Eine neue Studie stellt den Nutzen dynamischer Netzentgelte für Batteriespeicher im Verteilnetz infrage. Die Bundesnetzagentur prüft das Modell und will noch 2026 entscheiden, doch die Ergebnisse bleiben ernüchternd.
Die Zahlen sprechen für sich. Weniger als vier Prozent Systemnutzen - das ist alles, was dynamische Netzentgelte für Batteriespeicher im deutschen Verteilnetz laut einer neuen Studie bringen. Selbst unter optimalen Bedingungen bleibt der Effekt gering. Die zentrale Annahme der Netzentgeltreform der Bundesnetzagentur wackelt.
Studie hinterfragt Systemnutzen
Neon Energy hat im Auftrag von Eon, EWE Netz, Green Flexibility und Enspired untersucht, wie sich dynamische Netzentgelte auf Batteriespeicher im Verteilnetz auswirken. Das Ergebnis: Ernüchternd. Bei realistischen Annahmen, wenn Netzprognosen am Vortag erstellt werden, kann das neue Modell den Systemnutzen sogar senken. Der Grund liegt auf der Hand. Die Prognosen sind oft ungenau, vor allem bei Engpässen an einzelnen Umspannwerken.
Batteriespeicher arbeiten schon heute meist netzdienlich. Zusätzliche Anreize durch dynamische Netzentgelte ändern daran wenig. An den drei untersuchten Standorten gab es in mehr als 80 Prozent der Zeit keinen nennenswerten Redispatchbedarf. Die Autoren der Studie sagen klar: Die Ergebnisse lassen sich nicht einfach auf das Übertragungsnetz übertragen. Dort fehlen öffentliche Daten für Engpassprognosen.
Regulatorische Reform im Fokus
Die Bundesnetzagentur arbeitet an der AgNes-Netzentgeltreform. Der Entwurf soll noch 2026 beschlossen werden. Die neuen Regeln gelten ab 1. Januar 2029. Für Batteriespeicher kommen dynamische Netzentgelte laut Zeitplan frühestens 2030, spätestens 2033. Stromspeicher, die vor dem 4. August 2029 ans Netz gehen, sind laut EnWG-Rahmen für 20 Jahre von Netzentgelten befreit. Die Bundesnetzagentur kann aber abweichende Regeln festlegen. Branchenvertreter weisen darauf hin: Im aktuellen Entwurf sind dynamische Netzentgelte zuerst für Speicher und Erzeuger vorgesehen, nicht für Abnehmer. Die Debatte um Speichervergütung und Netzentgelte ist eng mit der AgNes-Reform verknüpft. Die Bundesnetzagentur arbeitet noch an Übergangsregeln und diskutiert spätere Einführungspunkte.
Die Bundesnetzagentur begründet das Instrument damit, dass Netzpreise künftig zeit- und ortsabhängig Anreize für eine effizientere Netznutzung setzen sollen; für Speicher soll das besonders engpassentlastendes Verhalten belohnen.
Ein Gutachten von TU Clausthal und Consentec empfiehlt, kapazitätsabhängige Netzentgelte auch für Speicher einzuführen. Zusätzlich sollen zeitlich und örtlich differenzierte, dynamische Entgelte kommen. Ziel: Netzentlastendes Verhalten gezielt günstiger machen. Die Umsetzung ist aber schwierig. Es braucht präzise Prognosen und Transparenz bei der Netzbelastung. Die DIN EN 50160 fordert das für Spannungsqualität und Netzzuverlässigkeit. Fehlen diese Voraussetzungen, bleibt der Steuerungseffekt aus.
Die Diskussion um solche Anreizmechanismen ist nicht neu. Auch in anderen Bereichen der Energiewende zeigen sich Lücken zwischen Anspruch und Wirklichkeit. Wie frühere Analysen zu Wind- und Batteriespeicherprojekten zeigen, hängt die Systemwirkung oft von lokalen Netzbedingungen und der Qualität der Prognosen ab.
Technische und wirtschaftliche Grenzen
Die Neon-Energy-Studie macht klar: Die technische Umsetzung dynamischer Netzentgelte im Verteilnetz stößt an Grenzen. Engpässe auf Ebene einzelner Umspannwerke lassen sich nur schwer vorhersagen. Der zusätzliche Anreiz durch variable Netzentgelte führt in der Praxis kaum zu verändertem Verhalten bei Speicherbetreibern. An drei untersuchten Standorten gab es mehr als 80 Prozent der Zeit keinen relevanten Redispatch-Bedarf. Das zeigt: Speicher werden schon heute meist netzdienlich betrieben. Mehr zu den regulatorischen Rahmenbedingungen steht im Netzentgelt-Informationsportal der Bundesnetzagentur.
Für Betreiber von Batteriespeichern bleibt die Lage unsicher. Investitionen werden dadurch nicht leichter. Noch ist offen, ob die Bundesnetzagentur auf Basis der aktuellen Daten ihren Reformvorschlag anpasst. Die Frage, wie Speicher optimal ins Netz integriert werden, bleibt ungelöst.
Die Ergebnisse zeigen: Regulatorische Innovationen im Energiesektor müssen auf ihre echte Wirkung geprüft werden. Dynamische Netzentgelte für Batteriespeicher bringen im Verteilnetz derzeit keinen klaren Mehrwert. Die Bundesnetzagentur steht vor einer schwierigen Aufgabe. Sie muss zwischen politischem Willen und technischer Realität vermitteln. Ohne verlässliche Prognosemodelle und präzise Steuerung der Netzbelastung laufen Anreizsysteme ins Leere. Für Unternehmen und Investoren zählt, dass regulatorische Maßnahmen nachweisbare Effekte und praktikable Umsetzung bieten.
Das Netzentgelt steht im Zentrum der Reform. Es ist die Gebühr, die Betreiber von Stromspeichern und andere Netzteilnehmer für die Nutzung der Stromnetze zahlen. Dynamische Netzentgelte sollen diese Gebühr flexibel an die aktuelle Netzlage anpassen. So sollen sie Anreize für netzdienliches Verhalten schaffen. Die Umsetzung braucht aber präzise Prognosen und Transparenz. Fehlen diese, bleibt der Steuerungseffekt aus.
