Ab August 2026 führt Frankreich einen standortabhängigen Netztarif ein, der Batterien dafür belohnt, das Netz in Stresssituationen zu unterstützen. Diese neue Komponente variiert je nach Standort und ist für Anlagenbetreiber optional.

Kostenloser Leitfaden von Modo EnergyKI in Energieinvestitionen und Asset Management einsetzenWie kann die Analyse des französischen Marktes zu einem wiederholbaren Prozess werden? Ein praxisorientiertes Handbuch für den Einsatz von KI-Tools in Energieinvestment- und Betriebsteams – mit konkreten, zeitsparenden Tipps und Tricks, die sofort umsetzbar sind.Leitfaden herunterladen →

Dieser Artikel erläutert die Funktionsweise des Mechanismus, nennt die förderfähigen Netzknoten und erklärt die Auswirkungen für Speicherentwickler und Investoren.

Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte timothee@modoenergy.com.

Wichtigste Erkenntnisse

• Batterien verdienen Geld, indem sie lokalen Netzdruck ausgleichen.
• Laden um die Mittagszeit in sonnenreichen Regionen (Süden und Westen).
• Entladen während Winterspitzen in nachfragestarken Regionen (Norden und Osten).
• Es handelt sich um ein optionales Modell, das den Standardnetztarif während festgelegter Stunden durch einen standortabhängigen Tarif ersetzt.
• Start im August 2026, mit einer Mindestbindung von 12 Monaten nach Teilnahme.
• Die Regulierungsbehörde hat die Knoten bis 2030 festgelegt und wird diese bei Veränderungen der Netzengpässe anpassen. Investoren sollten den Mehrerlös als fünfjährigen Vorteil und nicht als dauerhafte Grundlage betrachten.

​Batterien dort belohnen, wo Netzunterstützung am wichtigsten ist

TURPE 7 (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) ist Frankreichs regulierte Netzentgelt. Es finanziert RTE, den Übertragungsnetzbetreiber, und Enedis, den Hauptverteilnetzbetreiber.

Mit Einführung im Jahr 2025 ersetzt TURPE 7 das vorherige Modell. Es ergänzt eine optionale standortabhängige Komponente, die Batterien dort zum Einsatz animiert, wo das Netz unter Druck steht.

Verteilnetz-gebundene Batterien erhalten das stärkste Signal, mit Boni von bis zu 69 €/MWh für das Laden in Solarzonen und Strafzahlungen von bis zu 76 €/MWh für das Entladen. Laut Regelung dürfen Batterien im Jahresverlauf nicht mehr Boni erhalten, als sie an Netzentgelten zahlen.

Für eine Zweistunden-Batterie, die im Sommer täglich im Einspeisefenster betrieben wird, beträgt der Mehrerlös rund 8.000–12.000 € pro MW und Jahr im Verteilnetz und 4.000–7.000 € pro MW und Jahr im Übertragungsnetz.​

In Winterverbrauchszonen ist der Mehrerlös geringer. Für eine Zweistunden-Batterie, die während der Spitzenzeiten an Werktagen einspeist, bringt der optionale Netztarif 2.000–4.000 € pro MW und Jahr im Verteilnetz und 1.000–2.000 € pro MW und Jahr im Übertragungsnetz.

​Kopplungsfähige Batterien, die Strom aus dem Netz importieren können, sind für den neuen Tarif berechtigt. Systeme, die ausschließlich an die Eigenerzeugung (z.B. DC-gekoppelte Anlagen) gebunden sind, sind nicht teilnahmeberechtigt.

​Wenn Netzentgelte Standort in Wert verwandeln

Die französische Regulierungsbehörde CRE hat gemeinsam mit RTE und Enedis Netzanschlusspunkte identifiziert, an denen die lokalen Netzbedingungen einen standortabhängigen Anreiz erfordern.

Jeder Punkt wurde nach dem Haupttreiber des lokalen Netzdrucks klassifiziert. Die CRE hat zwei Kategorien definiert:

• Einspeisepunkte, an denen die Solarproduktion dominiert und das Netz um die Mittagszeit auslastet.
• Verbrauchspunkte, an denen hohe Nachfrage zu Engpässen während der Abend- und Winterspitzen führt

Einspeisepunkte konzentrieren sich in der südlichen Hälfte Frankreichs, wo die Solarproduktion am stärksten ist. Verbrauchspunkte liegen vor allem in industriellen oder dicht besiedelten Regionen im Norden und Osten, wo Abendspitzen das Netz belasten.

​​Nur Anlagen, die an diesen definierten Punkten angeschlossen sind, sind für den optionalen Netztarif berechtigt.

Die Zuordnungen sind bis 2030 festgelegt. Neue Umspannwerke, die bis dahin gebaut werden, übernehmen den Status des nächstgelegenen bestehenden Anschlusses.

​Timing wird zum Umsatztreiber

Das optionale Modell passt die Netzentgelte während bestimmter Spitzenzeiten an. So entstehen vorhersehbare Anreize, wann Batterien laden oder entladen sollten.

​Batterien an Solar-Einspeisepunkten verdienen bei Ladevorgängen während der Mittagsstunden.

Zwischen April und Oktober sinken die Netzentgelte jährlich von 12:00 bis 16:00 Uhr unter null. Das ermöglicht Batterien, günstige Solarenergie zu nutzen und gleichzeitig Netzengpässe zu reduzieren.

Zum Beispiel lagen die durchschnittlichen Day-Ahead-Preise zwischen April und Oktober um 14 Uhr bei 2,54 €/MWh. Mit dem TURPE-7-Bonus sinken die effektiven Ladekosten auf –16,46 €/MWh.

​In nachfragestarken Regionen kehrt sich der Netzentgelt-Anreiz um.

Batterien werden dafür belohnt, während der Winterspitzen an Werktagen zwischen Dezember und Februar, von 9:00 bis 11:00 Uhr und 18:00 bis 20:00 Uhr, Energie ins Netz einzuspeisen.

Diese Stunden zielen auf die Zeiten mit höchstem Verbrauch ab, wenn das Netz am stärksten belastet ist. Für Batterien, die in diesen Zeitfenstern betrieben werden, können Netzentgelte zur direkten Einnahmequelle werden.

​Außerhalb dieser festgelegten Zeitfenster gelten die regulären TURPE-7-Netzentgelte. Die Stunden sind festgelegt und bleiben für den gesamten Zeitraum 2026–2030 unverändert.

​Ein erster Schritt zu einem intelligenteren Netztarif

​Frankreichs standortabhängiger Netztarif ist ein erster Schritt zu einer intelligenteren, flexibilitätsbasierten Preisgestaltung.

Die französische Regulierungsbehörde hat RTE und Enedis beauftragt, sich auf die nächste Tarifperiode, TURPE 8, vorzubereiten. Sie wird für 2029 erwartet und soll einen noch dynamischeren Preismechanismus beinhalten.

Auch andere Länder, darunter Deutschland, prüfen ähnliche Reformen, um lokale Flexibilität besser zu bewerten.