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Batteriespeicher entlasten Stromnetze bereits heute, ohne dass es dafür spezifische Anreize gibt. Die börsenpreisgetriebene Betriebsweise der Anlagen reduziert Netzengpässe quasi als Nebeneffekt. Die Bundesnetzagentur will das ändern: Im Rahmen der sogenannten AgNes-Festlegung plant sie dynamische Netzentgelte, die Speicherbetreibern ein gezieltes Signal für netzdienliches Verhalten geben sollen. Eine neue Studie des Beratungsunternehmens Neon Neue Energieökonomik stellt diesen Ansatz für das Verteilnetz infrage.
Was die Studie untersucht hat
Auftraggeber waren Eon, EWE Netz, Green Flexibility und Enspired. Neon hat Betriebssimulationen für das Jahr 2025 an je einem Umspannwerk in den Netzgebieten von Edis, EWE Netz und Bayernwerk durchgeführt. Untersucht wurde die Hochspannungs-Mittelspannungs-Ebene, also Umspannwerke, an denen Verteilnetze mit dem vorgelagerten Netz verbunden sind.
Die ausgewählten Standorte weisen einen vergleichsweise hohen Redispatchbedarf auf. Redispatch bezeichnet den gezielten Eingriff in die Einspeisung von Erzeugungsanlagen, um Leitungsüberlastungen zu vermeiden. Das modellierte Netzentgelt wird am Vortag um 10 Uhr festgelegt, basierend auf Netzauslastungsprognosen.
Ergebnisse: Nutzen gering, Schaden real
Idealfall bringt weniger als vier Prozent mehr Nutzen
Selbst unter optimalen Bedingungen, also mit perfekter Voraussicht und kontinuierlichem Preissignal, steigt der Systemnutzen der Speicher laut Studie um weniger als vier Prozent. Zwar sinken die Redispatchkosten leicht. Der Speicher verschiebt dafür aber seltener Strom von günstigen in teure Handelsstunden. Beide Effekte heben sich weitgehend auf.
Praxisbedingungen verschlechtern die Bilanz
Wird das Netzentgelt wie geplant auf Vortagesbasis festgelegt, dreht sich das Ergebnis ins Negative. Die Prognosen für einzelne Umspannwerke treffen Engpässe zu selten. Das Signal kommt zu oft zum falschen Zeitpunkt oder bleibt aus, wenn es gebraucht würde. An einem der drei Standorte schadet sogar ein dreistufiges Netzentgelt trotz unterstellter perfekter Voraussicht. Der Grund: Es behandelt teuren und günstigen Redispatch gleich, ohne zwischen ihnen zu differenzieren.
Anselm Eicke, Partner bei Neon und Mitautor der Studie, fasst das Ergebnis zusammen: Ein am Vortag festgelegtes dynamisches Netzentgelt für Speicher im Verteilnetz könne nicht empfohlen werden.
Handlungsdruck auf dieser Netzebene ohnehin begrenzt
Johanna Bronisch, Direktorin bei Neon und Mitautorin, relativiert den Befund. An den drei untersuchten Umspannwerken besteht in mehr als 80 Prozent der Zeit kein nennenswerter Redispatchbedarf. Das gilt, obwohl diese Standorte gezielt wegen ihres hohen Engpassaufkommens ausgewählt wurden. Speicher verhalten sich dort bereits ohne Netzentgelt überwiegend netzdienlich.
Auf das Übertragungsnetz lassen sich die Ergebnisse nicht direkt übertragen. Die Güte der dort relevanten Engpassprognosen haben die Autoren nicht untersucht, weil entsprechende öffentliche Daten fehlen.
Was Speicherbetreiber und Netzbetreiber daraus ableiten können
Green Flexibility, einer der Auftraggeber, betont: An allen drei Standorten überwiegt die netzentlastende Wirkung der Batteriespeicher auch ohne dynamische Netzentgelte. Das begrenzt den möglichen Zusatznutzen des modellierten Instruments von vornherein.
Christina Hepp, Director Strategy bei Green Flexibility, sieht Ansatzpunkte zur Weiterentwicklung. Zeitfenster, in denen marktgetriebener Speicherbetrieb lokale Engpässe verschärft, müssten gezielt adressiert werden. Dafür kommen aus ihrer Sicht mehrere Wege in Betracht: eine praxistaugliche Einbindung von Batteriespeichern in den Redispatch, die gezielte Vergütung netzentlastender Flexibilität sowie bessere Möglichkeiten, regionale Knappheiten in wirtschaftlichen Entscheidungen abzubilden.
Fazit
Für Unternehmen, die Großspeicher betreiben oder planen, liefert die Studie eine klare Botschaft. Das von der Bundesnetzagentur im Rahmen von AgNes diskutierte dynamische Netzentgelt verbessert die Erlössituation im Verteilnetz unter realen Bedingungen nicht. Es kann die Wirtschaftlichkeit von Speicherprojekten sogar verschlechtern. Die Diskussion über das richtige Marktdesign für Flexibilität ist damit noch nicht abgeschlossen. Wer Investitionsentscheidungen für Batteriespeicher trifft, sollte die weiteren Schritte der Bundesnetzagentur im AgNes-Prozess verfolgen.
