Der preis der netzverträglichkeit: welche erlösverluste verursachen rampenvorgaben für BESS?

Das spannungsfeld marktreaktion und netzstabilität

Eine Möglichkeit, um potenzielle Engpässe in den Griff zu bekommen, sind die sogenannten „Rampenvorgaben“. Hier gibt der Netzbetreiber vor, dass die Leistungsänderungen geglättet werden und damit nicht so abrupt erfolgen. So wird bei einer Rampenvorgabe von 25% die Ein- oder Ausspeiseleistung einer Viertelstunde von 100% auf 50 % reduziert und 25% auf die umliegenden 2 Zeitscheiben verteilt.

Doch wie beeinträchtigen diese netzseitigen Rampenrestriktionen die Erlöspotentiale von Großbatterien? Im Zentrum dieses Beitrags steht deshalb die Frage, wie stark netzseitige Rampenrestriktionen die Erlöspotenziale von Großbatterien beeinträchtigen. Betrachtet werden dabei bewusst nur die Energy-Only-Märkte, also Day-Ahead und Intraday. Systemdienstleistungen bleiben in der folgenden Analyse außen vor.

Gerade auf den Energy-Only-Märkten entsteht der Marktwert von Batterien aus ihrer Fähigkeit, schnell zwischen Laden, Entladen und Stillstand zu wechseln, um Preisunterschiede innerhalb und zwischen den Märkten zu monetarisieren. Dabei unterscheiden sich die Preisstrukturen von Day-Ahead und Intraday jedoch deutlich. Auf dem Day-Ahead-Markt dominieren meist breitere und zeitlich klarer abgegrenzte Preisfenster, die sich im typischen „Säbelzahn“-Muster widerspiegeln. Sie resultieren häufig aus antizipierbaren Fundamentalfaktoren wie Last, erneuerbarer Einspeisung oder der Verfügbarkeit thermischer Kraftwerke. Im kontinuierlichen Intraday-Handel treten dagegen deutlich häufiger kurzfristige und sprunghafte Preissignale auf, etwa infolge von Prognoseabweichungen, Wetterumschwüngen oder Kraftwerksausfällen. Diese Signale sind weniger vorhersehbar und oft auf wenige kurze Intervalle konzentriert.

Methodischer ansatz zur abbildung von rampenvorgaben

Zur ökonomischen Abschätzung netzseitiger Rampenvorgaben wurde ein bewusst vereinfachter Ex-post-Ansatz gewählt. Ziel ist es, den isolierten Effekt eingeschränkter Reaktionsgeschwindigkeit sichtbar zu machen.

Ausgangspunkt ist zunächst eine optimale Fahrweise ohne Restriktionen. In diesem ersten Schritt wird der Dispatch der Batterie allein auf Basis der Preissignale bestimmt, sodass Preisunterschiede bestmöglich monetarisiert werden. Im zweiten Schritt wird dieser frei optimierte Dispatch nachträglich geglättet, um die Wirkung einer Rampenrestriktion abzubilden. Eine ursprünglich auf eine einzelne Zeitscheibe konzentrierte Leistungsänderung kann dann nicht mehr vollständig in diesem Intervall umgesetzt werden, sondern wird auf benachbarte Zeitscheiben verteilt.

Die Erlöswirkung ergibt sich anschließend aus dem Vergleich beider Fahrweisen mit derselben Preiskurve. Während die uneingeschränkte Fahrweise die volle Leistung gezielt im Hochpreisintervall platzieren kann, wird bei der geglätteten Fahrweise ein Teil der Energiemenge in benachbarte Zeitscheiben mit potenziell niedrigerem Preisniveau verschoben. Der ökonomische Effekt der Rampenrestriktion besteht somit nicht in einer veränderten Preisstruktur, sondern in einer zeitlichen Verwässerung des Dispatches.

Dieser Ansatz bildet Rampenvorgaben nicht endogen in der Optimierung ab, sondern legt sie ex post auf einen zunächst unbeschränkten Optimal-Dispatch. Dadurch wird der Effekt eingeschränkter Reaktionsgeschwindigkeit besonders transparent. Gleichzeitig ist zu beachten, dass ein vollständig restriktionsbewusster Optimierer seine Fahrweise teilweise anpassen würde, sodass die realen Verluste tendenziell etwas geringer ausfallen könnten.

Deutliche Asymmetrie in den Marktsegmenten

Als Referenzfall dient eine stand-alone vermarktete 2h-BESS ohne Netzrestriktionen im Montel-Central-BESS-Szenario. In einer konservativen Betrachtung mit zwei Vollzyklen pro Tag ergeben sich durchschnittliche Erlöse von rund 180 TEUR pro installiertem MW pro Jahr über den modellierten Zeitraum hinweg. Von diesem Erlösmix entfallen im betrachteten Szenario etwa 8 bis 10 % auf den Day-Ahead-Handel und rund 60 bis 65 % auf den kontinuierlichen Intraday-Handel. Der verbleibende Anteil stammt aus Systemdienstleistungen, insbesondere aus den aFRR-Märkten.

