Projektreferenzen

Wir sind stolz auf die mehr als 130 Projekte, die wir seit 2014 abgeschlossen haben. Sie reichen von großen BMWE-Vorhaben mit vielen Partnern und Millionen-Budget bis zu kurzfristigen Beratungsprojekten, die in wenigen Wochen abgeschlossen sind. Dies sind unsere kürzlich veröffentlichten Studien und alle Projektreferenzen:

Aktuelle Studien

Marginal Pricing
Eurelectric · 2026

Regulierung von Großbatterien
ECO STOR · 2026

Regionale Großhandelspreise
Enercity · 2026

Bewirtschaftungsentgelt
BFE · 2025

Dynamischer Stromtarif
Naturstrom · 2025

Netzwirkung von Batterien
Multi-Client · 2026

Laufend

Vergütung bei negativen Preisen (EZK). Das niederländische Wirtschaftsministerium EZK sucht einen Fördermechanismus, der Erneuerbare gegen zunehmend häufige negative Preisphasen absichert. Wir vergleichen zwei Optionen – separate Kapazitätszahlung und angepasste Energiezahlung – und empfehlen Letztere. Zudem bewerten wir Vergütungshöhe, Intraday-Behandlung und Finanzierungswirkung.

Pilot dynamische Netzentgelte (dena). Im Pilotprojekt entwickeln wir mit FfE und UnternehmerTUM eine datenbasierte Systematik, die Netzengpässe in gezielte Preissignale übersetzt. Wir analysieren Last- und Preisdaten, untersuchen die Wirkung der Preissignale auf den Verbrauch, bewerten Folgen für Flexibilitätsgeschäftsmodelle und erproben Laststeuerung über SMGW im Feldtest. Website.

Netzdienliche Speicher (Multi-Client). Deutschland plant dynamische Netzentgelte für Batteriespeicher ab Anfang der 2030er. Für Enspired, E.ON, EWE und Green Flexibility entwickelt Neon im Unterauftrag von UnternehmerTUM die Methodik, die lokale Engpässe in zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale übersetzt, und testet Berechnungsansätze und Aggregationsebenen an realen Daten.

Dynamische Netzentgelte (EWE). Deutschland reformiert seine Netzentgelte. Flexible Anlagen optimieren zunehmend auf Spotpreise; Synchronisationseffekte erzeugen neue Lastspitzen in spannungskritischen Netzen. Für den Netzbetreiber EWE NETZ untersucht Neon, welche dieser Probleme zeitvariable oder dynamische Entgelte lösen können, und simuliert deren Wirkung auf Last, Erlöse und Kosten.

EE-Fördersystem (BMWE). Deutschland stellt die EE-Förderung auf Differenzverträge (CfD) um, was eine Weiterentwicklung des Förderrahmens erfordert. Mit unseren Partnern Guidehouse, Consentec und Fraunhofer ISI beraten wir das Ministerium konzeptionell zu Themen wie produktionsunabhängiger Förderung und dem Umgang mit negativen Preisen und schätzen die künftigen Förderkosten ab.

Stromabkommen Schweiz–EU (Swissgrid). Die Schweiz und die EU haben ein Abkommen zur tieferen Integration ihrer Strommärkte ausgearbeitet. In dieser von Consentec geleiteten Studie bewerten wir die Folgen für Systemsicherheit, Markteffizienz und Regulierung und geben Swissgrid eine faktenbasierte Grundlage für die Debatte. Im Zentrum steht die Integration der Regelenergiemärkte.

Netzentgelte-Reform (Creos). Luxemburgs Stromsystem wandelt sich rasant und erfordert bis 2027 eine Reform der Netzentgelte für Mittel- und Hochspannungskunden. Beteiligt sind der Netzbetreiber Creos, Verteilnetzbetreiber, Regulierer und Regierung. Neon strukturiert die Reform, bindet Stakeholder ein, bewertet Entgeltoptionen und zieht Lehren aus anderen Ländern.

Lokale Signale (BMWE). Lokale Signale sind zentral, um die wachsende Zahl flexibler Verbraucher effizient zu integrieren und den Netzausbau zu begrenzen. Sie können aus räumlich differenzierten Großhandelsmärkten, Netzentgelten oder Investitionsinstrumenten wie EEG und Kapazitätsmarkt kommen. Für die Bundesregierung entwickeln und bewerten wir solche Instrumente mit Consentec.

EEG-Erfahrungsbericht Solar (BMWE). Unter Leitung des ZSW und mit Bosch & Partner erstellen wir die aktuelle Ausgabe des regelmäßigen Erfahrungsberichts der Bundesregierung zur Solarenergie und bewerten dabei die Wirkung dynamischer Stromtarife und dynamischer Netzentgelte auf kleine PV-Anlagen. Dynamische Tarife bestimmen den finanziellen Wert des Solarstroms für Prosumer.

