16.9.2026 erst ab 1.1.2030) gilt bilanziell und ist mit Herkunftsnachweisen erfüllbar — eine Direktleitung braucht es dafür nicht; ihr Wert liegt im Strompreis und in der Zusätzlichkeit, nicht in der Compliance. Und als Niedertemperatur-Wärmequelle speist es das Wärmemodul: 1 MW IT-Last im Dauerbetrieb setzt ≈ 8,8 GWh Strom pro Jahr nahezu vollständig in Abwärme um. Luftgekühlte Systeme liefern ≈ 30–40 °C, direkte Flüssigkeitskühlung 45–60 °C — in beiden Fällen hebt eine Großwärmepumpe auf Netztemperatur (im Wärmerechner: Quelle „Direktwärme", der COP steigt mit dem Quellniveau deutlich). Die Abwärme selbst wird heute meist frei Zaun nahezu unentgeltlich abgegeben; der wirtschaftliche Wert entsteht erst durch Wärmepumpe und Netz — das Verhandlungsband zwischen RZ und Wärmenetz liegt zwischen null und der vermiedenen Gasbeschaffung abzüglich WP-Strom und -Kapitaldienst (Rechnung: Wärme-Tab).

Pflichtenlage nach dem Energieeffizienzgesetz geltendes Recht

Das EnEfG (in Kraft seit 18.11.2023) erfasst Rechenzentren ab 300 kW nicht-redundanter Nennanschlussleistung (Netzknoten ausgenommen). Kernpflichten: EE-Strom bilanziell 50 % seit 2024, 100 % ab 1.1.2027 (Regierungsentwurf vom 16.9.2026: erst ab 1.1.2030, siehe unten). PUE (Jahresdurchschnitt): Bestand (Inbetriebnahme vor 1.7.2026) ≤ 1,5 ab 1.7.2027 und ≤ 1,3 ab 1.7.2030; Neubauten ab 1.7.2026 ≤ 1,2, zu erreichen binnen zwei Jahren. Abwärme/ERF (§ 11 Abs. 2 EnEfG, DIN EN 50600-4-6): Neubauten müssen wiederverwendete Energie von mindestens 10 % (Inbetriebnahme ab 2026), 15 % (ab 1.7.2027) bzw. 20 % (ab 1.7.2028) erreichen. Dazu Energie- oder Umweltmanagementsystem (seit 1.7.2025, Validierungspflicht ab Größenschwellen), jährliche Meldung an das Energieeffizienzregister der BfEE und Auskunfts-/Plattformpflichten zur Abwärme.
Der kommunale Hebel in § 11 Abs. 3 EnEfG
Die ERF-Pflicht entfällt u. a., wenn eine Vereinbarung zur Abwärmenutzung zwischen RZ-Betreiber und einer in räumlicher Nähe befindlichen Gemeinde oder einem Wärmenetzbetreiber vorliegt, wonach die Anforderungen über Aufbau oder Gestattung von Wärmenetzen innerhalb von zehn Jahren erfüllt werden — inklusive Investitionsplan und Kostentragungsregelung. Für Landkreise und Stadtwerke ist das die zentrale Verhandlungsposition: Wer früh eine belastbare Abnahmestruktur (Netz + Großwärmepumpe) anbietet, bestimmt Zeitpfad und Konditionen der Wärmeauskopplung mit. Quelle: § 11 EnEfG.

EnEfG-Novelle im Verfahren Entwurf — nicht geltendes Recht

Regierungsentwurf („Gesetz zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtlinie"): Kabinett 24.06.2026, Bundesrat erster Durchgang 10.7.2026, BT-Drs. 21/8027 vom 16.9.2026, erste Lesung 24.9.2026, Anhörung 5.10.2026; zweite und dritte Lesung offen; Inkrafttreten am Tag nach der Verkündung — bis dahin gilt das EnEfG vom 13.11.2023 unverändert, einschließlich der 100-%-Pflicht ab 1.1.2027. Geplant: Anwendungsschwelle 500 kW installierte IT-Leistung (§ 2 Nr. 18); Bestands-PUE ≤ 1,6 (ab 1.7.2027) und ≤ 1,4 (ab 1.7.2030); der Neubau-PUE von 1,2 bleibt (der Referentenentwurf vom 9.4.2026 wollte noch 1,3), die Erreichungsfrist wird von zwei auf vier Jahre gestreckt; EE-Strom 100 % erst ab 1.1.2030 (§ 11 Abs. 5 Nr. 2, Begründung: Frist „um drei Jahre nach hinten verschoben"). Bei der Abwärme bleibt die ERF-Staffel 10/15/20 %; interne Wärmenutzung wird angerechnet, eine Unterschreitung bei Wärmenetzanschluss ist zulässig; die Ausnahmen des § 11 Abs. 3 werden erweitert (Vereinbarung mit Gemeinde oder Wärmenetzbetreiber ohne Pflichtinhalte, nicht angenommenes Angebot, neu: keine zumutbare Anschlussmöglichkeit); Platzvorhaltung ersetzt die Wärmeübergabestation; die Auskunftspflicht gegenüber Wärmenetzbetreibern entfällt. Energiemanagementsystem ohne Zertifizierungspflicht, Zertifizierung erst ab 1 MW IT-Leistung; Abwärmeplattform und Kosten-Nutzen-Analyse ab 1 MW.
Bewertung aus Verbundsicht: Die Novelle verschiebt Verhandlungsmacht vom Wärmenetz zum RZ-Betreiber — ohne Übergabestations-Pflicht und Auskunftsanspruch verliert die kommunale Seite ihre gesetzlichen Andockpunkte. Wer Abwärme sichern will, sollte Vereinbarungen vor Inkrafttreten schließen bzw. die Wärmefrage über Bauleitplanung und städtebauliche Verträge absichern (Seite „Planung & Recht"). Größter offener Punkt des Verfahrens: der endgültige Zuschnitt der Abwärme-Ausnahmen im Bundestag — und ob die Verschiebung der EE-Pflicht auf 2030 bestätigt wird.

