Massive Kapitalmengen strömen blindlings in den Energiespeichersektor, und einige Marktteilnehmer stellen inzwischen fest, dass dieses Geschäft längst nicht mehr so lukrativ ist.
Ende August erhielt Li Zhenhua, der Entwicklungsleiter eines Energiespeicherprojekts im Nordwesten Chinas, die vollständige Abrechnungsrechnung des Projekts für den laufenden Monat. Er berechnete den gesamten Lebenszyklus des Projekts neu, und die ermittelte Rendite änderte sich um 0,4 bis 0,6 Prozentpunkte im Vergleich zur Vergangenheit.
Die Reihe neuer Reformmaßnahmen für Stromübertragungs- und -verteilungstarife, die die Aufsichtsbehörden seit diesem Jahr eingeführt haben, verändert die Buchführung für Energiespeicher grundlegend. Li Zhenhua teilte dem Journalisten der *Economic Observer* mit, dass das Finanzteam seines Unternehmens die neuen relevanten Regeln anwende, um das Berechnungsmodell für die Rendite über den gesamten Lebenszyklus zu aktualisieren.
Li Zhenhua sagte dem Journalisten der *Economic Observer*: „Bei Langzeit-Energiespeicherprojekten mit einer Dauer von 4 Stunden oder mehr lassen sich die meisten Modelle klar berechnen. Bei Kurzzeit-Energiespeicherprojekten mit einer Dauer von 2 Stunden ist die tatsächlich erhaltene Kapazitätsentschädigung stark geschrumpft, sodass das gesamte Projektmodell neu berechnet werden muss.“
Li Zhenhua erläuterte, dass sein Unternehmen eine Reihe von 2-stündigen Kurzzeit-Energiespeicherprojekten vorübergehend ausgesetzt habe und vorrangig Energiespeicherprojekte mit einer Dauer von mehr als 4 Stunden plane, die an den lokalen Spitzenbedarf angepasst sind.
Aus den Interviews des Journalisten der *Economic Observer* geht hervor, dass die von den einzelnen Provinzen festgelegten Kapazitätsstromtarifstandards unterschiedlich sind. Einige Provinzen haben bereits offizielle Dokumente herausgegeben, andere befinden sich noch in der Forschungs- und Prüfungsphase und haben keine endgültigen Festlegungen getroffen. Die Investitionen in Energiespeicher konzentrieren sich zunehmend auf Provinzen mit hohen Entschädigungsstandards.
Eine Person aus einem privaten Energiespeicherbetreiberunternehmen ist der Ansicht, dass der Markt die Phase hinter sich gelassen hat, in der man mit jedem gebauten Projekt Gewinne erzielen konnte. Energiespeicher verlassen die Absicherung durch das Stromnetz und müssen nun selbst Gewinne auf dem Markt erzielen.
Neue Buchführung
Die Notwendigkeit, das Renditemodell für Energiespeicher neu zu berechnen, ergibt sich aus einer Reihe von Dokumenten, die die Aufsichtsbehörden herausgegeben haben: Am 21. November 2025 veröffentlichte die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission die „Maßnahmen zur Überprüfung der Kosten der Stromübertragungs- und -verteilungstarife“, die „Maßnahmen zur Festlegung der Stromübertragungs- und -verteilungstarife der provinziellen Stromnetze“, die „Maßnahmen zur Festlegung der Stromübertragungstarife der regionalen Stromnetze“ und die „Maßnahmen zur Festlegung der Stromübertragungstarife für spezielle Projekte zwischen Provinzen und Regionen“ (Fa Jia Ge Gui [2025] Nr. 1490, im Folgenden als „Dokument Nr. 1490“ bezeichnet). Am 27. Januar 2026 veröffentlichten die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission und die Nationale Energieverwaltung gemeinsam die „Mitteilung zur Verbesserung des Mechanismus für Kapazitätsstromtarife auf der Erzeugungsseite“ (Fa Jia Ge [2026] Nr. 114), mit der ein Mechanismus für unabhängige neue Energiespeicher-Kapazitätsstromtarife auf der Stromnetzseite eingeführt wurde. Am 8. Juli 2026 veröffentlichte die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission die „Mitteilung zu den Stromübertragungs- und -verteilungstarifen der provinziellen Stromnetze, den Stromübertragungstarifen der regionalen Stromnetze und damit verbundenen Angelegenheiten im vierten Aufsichtszyklus“ (Fa Jia Ge [2026] Nr. 1077), die am 1. August 2026 in Kraft tritt. Der August wurde damit zum ersten Monat, in dem die neuen Maßnahmen für Stromübertragungs- und -verteilungstarife des vierten Aufsichtszyklus (also des neuen Aufsichtszyklus für provinzielle Stromübertragungs- und -verteilungstarife, der ab dem 1. August 2026 gilt) umgesetzt werden.