Stromstrategie (BMWE). Der Umbau des Stromsystems zur Klimaneutralität erfordert eine kohärente Gesamtstrategie. Das Bundeswirtschaftsministerium beauftragte uns mit der fachlich-konzeptionellen Unterstützung bei Entwicklung und Umsetzung dieser Strategie – einschließlich Energiesystemfragen und des übergreifenden Instrumentenmixes.

Stromnetzplanung (BMWE). Geplante Netzinvestitionen von rund 600 Mrd. Euro rücken die Netzfinanzierung weit nach oben auf der Agenda. Dieses große, von Consentec geleitete Projekt mit r2b, BET und DIgSILENT unterstützt die Bundesregierung bei der Netzausbauplanung; wir beraten zu Netzfinanzierung, grenzüberschreitender Kostenteilung (CBCA) und Netzentgeltreformen.

Nachfrageflexibilität (BMWE). Alle befürworten nachfrageseitige Flexibilität, doch sie kommt kaum in Gang. Ein zentraler Grund sind regulatorische Hürden – von fehlenden Smart Metern bis zu Leistungspreisen in den Netzentgelten. Mit Fraunhofer IEG, Prof. Alexander Sauer, En2Flex und AssmannPeiffer unterstützen wir das Ministerium und bereiten eine Flexibilitäts-Agenda vor.

EU-Strommarktdesign (BMWE). Europäische Gesetzgebung prägt die Strommärkte, und weitere Änderungen stehen an. Dieses von Consentec geleitete Projekt unterstützt das Bundeswirtschaftsministerium in kommenden EU-Verhandlungen zum Strommarkt – von Förderregimen über Netzentgelte bis zu Kapazitätsmechanismen. Ziel sind die Eckpfeiler eines dekarbonisierten EU-Strommarkts.

2026

Trafokosten (Thyssenkrupp). Die EU schützt heimische Hersteller von Transformatorenstahl durch Antidumpingzölle. Aktuell werden angesichts steigender Importe weitere Handelsmaßnahmen diskutiert. Für den Stahlhersteller Thyssenkrupp quantifizierten wir, wie steigende Stahlkosten für Transformatorkerne auf Netzkosten und -entgelte europäischer Stromverbraucher durchschlagen würden.

Netzwirkung von BESS (Investor). Sehr große Batteriespeicher werden direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen; ihre Wirkung auf Engpässe und Systembetrieb prägt die Anschlussbedingungen. Für einen Speicherinvestor simulieren wir die Netzwirkung eines sehr großen, ÜNB-angebundenen Stand-alone-BESS-Projekts.

Subventionen für Co-located BESS (MECO). Das luxemburgische Wirtschaftsministerium MECO erwägt eine Förderung von Großbatterien, die sich einen Netzanschluss mit PV-Anlagen teilen. Auf Basis unseres BESS-Optimierungsmodells quantifizierten wir die BESS-Erlöse über eine breite Spanne von Parametern und Szenarien und bewerteten Förderoptionen – samt Rechenmodell und interaktivem Dashboard.

Solarbonus (Grüne Fraktion). Ein neuartiger Vorschlag sieht vor, deutschen Haushalten ein Stromkontingent kostenfrei bereitzustellen. Für die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen bewerteten wir die Ausgestaltung des Vorschlags und seine ökonomischen Wirkungen.

Erzeugernetzentgelte Offshore-Wind (BWO). Die Bundesnetzagentur will Stromerzeuger ab 2029 an den Netzkosten beteiligen – zur Verbraucherentlastung und als Anreiz für Netzdienlichkeit. Für den Offshore-Windverband BWO zeigen wir: Da der Staat Standorte, Anschlüsse und Kapazität vorgibt, entfaltet das Entgelt keine Lenkungswirkung, erhöht aber die CfD-Gebote – zulasten des Bundeshaushalts.

Industrienetzentgelte (Aurubis). Aufbauend auf Modell C der Bundesnetzagentur entwickeln wir einen Vorschlag zur Reform der Netzentgeltrabatte für die Industrie. Wir identifizieren die Bedarfe der Netzbetreiber, analysieren die flexibilisierbaren Prozesse des Kupferherstellers Aurubis und konkretisieren Parameter wie Vorlaufzeiten und Eingriffshäufigkeit.

BESS-Netzentgelte & FCAs (Projektentwickler). Deutsche Netzbetreiber schränken den Einsatz von Batterien über flexible Netzanschlussvereinbarungen ein. Für einen Batterieprojektentwickler analysierten wir die projektspezifischen ökonomischen Auswirkungen von Regelleistungslimits, verbindlichen Fahrplänen, Rampenlimits und Netzentgelten.