Betriebsmodelle wer betreibt, wer verdient

RZ-Typen: Colocation (viele Kunden; der Betreiber verantwortet Gebäude und Kühlung — Ansprechpartner für Abwärme), Hyperscaler/KI-Campus (ein Nutzer, sehr große Lasten, eigene Energieteams, PPA-erfahren), Edge (klein, meist unter der EnEfG-Schwelle). Wärmeseitige Modelle: (a) RZ gibt Rohabwärme ab, der Netzbetreiber hebt mit eigener Großwärmepumpe — Standardfall des Wärmemoduls; (b) das RZ betreibt die Wärmepumpe selbst und verkauft nutzbare Wärme — ERF-günstig fürs RZ, Preisrisiko beim Netz; (c) Contracting durch Dritte. Stromseitige Modelle: Netzbezug mit Herkunftsnachweisen (Minimallösung für die 100-%-Pflicht), physisches PPA aus dem Verbund über das öffentliche Netz (sonstige Direktvermarktung — Modul 3 der Direktleitungsseite) oder Direktleitung mit vermiedenen Netzentgelten (Modul 1) — plus Flexibilität: USV-Batterien und Lastverschiebung sind natürliche Partner des Verbund-Speichers. Netzentgelt und Flexibilität: Das Bandlastprivileg des § 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV (über 10 GWh/a und mindestens 7.000 Benutzungsstunden) entfällt mit einer Direktleitung meist, weil die Benutzungsstunden am Netz sinken — das Netzentgelt je kW steigt, Umlagen und Beschaffung sinken; die Bilanz ist projektspezifisch und hier bewusst nicht beziffert. Stromsteuer: Rechenzentren sind kein produzierendes Gewerbe (WZ 2003 Abschnitt K) und zahlen den vollen Satz von 2,05 ct/kWh — bei Netzbezug wie bei Direktlieferung. Die am 12.10.2026 angekündigte Senkung für alle auf das EU-Minimum (0,05 ct betrieblich; kein Entwurf, kein Termin) wäre 2,0 ct/kWh oder rund 18 Mio. € im Jahr je 100 MW IT-Last im Dauerbetrieb, ohne Kühlstrom. Nach dem AgNes-Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur (6.8.2026, Geltung ab 1.1.2029) bestellen Großverbraucher künftig Kapazität; das Bandlastprivileg läuft für Bestandskunden bis Ende 2031 aus. USV-Batterien und Netzersatzanlagen sind laut dena (Stellungnahme zur Rechenzentrumsstrategie, 9/2025) grundsätzlich Flexibilitätsoptionen; Notstromaggregate dürfen mit erleichterten Emissionsanforderungen nur im Notbetrieb oder bis zu 300 Stunden im Jahr zur Spitzenlastdeckung laufen (§ 16 der 44. BImSchV). Für das Netz zählt davon nur, was als niedrigere Anschlussleistung vereinbart wird. Die Rechenzentrumsstrategie der Bundesregierung (Kabinett 18.3.2026, Halbjahresbilanz 18.9.2026) setzt beim Netzanschluss auf Vergabe nach Projektreife (Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber seit 1.4.2026; Netzanschlusspaket: §§ 17a–17c EnWG-E mit Priorisierung, Kapazitätskarten und Netzanschlussauskunft) und nennt die Versorgung mit erneuerbaren Energien „durch marktlichen Bezug oder Eigenerzeugung"; die Freigabe ungenutzter Anschlusskapazität nach § 17 Abs. 1a EnWG-E soll stufenweise wachsende Rechenzentren ausdrücklich schonen (Gegenäußerung vom 30.9.2026).

Einbettung: Wärmeplanung und Förderung Rahmen

Die kommunale Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz muss Abwärmepotenziale — ausdrücklich auch aus Rechenzentren — erheben und in Eignungsgebiete übersetzen; die BfEE-Abwärmeplattform liefert die gemeldeten Standortdaten. Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert die Einbindung unvermeidbarer Abwärme investiv und in Teilen betrieblich. Für den Verbund heißt das: RZ-Abwärme gehört in den Wärmeplan des Landkreises, bevor Insellösungen Fakten schaffen — die belastbare Reihenfolge ist Wärmeplan → Netzentscheid → Abwärmevertrag.
Rechtsstand Wärme (04.10.2026): Das Gebäudemodernisierungsgesetz (Bundestag 10.7.2026, BGBl. 2026 I Nr. 226, in Kraft seit 29.7.2026) streicht die §§ 71, 71b–71p und 72 GEG ersatzlos — damit entfallen die 65-%-Vorgabe für neue Heizungen, die Betriebsverbote und die Kopplung der Heizungspflichten an Wärmeplan und Gebietsausweisung; neu sind die Bio-Treppe (10 % 2029, 15 % 2030, 30 % 2035, 60 % 2040), Solarpflicht ab 2027 und Nullemissionsgebäude 2028/2030. Die Wärmeplanungspflicht nach dem WPG bleibt; eine WPG-Novelle (vereinfachte Wärmeplanung bis 15.000 Einwohner, Kälteplanung) ist seit 25.6.2026 im Bundestag (BT-Drs. 21/6587). BEW: Richtlinie fortgeltend, Merkblatt 3.1 seit 1.4.2026, Mittel 2026 ≈ 1,4 Mrd €, Regierungsentwurf 2027 ≈ 1,9 Mrd €. KWKG: BMWE-Eckpunkte vom 23.9.2026 für eine Verlängerung bis 2035 mit höherem Wärmenetz-Deckel, Gesetzentwurf angekündigt. Folge für den Verbund: Der Anschluss an ein Wärmenetz wird nicht mehr über GEG-Pflichten erzwungen — Wärmenetze müssen über Preis, Vertrag und Satzung (Anschluss- und Benutzungszwang) gewinnen.

