Die Bundesnetzagentur hat im Januar 2022 (nach § 29 Abs. 1 EnWG in Verbindung mit §§ 13j Abs. 1 Satz 2, 13a Abs. 2 EnWG) ein Verfahren zur Festlegung der Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs für Redispatch-Maßnahmen eingeleitet. Kyon Energy hat diese Gelegenheit genutzt und sich im Rahmen des Konsultationsverfahren am öffentlichen Diskurs beteiligt. Folgende Themen wurden in unserer Stellungnahme transportiert, um einen Beitrag zum hin zu einem resilienten und energiewendetauglichen Netz zu leisten:
Batteriespeicher übernehmen eine essentielle Rolle in der Energiewende. Sie können die Schwankungen und Prognosefehler in der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien kurzfristig ausgleichen und im für das Netz interessanten Kurzfristzeitraum stabilisierend einwirken. Bereits heute leisten sie einen wichtigen Beitrag zur Stabilität der Netze und Integration erneuerbarer Energien.
Die heutigen rechtlich-regulatorischen Rahmenbedingungen hemmen allerdings immer noch ihren netzdienlichen Einsatz, und viele der technischen Potenziale von Speichern bleiben ungenutzt. Ohne adäquate Geschäftsmodelle und ein Marktmodell, das es Energiespeicheranlagen ermöglicht, sowohl profitabel zu operieren als auch auf eine netzdienliche Weise tätig zu sein, werden die Ausbauziele, wie sie im Netzentwicklungsplan vorgesehen sind, nicht erreicht werden können. Im Wesentlichen haben Energiespeicheranlagen das Potenzial, weit mehr für die Netzinfrastruktur zu leisten, als es unter dem gegenwärtigen Marktdesign und den aktuellen Vergütungsmechanismen der Fall ist.
Im Ergebnis zielt der Kyon-Energy-Vorschlag daher in Bezug auf Energiespeicheranlagen auf eine vollständige Neugestaltung der Vergütungsmechanismen ab. Dies ist aus Sicht von Kyon Energy erforderlich, da das aktuelle Verfahren einerseits die umfangreichen Potentiale einer netzdienlichen Nutzung von marktbasiert eingesetzten Speichern ungenutzt lässt und andererseits die aktuelle Kostenbestimmung der Erzeugungsauslagen und Opportunitäten der Komplexität von Großbatteriespeichern nicht gerecht wird. Um den Charakteristika von Großbatteriespeichern – insbesondere dynamischen Fahrplan-Anpassungen und gleichzeitigem Einsatz in mehreren verschiedenen Märkten - sowie den unterschiedlichen Netztopologien gerecht zu werden, bedarf es einer grundsätzlichen Überarbeitung der Vergütungsmechanik von Speichern (insbesondere Großbatteriespeichern) im Engpassmanagement. Gleichzeitig ist akuter Handlungsbedarf allein schon deshalb indiziert, da Untersuchungen von Kyon Energy zeigen, dass Energiespeicher im aktuell vorgesehenen kostenbasierten Verfahren Anreize für die Verschärfung bestehender Engpässe („strategisches Bietverhalten“) vorfinden. Die Gefahr eines strategischen Bietverhaltens ist eigentlich das zentrale Argument, das häufig gegen Marktmechanismen im Redispatch („Flexibilitätsmärkte“) ins Feld geführt wird. Es gilt aber auch für einen kostenbasierten Redispatch mit inkorrekter Kostenbestimmung. Damit entstehen Mehrkosten für Redispatch, welche durch ein richtiges Anreizsystem für Batteriespeicher deutlich dezimiert oder komplett verhindert werden könnten. Die Problematik ist aus Sicht von Kyon Energy grundsätzlicher Natur und kann in einem kostenbasierten Redispatch nicht gelöst werden, weshalb im Folgenden für Energiespeicheranlagen ein preisbasiertes Verfahren vorgeschlagen wird, welches die Anreize für ein engpassverschärfendes Verhalten eliminiert.