Qiao Yong, ein Mitarbeiter eines sekundären Stromunternehmens eines zentralen staatlichen Unternehmens im Nordwesten, teilte dem Journalisten der *Economic Observer* mit, dass seit August das Abrechnungsverfahren für unabhängige Energiespeicher gilt: „Die Ladung wird nach einem einheitlichen System abgerechnet, und bei der Entladung werden die Stromübertragungs- und -verteilungsgebühren abgezogen“. Dieses Verfahren ist in das Abrechnungssystem für Stromgebühren des provinziellen Netzes eingebettet und wird automatisch ausgeführt, ohne dass manuelle Anpassungen pro Transaktion erforderlich sind.
Sobald sich die Regeln ändern, wird die Buchführung für Energiespeicherprojekte neu berechnet.
Eine Person, die an den Diskussionen zur Ausarbeitung der Dokumente im Zusammenhang mit den Stromübertragungs- und -verteilungstarifen teilgenommen hat, sagte dem Journalisten der *Economic Observer*: „Diese Runde der Neuberechnung spiegelt nicht direkt einen Anstieg oder Rückgang der Rechnungen wider, sondern zeigt, dass die Marktteilnehmer nach der weiteren Klärung der Regeln die Abzugsregeln für Stromübertragungs- und -verteilungsgebühren bei Ladung und Entladung neu prüfen.“
Die Neuberechnung wird von unabhängigen Energiespeichern bis hin zu Energiespeichern, die mit neuen Energieanlagen gekoppelt sind, übertragen.
Li Zhenhua sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass bei Betrachtung der vollständigen Abrechnungsrechnung für August die Rendite pro Kilowattstunde im Vergleich zum Juli nur geringfügig schwankt. Die interne Rendite bezieht sich jedoch nicht auf einen einzelnen Monat, und das Finanzteam wende die neuen Abrechnungsregeln vom August an, um das Modell für den gesamten Lebenszyklus zu aktualisieren. Im Vergleich zur Berechnung der alten Version ändere sich die interne Rendite des Projekts über den gesamten Lebenszyklus um etwa 0,4 bis 0,6 Prozentpunkte.
Li Zhenhua hat eine Rechnung aufgestellt: Der Kapazitätsstromtarif ähnelt eher einer „garantierten Grundvergütung“, die nur einen Teil der Lücke bei den Fixkosten decken kann. Um eine angemessene Rendite zu erzielen, muss das Projekt mit Arbitrage auf dem Spotmarkt und Einnahmen aus Hilfsdiensten kombiniert werden. Wenn ein Projekt nur von dem Kapazitätsstromtarif profitiert und nicht am Stromenergiemarkt sowie an Frequenz- und Lastregelung teilnimmt, lässt sich die Rechnung allein mit dem Kapazitätsstromtarif nicht ausgleichen, und das Projekt kann kaum Gewinne erzielen.
Bei den mit neuen Energieanlagen gekoppelten Energiespeichern ist die Neuberechnung der Buchführung noch deutlicher zu sehen.
Der zuständige Geschäftsbereichsleiter eines großen zentralen staatlichen Unternehmens für neue Energien sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass in der Vergangenheit die meisten mit den großen Wind- und Solarbasen verbundenen internen Energiespeicher direkt in die Gesamtbaukosten der Wind- und Solarprojekte eingerechnet, zusammen mit den Vermögenswerten von Windkraft und Photovoltaik abgerechnet und als „Kosten für die Einhaltung der Netzzugangsvorschriften“ betrachtet wurden, ohne separat zu berechnen, ob der Energiespeicher selbst Gewinne erzielt. Jetzt verlangt die interne Finanzverwaltung des Unternehmens, dass die Vermögenswerte separat berechnet werden müssen, und die Investitionen, Abschreibungen und Betriebskosten des Energiespeichers werden separat isoliert bewertet. Der zuständige Geschäftsbereichsleiter des zentralen staatlichen Unternehmens für neue Energien sagte: „Wenn die Energiespeichereinheit keine unabhängigen Einnahmen erzielen kann, wird die interne Rendite des Photovoltaikprojekts direkt verringert.“
Sobald sich die Buchführung ändert, ändert sich auch die Projektgenehmigung.