EEG 2027 und Netzanschlusspaket Regierungsentwurf · nicht in Kraft

Stand 04.10.2026 – Regierungsentwürfe EEG 2027 (BT-Drs. 21/7867) und Netzanschlusspaket (BT-Drs. 21/7866) vom 7.9.2026; erste Lesung 24.9.2026, federführend Ausschuss für Wirtschaft und Energie; Anhörungen 5.10.2026 (EEG) und 7.10.2026 (Netzpaket); zweite und dritte Lesung nicht terminiert (BMWE-Ziel: Ende Oktober); Bundesrat-Stellungnahme 25.9.2026 (BR-Drs. 470/26(B), 471/26(B)), Gegenäußerung der Bundesregierung 30.9.2026 (BT-Drs. 21/8298, 21/8299). Geplantes Inkrafttreten 1.1.2027, für das EEG unter Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung (die bestehende läuft am 31.12.2026 aus); CfD-Pflicht nach Art. 19d VO (EU) 2019/943 i. d. F. 2024/1747 für Verträge ab 17.7.2027.
Was sich für Wind- und PV-Projekte ändern würde
Vergütung: zweiseitige Differenzverträge (CfD) statt Marktprämie; feste Einspeisevergütung für neue Dachanlagen entfällt im Grundsatz, Übergangszahlung 36 Monate (2027 < 50 kW, 2028 < 25 kW, 2029 < 7 kW; 1 ct unter den bisherigen Sätzen). Sonderausschreibungen Wind an Land +12 GW (5/5/2 GW 2027–2029), Ausbauziel 2030: 115 GW.
Systemdienliche Anschlussleistung (SAL): Wind an Land max. 280 W/m² Rotorfläche, Freiflächen-PV 70 %, kleine Dach-PV 50 % Einspeisung (Eigenverbrauch/Speicher frei). Nach Marktstammdatenregister lägen 75 % der genehmigten und 74 % der bezuschlagten Windanlagen über der Grenze; Anknüpfung an den Netzanschluss-, nicht den Genehmigungszeitpunkt – daher die BWE-Kritik (Vertrauensschutz, Rechtsgutachten: verfassungswidrig ohne Übergangsregel).
Kapazitätslimitierte Netzgebiete: Ausweisung ab > 5 % Redispatch-Anteil in einem Jahr, Geltung bis sechs Jahre; dort Redispatch-Vorbehalt: bis 20 % der abgeregelten Mengen unentschädigt (18 % in Wind-Vorranggebieten). Verbände halten die Kürzung für unionsrechtlich angreifbar.
Netzanschlussvergabe: Bewertungsverfahren nach Baufortschritt, Genehmigungsreife und Systemdienlichkeit statt Windhundprinzip; netzneutrale Co-Location-Speicher an bestehenden Verknüpfungspunkten privilegiert.
Für die Cockpit-Rechnung: SAL und Redispatch-Vorbehalt sind bewusst nicht in den Zahlen – sie gelten nicht. Die Wirkung lässt sich über die Abregelungs- und Vergütungsregler nachstellen; die physische Direktleitung ist von der Einspeisekappe unberührt (nicht eingespeist).
Bundesrat und Bundesregierung — was strittig ist
Pachtdeckel § 36d: Bundesrat fordert Streichung (Eingriff in Eigentum und Vertragsfreiheit); Bundesregierung hält fest — Deckel 3,5 % des Standortertrags inkl. Nebenanlagen im 2,5-km-Radius, erstmals für Zuschläge aus Gebotsterminen nach dem 1.1.2028.
Refinanzierungsbeitrag § 21d: Bundesrat will die Schwelle von 100 auf 200 kW heben (EU-Mindestvorgabe); Bundesregierung lehnt ab (Mehreinnahmen 1,4–100 Mio. € je Jahreskohorte); Marktwertkorridor bleibt abgelehnt.
Spitzenkappung 280 W/m² bzw. 70 % (§ 8 Abs. 1 S. 4 EEG-E): Bundesrat fordert Verschiebung auf 2030, Beschränkung auf kapazitätslimitierte Gebiete und Bestandsschutz für bis Ende 2026 genehmigte Anlagen; Bundesregierung prüft „Notwendigkeit und Dauer eines angemessenen Übergangszeitraums", lehnt die Beschränkung auf Engpassgebiete ab („bewusst bundesweite Regelung"). BWE: 75 % der genehmigten Anlagen lägen über 280 W/m².
Direktleitung: Bundesrat will das EEG-Kriterium „unmittelbare räumliche Nähe" (§ 3 Nr. 16, § 21 Abs. 2, § 21b Abs. 4) durch die Lieferung „über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an einen oder mehrere Letztverbraucher" ersetzen und den EnWG-Rahmen klarstellen; Bundesregierung lehnt ab, „wird aber die Regelungsmöglichkeiten zur Direktleitung vor dem Hintergrund des EuGH-Urteils vom 17. September 2026 prüfen" (Details: Reiter „Direktleitung").
Weiteres: Südvorbehalt 20 % (§ 36g) abgelehnt (EEG-2021-Südquote beihilferechtlich gescheitert); 50-%-Einspeisegrenze für Dach-PV < 100 kW bleibt; Kommunalzahlung § 6: 0,3 ct je erzeugter kWh vom Bundesrat nicht beanstandet, kommunale Spitzenverbände fordern eine Verpflichtung. Koalition: Unionspapier mit 86 Änderungsanträgen vom 29.9.2026, Einigung Mitte Oktober angestrebt — Ausschussfassung abwarten.

Wer plant was — Ebenen und Zuständigkeiten in Hessen Planungshoheit

Hessen plant in drei Regionen (Nordosthessen, Mittelhessen, Südhessen). Träger der Regionalplanung sind die Regionalversammlungen — besetzt mit den Landkreisen, kreisfreien Städten und Gemeinden über 50.000 Einwohnern, in Südhessen zusätzlich der Regionalverband FrankfurtRheinMain, in Nordosthessen der Zweckverband Raum Kassel (§§ 13, 14 HLPG). Die Regierungspräsidien Kassel, Gießen und Darmstadt arbeiten als obere Landesplanungsbehörden zu; die Landesregierung genehmigt die Pläne, der Landesentwicklungsplan setzt den Rahmen. Darunter liegt die kommunale Planungshoheit (Flächennutzungs- und Bebauungspläne) — sie greift überall dort voll, wo das Bundesrecht keine Außenbereichs-Privilegierung vorsieht. Genehmigt wird zweigleisig: immissionsschutzrechtlich (Windenergie: Regierungspräsidien) oder baurechtlich (untere Bauaufsicht der Kreise und kreisfreien Städte).