BESS-Netzentgelte & FCAs (Projektentwickler). Netzbetreiber in Deutschland nutzen zunehmend flexible Netzanschlussvereinbarungen, um die Netzwirkung von Batteriespeichern zu steuern. Für einen weiteren Batterieentwickler bewerteten wir die projektspezifischen finanziellen Effekte von Netzentgelten und Anschlussrestriktionen.

Flexibilität (Industrieunternehmen). Für ein Industrieunternehmen bewerteten wir das Potenzial zur Vermarktung seiner Flexibilität mit Schwerpunkt Regelleistung. Wir analysierten die technischen und regulatorischen Voraussetzungen, führten einen Workshop zu Regelenergie und Präqualifikation durch und identifizierten konkrete Vermarktungsoptionen.

Biomethan (Projektentwickler). Mit dem Auslaufen der 20-jährigen EEG-Förderung brauchen Biogasanlagen neue Wege in das sich wandelnde Energiesystem. Für einen Biogas-Projektentwickler bewerteten wir den Mehrwert einer Umrüstung von Grundlastanlagen zu Biomethan-Peakern über komprimiertes Biogas und Einspeise-Hubs – für Strom- und Wärmemarkt, Netz, gesicherte Leistung und Flexibilität.

Netzwirkung von BESS (Batterieentwickler). Batterieentwickler stehen in Netzanschlussverhandlungen oft vor Unsicherheit über Eingriffe und Restriktionen, die flexible Anschlussvereinbarungen für die Erlöse bedeuten können. Um einen konstruktiveren Dialog mit Netzbetreibern zu unterstützen, bewerten wir die erwartete Netzwirkung eines BESS im 110-kV-Netz in Brandenburg.

Marginal Pricing (Eurelectric). Die Debatte um Grenzpreisbildung und „Merit Order“ ist erneut aufgeflammt; vorgeschlagene Markteingriffe ähneln dem „Iberischen Mechanismus“. Für den Branchenverband Eurelectric erstellten wir eine Kurzstudie, die Preisunterschiede zu anderen Märkten einordnet, die Grenzpreisbildung erläutert und mit zentralen Merit-Order-Missverständnissen aufräumt. Studie.

Strommarktdesign Österreich (Multi-Client). Der schnelle Umbau des Stromsystems wirft laufend neue Fragen des Marktdesigns auf. Für österreichische Verbände der Erneuerbaren-Branche führten wir Workshops zu aktuellen Themen des Strommarktdesigns durch, etwa zu Systemdienlichkeit und Kapazitätsmärkten. 2025–26.

Regulierung von Großbatterien (ECO STOR). Die Optimierung von Batterien wird zunehmend durch flexible Netzanschlussverträge und Netzentgelte eingeschränkt. Für den Batterieentwickler ECO STOR entwickeln wir ein kohärentes Set aus Anreizen, Regeln und Restriktionen für Großbatterien, das negative Netzwirkungen minimiert und ihren Wert für Regelenergie- und Großhandelsmärkte erhält. Studie.

DataFlex (ÜNB). Deutschland managt Netzengpässe über verpflichtenden, kostenbasierten Redispatch; die Integration flexibler Verbraucher scheitert an der fairen Vergütung. Marktbasierter Redispatch ist eine Alternative, lädt aber zu Baseline-Manipulation und Inc-Dec-Gaming ein. Mit Consentec unterstützen wir zwei deutsche ÜNB bei Auktions- und Vergütungsregeln und der Pilotvorbereitung. 2025–26.

Netzwirkung von Wärmebatterien (Industrieunternehmen). Wärmebatterien wandeln variablen EE-Strom in konstante Prozesswärme um, doch Netzentgelte begünstigen Grundlastprofile und erschweren flexiblen Betrieb. Wir unterstützten einen Wärmebatterieanbieter in der Konsultation zur deutschen Netzentgeltreform und zeigten: Flexible Nachfrage bietet Netz- und Kostenvorteile gegenüber Grundlast. 2025–26.

EE-Netz-Synchronisierung (dena). Der schnelle Erneuerbaren-Ausbau treibt die Netzkosten in Deutschland. Für die Deutsche Energie-Agentur dena entwerfen und bewerten wir mit Consentec Politikinstrumente, die diese Kosten internalisieren und Erneuerbaren- und Netzausbau synchronisieren – für netzdienliche Investitions- und Einsatzentscheidungen, ohne die Energiewende zu bremsen. 2025–26.

