Gewerbespeicher und Ladeinfrastruktur: E-Flotten wirtschaftlicher laden

Wo das Geld beim Flottenladen liegt: Netzentgelte und Lastspitzen

Die Stromkosten beim Laden einer E-Flotte hängen nicht nur am Arbeitspreis pro kWh, sondern stark an den Netzentgelten. Laut BDEW-Strompreisanalyse vom Januar 2026 zahlt die kleine und mittlere Industrie im Schnitt rund 16,0 ct/kWh (ein Rückgang um 1,6 ct/kWh), während Gewerbeanschlüsse bei Neuabschlüssen im Bundesdurchschnitt bei etwa 25,03 ct/kWh liegen.

Entscheidend wird die Abrechnungsart ab bestimmten Verbrauchsschwellen: Ab einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh greift die registrierende Leistungsmessung (RLM) mit einem Leistungspreis in EUR pro kW der Jahreshöchstlast. Bereits ab 6.000 kWh Jahresverbrauch besteht eine Smart-Meter- bzw. Lastganganalyse-Pflicht. Beim Leistungspreis schlägt jede Lastspitze durch – ein Praxisbeispiel (Reonic, Stand 22.01.2026) nennt beispielhaft 80 EUR pro kW und Jahr. Konkrete Netzbetreiberwerte schwanken regional: Die SWM Infrastruktur weist für 2026 in der Niederspannung (Jahresleistungspreissystem ab 2.500 Benutzungsstunden) 0,41953425 EUR pro kW und Tag aus, gegenüber 0,52901639 EUR pro kW und Tag im Jahr 2024. Diese Werte gelten nur für das jeweilige Netzgebiet, nicht bundesweit.

Gerade gleichzeitiges Schnellladen mehrerer Fahrzeuge erzeugt hohe, kurze Lastspitzen, die die Jahreshöchstlast nach oben treiben – und damit den Leistungspreis. Hier setzen Gewerbespeicher und gezielte Netzentgelt-Regelungen an.

Peak Shaving mit Gewerbespeicher: Spanne und Wirtschaftlichkeit

Ein Batteriespeicher kann Lastspitzen kappen (Peak Shaving), indem er den kurzfristigen Strombedarf beim gleichzeitigen Laden mehrerer Fahrzeuge abfängt, statt ihn aus dem Netz zu ziehen. Das senkt die abgerechnete Jahreshöchstlast und damit den Leistungspreis.

Die genannten Einsparungen sind Markt- und Praxisangaben, projektabhängig und schwankend: Reonic (Stand 22.01.2026) nennt realistisch 15 bis 30 % der Netzentgelte, mit einem Praxisbeispiel von 3.200 EUR pro Jahr (22 %) in einem Produktionsbetrieb. Eine andere Fachquelle (mawi-on) beziffert die reine Lastspitzenkappung typischerweise auf 500 bis 3.000 EUR pro Jahr und sieht Batteriespeicher besonders für Logistikzentren mit E-Flotten-Ladeinfrastruktur als sinnvoll an.

Wichtig: Peak Shaving allein rechnet sich laut Reonic oft nicht. Die Wirtschaftlichkeit entsteht vor allem im Multi-Use-Betrieb – also Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung und dynamische Tarife kombiniert. Zu den Investitionskosten nennt dieselbe Quelle 600 bis 900 EUR pro kWh inklusive Installation und eine mögliche Amortisation von 5 bis 8 Jahren, mit PV-Kopplung 4 bis 6 Jahre — bei reinem Peak Shaving sind auch längere Zeiträume realistisch. Diese Werte sind Marktangaben mit Stand 22.01.2026 und stark projekt- und größenabhängig; sie ersetzen keine individuelle Wirtschaftlichkeitsrechnung.

§ 14a EnWG und individuelle Netzentgelte: was 2026 gilt

Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen sind über § 14a EnWG zwei Module wählbar – beide in Kraft seit 01.01.2024 (BNetzA-Festlegungen BK6-22-300 / BK8-22/010-A vom 27.11.2023).

Modul 1 ist ein pauschaler Netzentgelt-Rabatt: je nach Netzgebiet ca. 110 bis 190 EUR brutto pro Jahr. Die Formel lautet 80 EUR Fixbetrag plus 20 % Rabatt auf das Brutto-Netzentgelt für pauschal 3.750 kWh. Beispiel DONETZ 2026: bis 127,30 EUR brutto pro Jahr.

Modul 2 senkt stattdessen den Arbeitspreis des Netzentgelts der steuerbaren Einrichtung deutlich (bei Netze BW bis 60 %). Gegenleistung: Bei Netzüberlastung darf der Netzbetreiber die Leistung der steuerbaren Einrichtung auf mindestens 4,2 kW drosseln. Bereits registrierte Bestandsanlagen müssen bis Ende 2028 auf das neue § 14a-Modell umgestellt werden (diese Frist ist eine mittlere Konfidenzangabe).