Windenergie privilegiert · regional gesteuert

Zulässigkeit: § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB — im Außenbereich privilegiert; räumlich gesteuert über die drei Teilregionalpläne Energie mit Vorranggebieten (bisher mit Ausschlusswirkung): Nordhessen ≈ 2,0 %, Mittelhessen ≈ 2,2 %, Südhessen ≈ 1,5 % der jeweiligen Region — zusammen ≈ 1,9 % der Landesfläche. Bundesziel (WindBG): Hessen muss 1,8 % bis Ende 2027 und 2,2 % bis Ende 2032 für die Windenergie sichern. Genehmigung: BImSchG über die Regierungspräsidien. Planungshoheit: faktisch bei den Regionalversammlungen; die Gemeinden wirken über Stellungnahmen mit und partizipieren über § 6 EEG.
Rechtslage in Bewegung: Der Hessische VGH hat am 6.2.2026 die Feststellungsbeschlüsse zum Erreichen der Flächenbeitragswerte (Regionalversammlung Südhessen, Regionalverband FrankfurtRheinMain, Wirtschaftsministerium) aufgehoben — die erste Stufe gilt damit als nicht erfüllt; die Revision ist zugelassen (11 C 205/25.T, 11 C 633/25.T). Zudem sind die Teilregionalpläne Energie aller drei Regionen mit Normenkontrollen beklagt; Mittelhessen stellt seinen Regionalplan neu auf. Praktisch bedeutet das Unsicherheit über die Ausschlusswirkung außerhalb der Vorranggebiete (§-245e-Mechanik) — für Projektierer Chance und Risiko zugleich, für die Regionalplanung Zeitdruck Richtung Ende 2027.

Freiflächen-Photovoltaik kommunal gesteuert

Keine allgemeine Privilegierung. Ausnahmen: § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB (Anlagen an/auf Gebäuden sowie Freiflächen im 200-m-Streifen längs Autobahnen und mehrgleisiger Schienenwege) und Nr. 9 (Agri-PV unter engen Voraussetzungen mit Bezug zum landwirtschaftlichen Betrieb). Alles andere braucht einen Bebauungsplan — die Planungshoheit liegt vollständig bei der Gemeinde; sie entscheidet über Standort, Umfang und Gestaltung und kann Beteiligung über städtebauliche Verträge sichern. Die Regionalpläne steuern ergänzend (Mittelhessen etwa mit 286 PV-Vorbehaltsgebieten, ≈ 3.100 ha). Unabhängig davon läuft die EEG-Förderkulisse (Seitenrandstreifen, Konversion, benachteiligte Gebiete nach Landesöffnung) — baurechtliche Zulässigkeit und Vergütungsfähigkeit sind zwei getrennte Prüfungen.

Batteriespeicher neu privilegiert — mit Auflagen

Nach turbulentem Verfahren (weite Privilegierung beschlossen am 13.11.2025, am 4.12.2025 noch vor Inkrafttreten eingeschränkt; wirksam zum Jahreswechsel 2025/26) gilt: § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB privilegiert Speicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen EE-Anlage — der Co-Location-Fall dieses Cockpits. Nr. 12 privilegiert sonstige Speicher nur kumulativ: höchstens 200 m zur Grundstücksgrenze einer Umspannanlage (Höchst-/Hochspannung → Hoch-/Mittelspannung) oder eines Kraftwerks ≥ 50 MW, Nennleistung ≥ 4 MW, und je Gemeinde höchstens 0,5 % der Gemeindefläche bzw. 5 ha für alle Nr.-12-Speicher zusammen — eine ausdrückliche Rücksicht auf die kommunale Planungshoheit. Die Rückbaupflicht des § 35 Abs. 5 gilt. In ausgewiesenen Windenergiegebieten können Speicher planerisch den Windanlagen gleichgestellt werden. Genehmigung regelmäßig baurechtlich. Achtung: Eine weitere BauGB-Änderung, die Nr. 12 erneut enger fassen soll, ist seit Frühjahr 2026 im Entwurf — Rechtsstand vor Projektstart prüfen.

Umspannwerke Versorgungs-Privileg

Umspannwerke sind als Anlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB im Außenbereich privilegiert; die Zulassung läuft baurechtlich, bei Höchstspannungs-Vorhaben im Zuge der Leitungs-Planfeststellung (EnWG/NABEG). Die Standortentscheidung liegt faktisch beim Netzbetreiber und seiner Netzplanung — Gemeinden wirken über Stellungnahmen mit. Neu ist die strategische Kopplung: Der 200-m-Radius um Umspannanlagen ist seit der Speicher-Privilegierung (Nr. 12) bevorzugter Speicherstandort — wer als Landkreis Umspannwerks-Standorte mitdenkt, plant zugleich die Speicherkulisse.

Rechenzentren volle kommunale Hoheit

Rechenzentren sind nicht privilegiert: Sie brauchen Bauland nach Bebauungsplan (Gewerbe-, Industrie- oder Sondergebiet) — die Standortsteuerung liegt vollständig bei der Gemeinde, flankiert von den Gewerbeflächen-Festlegungen der Regionalpläne. Faktisch steuert zusätzlich die Netzanschlusskapazität (sichtbar am Frankfurter Cluster). Ein landesrechtliches Sonderregime für RZ-Standorte besteht in Hessen bislang nicht. Für den Verbund ist das eine Gestaltungschance: Die Gemeinde kann Abwärmenutzung, Effizienz und Direktleitungs-Korridore über Bebauungsplan und städtebaulichen Vertrag festschreiben — wirksamer als jede EnEfG-Pflicht (Reiter „RZ & Wärme").
Planungshoheit in einem Satz je Anlage: Wind → Regionalversammlung (Vorranggebiete; BImSchG-Genehmigung durch das RP) · Freiflächen-PV → Gemeinde (B-Plan; Ausnahmen Nr. 8/9) · Speicher → seit 2026 privilegiert bei EE-Kopplung oder Umspannwerks-Nähe, sonst Gemeinde · Umspannwerk → Netzbetreiber (Nr. 3) · Rechenzentrum → Gemeinde. Quellen: § 35 BauGB (Fassung zum Jahreswechsel 2025/26), §§ 13–14 HLPG, WindBG, Teilregionalpläne Energie (RP Kassel/Gießen/Darmstadt), Hessischer VGH v. 6.2.2026 (11 C 205/25.T, 11 C 633/25.T), § 11 EnEfG.

