Im Mai eröffnete die Bundesnetzagentur mit einem 57-seitigen Diskussionspapier die Diskussion über eine Neugestaltung der Netzentgelte. Diese an die Erfordernisse der Energiewende anzupassen, ist das erklärte Ziel der Rahmenfestlegung „Allgemeine Netzentgeltsystematik“ – kurz „AgNes“. Im Diskussionspapier der Behörde sind viele offene Fragen formuliert, so auch beim Thema der Netzentgelte für Batteriespeicher. Als relativ sicher gilt, dass die bis Anfang August 2029 geltende Befreiung von Stromspeichern von den Netznutzungsentgelten dann fallen wird.
Im Zuge der Konsultation hat der Batteriespeicher-Errichter und Betreiber Eco Stor das Beratungsunternehmen Neon Neue Energieökonomie von Lion Hirth beauftragt, verschiedene Optionen durchzuspielen und zu bewerten. Die Ergebnisse will Eco Stor in einer Stellungnahme auch in den „AgNES“-Konsultationsprozess einbringen. Neon hat auf Basis eines Modells zur Batterie-Einsatzplanung das Verhalten eines typischen Großspeichers unter verschiedenen Netzentgelt-Varianten (statisch und dynamisch) analysiert. Neben Redispatch-Kosten wurden dabei Netzdienlichkeit und volkswirtschaftliche Wohlfahrt quantifiziert.
Die Untersuchung von Neon zeigt, dass auch rein marktlich betriebene Großspeicher bereits netzdienlich sind. „Die oft postulierte Netzschädlichkeit marktlicher Großspeicher konnte widerlegt werden“, heißt es von Eco Stor. Konkret hat Neon den Batteriespeichereinsatz auf dem Day-ahead-Markt mit dem historischen Redispatch-Muster über das Jahr abgeglichen. Es habe sich gezeigt, dass die Batterien die Redispatch-Kosten über das Gesamtjahr betrachtet bereits heute leicht senken. „Diese positive Wirkung auf das Netz ist allerdings rein zufällig, da das deutsche Strommarktdesign Netzengpässe nicht bepreist. Mit systematischen Anreizen könnten Batterien also noch wesentlich netzdienlicher sein“, heißt es in der Analyse.
Battery Business & Development Forum
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Die Veranstaltung, die pv magazine mit Conexio und Solar Power Europe ausrichtet, ist für alle gedacht, die Batteriegroßspeicher planen oder in solche investieren, und mehr wissen wollen, zum Beispiel über Netzanschluss, Baugenehmigung, technische Planung, Vermarktung oder Finanzierung und regulatorische Entwicklungen. In einem kompakten Tag behandeln wir die wichtigsten Aspekte mit Fokus auf Deutschland und Italien sowie mit Ausblick auf andere europäische Länder. Bereits am Vorabend, den 15.7., können Sie auf der Networking-Reception Projektentwickler und Kapitalgeber treffen.
Doch welches wäre dann der beste Anreiz? Die Untersuchung zeigt, dass statische Netzentgelte eher kontraproduktiv wirken. „Klassische Arbeits- und Leistungspreise führen zwar zu Einnahmen für Netzbetreiber, fördern jedoch kein netzdienliches Verhalten der Speicher. Aus gesamtwirtschaftlicher Sicht sind sie daher ineffizient und wohlfahrtsmindernd“, heißt es zu dieser Option. Dagegen wären dynamische Arbeitspreise eine Lösung, womit Netzentgelte – etwa als zeit- und ortsabhängiges Sonderentgelt für Batteriespeicher – die Redispatch-Kosten um bis zu 500 Prozent stärker senken könnten als mit statischen Entgelten, so die Analyse von Neon Neue Energieökonomie. Die Speicher könnten das Netz mit dynamischen Netzentgelten zudem gezielt entlasten.
