Die zunehmende Verbreitung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen und moderner Energiemanagementsysteme eröffnet zusammen mit dem Smart Meter-Rollout neue Möglichkeiten: Durch dynamische Preise, die sich auf den Strommarkt (dynamische Stromtarife) und die Stromnetze (dynamische Netzentgelte) fokussieren, können gezielt Anreize geschaffen werden. Dynamische Preissignale ermöglichen es in ihrer Überlagerung gezielt sowohl markt- als auch netzdienliche Anreize für Verbraucher und Erzeuger zu schaffen. So können sowohl Flexibilität und die Integration von erneuerbaren Energien angereizt werden, wodurch die Preise für erneuerbaren Strom auf dem Strommarkt stabilisiert werden, als auch Netzengpässe reduziert oder vermieden werden, was die Kosten für den Netzausbau und Redispatch verringert. Während dynamische Strompreissignale durch die Strombörsen in höheren Netzebenen bereits weit verbreitet sind und durch dynamische Stromtarife auch zunehmend Anwendung in Privathaushalten finden, sind Netzentgelte noch weitestgehend statisch ausgestaltet.
Ein erster Vorstoß in Richtung einer Dynamisierung stellt der im Jahr 2024 novellierte § 14a EnWG dar, der ein optionales zeitvariables Netzentgelt auf der Niederspannungsnetzebene für Haushalte mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen vorsieht. Im Rahmen der aktuell laufenden Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) geht die Bundesnetzagentur noch einen Schritt weiter: dynamische Netzentgelte sollen als zentraler Baustein die Anreizfunktion zur netzdienlichen Netznutzung setzen und damit zur Reduzierung von Redispatch- und Netzausbaukosten beitragen.
Elias Schiafone
Experte Innovationen & Regulatorik
Vor diesem Hintergrund zielt das Pilotprojekt darauf ab, die Reaktion steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) auf kombinierte dynamische Preisanreize aus Börsenstrompreisen und dynamischen Netzentgelten zu untersuchen. Dabei soll empirisch untersucht werden, wie die Übermittlung der Preise über die iMSys-Infrastrukturt realisiert werden kann, wie sich Lasten im Netz verschieben, welche netzdienlichen Effekte entstehen und wie sich diese auf aktuell bestehende und neu entstehende Geschäftsmodelle zur Flexibilisierung auswirken. Damit liefert das Projekt wichtige Grundlagen für aktuelle regulatorische Prozesse, die Nutzung der iMSys-Infrastruktur für Mehrwerte gegenüber den Verbrauchern wie auch dem Energiesystem und für neue Geschäftsmodelle, die auf Flexibilität, automatisierte Steuerungslösungen und präzise Preissignale aufbauen.
Pilotablauf
Zu Beginn des Projekts wird untersucht, wie Verbraucher auf unterschiedliche Strompreissignale reagieren und in welchem Umfang sie ihren Stromverbrauch zeitlich verlagern können. Grundlage hierfür sind umfangreiche Datenauswertungen realer Lastgänge, Marktpreise und Verbrauchsmuster von Haushalten mit steuerbaren Verbrauchsanlagen, zu denen beispielsweise Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Batteriespeicher und Home-Energy-Management-Systeme gehören. Das Ziel besteht darin, die tatsächliche Preiselastizität verschiedener Verbrauchergruppen mit unterschiedlicher Anlagenkombination zu ermitteln und zu verstehen, unter welchen Bedingungen Lastverschiebungen stattfinden. Darüber hinaus werden Counterfactual-Analysen durchgeführt, um abzuschätzen, wie sich die steuerbaren Verbrauchsanlagen ohne die jeweiligen Preissignale verhalten hätten. Die Ergebnisse schaffen eine empirische Basis für das gesamte Projekt und liefern wichtige Erkenntnisse darüber, welche Flexibilitätspotenziale in privaten Haushalten tatsächlich vorhanden sind und in welchem Umfang diese für die Entlastung von Stromnetzen genutzt werden können.
Projektpartner:
Assoziierte Partner:
Aufbauend auf Erkenntnissen zur verbrauchsseitigen Flexibilität wird eine Methodik entwickelt, mit der sich Netzengpässe in dynamische Preissignale übersetzen lassen. Das Ziel besteht darin, ein Netzentgeltmodell zu erstellen, das mögliche Netzengpässe der Stromnetze widerspiegelt und preisliche Anreize für netzdienliches Verhalten schafft. Zu diesem Zweck werden bestehende nationale und internationale Ansätze analysiert und mit den Anforderungen des deutschen Regulierungsrahmens abgeglichen. Das zu entwickelnde Modell berücksichtigt sowohl lokale Engpässe im Niederspannungsnetz als auch Wechselwirkungen mit den vorgelagerten Netzebenen.