Netzkosten senken — was wirkt und was nur verschiebt Stand 04.10.2026

Die Netzkosten liegen heute bei rund 37 Mrd. € im Jahr (BNetzA) und machen etwa 30 % der Stromkosten eines Haushalts aus. Bis 2045 sind im Übertragungsnetz 365–392 Mrd. € geplant (2. Entwurf NEP 2037/2045, 16.3.2026), im Verteilnetz mehr als 235 Mrd. € (EWI/BET-Monitoring 2025; andere Studien bis 431 Mrd. €). Die Hebel auf dieser Seite sind in drei Gruppen geordnet. A senkt die Kosten. B verteilt sie zwischen den Netznutzern um. C verlagert die Finanzierung auf Bund oder Steuerzahler. Für Kommunen und Verbünde zählt vor allem Gruppe A. B und C entscheiden darüber, wer zahlt.
≈ 37 Mrd. €/aNetzkosten heute (BNetzA)
3,54 ct/kWhÜNB-Entgelt 2027 vorläufig (2026: 2,86); ohne Zuschuss 6,52
365–392 Mrd. €Übertragungsnetz bis 2045, NEP 2025, 2. Entwurf
> 235 Mrd. €Verteilnetz bis 2045 (Netzausbaupläne)
Die Einsparungen der Studien lassen sich nicht addieren. Sie messen gegen verschiedene Referenzpfade (BET: „Business as usual“, BDI/Amprion: NEP-Bedarf, EWI: optimiert gegen Referenz), über verschiedene Zeiträume (2035 oder 2045) und mit verschiedenen Kostenbegriffen (Investition, Annuität, Netzentgelt oder volkswirtschaftliche Stromkosten). Ein Teil der ausgewiesenen Einsparungen schiebt Investitionen lediglich über den Betrachtungszeitraum hinaus (Germanwatch/3EPunkt, Juli 2025). Status: Gesetz geltend · Entwurf im Verfahren · Vorschlag · Studie Modellannahme.

A · Kosten senken weniger Netz für dieselbe Versorgung

Der größte bezifferte Hebel ist, die Netzauslegung von der installierten Wind- und PV-Leistung zu lösen. Der Netzanschluss wird kleiner als die Erzeugungsspitze, die seltenen Spitzen werden abgeregelt, gespeichert oder vor Ort verbraucht. BET (10.3.2026) beziffert das auf rund 80 Mrd. € weniger Netzausbau bis 2045. Das Netzpaket der Bundesregierung verfolgt dieselbe Richtung mit fester Kappung und Redispatch-Vorbehalt. BET hält das für eine Verschiebung der Kosten zu den Anlagenbetreibern statt einer Senkung.
HebelEinsparung (Größenordnung)QuelleStatusGegenargument / Verteilung
Systemdienliche Anschlussleistung: Netz wird für weniger als die installierte EE-Leistung gebaut≈ 80 Mrd. € weniger Netzausbau bis 2045; Stromkosten insgesamt −68 bis −122 Mrd. € (real 2025)BET Consulting, 10.3.2026, eigene InitiativeVorschlagmehr Abregelung; Risiko oberhalb der Anschlussleistung trägt der Betreiber; die Gesamtersparnis enthält auch Markt- und EEG-Effekte
Spitzenkappung am Netzverknüpfungspunkt (Wind 280 W/m² Rotorfläche, PV 70 %)nicht beziffert; dieselbe Wirkungsrichtung wie die Anschlussleistung bei BET§ 8 Abs. 1 S. 4 EEG-E, BT-Drs. 21/7866EntwurfBWE: 75 % der genehmigten Anlagen liegen darüber; Bundesrat will Übergang bis 2030
Überbauung und gemeinsame Netzanschlüsse (Wind + PV + Speicher an einem Anschlusspunkt); für Speicher an bestehenden Anschlüssen mit FCA kann der Anschluss nicht wegen Kapazitätsmangel abgelehnt werden (§ 17 Abs. 2a EnWG-E)bis 1,8 Mrd. €/a weniger VerteilnetzausbauEWI, Juni 2025Studie / Entwurfmehr Abregelung; nützt vor allem Standorten mit freiem Anschlusspunkt
3-%-Spitzenkappung in der Netzplanungnicht neu beziffert§ 11 Abs. 2 EnWGGesetzwirkt nur, wenn Netzbetreiber sie tatsächlich ansetzen
Gleichstrom-Fernleitungen als Freileitung statt Erdkabel≥ 20 Mrd. €; Kabel 10–20 Mio. €/km teurer50Hertz, TenneT, TransnetBW, Feb. 2025VorschlagAkzeptanz; laufende Vorhaben wie der Rhein-Main-Link bleiben Kabel; mit dem NEP 2025 ist nur noch eine neue Gleichstromverbindung durchgehend nötig
Bedarfsgerechter Übertragungs- und Offshore-AusbauNEP 2025: knapp 80 Mrd. € weniger (Szenario A) gegenüber dem fortgeschriebenen NEP 2023ÜNB, 10.12.2025Entwurfteils Verschiebung nach 2045 statt Einsparung (Germanwatch 2025)
Steuerbare Verbraucher (§ 14a EnWG)Monitoring: rund 30 % geringere Investitionen bei mehr Digitalisierung und FlexibilitätEWI/BET 2025GesetzSmart-Meter-Quote 3,8 % bremst
Netzdienliche Speicher, Wärmepumpe mit Wärmespeicher am Netzanschlussprojektbezogen; wirkt nur, wenn die Spitze am Anschluss vertraglich sinktRechnung im Direktleitungsmodul; MiSpeL-Festlegung BNetzAStudiemarktgetriebene Speicher können das Netz auch zusätzlich belasten
Standardisierung, Digitalisierung, weniger Netzbetreiber12,4 Mrd. €/a bis 2045, heute 5,2 Mrd. €/a (Verteilnetz)T. Meyer für European Climate Foundation, mit bne, 2026StudieEingriff in kommunale Strukturen (851 Verteilnetzbetreiber)

B · Umverteilen wer zahlt, nicht wie viel

Netzkosten sind zum größten Teil fix und richten sich nach der Leistung. Was ein Netznutzer weniger zahlt, verteilt die Erlösobergrenze des Netzbetreibers auf alle anderen. Diese Hebel ändern die Summe kaum. Sie setzen aber Signale für Standort und Fahrweise.
HebelEinsparung (Größenordnung)QuelleStatusGegenargument / Verteilung
Einspeiseentgelt (AgNes)keine Senkung; bis ≈ 2 Mrd. €/a gehen auf Erzeuger über; 4–7 €/kW·a ≈ 0,13–0,35 ct/kWh Wind, 0,4–0,7 ct/kWh PV (eigene Umrechnung)BNetzA-Festlegungsentwurf 6.8.2026, ab 2029Festlegungsentwurfverteuert den EE-Neubau; Bestand 20 Jahre befreit
Baukostenzuschuss für Erzeuger, regional gestaffeltnicht beziffertNetzpaket, BT-Drs. 21/7866EntwurfStandortsignal gegen Ausbautempo im Norden
Direktleitung und Eigenverbrauchkeine Systemkostensenkung an sich: Netzkosten bleiben, Beiträge sinken, der Rest wird auf andere Netznutzer umgelegtEuGH 17.9.2026 (Reservebeitrag zulässig)Urteil · Ausgestaltung offennetzdienlich nur bei vertraglich gesenkter Anschlussleistung; siehe Karte unten
Bandlastprivileg § 19 Abs. 2 StromNEVkeine Senkung; Ausfälle trägt die § 19-Umlage (2026: 1,559 ct/kWh)StromNEV; AgNes: Bestand bis 31.12.2031Gesetzfördert unflexiblen Netzbezug