EE-Förderung (BMWE). Deutschland muss sein Fördersystem bis Januar 2027 reformieren; ein besonderes Anliegen sind unverzerrte Einsatzanreize für Wind- und Solarenergie. Gemeinsam mit unseren Partnern Guidehouse, Consentec, Fraunhofer ISI und Becker Büttner Held bewerten wir für das Ministerium verschiedene Reformvorschläge. Zu den Optionen zählen zweiseitige Differenzverträge. 2024–26.

Kapazitätsmarkt (BMWE). Nach der politischen Grundsatzentscheidung für einen Kapazitätsmarkt entwickelt dieses mehrjährige Projekt einen solchen Markt für das Bundeswirtschaftsministerium. Untersucht werden Optionen von der Hedging-Pflicht bis zum zentralen Kapazitätsmarkt. Consentec koordiniert das Gesamtvorhaben mit r2b und Öko-Institut; wir leiten die Arbeiten zur Hedging-Pflicht. 2024–26.

2025

Congestion Management Review (ENTSO-E). Mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie, Batterien und Elektrifizierung werden Netzengpässe für viele ÜNB zur wachsenden Herausforderung. Der ENTSO-E-Bericht fasst Lösungen für Engpassmanagement und Systembetrieb umfassend zusammen und bewertet sie. Wir prüften und diskutierten die Studie mit ÜNB-Vertretern aus 20 europäischen Ländern.

EV-Flexibilität (Industrieunternehmen). Im Auftrag eines deutschen Automobilherstellers untersuchten wir strukturelle Barrieren der Flexibilitätsvermarktung und die Rolle der OEMs im Flexibilitäts-Ökosystem. Wir zeigten, dass Lücken der digitalen Infrastruktur, unklare Zuständigkeiten und schwache Anreize für Netzbetreiber die Flexibilität von E-Autos verhindern – ein strategischer Kompass.

Strombeschaffungskosten (Industrieunternehmen). Großhandelspreise, Förderungen und Netzentgelte sind entscheidend für Elektrifizierungsinvestitionen in energieintensiven Branchen. Für einen großen europäischen Stromverbraucher lieferten wir technische und regulatorische Expertise für eine geplante Milliardeninvestition.

Regionale Großhandelspreise (Enercity). Kaum eine energiepolitische Frage wird so heftig diskutiert wie die Teilung der deutschen Gebotszone: Der Großhandelsmarkt ist blind für Netzengpässe – mit ineffizientem Dispatch, teurem Redispatch und verzerrtem Außenhandel. Für den Versorger Enercity erstellten wir eine Studie zu Vor- und Nachteilen einheitlicher, zonaler und nodaler Preise. Studie.

Smart Charging & V2G (Enercity). Für den Energieversorger Enercity bewerteten wir dezentrale Flexibilität mit Fokus auf intelligentem und bidirektionalem Laden. Wir analysierten, wie Markt- und Netzsignale die Flexibilitätsnutzung prägen, und bewerteten Ladestrategien für Fahrzeugflotten – als klare Grundlage für Strategie und Kommunikation.

Bewirtschaftungsentgelt (BFE). Die Umstellung der Schweiz auf ein Ein-Preis-Ausgleichsenergiesystem 2026 erfordert eine neue Methodik für das Bewirtschaftungsentgelt für Erneuerbare. Für das Bundesamt für Energie analysierten wir die bestehende Regelung und entwickelten eine transparente Formel, die die Ausgleichsenergiekosten im neuen Marktdesign abbildet. Studie.

Dynamischer Stromtarif (Naturstrom). Deutsche Versorger mit über 200.000 Kunden müssen einen dynamischen Stromtarif anbieten, doch nur wenige Haushalte nutzen ihn. Für Naturstrom, einen der zehn größten deutschen Versorger, analysierten wir, welche Haushaltstypen profitieren, und quantifizierten das Potenzial zur Erschließung von Haushaltsflexibilität. Studie.

Regelenergieauktionen (ElCom). Seit Einführung des PICASSO-kompatiblen Gebotsverfahrens verzeichnet die Schweiz stark steigende Regelenergiepreise. Für die Schweizer Regulierungsbehörde ElCom analysierten wir mit Takon und ZEW die Ursachen, bewerteten das bestehende Marktdesign und entwickelten konkrete Vorschläge zur Verbesserung des Schweizer Regelenergiemarkts.

Netzwirkung von Batterien (Multi-Client). Der Ausbau von Großbatterien in Deutschland stößt auf Widerstand, getrieben von Sorgen um ihre Netzwirkung. Für ein Konsortium aus fünf Batterieentwicklern zeigten wir mit Consentec die Wohlfahrtsvorteile von Batterien für das Stromsystem auf und entwickelten Leitlinien für Instrumente, die ihre Netzwirkung verbessern. Studie.

