Mit dem AgNes-Verfahren arbeitet die Bundesnetzagentur derzeit an einer Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik Strom. Für Batteriespeicher stellen sich damit zwei zentrale Fragen:
- Bedrohen dynamische Netzentgelte den Business Case von Batteriespeichern?
- Wie lassen sie sich robust in ökonomische Bewertungsmodelle integrieren?
Unser Ansatz ist es, dynamische Netzentgelte nicht isoliert zu betrachten, sondern als integralen Bestandteil unserer BESS-Erlösprognosen (r2b BESS-Modell). Wir untersuchen die möglichen Auswirkungen in einem Guss mit unseren Preisszenarien für Day-Ahead-, Intraday- und Regelreservemärkte. Denn für Speicherprojekte ist entscheidend, dass Markt- und Netzsignale zusammenpassen: Die allgemeine Lage in der Gebotszone, die sich in den Strompreiskurven widerspiegelt, muss mit der lokalen Situation am konkreten Netzanschlusspunkt verknüpft werden.
Entscheidende Rolle der regionalen Dimension: Ein Speicherstandort in einer Wind-geprägten Region Norddeutschlands kann ganz andere netzseitige Signale aufweisen als ein Standort mit stärker PV-geprägtem Umfeld in Süddeutschland, obwohl beide mit identischen Großhandelspreisen konfrontiert sind. Gleichzeitig muss die Speicherfahrweise weiterhin zu den Erlösmöglichkeiten an den relevanten Strom- und Flexibilitätsmärkten passen. Dynamische Netzentgelte sind nicht nur eine regulatorische Detailfrage. Sie können zu einem relevanten Einflussfaktor für Standortbewertung, Speicherstrategie und Investitionsentscheidung werden.
Zur Berechnung plausibler Netzentgelt-Zeitreihen je Netzgebiet nutzen wir umfassende Vorarbeiten und Daten: umfangreiche Wetterdaten, Erzeugungs- und Verbrauchsdaten, regionale Strukturinformationen und Modelle, die regionale Einspeise- und Verbrauchsstrukturen für die Zukunft simulieren.
