Frankreich hat weitreichende Änderungen an seinen Netztarifen für Batteriespeicherprojekte beschlossen. Ab August 2026 können Betreiber von Speichern von einem neuen Einspeise- und Entnahmetarif profitieren, der Anreize für eine netzdienliche Nutzung schafft. Diese Reform soll Batteriespeicher dazu ermutigen, das Stromnetz zu Spitzenzeiten zu entlasten und die lokale Netzstabilität zu verbessern.
Wichtige Punkte
- Neue Netztarife für Batteriespeicher ab August 2026.
- Einführung eines 'Einspeise-Entnahme'-Tarifs belohnt netzdienliches Verhalten.
- Ziel ist die Reduzierung lokaler Netzspitzen bei Einspeisung und Entnahme.
- Bis zu 40% geringere Netzentgelte und 1-2 Prozentpunkte höhere interne Rendite möglich.
- Ähnliche Reformen gab es bereits in Deutschland und den Niederlanden.
Ein Anreizsystem für die Netzstabilität
Die französische Energieregulierungsbehörde Commission de Regulation de l’Energie (CRE) hat die TURPE 7-Reformen im vergangenen Monat genehmigt. Sie markieren einen Paradigmenwechsel in der Behandlung von Energiespeichern im französischen Stromnetz. Anstatt fixer Kosten sollen variable Belohnungen für Flexibilität eingeführt werden.
Ab August 2026 können Batteriespeicherprojekte einen speziellen 'Einspeise-Entnahme'-Tarif wählen. Dieser Tarif vergütet die Speicher für ihre Unterstützung des Netzes zu kritischen Zeiten. Das Hauptziel ist, die Energieflüsse so zu steuern, dass lokale Netzspitzen sowohl bei der Stromeinspeisung als auch bei der Stromentnahme reduziert werden.
Spezifische Zonen und Nutzungszeiten
Das Land wurde in rund 3.000 Netzzonen unterteilt, die entweder als 'Entnahme'- (soutirage) oder 'Einspeise'-Zonen (injection solaire) klassifiziert sind. In den Entnahmezionen werden Batterien dafür bezahlt, während der Winterspitzen (zwischen 8:00 und 12:00 Uhr sowie 17:00 und 21:00 Uhr) Strom abzugeben. In den Einspeisezionen hingegen erhalten sie eine Vergütung dafür, mittags im Sommer Strom aufzunehmen.
„Die Netzkosten entwickeln sich von einer festen Strafe zu einer variablen Belohnung, die an Flexibilität gekoppelt ist. So sollte sich Regulierung entwickeln: einfach, messbar, physikalisch ausgerichtet. Frankreich hat Europa gerade einen Bauplan dafür geliefert, wie man Flexibilität attraktiv macht“, erklärte Alexandre Cleret, COO von Decade Energy.
Fakten zu den Zonen
- HTB-Ebene: 396 Einspeise- und 1.588 Entnahmezionen.
- HTA-Ebene: 320 Einspeise- und 1.121 Entnahmezionen.
- Rund ein Drittel der Zonen in jeder Kategorie ist nicht für die Tarifreform geeignet.
Technische Details und Anwendungsbereiche
Die neuen Tarife stehen Energiespeicherprojekten zur Verfügung, die auf den Spannungsebenen HTA, HTB 1 und HTB 2 an das Netz angeschlossen sind. Diese umfassen verschiedene Bereiche der Energieverteilung und -übertragung:
- HTA: Mittelspannungsverteilung, etwa 20 kV.
- HTB 1: Unterübertragungsebene, 63/90 kV.
- HTB 2: Regionale Übertragungsebene, 150/225 kV.
Diese Spezifikationen stellen sicher, dass eine breite Palette von Speicherprojekten von den neuen Anreizen profitieren kann, von lokalen Verteilernetzen bis hin zu regionalen Übertragungsnetzen.
Hintergrund: Ähnliche Reformen in Europa
Frankreich folgt mit dieser Reform einem Trend in anderen europäischen Ländern. Deutschland hatte im November 2023 eine temporäre Befreiung von Netzentgelten für Energiespeicher bis August 2029 verlängert. Die Niederlande führten im vergangenen Jahr flexible Netzentgelte und Anschlusszeiten für Speicher ein. Diese Schritte zeigen ein wachsendes Bewusstsein für die Bedeutung von Energiespeichern für die Netzstabilität und die Energiewende in Europa.
Wirtschaftliche Vorteile und Marktfeedback
Analysen von Clean Horizon und Aurora Energy Research zeigen, dass Anlagen, die ihre Betriebszeiten an diese neuen Fenster anpassen, ihre Netzentgelte um bis zu 40 Prozent senken und ihre interne Rendite (IRR) um 1 bis 2 Prozentpunkte verbessern könnten. Dies stellt einen erheblichen wirtschaftlichen Anreiz für Investitionen in Batteriespeicher dar.
Trotz der positiven Einschätzung gibt es auch kritische Stimmen aus der Industrie. Einige Branchenvertreter äußerten Bedenken, dass die Reform der Marktrealität hinterherhinken könnte, beispielsweise wenn sich das Einspeise-Entnahme-Gleichgewicht einer Zone ändert. Andere merkten an, dass eine solche Änderung nicht notwendig wäre, wenn Frankreich ein knotenbasiertes Strommarktsystem hätte, ähnlich dem in Kalifornien oder Texas.
Es wurden auch Bedenken hinsichtlich der intergenerationellen Gerechtigkeit geäußert. Ältere Energieprojekte profitierten oft von Pauschaltarifen und öffentlicher Finanzierung, während neue Marktteilnehmer nun variablen Kosten gegenüberstehen, um sich an ein System anzuschließen, das nicht von Grund auf auf Flexibilität ausgelegt ist.
Ausblick für große Speicherprojekte
Frankreichs größtes Batteriespeichersystem (BESS) mit einer Kapazität von 100 MW/200 MWh wurde erst Anfang August von Harmony Energy in Betrieb genommen. Dieses Projekt könnte von den TURPE 7-Reformen profitieren, wenn es sich in einer der förderfähigen Zonen befindet. Es ist an die HTB 1-Unterübertragungsebene über einen 63-kV-Anschluss angebunden, was es potenziell für die neuen Tarife qualifiziert.
Die Einführung dieser neuen Netztarife ist ein wichtiger Schritt für Frankreich, um die Integration erneuerbarer Energien zu fördern und die Stabilität seines Stromnetzes zu gewährleisten. Die kommenden Jahre werden zeigen, wie effektiv diese Maßnahmen tatsächlich sind und inwieweit sie die Investitionen in Energiespeicher ankurbeln können.