Flexibilitäts-Roadmap (Energieversorger). Mit E-Autos und Batterien werden Stromverbraucher deutlich flexibler; Lastverschiebung ist heute weniger eine Frage der Technik als der richtigen Anreize – mit großen Folgen für das Geschäftsmodell von Versorgern. Wir unterstützen einen führenden europäischen Versorger bei einer umfassenden Flexibilitäts-Roadmap.

Preisspitzen (50Hertz). Episoden extrem hoher Strompreise haben Sorgen über Kapazitätszurückhaltung geweckt. Für den ÜNB 50Hertz bewerteten wir die ökonomischen Ursachen extremer Preise – einschließlich möglicher künstlicher Verknappung durch Kraftwerksbetreiber – und entwickelten Empfehlungen, um künftige Preisspitzen zu verhindern und ihre Wirkung auf Verbraucher zu dämpfen. Studie.

Offshore-Energieinsel (Projektentwickler). Deutschlands ehrgeizige Offshore-Windziele erfordern teuren Netzausbau. Für einen großen Projektentwickler bewerteten wir, ob eine hybride Wasserstoff-/Stromanbindung der Nordsee-Windparks die Systemkosten senken kann.

REMIT (Gericht). Im Auftrag eines Gerichts erstellten wir ein Sachverständigengutachten in einem laufenden REMIT-Verfahren zu behaupteter Marktmanipulation bei der Zuteilung und operativen Nutzung von Übertragungsrechten.

Grids & Benefits (UnternehmerTUM). Grids & Benefits ist ein Pilot zu dynamischen Netzentgelten mit ÜNB, VNB und Aggregatoren. Granulare Entgelte wurden day-ahead veröffentlicht und für netzdienliche Lastverschiebung genutzt – mit starker Evidenz für ihre Wirkung auf den Niederspannungsverbrauch. Für UnternehmerTUM leitete Neon Stakeholdermanagement, quantitative Analysen und Kommunikation.

Flexibilität (Energieversorger). Flexibilität im Stromsystem ist ein Querschnittsthema für Versorger, Netzbetreiber und Anbieter dezentraler Energiedienstleistungen. Wir unterstützten einen integrierten Versorger dabei, flexibilitätsbezogene Aktivitäten über alle Einheiten des Konzerns hinweg zu bündeln.

Netzentgelte für BESS (ECO STOR). Sorgen um Netzengpässe sind der Hauptgrund, warum Netzbetreiber beim Anschluss von Großbatterien zögerlich sind. Mit dem Batterieentwickler ECO STOR quantifizierten wir die Engpasswirkung zweier Standorte im deutschen Netz. Ergebnis: Dynamische Netzentgelte reduzieren Netzengpässe, ohne das Geschäftsmodell der Batterien zu gefährden. Studie.

REMIT (Energieversorger). REMIT verbietet Marktmanipulation und Insiderhandel auf den Energiegroßhandelsmärkten. Im Auftrag eines europäischen Kraftwerksbetreibers erstellten wir ein Sachverständigengutachten in einem REMIT-Verfahren zu Marktmanipulation auf dem Regelenergiemarkt.

Stromüberschuss (Handelshaus). Der schnelle EE-Ausbau erhöht bei unzureichender Abregelung die Wahrscheinlichkeit, dass der Day-Ahead-Markt nicht räumt. Das wäre der Fall, wenn auch bei -500 €/MWh das Angebot die Nachfrage übersteigt. Für ein Handelshaus entwickelten wir ein Prognosemodell für die Wahrscheinlichkeit solcher Ereignisse.

Fahrplanprozess (ÜNB). Marktteilnehmer müssen ihrem ÜNB einen Fahrplan mit Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen einreichen, haben aber oft Anreize zu verzerrten Prognosen. Für die deutschen ÜNB bewerteten wir Optionen zur Verbesserung der Fahrplangenauigkeit, gestützt auf Erfahrungen anderer Länder. 2024–25.

PV-Einspeisespitzen (BMWK). Der schnelle Solarausbau hat einen Preis: Viele Kleinanlagen im Einspeisetarif speisen auch dann ein, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt. Mit Consentec prognostizierten wir die Wahrscheinlichkeit von Stromüberschusssituationen für die kommenden Jahre und unterstützten die Bundesregierung bei Gegenmaßnahmen. 2024–25.

Erzeugernetzentgelte (TenneT). Länder wie die Niederlande diskutieren Erzeugernetzentgelte, um die Kosten der Offshore-Netzanbindung teilweise auf ausländische Verbraucher zu wälzen. Mit unserem Partner Consentec lieferten wir dem niederländischen ÜNB TenneT eine ökonomische Bewertung solcher Entgelte und rieten insbesondere von Leistungspreis-Komponenten ab. 2024–25. Studie.