Im Folgenden wird ein Beispiel für die Redispatch-Vergütung eines typischen ‚Nord‘-Energiespeichers bei negativem Redispatch-Bedarf vorgestellt. Dabei wird ein exemplarischer Batteriespeicher betrachtet, wie er durch Kyon Energy gebaut und an das öffentliche Stromnetz angeschlossen wird. Wie allgemein bekannt ist, treten bei starker Einspeisung von elektrischer Energie aus Windenergieanlagen in Nord- und Ostdeutschland oftmals Netzengpässe auf, wenn versucht wird diese elektrische Energie in verbrauchsstarke Regionen im Süden und Westen des Landes zu transportieren.
Im Folgenden werden die Effekte eines marktbasierten Batteriespeichers beispielhaft beschrieben. Das Engpassmanagement ist ein kontinuierlich rollierendes Verfahren, das sich dynamisch an Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen anpasst. Die vorliegenden Berechnungen sind daher exemplarisch und nicht als allgemeine Kostenbasis für den Redispatch von Energiespeichern zu verstehen. Dieses Beispiel soll die Limitationen des kostenbasierten Ansatzes verdeutlichen, ohne Anspruch auf Allgemeingültigkeit zu erheben. Um das Ergebnis vorwegzunehmen: Es zeigt, dass der aktuelle Ansatz zur Bestimmung einer Kostenbasis für Redispatch-Maßnahmen nicht für Batteriespeicher geeignet ist.
In der Ausgangssituation des Beispiels wird ein Energiespeicher betrachtet, der in unmittelbarer Umgebung zu Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien steht. Bei einem Überschuss an erneuerbaren Energien können in dieser Konstellation zwei typische Effekte beobachtet werden: Der Intraday-Marktpreis ist tief, und die lokale Netzinfrastruktur in der unmittelbaren Umgebung des Speichers ist ebenso überlastet wie das Übertragungsnetz hin zu den großen Verbrauchszentren. Der Speicher, welcher sein Lade- und Entladeverhalten an den Preisen auf dem Intraday-Markt ausrichtet, plant also sich in Zeiten des Netzengpasses aufzuladen. In der beigefügten Graphik passiert das im türkis markierten Zeitraum.
Auf Basis des Signals, welches vom Strommarkt ausgeht, würde überschüssiger Strom, welcher im Zweifel aus Gründen der Netzüberlastung abgeregelt würde, zwischenspeichert werden. Der ursprüngliche Fahrplan sieht also ein engpass-linderndes Verhalten des Energiespeichers vor.
Dieses marktbasierte netzentlastende Verhalten kann jedoch durch die bestehende Regulatorik des Engpassmanagements aufgehoben werden. Grundsätzlich gilt, dass alle Akteure, welche am Redispatch teilnehmen müssen, ihr Redispatch-Vermögen stetig aktualisiert an den Netzbetreiber melden müssen. Ein Speicher, welcher, durch die niedrigen Marktpreise getrieben, mit seiner gesamten Bezugsleistung auflädt, verfügt über kein zusätzliches Aufladevermögen – er kann nicht für eine negative Redispatch-Maßnahme (also weiteres Aufladen) eingesetzt werden und sein negatives Redispatch-Vermögen ist null.
Ohne falsche Anreizwirkung der Redispatch-Vergütung würde der Speicher sich regulär mit auf dem Intraday-Markt gekaufter Energie aufladen. Hierfür fallen für den Speicherbetreiber Kosten in Höhe der gekauften Energiemenge an.