Projektpartner:
Netzbetrieb:
In einem nächsten Schritt wird untersucht, welche Auswirkungen dynamische Netzentgelte auf das Verhalten von Verbrauchsanlagen sowie auf bestehende und zukünftige Flexibilitätsgeschäftsmodelle haben können. Dabei steht die Überlagerung verschiedener Preissignale im Mittelpunkt. Für Verbraucher spielen neben den Netzentgelten auch die Strommarktpreise eine Rolle, die sich über die Nutzung flexibler Tarife und weitere flexible Erlösmodelle von Aggregatoren ergeben. Mithilfe der Simulationsmodelle werden unterschiedliche Szenarien modelliert, um die Auswirkungen auf den Stromverbrauch, Lastverschiebungen, Netzengpässe und wirtschaftliche Anreize zu analysieren. Darüber hinaus wird untersucht, welche Auswirkungen die neuen Preissignale auf die Geschäftsmodelle von Aggregatoren, Energielieferanten und anderen Marktakteuren haben. Die Simulationen zeigen, wie sich dynamische Netzentgelte auf die Wirtschaftlichkeit von Flex-Geschäftsmodellen auswirken, welche neuen Marktchancen entstehen und wo Zielkonflikte auftreten können.
Projektpartner:
Um die Ergebnisse der Simulationsmodelle unter realistischen Bedingungen zu überprüfen, wird eine Sandbox-Erprobung aufgebaut. In dieser werden Netzbetreiber, Aggregatoren und weitere Marktakteure miteinander verbunden. Die Sandbox bildet reale Datenflüsse, Optimierungsprozesse und operative Abläufe nach. Dadurch ist eine deutlich praxisnähere Bewertung möglich als bei reinen Simulationen. Über die digitale Infrastruktur sollen dabei steuerbare Verbrauchsanlagen wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Batteriespeicher mit den Preisanreizen der dynamischen Netzentgelte angesteuert werden. Dynamische Netzentgelte werden in dieser Umgebung auf Basis tatsächlicher Netzdaten berechnet und von den beteiligten Marktakteuren in ihre Optimierungsprozesse integriert. So kann überprüft werden, ob die theoretisch erwarteten Effekte eintreten und wie robust die entwickelten Konzepte im praktischen Betrieb funktionieren. Die Sandbox dient somit als wichtige Brücke zwischen wissenschaftlicher Modellierung und realer Anwendung und liefert wertvolle Erkenntnisse zu technischen Schnittstellen, Datenanforderungen und organisatorischen Prozessen.
Projektpartner:
Im abschließenden Schritt werden die entwickelten Konzepte in einem realen Niederspannungsnetzgebiet praktisch erprobt. Dabei wird die vollständige Prozesskette dynamischer Netzentgelte umgesetzt: von der Prognose der Netzauslastung über die Berechnung der Preissignale bis hin zur Übertragung an intelligente Messsysteme und Home-Energy-Management-Systeme in den teilnehmenden Haushalten. Zu diesem Zweck wird der EEBUS-Anwendungsfall „Time of Use“ (ToU) über das intelligente Messsystem realisiert und im Home-Energy-Management-System implementiert. Die Haushalte erhalten reale dynamische Netzentgelte und reagieren darauf mit ihrem tatsächlichen Verbrauchsverhalten. Während der Testphase werden technische Abläufe, Nutzerreaktionen und Lastverschiebungen kontinuierlich erfasst. Zudem werden die Auswirkungen auf die Netzauslastung durch simulative Extrapolation auf verschiedene Netztopologien beobachtet. Neben der technischen Machbarkeit stehen dabei insbesondere die Wirksamkeit der Preissignale und die Übertragbarkeit des Ansatzes im Fokus. Die gewonnenen Erkenntnisse bilden die Grundlage für Empfehlungen zur zukünftigen Ausgestaltung und Einführung dynamischer Netzentgelte in Deutschland und liefern wichtige Impulse für regulatorische Weiterentwicklungen.
Projektpartner:
Umsetzungspartner:
Projektpartner des SET Pilot