2024

Ausgleichsenergiepreis (Energieversorger). Mehrere europäische Länder liberalisieren ihre Bilanzkreisregeln und führen einen symmetrischen Ausgleichsenergiepreis ein. Vor diesem Hintergrund unterstützten wir einen Versorger bei der Aktualisierung seiner Handels- und Investitionsstrategien.

Strategische Beratung (Projektentwickler). Für einen europäischen Wind-, Solar- und Batterieentwickler leisteten wir strategische Beratung mit Fokus auf Capture Rates, regulatorischem Wandel und Marktdesign – als fundierte Grundlage für Investitions- und Portfolioentscheidungen.

Preiseffekt Solar (BSW). Man stelle sich ein Jahr ohne Solarenergie vor: Bei reduziertem Angebot lägen die Großhandelspreise deutlich höher, als sie es tatsächlich sind. Für den Branchenverband BSW quantifizierten wir diesen Solar-Preiseffekt empirisch.

Intelligentes Laden (Rabot). Dynamische Tarife lassen E-Auto-Besitzer finanziell profitieren, wenn sie laden, sobald Strom am günstigsten ist; zeitvariable Netzentgelte, Intraday-Optimierung und bidirektionales Laden schaffen weiteren Mehrwert. Für den Smart-Charging-Pionier Rabot Energy quantifizierten wir die Erlöse für typische deutsche Fahrprofile. Studie.

Strommarkt-Konsultation (Industrieunternehmen). Nach Veröffentlichung des Weißbuchs „Strommarkt der Zukunft“ durch die Bundesregierung unterstützten wir ein Industrieunternehmen bei der Erstellung seiner Stellungnahme im Konsultationsverfahren.

Dynamischer Einspeisetarif (50Hertz). Deutschland hat über 60 GW Solarleistung im Einspeisetarif – Anlagen, die auch bei Überangebot und negativen Preisen weiter einspeisen. Mit Fraunhofer FIT, IEE und IEG sowie der BTU Cottbus entwickelten wir für den ÜNB 50Hertz einen reformierten Einspeisetarif, der Anreize zum Abschalten in Überschusssituationen setzt.

Netzentgelte (Industrieunternehmen). Netzentgelte machen einen wachsenden Anteil industrieller Stromrechnungen aus und gefährden Elektrifizierungsinvestitionen. Für einen Industriekunden erstellten wir Prognosen der ÜNB-Netzentgelte bis 2040, einschließlich Leistungs- und Arbeitspreisen.

Industrielle Netzentgeltrabatte (TenneT). Seit Jahrzehnten verhindert Deutschlands System der Netzentgeltrabatte für die Industrie deren Flexibilisierung; nun hat sich ein Reformfenster geöffnet. Für den Übertragungsnetzbetreiber TenneT arbeiteten wir die zahlreichen Probleme der Rabatte heraus und entwickelten Reformoptionen. Studie.

Wettbewerbsfähigkeit Wind (Projektentwickler). Der Kannibalisierungseffekt droht, die Windenergie zum Opfer ihres eigenen Erfolgs zu machen. Für einen großen Onshore-Entwickler bewerteten wir Faktoren, die die künftige Wettbewerbsfähigkeit von Wind stützen, und lieferten Impulse für eine neue Geschäftsstrategie.

Ausgleichsenergiepreis (Swissgrid). Aus Sorge über große Systemungleichgewichte hat die Schweiz eine Reform ihres Ausgleichsenergiepreises beschlossen. Für den Schweizer ÜNB bewerteten wir das vorgeschlagene System quantitativ und entwickelten ein neues Preisregime – aus Grundprinzipien abgeleitet und durch Erfahrungen anderer Länder informiert.

EE-Fördersystem (BMWE). Deutschland muss sein Fördersystem für Wind- und Solarenergie an EU-Recht anpassen; besonders effiziente Dispatch-Anreize bei negativen Preisen stehen hier im Vordergrund. Mit Consentec bewerteten wir für das Ministerium eine Bandbreite von Optionen – von einer Anpassung der gleitenden Marktprämie über inkrementelle Reformen bis zu „Financial CfDs“.

Netzentgelte (Kanzleramt). Steigende Netzentgelte werden zunehmend als zentrales energiepolitisches Problem wahrgenommen, vor allem aus Sorgen um die industrielle Wettbewerbsfähigkeit. Für das Bundeskanzleramt bewerteten wir die aktuelle und künftige Entwicklung der Netzkosten und Netzentgelte.

