Deutsche Netzentgelte: Wo Batterien unter dynamischer Preisgestaltung gewinnen und verlieren
Deutsche Netzentgelte: Wo Batterien unter dynamischer Preisgestaltung gewinnen und verlieren
Die deutschen Netzentgelte treten in eine neue Phase ein. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat das zukünftige System Schritt für Schritt skizziert: eine überarbeitete Netzzugangsgebühr (BKZ), finanzierungsbasierte Tarife und neue dynamische, lokalisierte Entgelte. Finanzierungsbasierte Tarife werden den Business Case für Batteriespeicher (BESS) mit hoher Wahrscheinlichkeit verschlechtern. Die entscheidende Frage ist jedoch, ob die dynamischen Entgelte – der standortbezogene Bestandteil des neuen Regimes – das Gesamtbild für Batterien verbessern oder verschlechtern und inwieweit sie die Auswirkungen der Finanzierungsentgelte auf die Rendite abfedern können.
Die Antwort ist nicht überall gleich. Dynamische Entgelte bringen etwas ins deutsche Netz, das es bisher nicht gab: ein Preissignal, das je nach Standort und 15-Minuten-Intervall variiert und genau widerspiegelt, wo und wann das Netz unter Druck steht. Für die richtige Batterie am richtigen Ort ist das eine neue Einnahmequelle. Für andere ändert sich wenig – oder es verschlechtert sich sogar.
Modo Energy hat die Auswirkungen dynamischer Netzentgelte für 21 Regionen in Deutschland anhand von Redispatch-Daten für 2025 modelliert und jedem Standort einen Wert zugeordnet – mit einem Aufschlag von bis zu 27.000 €/MW/Jahr für eine 4h-Batterie in manchen Regionen. Die Ergebnisse zeigen ein klares geografisches Muster, aber auch wichtige Nuancen, die das offensichtliche Nord-Süd-Narrativ in Frage stellen.
Dieser Artikel ist der dritte Teil einer Serie zu den zukünftigen Netzentgelten für Batteriespeicher in Deutschland:
- Was der Regulierer bisher als Mechanismus vorgeschlagen hat
- Wie Finanzierungstarife den Business Case beeinflussen könnten
- Wie dynamische Tarife – je nach Standort – zur Einnahmequelle werden können
Wesentliche Erkenntnisse
Already a subscriber?
Log in