Für die Betreiber marktgetriebener Speicher würde die Einführung von dynamischen Arbeitspreisen bei den Netzentgelten überdies den wirtschaftlichen Betrieb nur „geringfügig“ beeinträchtigen, wie die Analyse ergab. „Die Kombination aus Netz- und Marktnutzen führt zu einem gesamtwirtschaftlichen Wohlfahrtsgewinn von rund 40 Prozent gegenüber dem Status quo“, so das Ergebnis.
Grafik: Neon Neue Energieökonomie, entnommen aus "Netzentgelte für Großbatterien"
Eco Stor macht sich – wie andere Marktteilnehmer auch – schon länger dafür stark, netzdienliches Verhalten der Großspeicher anzuerkennen. Denn unstrittig ist, dass es möglichst rasch einen erheblichen Ausbau an großen Batteriespeichern braucht, die am Strommarkt als Flexibilitäten für die zunehmende Einspeisung von Strom aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen zur Verfügung stehen. „Diese von Neon durchgeführte Studie zeigt klar: Dynamische Netzentgelte ermöglichen eine echte Win-Win-Situation für Stromnetz und Markt“, sagt daher Georg Gallmetzer, Geschäftsführer von Eco Stor. „Wir brauchen dringend eine Reform, die netzdienliches Verhalten honoriert, statt es zu behindern.“
Neon Neue Energieökonomie hat jedoch ein Szenario ermittelt, was noch gewinnbringender für alle Seiten wäre. „Aus unserer Sicht ist ziemlich klar: Für Netzdienlichkeit von Großbatterien wäre eine Preiszonenteilung das Beste“, schreibt Lion Hirth. „Da Politik und Bundesnetzagentur das nicht möchten, lautet die zweitbeste Lösung: ein dynamischer Arbeitspreis.“
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Folgender Satz ist nicht nachzuvollziehen:
„Aus unserer Sicht ist ziemlich klar: Für Netzdienlichkeit von Großbatterien wäre eine Preiszonenteilung das Beste“, schreibt Lion Hirth. „Da Politik und Bundesnetzagentur das nicht möchten, lautet die zweitbeste Lösung: ein dynamischer Arbeitspreis.“
– Wo werden denn die Speicher bevorzugt gebaut?
– Warum sollte der Faktor Zeit keine Rolle spielen?
– Welcher Zusammenhang zwischen Preiszone und Speicherlokation und Verbraucher sollte hergestellt werden?
– Wodurch sollte ein statisches System sich netzverträglicher als ein dynamisches System verhalten?
Es gibt zunehmend Stimmen, die bei der Neugestaltung der Netzentgelte für dynamische Netzentgelte plädieren. Frage: Wäre das im deutschen Netz überhaupt zeitnah umsetzbar oder holen uns da einmal mehr unserer Strukturen mit einem auf 866 Betreiber zerfasertem Verteilnetz und weitgehend fehlender Digitalisierung ein? Es ist ja nicht nur so, dass bislang nur 2% der Haushalte ein Smartmeter haben, ich las kürzlich, dass z.B. nur ein Drittel der Ortstrafos digital angebunden sind, also laufend Betriebswerte übermitteln können (kenne aber Quelle und Validität der Aussage nicht).
Oder wollen die, die für dynamische Netzentgelte sind, eigentlich den Status Quo erhalten, weil sie genau wissen, dass dynamische Netzentgelte auf Jahre nicht umsetzbar sind? Also ich will da gar keine Verschwörungstheorien launchen. Ich möchte das Thema nur besser verstehen, weil bislang ist mir nicht klar, wie dynamische Netzentgelte technisch umgesetzt werden könnten. Wenn es gut läuft, hat 2032 jeder Haushalt ein Smartmeter. Das ist aber erst in 7 Jahren.
Im Zusammenhang mit ‚Bilanzkreisen‘ ist Transparenz (der Vorgänge, der Strommengen/-richtungen und des Stromnetzstatus (Ausbaugrad/Auslastungshistorie)) schon ein schwieriges Wort(?)
Die Daten für eine Diskussionsgrundlage sind dazu (pauschalisiert) ‚rar'(?)