Da der Speicher in der Ausgangssituation über kein Redispatch-Vermögen verfügt, entspricht sein Ladeverhalten seinem normalen Zyklusverhalten am Markt. Sprich, der Energiespeicher lädt unter Volllast, wenn viel Strom im Netz verfügbar ist (dies ist der Fall, da der Speicher hier auf der „richtigen“ Seite des Engpasses steht) und zahlt dafür den Marktpreis. Das Laden des Speichers während des Engpasses über den Intraday-Markt führt also zu einer Engpasslinderung für Netzbetreiber und Kosten für den Speicher-Betreiber. Das Preissignal auf dem Intraday-Strommarkt führt zu einer Engpassvermeidung (netzdienlicher Fahrplan). In unserem Zahlenbeispiel:
Cashflow außerhalb des Redispatch (engpasslindernd)= ca. -550 EUR (Kosten die für den Speicher-Betreiber anfallen)
Der entscheidende Punkt: Würde der Speicher in der Ausgangssituation über Redispatch-Vermögen verfügen, würde er, anstatt für sein netzdienliches Verhalten die Kosten zu tragen, für eine Redispatch-Maßnahme vergütet werden, wobei diese Vergütung „auf Kostenbasis“ erfolgt. Hieraus wird ein Problem, sobald die „Kostenbasis“ fehlerhaft ermittelt wird. Denn dann hat der Energiespeicher einen aus Systemsicht unerwünschten Anreiz, von seinem regulären Ladeverhalten abzuweichen.
Statt sich gemäß des optimalen Ladezeitpunkts, welcher über das Intraday-Markt Signal bestimmt wird zu verhalten, besteht bei einer zu großzügigen Bestimmung der Kostenbasis der Redispatch-Vergütung die Neigung inaktiv zu verbleiben oder sogar einen hypothetischen Speicherfahrplan anzuzeigen, in dem die Ladebewegung durch eine Entladebewegung ersetzt wird. Dieses Verhalten verdoppelt das Redispatch-Vermögen des Speichers, erhöht aber gleichzeitig den Gesamtbedarf an Redispatch für den Netzbetreiber. Dieses engpassverschärfende Verhalten ist auf eine falsche Anreizwirkung zurückzuführen, welche durch die aktuelle Kostenbestimmung des Redispatch verursacht werden kann.
Ein Aufruf im Redispatch nach den derzeitigen Vergütungsstrukturen ist oft lukrativer für den Speicherbetreiber als ein Aufladevorgang über den Intraday-Markt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Kosten tatsächlich häufig falsch abgebildet werden. Im konkreten Beispiel wägt der Speicherbetreiber zwischen der Zahlung des eingekauften Stroms auf dem Intra-Day-Markt, und der Vergütung des Einsatzes im Redispatch ab. Für den Einsatz im Redispatch hätte er aber Anspruch auf Entschädigung des „anteiligen Werteverbrauchs“ resultierend aus dem Verschleiß der Batterie. Im beschriebenen Fall entspricht die Vergütung für den Einsatz im Redisptach nicht nur dem des zusätzlichen Ladevorgangs, sondern auch der ausbleibenden Entladung des Speichers, welche nur für eine Gewinnmaximierung bei auftretendem Engpass angestrebt wurde. Dies resultiert in einer Verdoppelung des Redispatch-Vermögens und daraufhin auch der Vergütung des unterlassenen Ladens und zusätzlichen Entladens (inkl. der jeweiligen anteiligen Werteverbräuche).
Diese strategische Fahrplangestaltung, um maximal von der Redispatch-Vergütung zu profitieren, kann dazu führen, dass der Speicher teils ein engpassverschärfendes Verhalten anzeigt. Er meldet diesen Fahrplan lediglich, um sein Redispatch-Vermögen zu maximieren und somit weiterhin von der Vergütungsstruktur, wie im kostenbasierten Ansatz vorgesehen, zu profitieren. Ein solches Verhalten würde durch einen Speicher, der nicht Teil des Redispatch ist, nicht angestrebt werden.
Eine entsprechende, strategisch gewählte Fahrplananpassung ist in der untenstehenden Grafik beschrieben.