C · Finanzierung verlagern Bund, Kapitalmarkt, Steuerzahler

HebelEinsparung (Größenordnung)QuelleStatusGegenargument / Verteilung
Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten2027: 5,525 Mrd. € → ÜNB-Entgelt 3,54 statt 6,52 ct/kWh§ 24d EnWG-E, BT-Drs. 21/8236; 2026: 6,5 Mrd. € (§ 24c, geltend)EntwurfKosten wandern zum Klima- und Transformationsfonds
Eigenkapitalzins der NetzbetreiberTeil der 12,4 Mrd. €/a bei Meyer; regulatorisch 5,07 % Neu- / 3,51 % Altanlagen (4. Regulierungsperiode, vor Steuern)BNetzA; Meyer 2026Gesetz / StudieKapitalbedarf; realisierte Renditen (Stichprobe 24 %) sind nicht der regulatorische Zins
Staatliche Beteiligung an ÜbertragungsnetzbetreibernEntlastung gegenüber bis zu 14,3 Mrd. €/a MehrbelastungIMK/Hans-Böckler-Stiftung, Jan. 2025VorschlagHaushaltsrisiko

Direktleitung und Netzkosten Verbindung zum Direktleitungsmodul

Eine Direktleitung zwischen Windpark und Wärmepumpe, Gewerbe oder Rechenzentrum senkt den Netzbezug in kWh stark. Die Höchstlast am Netzanschluss sinkt dagegen oft kaum, weil der Anschluss bei Flaute oder Ausfall als Reserve bleibt. Damit sinken die Benutzungsstunden, und der Abnehmer kommt in die Tarifgruppe unter 2.500 Stunden mit niedrigem Leistungs- und hohem Arbeitspreis. Er zahlt dann deutlich weniger, obwohl das Netz seine Spitze weiter vorhält. In den Beispielen der Seite „Direktleitung und Netzbeitrag“ (Wetterjahre 2023–2025) zahlen die Abnehmer je kW Höchstlast nur noch 27 bis 78 % des Netzentgelts ohne Leitung. Beim Rechenzentrum mit Bandlastprivileg kehrt sich das um: Das Netzentgelt steigt von 155 auf 438 T€ im Jahr, die Umlagen sinken von 518 auf 136 T€.
Rechtsstand: Nach dem EuGH-Urteil vom 17.9.2026 (C-722/24, C-756/24) darf der Kunde einen Reserveanschluss behalten. Dafür kann „ein angemessener finanzieller Beitrag“ verlangt werden (Randnummer 52, Verfahren nach Art. 59 Abs. 7 der Richtlinie 2019/944). Deutschland hat dafür noch keine Regel. Die naheliegende Stelle ist das Modell der bestellten Kapazität für Großverbraucher im AgNes-Entwurf (ab 2029). Andere Länder sichern den Netzbeitrag über feste Residualentgelte (Großbritannien, seit 2021/22), Kapazitätstarife mit Mindestleistung (Flandern, Ø ≈ 53 €/kW·a 2026), Rabatte nur für nicht feste Transportrechte (Niederlande), ein Rückerstattungsverbot beim Bereitstellungsentgelt (Österreich) oder ein Reservierungsentgelt (Spanien).
Im Cockpit: Modul 1 auf der Seite „Direktleitung“ zieht jetzt einen verbleibenden Netzbeitrag von der Netzentgeltersparnis ab (Voreinstellung 0,7 ct je direkt gelieferter kWh = Leistungspreis für rund 4 MW Wärmepumpen-Höchstlast). Ein Reservebeitrag nach dem EuGH-Urteil lässt sich über denselben Regler einstellen. Netzdienlich, also kostensenkend für alle, wird die Direktleitung erst, wenn die vereinbarte Anschlussleistung tatsächlich sinkt, etwa durch Wärmespeicher oder einen Bezugsdeckel. Andernfalls ist sie eine Umverteilung nach Gruppe B.

Was ein Verbund in Hessen selbst tun kann kommunale Hebel

Der Freileitungshebel ist für hessische Netzentgelte kurzfristig kaum relevant, weil der Rhein-Main-Link als Erdkabel weitergebaut wird. In der Hand von Kommune und Verbund liegen: gemeinsame Netzanschlüsse von Wind, PV und Speicher mit Überbauung statt eines Anschlusses je Park (Seite „Speicher · H₂“, Co-Location); vereinbarte Bezugsdeckel für große neue Lasten wie Wärmepumpen, Rechenzentren oder Ladeparks, gestützt durch Wärme- und Batteriespeicher; Steuerung nach § 14a EnWG in Neubaugebieten; Netzanschlussflächen am Umspannwerk über die Bauleitplanung sichern (Seite „Planung & Recht“). Die Systemrechnung des Cockpits rechnet den Netzausbau als Zuschlag je kWh (Seite „System“, Netzausbau-Programm). Die Hebel dieser Seite senken diesen Zuschlag, sind dort aber nicht eingerechnet.
Quellen: BET Consulting, „Systemdienliches Strommarktdesign zur Reduktion von Systemkosten und Erreichung der Klimaziele“ (10.3.2026); EWI/BET, „Energiewende. Effizient. Machen.“ (BMWE, 15.9.2025); EWI-Kurzstudie Überbauung (6/2025); ÜNB-Pressemitteilungen 10.12.2025 und 1.10.2026; NEP 2037/2045 (2025), 2. Entwurf 16.3.2026; T. Meyer/ECF, Kostensenkungspotenziale im Verteilnetz (2026); IMK Study 98 (1/2025); Germanwatch/3EPunkt (7/2025); BNetzA AgNes-Festlegungsentwurf (6.8.2026); BT-Drs. 21/7866, 21/8236; EuGH ECLI:EU:C:2026:580; Ofgem TCR (2019); VREG Kapazitätstarif; ACM Staatscourant 2024 Nr. 23594; ElWG (BGBl. I Nr. 91/2025); RD 244/2019. Einsparbeträge sind Modell- oder Positionsangaben interessierter Akteure. Eigene Umrechnungen sind als solche gekennzeichnet.