Die im Folgenden betrachteten Rampenrestriktionen wirken sich jedoch ausschließlich auf die Energy-Only-Vermarktung, also auf Day-Ahead und Intraday aus. Modelliert wurden Rampenvorgaben von 25 %, 10 % und 5 %. Dabei zeigt sich eine deutliche Asymmetrie zwischen beiden Märkten: Während der Einfluss auf den Day-Ahead-Handel gering bleibt, reagiert der kontinuierliche Intraday-Handel sehr sensitiv auf die eingeschränkte Reaktionsgeschwindigkeit.

Bei einer 25%-Rampe sinken die Intraday-Erlöse im Mittel um rund 30 %, während die Erlöse im Day-Ahead-Handel nur um etwa 1,5 % zurückgehen. Auch bei geringeren Restriktionsgraden zeigt sich dasselbe Muster: Bei einer 10%-Rampe fallen die Intraday-Erlöse im Mittel um 12,1 %, bei einer 5%-Rampe um 6,0 %. Demgegenüber bleiben die Verluste im Day-Ahead-Handel mit 0,59 % beziehungsweise 0,28 % marginal.

Dieses Ergebnis ist ökonomisch plausibel. Auf dem Day-Ahead-Markt dominieren typischerweise breitere und länger anhaltende Preisfenster. Eine Batterie kann dort auch mit geglätteter Fahrweise noch einen erheblichen Teil ihres Marktwerts realisieren. Im Intraday-Handel hingegen entstehen viele Erlöschancen aus kurzen, punktuellen Preispeaks. Wird die Reaktionsgeschwindigkeit begrenzt, können diese Signale nicht mehr mit voller Leistung adressiert werden; der Dispatch wird zeitlich verwässert und der Marktwert sinkt entsprechend stärker.

Darüber hinaus nimmt der erlösdämpfende Effekt der Rampenrestriktionen im Zeitverlauf tendenziell zu. So steigt der Erlösverlust durch eine 25%-Rampe im Intraday-Handel von 21,25 % im Jahr 2027 auf 34,54 % im Jahr 2047. Das deutet darauf hin, dass sich die Wertschöpfung in einem zunehmend erneuerbaren und flexibilisierten Stromsystem stärker auf kurze Preisextreme konzentriert. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien, der fortschreitenden Elektrifizierung und zusätzlichen Flexibilitäten wie Wasserstoff gewinnen kurzfristige Marktchancen an Bedeutung. In einem solchen Marktumfeld steigt der ökonomische Wert schneller Reaktionsfähigkeit und damit auch der Wertverlust, wenn genau diese Fähigkeit durch Rampenvorgaben eingeschränkt wird.

Rampen schwächen den Business Case, kippen ihn aber nicht

Die vorliegende Analyse ist aufgrund des Ex-post-Ansatzes bewusst als Näherung zu verstehen. Ein Vermarkter, der Rampenrestriktionen bereits in der Optimierung berücksichtigt, würde seine Fahrweise anders wählen; die tatsächlichen Verluste dürften daher tendenziell etwas geringer ausfallen.

Dennoch lässt sich aus den Ergebnissen eine klare Erkenntnis ableiten: Netzseitige Rampenvorgaben wirken nicht gleichmäßig über die Vermarktungssegmente der Energy-Only-Märkte. Während die Effekte im Day-Ahead-Handel gering bleiben, können sie im kontinuierlichen Intraday-Handel erhebliche Erlöseinbußen verursachen.

Für die Gesamtvermarktung einer 2h-BESS bedeutet dies im betrachteten Fall einen Erlösrückgang von 21,67 %. Im Jahr 2027 sinken die Erlöse damit auf rund 156 TEUR pro installiertem MW. Das ist ein spürbarer Einschnitt, stellt den Business Case aber nicht grundsätzlich infrage. Sehr wohl verlängern sich jedoch die Amortisationszeiten und die Attraktivität Merchant getriebener Erlösmodelle nimmt ab. Sollten Rampenvorgaben in der Praxis eine breitere Anwendung finden, dürfte dies die Ausbaudynamik von BESS insbesondere in stark Intraday-getriebenen Vermarktungsstrategien dämpfen.

Um eine tiefe Analyse von Rampenrestriktionen und anderen Einschränkungen, sowie deren Implikation auf die Vermarktungserlöse anzufertigen nutzt das Montel einen impliziten Ansatz im FLEXINSIGHT-Tool. Hier sind tiefere Analysen, Sensitivitäten und Stresstests für den Business-Case Batterie möglich.