Der britische Netzbetreiber National Energy System Operator (NESO) plant weitreichende Änderungen, um den sogenannten repetitiven Mehrfachhandel (Repetitive Re-Trading, RTT) im Stromnetz zu unterbinden. Dieses Phänomen, bei dem Energie aus Speichersystemen mehrfach verkauft wird, ohne tatsächlich ins Netz eingespeist zu werden, hat die Kosten für Verbraucher in den letzten Jahren erheblich steigen lassen.
Wichtige Erkenntnisse
- Repetitiver Mehrfachhandel (RTT) kostet britische Verbraucher jährlich Millionen.
- NESO schlägt neue Regeln vor, um diesen Handel zu stoppen.
- Batteriespeichersysteme (BESS) tragen zunehmend zum Problem bei.
- Option 3A sieht ein vollständiges Verbot des Herunterbietens von Speichern vor.
- Die Branche diskutiert über die besten Lösungsansätze und deren Auswirkungen.
Das Problem des repetitiven Mehrfachhandels
Der repetitive Mehrfachhandel entsteht, wenn Energiespeicheranlagen in Netzbereichen liegen, die bereits eine Überlastung aufweisen. Die Betreiber dieser Anlagen können Energie zum Verkauf anbieten, auch wenn bekannt ist, dass diese aufgrund von Netzengpässen nicht abgenommen werden kann. Der Netzbetreiber akzeptiert die Gebote, muss die Einspeisung der Energie dann aber wieder reduzieren.
Die Anlagenbetreiber erhalten dennoch eine Zahlung für ihr Angebot, während die Energie im Speicher verbleibt. Dieser Zyklus kann sich wiederholen, solange der Engpass besteht, was es den Betreibern ermöglicht, mehrfach für dieselbe, nicht eingespeiste Energie bezahlt zu werden. Dies führt zu „virtuellem Geldverdienen“, das die Netzkosten in die Höhe treibt.
Faktencheck: RTT-Kosten
NESO schätzte in einem Aufruf zur Stellungnahme, dass der repetitive Mehrfachhandel die Verbraucher jährlich um 136 Millionen Pfund kostet.
Ursprünglich betraf RTT hauptsächlich Langzeitspeicher wie Pumpspeicherkraftwerke. Mit dem rasanten Ausbau von Batteriespeichersystemen (BESS) hat sich das Problem jedoch auf diese Technologie ausgeweitet. Die Kosten, die durch Batterieanlagen verursacht werden, stiegen zwischen April 2024 und März 2026 von 0,09 Millionen Pfund auf 3,9 Millionen Pfund.
Wie Netzengpässe entstehen
Netzengpässe sind ein Kernproblem des RTT. Sie treten auf, wenn die Strommenge, die durch eine Leitung fließen soll, die physikalische Kapazität der Leitung überschreitet. Dies kann zu thermischen Problemen wie Überhitzung führen. Solche Engpässe sind im britischen Übertragungsnetz weit verbreitet und können von Stunden bis zu Tagen andauern.
Besonders betroffen sind:
- Stromflüsse von Nord nach Süd
- Exportbeschränkungen in Ostengland
- Importbeschränkungen in Südengland
- Regionen in Nordschottland mit vielen Windparks
Hintergrund: TCLC-Regeln
Unter den Regeln der Transmission Constraint Licence Condition (TCLC) darf der Gewinn aus diesen Geschäften nicht übermäßig sein und soll in etwa dem entsprechen, was ohne den Engpass erzielt worden wäre, zuzüglich eventueller Zusatzkosten. Kritiker sehen darin dennoch eine Art „kostenloses Geld“ für die Anlagenbetreiber.
Wenn ein Netzengpass vorliegt, reduziert NESO die Leistung der betroffenen Speicheranlagen, indem es die zuvor akzeptierten Gebote zurückzieht. Stattdessen werden Gebote im Balancing Mechanism akzeptiert, um die benötigte Leistung von anderen, nicht betroffenen Anlagen im System zu beziehen. Der Anlagenbetreiber hinter dem Engpass erhält trotz der Nicht-Einspeisung Geld, da das ursprüngliche Gebot akzeptiert wurde.
