Aktuelle Meldungen
Seit Einführung von Redispatch 2.0 im Oktober 2021 sieht § 13a EnWG für Redispatch-Maßnahmen einen bilanziellen Ausgleich für den Bilanzkreisverantwortlichen vor. Aufgrund erheblicher Umsetzungsverzögerungen wurde jedoch eine auch heute noch praktizierte Übergangslösung eingeführt, nach der der Bilanzkreisverantwortliche faktisch die Bilanzkreisbewirtschaftung und damit Aufgaben des Netzbetreibers übernimmt. Die den Bilanzkreisverantwortlichen dabei entstehenden Prozess- und Overheadkosten bleiben bislang unkompensiert, während der ausgezahlte Mischpreis die energiewirtschaftlichen Beschaffungskosten abbilden soll.
Vor diesem Hintergrund wurde Consentec von fünf Direktvermarktern beauftragt, diese Overheadkosten zu analysieren und ein Konzept für eine angemessene Kompensation zu entwickeln. Die Studie ist hier veröffentlicht.
Im Zuge der Energiekrise 2022 und der damit gestiegenen Sensibilität für die Versorgungssicherheit hat die Schweiz beschlossen, ergänzend zu den bestehenden hydraulischen und thermischen Reserven eine verbrauchsseitige Stromreserve einzuführen. Im Sommer 2025 hat das Parlament die Einführung einer Verbrauchsreserve beschlossen, die zur Stärkung der nachfrageseitigen Flexibilität beitragen soll, indem insbesondere Großverbraucher sich gegen eine im Rahmen einer Ausschreibung ermittelte Vergütung dazu verpflichten, ihre Nachfrage zu senken, sobald die Day-Ahead-Börsenpreise einen bestimmten Schwellwert überschreiten. Vor diesem Hintergrund hat Consentec gemeinsam mit dem ZHAW Center for Energy and Environment eine Studie zur detaillierten und umsetzungsreifen Ausgestaltung der Schweizer Stromverbrauchsreserve erstellt.
Im Juli 2024 wurden die letzten Modellierungsergebnisse der Langfristszenarien des BMWE veröffentlicht. Consentec arbeitet mit Fraunhofer ISI, ifeu und der TU Berlin am Folgeprojekt, dessen erste Szenarien voraussichtlich im Q2/2026 erscheinen. In den vergangenen Monaten wurde eine „Werkstattphase“ durchgeführt, deren Ergebnisse nun als Foliensätze zu verschiedenen Vorabanalysen vorliegen.
Die Analysen greifen Fragen aus der Fachöffentlichkeit an die Langfristszenarien auf, darunter: Wann können CCS-Kraftwerke Teil eines kostenoptimalen Systems sein? Wie wirken sich Schnellladepunkte für E-LKW auf die Stromnetze aus? Welche Rolle spielen saisonale Wärmespeicher? Diese und weitere Ergebnisse finden sich hier.
Gemeinsam mit BET, Fraunhofer IEG und IKEM haben wir für das BMWE Weiterentwicklungsoptionen für die Systementwicklungsstrategie (SES) erarbeitet. Grundlage war unter anderem eine Evaluation des ersten SES-Durchlaufs auf Basis von Interviews mit Expert:innen der beteiligten Strom- und Gasnetzbetreiber sowie der Bundesnetzagentur. Die Analyse zeigt insbesondere Potenzial für eine klarere Definition der Schnittstelle zwischen der SES und den nachgelagerten NEP-Prozessen: Wie verbindlich sind die Ankerpunkte der SES? Und wie sollte die Netzentwicklungsplanung mit den, unter anderem im SES-Prozess identifizierten, Unsicherheiten umgehen? Auch an der Schnittstelle zwischen Transport- und Verteilnetzebene kann die SES Mehrwert schaffen, etwa in einer zukünftigen Rolle als „Datendrehscheibe“ für eine konsistente Infrastrukturplanung. Diese und weitere Empfehlungen finden sich im veröffentlichten Studienbericht.
Wie sichern wir in Europa eine verlässliche und bezahlbare Stromversorgung? Im neuen Policy Brief zeigt unser Geschäftsführer Christoph Maurer gemeinsam mit Co-Autor:innen: Nationale Kapazitätsmechanismen brauchen deutlich mehr regionale Abstimmung. Nur so lassen sich Versorgungssicherheit erhöhen, Kosten senken und der europäische Strommarkt stärken. Der Beitrag wurde hier veröffentlicht.