Neon-Studie: Dynamische Netzentgelte für Speicher bringen im Verteilnetz meist mehr Schaden als Nutzen

Batteriespeicher richten ihre Fahrweise heute in den allermeisten Fällen nach den Preisen an der Strombörse. Quasi im Nebeneffekt reduzieren dabei bereits heute häufig Netzengpässe – allerdings ohne dass es dafür im aktuellen Strommarktdesign strukturelle Anreize gäbe. Die Bundesnetzagentur plant daher, Batteriespeichern im Rahmen der „AgNes“-Festlegung durch dynamische Netzentgelte einen expliziten Anreiz für engpassentlastendes Verhalten zu geben.

Wie wirken sich dynamische Netzentgelte für Großspeicher konkret auf die Verteilnetze aus, was bedeuten sie für deren Systemnutzen? Das hat Neon Neue Energieökonomik im Auftrag von Eon, EWE Netz, Green Flexibility und Enspired untersucht. In seiner Studie hat das Beratungsunternehmen die Auswirkungen eines dynamischen Netzentgelts für einspeisebedingte Engpässe am HS/MS-Umspannwerk quantifiziert.

Grundlage sind Betriebssimulationen für 2025 an je einem Umspannwerk in den Netzgebieten von Edis, EWE Netz und Bayernwerk. Dabei haben die Experten Umspannwerke ausgewählt, an denen bereits ein verhältnismäßig hoher Redispatchbedarf besteht. Das untersuchte Netzentgelt wird am Vortag um 10 Uhr festgelegt.

Im günstigsten Fall minimal mehr Systemnutzen

Die Studie zeigt, dass ein dynamisches Netzentgelt im Verteilnetz den Systemnutzen der Speicher selbst im theoretischen Idealfall nur minimal erhöht. Wenn perfekte Voraussicht und ein kontinuierliches Preissignal angenommen werden, sinken zwar die Redispatchkosten leicht ab. Der Speicher verschiebt dafür jedoch seltener Strom von günstigen in teure Stunden. Beide Effekte heben sich weitestgehend auf, so Neon. Selbst für diesen Idealfall steigt der Systemnutzen der Speicher der Studie zufolge um weniger als vier Prozent.

Wird das Netzentgelt am Vortag auf Basis von Netzauslastungsprognosen festgelegt, reduziert es nach den Simulationen von Neon sogar den Systemnutzen des Speichers. Die Prognosen vom Vortag um 10 Uhr treffen die Engpässe an einem einzelnen Umspannwerk zu selten. Auch ein dreistufiges Netzentgelt schadet an einem der drei Standorte trotz perfekter Voraussicht, weil es teuren und günstigen Redispatch gleichbehandelt. Dieser Effekt war in bisherigen Studien nicht untersucht worden, so Neon.

Ergebnisse lassen sich nicht auf das Übertragungsnetz anwenden

„Im Verteilnetz schadet das untersuchte dynamische Netzentgelt für Speicher mehr, als es nutzt“, sagt Anselm Eicke, Partner bei Neon und Mitautor der Studie. „Zur Entlastung von Umspannwerken im Verteilnetz können wir ein am Vortag festgelegtes dynamisches Netzentgelt daher nicht empfehlen.“

„Der Druck, auf dieser Netzebene zu handeln, ist allerdings auch gering“, betont Johanna Bronisch, Direktorin bei Neon und Mitautorin der Studie. Die drei untersuchten Umspannwerke wurden wegen ihres hohen Redispatchbedarf ausgewählt; selbst dort besteht in über 80 Prozent der Zeit kein nennenswerter Redispatchbedarf. Außerdem verhalten sich die Speicher schon ohne Netzentgelt überwiegend netzdienlich, ein dynamisches Netzentgelt kann somit kaum zusätzlichen Mehrwert schaffen.

Auf das Übertragungsnetz lassen sich die Ergebnisse nicht ohne Weiteres übertragen, betonen die Neon-Experten. Die Güte der dort relevanten Engpassprognosen haben sie in Ermangelung von öffentlichen Daten nicht untersucht.

Green Flexibility: Mögliche Fehlanreize verringen Systemnutzen der Speicher

Als einer der Auftraggeber der Studie verweist der Großspeicher-Projektierer und -Betreiber Green Flexibility darauf, dass an allen drei untersuchten Standorten auch ohne dynamische Netzentgelte die netzentlastende Wirkung die Batteriespeicher überwiegt. Das sei eine gute Nachricht – begrenze aber den zusätzlichen Nutzen des modellierten dynamischen Netzentgelts.

„Die wenigen Zeitfenster, in denen marktgetriebener Speicherbetrieb lokale Engpässe verschärft, müssen wir gezielt adressieren“, sagt Christina Hepp, Director Strategy bei Green Flexibility, die an der Studie mitgewirkt hat. „Dafür sollten wir unterschiedliche Ansätze prüfen: eine praxistaugliche Einbindung von Batteriespeichern in den Redispatch, die gezielte Vergütung netzentlastender Flexibilität und bessere Möglichkeiten, regionale Knappheiten in wirtschaftlichen Entscheidungen abzubilden.“ Maßstab sei der nachweisbare zusätzliche Nutzen für das Gesamtsystem.

Hepp sieht durchaus Ansatzpunkte, dynamische Netzentgelte weiterzuentwickeln. „Wir wissen, dass marktgetriebener Speicherbetrieb in einzelnen Zeitfenstern von den lokalen Netzbedürfnissen abweichen kann“, sagt die Expertin. „In einer einheitlichen Strompreiszone bildet der Börsenpreis solche lokalen Engpässe nicht gezielt ab. Deshalb haben wir dynamische Netzentgelte als Möglichkeit unterstützt, diesen Engpässen einen Preis zu geben. Unser Grundprinzip bleibt: Wer Engpässe verschärft, sollte die dadurch entstehenden Kosten berücksichtigen müssen; wer das Netz entlastet, sollte davon profitieren.“

Die Studie zeige allerdings, wie anspruchsvoll es ist, mit dynamischen Netzentgelten ein wirksames Preissignal zu entwickeln. „Im untersuchten Modell wird das Netzentgelt bereits am Vortag um zehn Uhr festgelegt und anschließend nicht mehr angepasst“, erläutert Hepp. „Zu diesem Zeitpunkt sind die Prognosen zur tatsächlichen Netzsituation jedoch noch zu ungenau, um wirksame Anreize für einen netzentlastenden Speichereinsatz zu setzen.“

Da spätere Prognoseverbesserungen nicht mehr berücksichtigt werden, könnten Fehlanreize entstehen, die den Systemnutzen der Speicher verringern. „Deshalb sollten wir prüfen, ob bessere Prognosen, digitale Prozesse und Signale näher am tatsächlichen Betriebszeitpunkt die Wirkung verbessern“, erklärt die Expertin. Ein zusätzlicher Nutzen für das Gesamtsystem müsse dabei nachgewiesen werden.