Bei dem oben genannten zentralen staatlichen Unternehmen für neue Energien gab es in der Vergangenheit mehr zugehörige Energiespeicher. Jetzt wird in der Phase der Projektgenehmigung zuerst eine Bewertung des Systembedarfs durchgeführt. Nur wenn es vor Ort einen klaren Verbrauchs- und Spitzenregelungsbedarf gibt und der Energiespeicher echte Cashflows durch Vermietung, gemeinsame Transaktionen und Hilfsdienste erzeugen kann, wird der Bau eines eigenen zugehörigen Energiespeichers in Betracht gezogen.
Die Anzahl der Personen, die das Stromnetz bezüglich der Abrechnungsstandards konsultieren, nimmt ebenfalls zu.
Qiao Yong sagte dem Journalisten der *Economic Observer*: „In den letzten ein bis zwei Monaten ist die Zahl der Energiespeicherinvestoren und Projektentwickler, die konsultieren, deutlich gestiegen. Das wichtigste Anliegen ist die Zugangsberechtigung zur Liste der unabhängigen Energiespeicher-Kapazitätsstromtarife in der eigenen Provinz sowie die Regeln für Prüfungsabzüge. Das zweitwichtigste Anliegen betrifft die praktischen Details des Abzugs der Stromübertragungs- und -verteilungsgebühren bei Ladung und Entladung.“
Yu Haifeng, ein Mitarbeiter eines provinziellen Stromunternehmens des Südlichen Stromnetzes, sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass die Zahl der Projektträger, die ihn in letzter Zeit konsultieren, stetig steigt. Ihre wichtigsten Anliegen sind der Preisunterschied zwischen Spitzen- und Niedriglastzeiten und der Arbitrageraum auf dem Spotmarkt, außerdem interessieren sie sich für den Fortschritt der Einführung der provinziellen unabhängigen Energiespeicher-Kapazitätsstromtarife.
Eine Person, die der Nationalen Energieverwaltung nahesteht, fasst zusammen, dass diese Runde der Neuberechnung in der Energiespeicherbranche einen Wandel von „Installation ist möglich“ zu „gute Nutzung und klare Buchführung“ darstellt. Um diese neue Buchführung klar zu gestalten, sind jedoch mindestens zwei bis drei aufeinander folgende Monate an Abrechnungsdaten erforderlich. Abgesehen von der Buchführung entwickelt sich eine noch größere Veränderung.
Ausmusterung
Im Nordwesten schließen die Stromnetzunternehmen die Energiespeichervermögenswerte aus dem Kostenrahmen für Stromübertragungs- und -verteilung aus.
Der oben genannte Mitarbeiter des staatlichen Stromnetzes teilte dem Journalisten der *Economic Observer* mit, dass seit der Kostenanmeldung im vierten Aufsichtszyklus alle Vermögenswerte von Energiespeichern und Pumpspeichern vollständig ausgeschlossen sind und nicht mehr in die Berechnung der zulässigen Kosten für Stromübertragung und -verteilung einbezogen werden. Die vorhandenen Vermögenswerte werden gemäß den Anforderungen des Aufsichtszyklus klassifiziert und übertragen, und neue Projekte werden von Anfang an blockiert, sodass sie nicht mehr in den Rahmen der Stromübertragungs- und -verteilungsvermögen aufgenommen werden können. Ein kleiner Teil der älteren Energiespeicher auf der Stromnetzseite gehört zu wissenschaftlichen Forschungsdemonstrationsprojekten und hat die Vermögensabspaltung vor der Aktualisierung der Kostenprüfungsregeln des Dokuments Nr. 1490 abgeschlossen.
Yu Haifeng sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass die meisten Energiespeicher, die im System des Südlichen Stromnetzes investiert wurden, zu Demonstrationsprojekten auf der Verteilnetzseite und Pilotprojekten für Transformatorenstation-Energiespeicher gehören. Nach der Umsetzung des Dokuments Nr. 1490 werden die vorhandenen Demonstrations-Energiespeichervermögenswerte in separaten Konten verwaltet, als Vermögenswerte für die technische Forschung im Verteilnetz betrachtet, nicht an der Berechnung der zulässigen Rendite teilnehmen und die Investitionskosten nicht auf die Endverbraucher von Strom übertragen.
Der Effekt der „Beendigung der Subventionen“ durch die Politik überträgt sich von der Stromnetzseite auf die Erzeugungsseite.