Der Grund für diese Fehlanreize in der Auslegung des Speicherdesigns ist nicht grundsätzlich an Energiespeicher als Technologie geknüpft. Vielmehr ist ein kostenbasierter Ansatz, welcher zurzeit Anwendung findet, trotz abweichender Vorgaben des Gesetzesgebers ungeeignet die Potenziale für volkswirtschaftlich günstiges Engpassmanagement durch Speicher zu heben. Die Hintergründe, wieso ein solches Vorgehen für Batteriespeicher ungeeignet scheint, werden im Folgenden erläutert.
Cashflow bei Entladung und Ausbleiben von Ladebewegung im Rahmen des Redispatch= ca. 580 EUR (Gewinn der durch Speicher erwirtschaftet wird)
Der aktuelle Vergütungsansatz für Redispatch durch die BNetzA führt dazu, dass Fehlanreize für den Einsatz von Batteriespeicheranlagen in der Vermeidung von Netzengpässen gesetzt werden. Dies hat zur Folge, dass insgesamt höhere Kosten im Engpassmanagement entstehen.
Grundsätzlich stützt sich die vorgesehene Kostenrechnung auf drei Teilkosten - die Erzeugungsauslagen, den anteiligen Werteverbrauch und die Opportunitätskosten. In ihrer aktuellen Berechnungsform erscheinen allerdings alle drei ungeeignet, um die für Speicherbetreiber entstehenden Kosten auch nur näherungsweise abzubilden.
Die Kostenbestimmung für die Vergütung von Redispatch-Maßnahmen erweist sich als unzureichend im Hinblick auf die komplexe Realität von Großbatteriespeichern. So resultieren die Berechnung der Erzeugungsauslagen beispielswiese alleinig aus der Anlehnung an tagessscharfe Schattenpreise aus der Intra-Day-Eröffnungsauktion. Moderne Großbatteriespeicher agieren allerdings auf mehreren Energiemärkten gleichzeitig, wie beispielsweise dem FCR-Markt, dem aFRR-Markt (auch kurzfristig im aFRR-Energiemarkt bis 30 Minuten vor Erbringungszeitraum), und eben nicht nur auf der Intra-Day-Eröffnungsauktion. Dieser übergreifende Handel sowie die dynamische Fahrplangestaltung von Batteriespeichern werden vernachlässigt.
Gleichzeitig führen die Restriktion der Zyklenzahl zu Schwierigkeiten bei der Berechnung des anteiligen Werteverbrauchs, da Zyklen nicht zusätzlich absolviert, sondern lediglich verschoben werden. Nach einer durchgeführten Redispatch-Maßnahme kehrt der Speicher nicht in den Ausgangszustand vor der Maßnahme zurück, sondern passt den Fahrplan entsprechend den neuen Marktbedingungen und dem aktuellen State of Charge (SOC) an.
Auch die Bestimmung von Opportunitätskosten gestaltet sich erheblich komplexer als bisher im Rahmen des WEBER-Ansatzes1 angenommen. So werden beispielsweise ‚Kosten für Flexiblilitätseinbußen‘ auf unterschiedlichen Märkten zugleich und unter Anbetracht des rollierenden Verfahrens der Fahrplanbestimmung (siehe BK8-18-0007-A, Anlage 2: Weber Gutachten vom 11.08.2015) nicht abgebildet. Daher ist auch die Bestimmung von Opportunitätskosten durch Verlust von Flexibilität nicht vollumfänglich abgebildet.
Diese aufgeführten Schwachstellen des kostenbasierten Ansatzes können einige negativen Auswirkungen nach sich ziehen. So kann die Integration von Speichern ins Engpass-Management nach den bisherigen Vorgaben nicht das Potenzial für Kostensenkung für Netzbetreiber heben und damit zu einer Verringerung der von Konsumentinnen und Konsumenten gezahlten Netzentgelten führen. Die wachsenden Kosten von Redispatch-Maßnahmen stellen ein zunehmendes volkswirtschaftliches Problem dar. Im Jahr 2022 betrugen die Kosten 4,2 Mrd. Euro. Sie werden auf Stromverbraucher umgelegt.