Netzentgelte (Industrieunternehmen). Netzentgelte belasten industrielle Stromrechnungen zunehmend. Für einen Industriekunden prognostizierten wir die deutschen ÜNB-Netzentgelte jährlich bis 2040 – auf Basis von Projektionen zu Investitionen, Kapitalkosten, Systemdienstleistungen, Strompreisen und Nachfrage.

Systemdienstleistungen (Batterieentwickler). Batterieprojekte setzen auf Systemdienstleistungen als Erlösquelle, einschließlich kommender Märkte wie Blindleistung und synthetischer Momentanreserve. Für einen europäischen Batterieentwickler bewerteten wir die Märkte für Systemdienstleistungen und lieferten ad hoc Input zur Business-Case-Entwicklung.

Offshore-Ausschreibung (Projektentwickler). Offshore-Windausschreibungen enthalten immer häufiger qualitative Kriterien. Für das Offshore-Projekt eines europäischen Entwicklers prüften wir die Ausschreibungsunterlagen und lieferten Input zur Systemintegration des Vorhabens.

REMIT (Energieversorger). REMIT verbietet Marktmanipulation und Insiderhandel auf den Energiegroßhandelsmärkten. Im Auftrag eines europäischen Versorgers erstellten wir ein Sachverständigengutachten in einem REMIT-Verfahren zu Marktmanipulation auf den Regelenergiemärkten. 2023–24.

Mehrwert dezentraler Flexibilität (ZVEI). Kleinteilige Flexibilität aus E-Autos, Wärmepumpen und Heimspeichern gilt als Kernbaustein künftiger Energiesysteme, doch der Hochlauf stockt. Für den Branchenverband ZVEI schätzten wir den volkswirtschaftlichen Mehrwert für Markt und Netz auf Basis eines numerischen Python-Modells. 2023–24. Studie.

Grenzüberschreitende Terminmärkte (ÜNB). Europäische ÜNB vergeben langfristige Übertragungsrechte; ACER hat zahlreiche Änderungen vorgeschlagen, darunter einen virtuellen Handelspunkt. In einem Bericht für die deutschen ÜNB entwickelten wir einen analytischen Rahmen für grenzüberschreitende Terminmärkte und bewerteten diese Vorschläge. 2023–24. Studie.

Echtzeitpreis (Elia). Der belgische ÜNB Elia arbeitete im Kontext von PICASSO an einer Reform seines Ausgleichsenergiepreises. Als Teil eines Review-Komitees lieferten wir Input und Bewertungen und unterstützten die externe Kommunikation der Reform. 2023–24.

PKNS (BMWK). Die „Plattform Klimaneutrales Stromsystem“ ist Deutschlands zentrales Stakeholderforum zum Strommarktdesign. Mit unseren Partnern Guidehouse, Consentec, Fraunhofer ISI, r2b und Öko-Institut begleiteten wir das Wirtschaftsministerium wissenschaftlich; Neon leitete das Arbeitspaket zu lokalen Signalen, etwa Zonenteilung und dynamischen Netzentgelten. 2023–24. Website.

Congestion Management Games (TenneT). Lokale Flexibilitätsmärkte sind anfällig für strategisches Bieten. Für den ÜNB TenneT bewerteten wir solche Märkte gemeinsam mit Takon und ZEW spieltheoretisch und identifizierten formal optimale Inc-Dec-Gebotsstrategien sowie Gegenmaßnahmen. 2021–24. Artikel.

EU-Strommarktdesign (BMWK). In diesem mehrjährigen Projekt für das Bundeswirtschaftsministerium berieten wir zur EU-Strommarktreform und Krisenreaktion. Mit Consentec führte Neon das Konsortium (mit Fraunhofer ISI, r2b, SUER) mit, leitete das zentrale Marktdesign-Arbeitspaket und prägte die deutsche Position zu Fit-for-55 und Notfallmaßnahmen – gegen marktschädliche Preiseingriffe. 2021–24.

2023

Mitregeln (Multi-Client). Marktteilnehmer spekulieren auf den Ausgleichsenergiepreis und helfen damit, das System auszugleichen – wohl ein Grund, warum sich der Regelleistungsbedarf trotz Verfünffachung der Wind- und Solarkapazität halbiert hat. Diese von einer Gruppe von Marktparteien beauftragte Studie erklärt die Mechanismen und adressiert die Sorgen um das „Mitregeln“. Studie.

Industriestrompreis (Agora Energiewende). 2023 wurde intensiv über subventionierte Strompreise für die energieintensive Industrie debattiert. Für Agora Energiewende entwickelten wir ein praktikables Konzept für eine befristete Produktionssubvention, das Zeit kauft und zugleich Anreize für kurzfristige Flexibilität und Hedging erhält. Studie.