Unabhängig davon können Betriebe mit planbarem Ladeverhalten individuelle Netzentgelte bei atypischer Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV prüfen: Wer regelmäßig außerhalb der Hochlastzeitfenster lädt, kann die Leistungspreis-Komponente um bis zu 80 % reduzieren – in der Praxis sind 20 bis 40 % Netzentgelt-Ersparnis möglich. Der Antrag für die Geltung ab 2026 ist bis spätestens 30.09.2026 zu stellen. Es gilt eine Bagatellgrenze von 500 EUR jährlicher Ersparnis; darunter wird kein individuelles Entgelt gewährt.

THG-Quote für Ladestrom: nur bei öffentlich zugänglichen Ladepunkten

Über die Treibhausgasminderungsquote lässt sich Ladestrom vermarkten – aber nur unter klaren Bedingungen. Rechtsgrundlage der Quotenhöhe ist § 37a BImSchG in Verbindung mit der 36. BImSchV; die 38. BImSchV regelt die Anrechnung des Ladestroms. Der amtliche Startwert für 2026 beträgt 12,1 %. Den Pfad ab 2027 hat der Bundestag am 23./24.04.2026 mit dem Zweiten Gesetz zur Weiterentwicklung der THG-Quote (BT-Drs. 21/4083, Beschlussempfehlung 21/5530) deutlich verschärft: 17,5 % (2027), 19,5 % (2028), 22,5 % (2029) und 26,5 % (2030).

Entscheidend für Flottenbetreiber: Die Prämie erhält nur, wer einen öffentlich zugänglichen Ladepunkt betreibt, der zudem der Ladesäulenverordnung entspricht (Umweltbundesamt). Reine Flotten- oder Werkslader ohne öffentliche Zugänglichkeit qualifizieren sich nicht. Wer ohnehin Ladepunkte baut, kann diese also bewusst öffentlich zugänglich auslegen, um den THG-Erlös mitzunehmen.

Die Erlöse sind Markt- und Prognosewerte, volatil und keine amtlichen Zahlen: Für 2026 werden je Vermarktungsmodell etwa 8 bis 15 ct/kWh erwartet (zum Vergleich: 2024 ca. 2 bis 6 ct/kWh, 2025 meist 3 bis 6 ct/kWh; Quelle Finanztip). Pro öffentlichem Ladepunkt und Jahr ergibt sich bei 2 bis 12 MWh Stromabgabe eine Prognose-Spanne von ca. 240 bis 2.700 EUR – eine Schätzung mit niedriger Konfidenz, abhängig vom schwankenden Quotenpreis. Diese Angaben sind keine Anlageberatung.

Speicher-Förderung und Netzentgelte: beschlossen, ausgelaufen, in Konsultation

Zwei Punkte sind beschlossen und planbar; ein dritter ist nur Entwurf und sollte in Investitionsentscheidungen mit Vorsicht behandelt werden.

Beschlossen: Stromspeicher sind nach § 118 Abs. 6 EnWG für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von Netzentgelten befreit. Die Befreiung gilt für Speicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 04.08.2011 – also bis zum 03.08.2029 – in Betrieb genommen werden, und bezieht sich auf den Bezug des einzuspeichernden Stroms (Vermeidung der Doppelbelastung).

Ebenfalls in Kraft: Seit dem 01.01.2025 müssen Stromanbieter nach § 41a EnWG mindestens einen dynamischen Tarif anbieten. Voraussetzung beim Kunden ist ein intelligentes Messsystem nach Messstellenbetriebsgesetz. Dynamische Tarife sind ein Baustein des erwähnten Multi-Use-Betriebs.

Nur Entwurf/Konsultation (nicht beschlossen): Die BNetzA-Reform AgNes (Verfahren GBK-25-01-1#3, Orientierungspunkte 16.01.2026) sieht laut Pressemitteilung vom 27.05.2026 vor, die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher abzuschaffen. Heimspeicher in der Niederspannung sollen befreit bleiben; andere Batteriespeicher sollen über einen moderaten Kapazitätspreis (prognostiziert 4 bis 7 EUR pro kW und Jahr, Arbeitspreise entfallen) zur Netzfinanzierung beitragen. Bestandsspeicher würden erst nach Auslaufen von § 118 Abs. 6 EnWG erfasst; neue Speicher mit Investitionsentscheidung nach Inkrafttreten wären sofort betroffen. Der Entwurf bzw. die Konsultation ist für Sommer 2026 vorgesehen, die Rahmenfestlegung für Ende 2026. Dynamische Netzentgelte für Speicher plant die BNetzA frühestens 2030, möglichst bis 2033 – ebenfalls Planung, nicht beschlossen.

Zur Wallbox-Förderung: Die KfW-Programme 440, 441 und 442 sind ersatzlos eingestellt, das gewerbliche Programm KfW 441 ohne geplante Neuauflage gestoppt. Eine neue Bundesförderung „Laden im Mehrparteienhaus" startet ab 15.04.2026 mit insgesamt 500 Mio. EUR – Fokus sind Mehrparteienhäuser, nicht klassische Gewerbeflotten (mittlere Konfidenz).