Der zuständige Geschäftsbereichsleiter eines privaten Unternehmens für neue Energien sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass das Dokument Nr. 1490 zwar die Vermögenswerte auf der Stromnetzseite regelt, aber ein klares Signal aussendet: Energiespeicher können nicht darauf hoffen, ihre Investitionskosten über den Kostenrahmen des Stromnetzes zu übertragen, sondern alle Investitionskosten müssen von der Erzeugungsseite selbst getragen werden. Nach der „Beendigung der Subventionen“ durch die Politik hat das Unternehmen begonnen, die Standards für die Investitionsbewertung zu ändern. In der Vergangenheit lag der Schwerpunkt der Projektgenehmigung auf den Anforderungen an den Anteil der zugehörigen Energiespeicher vor Ort. Jetzt wird im ersten Schritt die Bedingungen des lokalen Strommarktes, der Preisunterschied auf dem Spotmarkt und der Öffnungsgrad des Marktes für Hilfsdienste bewertet.
Die oben genannte Person, die an den Diskussionen zur Ausarbeitung der Dokumente im Zusammenhang mit den Stromübertragungs- und -verteilungstarifen teilgenommen hat, sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass die Stromübertragungs- und -verteilungstarife im Wesentlichen nur zur Berechnung der Vermögenswerte des Stromübertragungs- und -verteilungsnetzes selbst dienen, also zu „kanalartigen“ Einrichtungen wie Leitungen und Umspannwerken. Energiespeicher und Pumpspeicher gehören zu den Regulierungsressourcen auf der Stromerzeugungsseite und gehören geschäftlich nicht direkt zum Bereich der Stromübertragungs- und -verteilungsgeschäfte, sodass sie logischerweise nicht in den Rahmen der zulässigen Kosten des Stromnetzes aufgenommen werden sollten. In der Vergangenheit erlaubten einige Regionen, dass die von dem Stromnetz investierten Energiespeicher als gültige Vermögenswerte für Stromübertragung und -verteilung eingerechnet wurden. Die Investitionen, Abschreibungen und Renditen der Energiespeicher mussten letztendlich von allen Endverbrauchern von Strom über die Stromübertragungs- und -verteilungstarife bezahlt werden.
Diese Person sagte: „Dieses Modell kann kurzfristig den Umfang der Energiespeicher schnell vergrößern, führt aber zu zwei Problemen. Erstens entsteht leicht eine Querfinanzierung, die das Prinzip der fairen Kostenverteilung für Nutzer in verschiedenen Regionen verletzt. Zweitens wird die marktwirtschaftliche Überlebensfähigkeit der Energiespeicherprojekte geschwächt, und der Druck von Investitionen und Betrieb wird nach außen übertragen. Langfristig ist dieser Weg nicht nachhaltig.“ Seiner Meinung nach bedeutet dies nicht, die Entwicklung von Energiespeichern nicht zu unterstützen. Im Gegenteil: Der Weg der „Kostenabsicherung durch das Stromnetz“ wird blockiert, während gleichzeitig ein Mechanismus für unabhängige Energiespeicher-Kapazitätsstromtarife aufgebaut wird, um den Weg der Einnahmenrückgewinnung auf das System der Systembetriebskosten, des Strommarktes und der Hilfsdienste zu verlagern. Das Blockieren und Aufbauen ist ein abgestimmtes Design.
Die oben genannte Person, die der Nationalen Energieverwaltung nahesteht, fasst zusammen, dass in der Vergangenheit die Abhängigkeit von den verbindlichen Anforderungen an zugehörige Energiespeicher oder die Kostenverteilung über die Vermögenswerte des Stromnetzes kurzfristig die installierte Leistung schnell steigern konnte, aber leicht zu Problemen wie hoher Wert auf den Bau, geringer Wert auf die Nutzung und „gebaut aber nicht genutzt“ bei einigen Projekten führte. Jetzt wird die Unterstützungsweise von „vollständiger Absicherung“ in angemessene Renditen entsprechend dem Systembeitrag umgewandelt, um die Projekte zu zwingen, wirklich der Lastregelung und Versorgungssicherheit des Stromnetzes zu dienen.
Nach der Ausmusterung müssen Energiespeicher zum ersten Mal ohne Subventionen und ohne verbindliche Anforderungen an die zugehörige Speicherung überleben, indem sie ihre eigene marktwirtschaftliche Buchführung nutzen. Die Differenzierung der Buchführung wird immer deutlicher.
Differenzierung
Nach der Neuberechnung öffnet sich die Differenzierung.
Li Zhenhua sagte dem Journalisten der *Economic Observer*, dass sein Unternehmen alle vorhandenen und geplanten Projekte intern neu überprüft hat, und die Differenzierung ist sehr deutlich. Langzeitprojekte mit einer Dauer von 4 Stunden oder mehr, die eine hohe effektive Nutz