Förderregime im Umbruch EEG-2027-E · EntwurfEEG 2023 · geltend

Zweiseitiger Differenzvertrag statt einseitiger Marktprämie (Kabinettsbeschluss 29.07.2026, erste Lesung 24.9.2026, Anhörung 5.10.2026): Für geförderte Neuanlagen ab 100 kW gleicht die Marktprämie weiter nach unten aus; neu führt ein Refinanzierungsbeitrag Erlöse ab, sobald der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt — ohne Marktwertkorridor (Streichung gegenüber dem Arbeitsentwurf, Branchenkritik), aber mit Mindesterlös-Kappung in Schwachpreis-Viertelstunden (Wind 1,0 · Solar 0,5 · Offshore 1,5 ct/kWh) und Erfassung zwischengespeicherter Mengen. Bei negativen Preisen: weder Förderung noch Beitrag.

Benchmark-Prinzip: Abgerechnet wird gegen den Flotten-Jahresmarktwert, nie gegen den individuellen Erlös — PPA-Spread und Speicher-Arbitrage über dem Marktwert bleiben vollständig beim Betreiber. Das nimmt der Vermarktung die Level-Spekulation, nicht den Struktur-Vorteil.

Wechselregime: Geltend ist der Wechsel der Veräußerungsform monatlich zum Monatsersten (Meldung vor Beginn des Vormonats), anteilige Aufteilung zulässig. Im Entwurf folgt die Abschöpfung dem Betreiber 20 Jahre auch in die sonstige Direktvermarktung; vorgesehen ist nur ein einmaliger Ausstieg ohne Rückkehr — der Einspeiseanteil wird zur Designentscheidung vor Gebotsabgabe. Die physische Direktleitung läuft außerhalb (nicht eingespeist, kein Beitrag, keine § 51-Ausfälle, HKN-fähig).

Quellen: BMWE-Regierungsentwurf EEG 2027 (29.07.2026), Stiftung Umweltenergierecht (Refinanzierungsbeitrag, 05/2026), BWE-/BEE-/bne-Stellungnahmen 07/2026, BNetzA-Ausschreibungsergebnisse. Rechtsstand 04.10.2026 — Gegenäußerung der Bundesregierung vom 30.9.2026 (BT-Drs. 21/8298): Schwelle 100 kW bleibt, kein Marktwertkorridor, Pachtdeckel erst für Gebotstermine nach dem 1.1.2028. Bundestagsfassung (Ziel Ende Oktober 2026) prüfen.

Kapazität, Netzanschluss, Preiszone

StromVKG (in Kraft seit 22.7.2026, BGBl. 2026 I Nr. 210a; EU-Beihilfegenehmigung 2.9.2026): 2 × 4,5 GW steuerbare Langzeitkapazitäten (H₂-ready, 10-h-Kriterium, 15 Jahre Vergütung). Erste Runde: Gebotstermin 8.9.2026, Höchstwert 244.000 €/MW·a, Südbonus 16.000 €/MW·a, laut BNetzA deutlich überzeichnet — Zuschläge bis 3.11.2026; zweite Runde Gebotstermin 29.12.2026, +2 GW Erzeugungskapazität 05/2027. Kapazitätsmechanismus: erster Erbringungszeitraum ab 1.11.2031, technologieneutraler Kapazitätsmarkt ab 2032, Rechtsrahmen 2027 angekündigt. Die Zuschlagswerte der ersten Runde kalibrieren den Backup-Preis dieser Systemrechnung (bisher Annahme: 800 €/kW Investition).

Netzpaket (Kabinett 29.07.2026, erste Lesung 24.9.2026): Kapazitätslimitierte Netzgebiete (Ausweisung ab 5 % Vorjahres-Abregelung) mit Redispatch-Vorbehalt und gedeckeltem Entschädigungsverzicht; parallel Spitzenkappung am Netzverknüpfungspunkt (PV 70 % Nennleistung, Wind 280 W/m² Rotorfläche); netzneutrale Speicher an bestehenden Anschlüssen (§ 17 Abs. 2a EnWG-E). EU-rechtliche Zweifel (Art. 13 EBM-VO) dokumentiert. Bundesrat (25.9.2026): Spitzenkappung erst ab 2030, nur in Engpassgebieten, mit Bestandsschutz; Bundesregierung (30.9.2026) prüft eine Übergangsfrist und lehnt die Beschränkung auf Engpassgebiete ab.

Gebotszone: ENTSO-E empfiehlt die Teilung in fünf Zonen (Effizienzgewinn 251–339 Mio. €/a, Zieljahr 2025); der Aktionsplan Gebotszone (12/2025) hält an der Einheitszone fest — 70-%-Handelsvorgabe erfüllt, keine Rechtsgrundlage für eine Teilung gegen Deutschlands Willen. Für Binnenland-Standorte im Süden wäre eine Teilung tendenziell marktwertsteigernd; das Kannibalisierungsproblem ist ein Zeit-, kein Raumproblem und bliebe.

Quellen: StromVKG (BT 09.07.2026), BMWE-Netzpaket, ENTSO-E Bidding Zone Review (28.04.2025), BMWE Aktionsplan Gebotszone (12/2025).

Stromsteuer: 2,05 ct geltend — Senkung für alle angekündigt § 3 StromStG · geltendAnkündigung 12.10.2026 · kein Entwurf

Geltend: 20,50 €/MWh = 2,05 ct/kWh (§ 3 StromStG, seit 2003 unverändert). Produzierendes Gewerbe (WZ 2003 Abschnitte C–F, also auch Energieversorger) und Land-/Forstwirtschaft erhalten auf Antrag 20 €/MWh zurück und zahlen seit 1.1.2026 dauerhaft 0,05 ct/kWh (§ 9b; Sockel 250 €/a; rund 600.000 Betriebe, Mindereinnahmen rund 3 Mrd. €/a laut BT-Drs. 21/1866). Die Entlastung gilt nicht für Strom, aus dem Wärme, Kälte oder Licht für Abnehmer außerhalb dieser Branchen erzeugt wird (§ 9b Abs. 1 S. 2) — eine Großwärmepumpe, die ein Wohngebiet versorgt, zahlt den vollen Satz; ebenso Rechenzentren, Handel und Dienstleister. Befreit ist Strom aus Wind- und Solaranlagen bis 2 MW im 4,5-km-Umkreis (§ 9 Abs. 1 Nr. 3, § 12b StromStV) und bei größeren Anlagen der Selbstverbrauch am Ort der Erzeugung (Nr. 1); die Direktlieferung des Verbundparks ist steuerpflichtig. EU-Mindestsätze (Richtlinie 2003/96/EG, Anhang I Tabelle C): 0,5 €/MWh betrieblich, 1,0 €/MWh nichtbetrieblich — Deutschland liegt beim regulären Satz um das 20- bis 40-Fache darüber.