Grundsätzlich besteht ein Problem des aktuellen kostenbasierten Verfahrens für Großbatteriespeicher: Der Konflikt aus lokal unterschiedlichen Netztopologien und einer einheitlicher Preiszone, gemeinsam mit den dynamischen Fahrplänen von Energiespeicheranlagen („Verschieber“ i.S.d. § 3 Nr. 15d EnWG, wie z.B. netzgekoppelte Batteriespeicher) auf unterschiedlichen Märkten macht die Bestimmung einer einheitlichen und stark vereinfachten Kostenstruktur unmöglich und eröffnet Potentiale für strategisches Bietverhalten.
Die Einbindung am Markt betriebener Energiespeicheranlagen als Zusatzkomponente in das bestehende Engpassmanagement muss daher so gestaltet werden, dass die im aktuellen, kostenbasierten Verfahren bestehende Potentiale für strategisches Verhalten eliminiert und gleichzeitig Anreize für ein marktgetriebenes engpasslinderndes Verhalten geschaffen werden. Hierzu muss das kostenbasierte Redispatchverfahren für Energiespeicheranlagen durch ein preisbasiertes Verfahren ersetzt werden. Soweit in einem preisbasierten Verfahren ein strategisches, engpassverschärfendes Verhalten ausgeschlossen werden kann, ist ein solches Verfahren im Übrigen gem. § 14c EnWG zumindest in den Verteilernetzen gesetzlich bereits vorgeschrieben und sollte auch in den Übertragungsnetzen angewendet werden.
Daher bringen wir folgende Konzepte für die bedarfsgerechte Preisbildung im Redispatch ein:
- Vorschlag 1 – statische Preisbildung: bilaterale Vereinbarung von Preisen und Mengen mit lokalem Netzbetreiber, z.B. im Zuge der Vereinbarung des Netzanschlussvertrags
- Vorschlag 2 – dynamische Preisbildung und Fahrplan-Gestaltung unter Berücksichtigung der lokalen Netztopologie: Einbindung von Flexibilitäten in das bestehende Redispatch-Verfahren bei gleichzeitigem Anreiz zu Engpass-orientierter Fahrplangestaltung
Eine Möglichkeit mit eher geringer vertraglicher Komplexität aber mit erhöhter Komplexität in der prozessualen Abwicklung bei Speicherbetreiber und Netzbetreiber besteht darin, für jeden Speicherstandort und das prognostizierbare lokale Netzengpassgeschehen im Vorfeld einen Speicherfahrplan zu definieren, welcher engpasslindernd wirkt. Für diesen wird zum Zeitpunkt des Netzanschlussvertrages ein bestimmten Kontigent (nach Bedarf in positive sowie negative Redispatch-Richtung) an Volllaststunden vereinbart. Diese werden dem Speicherbetreiber entsprechend eines ebenfalls zu Beginn bestimmten Preises vergütet. Innerhalb der Vergütungsstruktur wird zwischen einer Abregelung oder der Aktivierung des Speichers unterschieden.
Operative Umsetzung des Verfahrens
Die Übermittlung von Redispatch-Vermögen und Preis der Maßnahmen findet über die gewohnte technische Schnittstelle RAIDA statt, die Teilnahme am Redispatch Maßnahmen erfolgt bei Abruf. Der Preis für die Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen wird durch den Speicher-Betreiber festgelegt wird. Es findet keine Bestimmung der Kostenbasis durch Dritte statt.
Senkung der Kosten für Engpass-Management für Netzbetreiber
Es ist zu erwarten, dass durch ein freiwilliges Verschieben der Lade- und Entladebewegungen, die Engpasslinderung aus Netzbetreiber-Sicht kostengünstiger bereitgestellt werden kann. Durch die stark eingeschränkte tägliche Zyklenzahl ist nahezu ausgeschlossen, dass der Speicher im Rahmen des Engpass-Managements zusätzliche Zyklen fährt. Daher ist die Preisbestimmung der Redispatch-Maßnahme für Speicherbetreiber auf Opportunitätskosten ausgerichtet. Eine zutreffende Bestimmung der Opportunität ist deutlich komplexer als in dem vereinfachten Ansatz von Weber (siehe BK8-18-0007-A, Anlage 2: Weber Gutachten vom 11.08.2015) vorgesehen. Die Verantwortung für ein zutreffende Näherung liegt allerdings auf Seiten des Speicherbetreibers.
