Ab August 2026 führt Frankreich einen standortbezogenen Netztarif ein, der Batterien für die Unterstützung des Stromnetzes in Stresssituationen belohnt. Diese neue Komponente variiert je nach Standort und ist für Anlagenbetreiber optional.

Dieser Artikel beschreibt die Funktionsweise des Mechanismus, benennt die förderfähigen Netzpunkte und erläutert die Auswirkungen für Speicherentwickler und Investoren.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Batterien verdienen Geld, indem sie lokale Netzüberlastungen ausgleichen.
• Laden zur Mittagszeit in sonnenreichen Regionen (Süden und Westen).
• Entladen während Winterspitzen in nachfragestarken Regionen (Norden und Osten).
• Es handelt sich um ein optionales System, das den Standardnetztarif in definierten Stunden durch einen standortbezogenen Tarif ersetzt.
• Start ab August 2026, mit einer Mindestbindungsdauer von 12 Monaten nach Teilnahme.
• Die Regulierungsbehörde hat die Netzpunkte bis 2030 festgelegt und wird sie anpassen, wenn sich die Netzengpässe ändern. Investoren sollten den Mehrerlös als fünfjährigen Vorteil sehen, nicht als dauerhaften Standard.

​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.

Eingeführt im Jahr 2025 ersetzt TURPE 7 das vorherige Modell. Es ergänzt das System um eine optionale standortabhängige Komponente, die Batterien dazu anregt, dort zu arbeiten, wo das Netz unter Druck steht.

Batterien am Verteilnetz 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. Die Regelung schreibt vor, dass Batterien über das Jahr hinweg nicht mehr Boni erhalten dürfen, als sie an Netzentgelten zahlen.

Für eine Zwei-Stunden-Batterie, die im Sommer täglich während des Einspeisefensters zyklisch arbeitet, liegt der Mehrerlös bei etwa 8.000–12.000 € pro MW und Jahr im Verteilnetz und 4.000–7.000 € pro MW und Jahr im Übertragungsnetz.​

In winterlichen Verbrauchszonen fällt der Mehrerlös geringer aus. Für eine Zwei-Stunden-Batterie, die während der Wochentagsspitzen 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.

​Kollokierte Batterien, die Strom aus dem Netz beziehen können, sind für den neuen Tarif berechtigt. Systeme, die ausschließlich vor Ort erzeugten Solarstrom nutzen, wie z. B. DC-gekoppelte Anlagen, sind nicht berechtigt.

​Wenn Netztarife den Standort zum Wert machen

Die französische Regulierungsbehörde CRE hat gemeinsam mit RTE und Enedis Netzanschlusspunkte identifiziert, an denen lokale Netzbedingungen einen standortbezogenen Anreiz erforderlich machen.

Jeder Punkt wurde basierend auf dem Haupttreiber der lokalen Netzbelastung klassifiziert. Die CRE definiert zwei Kategorien:

• Einspeisepunkte, wo Solarstrom dominiert und das Netz um die Mittagszeit sättigen kann.
• Verbrauchspunkte, wo hohe Nachfrage während der Abend- und Winterspitzen zu Engpässen führt

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

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

Die Klassifizierungen sind bis 2030 festgelegt. Neue Umspannwerke, die bis dahin gebaut werden, übernehmen den Status der jeweils nächstgelegenen bestehenden Verbindung.

​Wenn Timing zu Einnahmen wird

Das optionale System passt die Netztarife während bestimmter Spitzenzeiten an. Es schafft vorhersehbare Anreize dafür, wann Batterien laden oder entladen sollten.

​Batterien an Solar-Einspeisepunkten verdienen Geld, indem sie während der Mittagszeit in Solarspitzen laden.

Zwischen April und Oktober fallen die Netztarife von 12:00 bis 16:00 Uhr unter null. So können Batterien günstigen Solarstrom aufnehmen und gleichzeitig Netzengpässe reduzieren.

Beispielsweise 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 Anreiz des Netztarifs um.

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

Diese Stunden zielen auf Zeiten mit Spitzenverbrauch ab, in denen das Netz am stärksten belastet ist. Für Batterien, die in diesen Zeitfenstern betrieben werden, kann der Netztarif zu einer direkten Einnahmequelle werden.

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

​Ein erster Schritt zu einem intelligenteren Netztarif

​Frankreichs standortbezogener Netztarif ist ein erster Schritt hin zu intelligenteren, flexibilitätsbasierten Preisen.

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

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