Angekündigt, nicht beschlossen: Nach der Klausur des CDU-Präsidiums erklärte Kanzler Merz am 12.10.2026, die CDU werde sich in der Regierung für die Senkung „für alle auf das europäische Mindestmaß“ einsetzen — Spielräume könne es geben, wenn sich das Wachstum verfestige und verstetige; Termin und Gegenfinanzierung nannte er nicht (Beschluss des Präsidiums: „Wir werden finanzielle Spielräume im Haushalt für eine Senkung der Stromsteuer für alle nutzen.“). Finanzminister Klingbeil (SPD) am selben Tag: offen für die Forderung, dass sie sich dauerhaft finanzieren lasse, „kann ich heute nicht bestätigen“. Der Koalitionsvertrag 2025 enthält die Senkung für alle; der Koalitionsausschuss beschränkte sie im Juli 2025 auf Gewerbe und Landwirtschaft, der Regierungsentwurf des Bundeshaushalts 2027 enthält keine Mittel dafür (Beschluss im Bundestag für November geplant). Ein inhaltsgleicher Gesetzentwurf der Grünen (BT-Drs. 21/5320: 1 €/MWh nichtbetrieblich, 0,50 €/MWh betrieblich, Mindereinnahmen 6 Mrd. €/a) wurde am 24.4.2026 mit 310 zu 270 Stimmen abgelehnt; das Bundesfinanzministerium bezifferte die Ausweitung auf alle 2025 mit rund 5,4 Mrd. €/a; Stromsteuer-Aufkommen 2026 trotz Ausnahmen über 7 Mrd. €. Stand 13.10.2026: kein Kabinettsbeschluss, kein Entwurf, kein Datum — frühestens zum 1.1.2027, wenn der Bundestag noch 2026 ein Gesetz beschließt.

Was eine Senkung in dieser Rechnung ändert: Haushalte −1,95 ct/kWh netto (−2,32 ct brutto, rund 81 €/a bei 3.500 kWh); Betriebe außerhalb des produzierenden Gewerbes −2,0 ct; produzierende Betriebe nichts (schon 0,05 ct). Wärmenetz: Netz- und Direktstrom der Großwärmepumpe werden gleich entlastet — im Referenznetz rund 0,7 ct je kWh Wärme bei JAZ 3,3 inkl. Netzverlusten (Regler „Stromsteuer-Satz“ im Wärmerechner); der Vorteil des Direktstroms bleibt. Direktleitung: Korridor unverändert, weil die Steuer auf beiden Seiten gleich anfällt; was fällt, ist der Steuernachteil gegenüber Eigenverbrauch und Lieferung aus Anlagen bis 2 MW (2,05 → 0,05–0,10 ct). Rechenzentrum: −2,0 ct auf den gesamten Bezug, rund 18 Mio. €/a je 100 MW IT-Last. Dach-PV und Eigenverbrauch: der Steueranteil des Eigenverbrauchsvorteils (2,05 ct, brutto 2,44) schrumpft auf 0,10 ct — kleine Anlagen amortisieren sich langsamer, Steckersolar und Heimspeicher verlieren einen Teil ihres Vorteils. Speicher: keine direkte Wirkung, die Steuer entsteht erst beim Letztverbrauch (§ 5 Abs. 4 StromStG: registrierte Speicher gelten als Teil des Versorgungsnetzes). Fiskalisch: 5,4–6 Mrd. €/a wandern von der Stromrechnung in den Bundeshaushalt — neben Netzzuschuss (5,525 Mrd. € für 2027) und EEG-Förderung (14,6–16,2 Mrd. €) ein dritter steuerfinanzierter Block; die Stromsteuer bezuschusst bisher die Rentenversicherung. Größter offener Punkt: die Gegenfinanzierung — ohne sie bleibt es bei 2,05 ct.

Quellen: § 3, § 5, § 9, § 9b StromStG; § 12b StromStV; Richtlinie 2003/96/EG Anhang I Tabelle C; BT-Drs. 21/1866 (Regierungsentwurf 2025, Entlastung rund 3 Mrd. €/a); BT-Drs. 21/5320, Bundestag 24.4.2026 (Ablehnung 310:270); dpa/Handelsblatt 12.10.2026 (Merz, Klingbeil); ZfK Energiegesetze-Ticker 12.10.2026 (Haushaltsentwurf 2027 ohne Mittel, Präsidiumsbeschluss); Stuttgarter Zeitung 12.10.2026 (Entlastung je Haushalt). Rechtsstand 13.10.2026.

Merit-Order, EEG-Paradoxon, Verwertungskaskade

Uniform Pricing hebelt jede EE-Einspeisung auf das gesamte gehandelte Volumen (Dämpfungs-Schätzungen: −7,8 €/MWh für 2006, −8,9 für 2012, bis −20 im 2030-Pfad) — zugleich sinkt der Marktwert der EE und die Förderdifferenz steigt: Auf der geförderten Menge heben sich Entlastung und Mehrkosten weitgehend auf (EEG-Paradoxon); netto bleibt kurzfristig ein Transfer von Bestandserzeugern, langfristig über Kapazitätszahlungen rückverlagert — deshalb steht Backup hier als Kostenposition und das Paar nur nachrichtlich.

Konsequenz fürs Geschäftsmodell: Verwertung nach Zahlungsbereitschaft — Direktleitung Wärme > Laden > Gewerbe-Direktlieferung > CfD-Einspeisung (kannibalisierungsversichert) > Spot > Elektrolyse > „Nutzen statt Abregeln". Der Quadrant ungefördert + eingespeist ist der einzige ohne Absicherung — und der einzige, den dieses Modell konsequent vermeidet.

Quellen: Sensfuß/Ragwitz 2007, Fraunhofer-ISI-Updates, Agora 2025, EWI-Langfristanalysen; Session-Recherche Stand 21.08.2026.
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Stand: Oktober 2026 · EE-Cockpit