Anreiz für netzdienliches Verhalten schaffen: Einbeziehung von lokalen Engpässen in ursprüngliche Energiespeicher-Fahrpläne
Um sicherzustellen, dass der Energiespeicher einen netzdienlichen, engpasslindernden Fahrplan vorsieht, verpflichtet er sich dazu ein bestimmtes Kontingent an Stunden im Jahr an Abregelungen bis auf null unvergütet durch den Netzbetreiber hinzunehmen. In jenen Zeiten, in denen der Speicher vom Netzbetreiber unvergütet zur Verhinderung einer Engpassverschärfung abgeregelt wird, muss gleichzeitig eine (spätere) preisbasierte Bereitstellung eines engpasslindernden Fahrplans ausgeschlossen werden.
Eine Abregelung (Verbot von Ein- bzw. Ausspeisung in jeweils netzschädlicher Richtung) stellt den Netzzustand ohne Speicher(-einsatz) her. Der Speicher hat so einen hohen intrinsischen Anreiz, von vorneherein keinen netzschädlichen Fahrplan zu stellen, um am preisbasierten Verfahren teilnehmen und dort Gewinne realisieren zu können. Die Anzahl an Stunden, in denen eine unvergütete Abregelung möglich ist, wird während des Anschluss-Verfahrens geregelt, wobei ein Rahmen durch die Bundesnetzagentur festgelegt werden kann.
Der Einsatz von Energiespeichern über eine dynamische Preisgestaltung in einem preisbasierten Vergütungsverfahren erwirkt dabei viele Vorteile:
→ Gezielte Auswahl eines Standortes für Speicher-Entwicklung in engpassbehaftete Stellen in unmittelbarer Umgebung zu Erneuerbaren-Energien-Anlagen (konform mit Vorgaben aus dem Netzentwicklungsplan 2037)
→ Minderung des Bedarfs und der Gesamtkosten für Engpass-Management durch Einsatz von Batteriespeichern
→ Kosteneffiziente Nutzung der vorhandenen Netzinfrastruktur
Um die Potenziale von Batteriespeichern im Engpassmanagement sinnvoll einzusetzen, sollte ihre Vergütung für Redispatch-Maßnahmen nicht auf Kostenberechnungen basieren, sondern durch ein preisbasiertes Verfahren erfolgen. Dies erfordert die Berücksichtigung lokaler Netztopologien im Netzanschlussverfahren zwischen Netz- und Speicherbetreibern. Die Netzbetreiber sind auf Speicheranlagen angewiesen und tragen die Verantwortung, die notwendigen 23,7 GW an Speicherkapazität bis 2037 im Energiesystem zu ermöglichen.
Für Projektierer und Betreiber von Batteriespeicheranlagen eröffnen sich durch die vorgeschlagenen Anpassungen der Regulatorik neue Geschäftsmodelle und Erlöspotentiale. Gleichzeitig können die Kosten fürs Engpassmanagement gesenkt und die Stromverbraucherinnen und -verbraucher somit entlastet werden. Die Gewährung von Netzanschlüssen an netzrelevanten Standorten erhöht darüber hinaus das Gesamtvolumen an Speichern, die ins Netz aufgenommen werden können. Dies schafft weiteren volkswirtschaftlichen Nutzen auch in engpassfreien Zeiten, durch eine Stabilisierung der Strommärkte und eine Senkung der Kosten in der Regelleistung und auch im Großhandelsmarkt. Eine Win-Win Situation! Entsprechend entschlossen sollte nun ein preisbasierter Mechanismus für den Einsatz von (Großbatterie-)Speichern im Engpassmanagement eingeführt werden.
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