So wie ich das verstehe, geht es in dem Vorschlag nicht um dynamische Netzentgelte allgemein, sondern um einen Arbeitspreis als Netzentgelt für Großbatteriespeicher mit Entnahme von Energie aus dem Netz. Es geht also nicht um alle Entnahmestellen und Verbraucher im Netz, sondern gezielt um Graustromspeicher. Und diese sind ja mit notwendiger Technik ausgestattet, um eine Abrechnung einer solchen Abgabe umzusetzen.
Solange die (positive Rentabilität der) ‚Netzdienlichkeit‘ nicht auf alle (Normal)Stromverbraucherinnen und Haushaltstromkunden über die Netzentgelte (dynamisch, oder pauschal) refinanziert werden kann/wird(?)
Die Trennung zwischen Grau- und Grünstrom gibt es m. W. für die Übertragungsnetze(ausbauplanung) bzw. Verteilnetze (Hochspannung, 110kV) und deren Finanzierung nicht(?)
„Dynamische Arbeitspreise sind etwas anderes als „dynamische Netzentgelte“.
Ersteres stellt sich automatisch ein (EEX), dyn. Netzentgelte ermöglichen die Abschöpfung der Sahne durch die Netzbetreiber.
Sie konterkarieren die günstigen Arbeitspreise, nach dem Motto, wenn die, dann bitte auch für mich „mit Sahne“.
Wo kämen wir denn hin, wenn hier jeder hergelaufene Stromspeicherbetreiber günstig arbeiten dürfte UND gar die Welt fossilfrei werden könnte.
Mit diesen Tricksereien werden Trittbrettfahrer belohnt, die bisher aktiv gebremst haben und morgen kräftig ihre „private Maut“ erwirtschaften wollen.
Und gleichzeitig können fossile Energiekonzerne hervorragend über Bande (mit ihnen verbundene Netzbetreiber) die Konditionen zu ihren Gunsten beeinflussen.
Das hast du falsch verstanden. Netzentgelte bestehen aus einem Leitungs- und einem Arbeitspreis. Die dynamischen Arbeitspreise beziehen sich auf variable Netzentgelte, nicht auf den Spotmarktpreis. Der aktuelle EEX Marktpreis hat keine Korrelation zu dem physikalisch verfügbarem Strom am Standort des Speichers. Somit würde ein Speicher in Bayern der den gerade billigen Windstrom im Norden laden will zu zusätzlichen Redispatchkosten führen, die den volkswirtschaftlichen Nutzen des Speicherausbaus fast komplett auffrisst.
Die dynamischen Netzentgelte würden die realen Stromkosten am Standort deutlich besser darstellen. Wenn der Spotmarkt also bei 0 cent liegt, aber in Bayern nicht genug Strom vorhanden ist, steigt der Arbeitspreis der Netzentgelte für den Speicherbetreiber auf die Produktionskosten des Stroms aus dem Gaskraftwerk das für Redispatch hochgefahren wird. Der zahlt anstatt 0 dann z.B. 10 cent für den Strom zu den Zeiten. Wenn das Deutschlandweit eingeführt wird, werden die Standorte mit Stromüberschuss deutlich attraktiver als Ausbauorte für Speicher als solche die deutlich Redispatch Stromunterstützung brauchen.
Im besten Fall wären diese Netzentgelte recht kosten neutral, um die Ausbaugeschwindigkeit der Speicher nicht zu behindern. Wenn die Speicherbetreiber aber massive Profite machen, was die aktuelle Goldgräberstimmung ja prognostiziert, könnte man sie auch höher Ansetzen und damit die Netzgebühren der anderen Verbraucher senken. Die Profite der Versorgungsnetzbetreiber sind ja fix, es ist nur eine Frage der Verteilung.
‚Die Profite der Versorgungsnetzbetreiber sind ja fix, es ist nur eine Frage der Verteilung.‘
und (teils) des prognostizierten Ausbauaufwandes, welchen die ÜNB/VNB einplanen (aktuell, meist ohne kostensenkender Zwischenspeicherung)?