NESOs Lösungsansätze: Kurz- und Langfristig
NESO hat mehrere Optionen zur Bekämpfung von RTT vorgeschlagen. Kurzfristig konzentrieren sich die Überlegungen auf die Optionen 3A und 3AA, während Option 3C eine längerfristige Lösung darstellt.
Option 3A: Das vollständige Verbot
Option 3A ist der von NESO bevorzugte Vorschlag. Er sieht ein vollständiges Verbot vor, dass Speicheranlagen bei einem Engpass im Balancing Mechanism heruntergeboten werden. Dies würde bedeuten, dass die Batterie während eines Engpasses inaktiv bliebe und keine erneuerbare Energie speichern könnte.
„Option 3A wird als die schnellere Lösung angesehen, da sie lediglich eine Änderung der Balancing Principles Statement (BPS) erfordert“, so ein Sprecher von NESO.
Die Umsetzung könnte innerhalb von sechs Monaten nach einer Entscheidung erfolgen. Ein Nachteil ist jedoch, dass bei Engpässen, die oft bei überschüssiger erneuerbarer Energie auftreten, viel dieser Energie ungenutzt bliebe. Dies stößt in der Branche auf Widerstand.
Option 3AA: Laden erlaubt, Entladen verboten
Option 3AA hat viel Unterstützung aus der Industrie. Sie würde es Anlagen weiterhin erlauben, hinter einem Engpass Energie zu laden, wenn kein Großhandelsexport geplant ist. Das Entladen wäre jedoch verboten. NESO hält diese Option für schwieriger umzusetzen, da die Leitwarte sicherstellen müsste, dass nur Import-Gebote zu den richtigen Zeiten verfügbar sind.
Ein von NESO hervorgehobenes Problem bei Option 3AA ist die Möglichkeit, dass eine BESS-Anlage nach einer Gebotsannahme zum Laden wieder auf Export umgestellt werden könnte, ohne dass das Entladen eingeschränkt wird. Dies könnte zu wiederholtem Handel während eines Engpasses führen und diesen sogar verlängern.
Option 3C: Begrenzung auf einen Handelszyklus pro Tag
Langfristig betrachtet Option 3C eine Begrenzung der Speicheranlagen auf einen Mehrfachhandelszyklus pro Tag. Eine weitere langfristige Idee, Option 6C, konzentriert sich auf die Erstellung von Leitlinien für eine angemessene Anzahl von Tageszyklen für BESS-Anlagen, die am Energiehandel teilnehmen. NESO bevorzugt Option 3A gegenüber 3C/6C, da sie einfacher zu implementieren ist und weniger Echtzeitarbeit in der Leitwarte erfordert.
Zahlen zum Wachstum
- Die Anzahl der Batteriespeicher am Netz nimmt stetig zu.
- Auch die Menge an erneuerbaren Energiesystemen wächst signifikant.
- Dies verstärkt die Notwendigkeit, Netzengpässe effektiv zu managen.
Auswirkungen auf den Markt und die Zukunft
Die geplanten Änderungen von NESO sollen sicherstellen, dass der Wettbewerb auf dem Großhandelsstrommarkt und den Balancing Services-Märkten nicht verzerrt wird. NESO hat zugesichert, dass alle Änderungen an der BPS mit seinen Lizenzpflichten vereinbar sind und keine Ineffizienzen schaffen.
Die Umstellung von RTT ist nicht nur eine technische, sondern auch eine wirtschaftliche Herausforderung. Der Markt ist so konzipiert, dass Anlagenbetreiber ihre Speicher- und Entladepläne auf der Grundlage der nationalen Großhandelspreise optimieren. Hohe potenzielle Gewinne motivieren die Betreiber, Energie zur Freigabe zu planen, auch wenn Engpässe bestehen.
Die Diskussionen in der Branche sind intensiv, da die Entscheidungen weitreichende Konsequenzen für Investitionen in Energiespeicher und die Effizienz des gesamten Stromnetzes haben werden. Es bleibt abzuwarten, welche Lösung sich durchsetzen wird und wie schnell die Umsetzung erfolgen kann, um die Kosten für die Verbraucher zu senken und die Stabilität des Netzes zu gewährleisten.