Verteilnetzentgelte (Staatskanzlei Niedersachsen). Verteilnetze werden vielerorts für Erzeuger ausgebaut, doch die Kosten tragen die lokalen Verbraucher – Strom ist gerade dort am teuersten, wo am meisten erzeugt wird. Für die Staatskanzlei Niedersachsen erstellten wir Briefing-Material zu Status quo, Ursachen und Reformoptionen.

Strommarktreform (EU-Parlament). Die EU-Strommarktreform 2023 löste Debatten über CfDs, PPAs, Preisobergrenzen und Lastspitzenreduktion aus. Gemeinsam mit Bruegel bewerteten wir die Reformvorschläge für den ITRE-Ausschuss des Europäischen Parlaments auf Basis eines quantitativen Vertragsmodells und leiteten Empfehlungen ab. Studie.

Intelligente Stromtarife (LichtBlick). Dynamische Stromtarife erschließen dezentrale Flexibilität, setzen Kunden aber Preisrisiken aus. Für den Versorger LichtBlick entwickelten wir einen dynamischen Tarif mit Preisabsicherung, der Flexibilität nicht erstickt, sowie dynamische Netzentgelte. Studie.

Deutscher Strommarkt (Energieversorger). Ein globaler Energiekonzern brauchte ein klares Bild des deutschen Strommarkts für seine Strategie. Gemeinsam mit PA Consulting lieferten wir strategische Einschätzungen zu Marktfundamentaldaten, Preistrends und dem regulatorischen Ausblick.

Umsetzung der Erlösobergrenze (BNetzA). Die Bundesnetzagentur war mit der Umsetzung der Erlösobergrenze für Stromerzeuger betraut. Gemeinsam mit Frontier Economics unterstützten wir die Behörde mit ökonomischer Expertise bei Ausgestaltung und Umsetzung dieses Kriseninstruments.

Intraday / Regelenergie (TSO). Regelleistungsabrufe können in Intraday-Preise durchsickern. Für einen deutschen ÜNB identifizierten wir ökonometrisch den Zusammenhang zwischen Intraday-Preisen und Regelleistungsabrufen auf Basis von Millionen Einzeltransaktionen – mit starker Korrelation, einem möglichen Hinweis auf Insiderhandel.

Strommarktdesign (Energieversorger). Die EU-Marktdesignreform warf strategische Fragen für Stromerzeuger auf. Wir unterstützten einen europäischen Versorger mit Analysen und Bewertungen, mit Fokus auf Offshore-Wind-Themen wie CfD-Design und Garantien für den Netzzugang. 2022–23.

Kohleausstieg (BMWi). Die Bundesregierung hat sich verpflichtet, im Zuge des Kohleausstiegs CO₂-Zertifikate zu löschen. In diesem Projekt mit Aurora und Grischa Perino lieferten wir Schätzungen, wie viele Zertifikate zu löschen sind. 2021–23.

2022

Ausgleichsenergiepreis (Elia). Vor dem Beitritt Belgiens zur europäischen Regelenergieplattform PICASSO musste der Ausgleichsenergiepreis neu gestaltet werden. Wir unterstützten den belgischen ÜNB Elia bei der Entwicklung eines neuen Preisschemas und in den Diskussionen mit der Regulierungsbehörde CREG.

Künftige Gaskosten (E3G). Die Gaskrise 2022 warf drängende Fragen zu den künftigen Heizkosten auf. Für den Berliner Think Tank E3G bewerteten wir die wahrscheinliche Entwicklung der Gasbeschaffungskosten und ihre Folgen für bezahlbare Wärme. Studie.

Heimspeicher (Sonnen). In der Energiekrise veränderten volatile Preise die Ökonomie von Heimspeichern grundlegend. Für den Heimspeicheranbieter Sonnen simulierten wir den optimierten Betrieb von Heimbatterien unter diesen Bedingungen und quantifizierten die Einsparungen für Haushalte.

PV-Fördersystem (Swissgrid). Da Solarenergie für das Schweizer Stromsystem zentral wird, muss ihre Förderung die Versorgungssicherheit kosteneffizient absichern. Für Swissgrid prüften wir europäische Förderinstrumente und schlugen einen optimierten Differenzvertrag zur Stärkung der Versorgungssicherheit vor.

Nutzen statt Abregeln (Agora Energiewende). Wir unterstützten Agora Energiewende, Deutschlands führenden Energie-Think-Tank, beim Strommarktdesign, insbesondere zu regionalen dynamischen Netzentgelten, und entwickelten einen Vorschlag, überschüssigen Windstrom zu nutzen statt abzuregeln. Studie.

Verbraucherzentriertes Marktdesign (50Hertz / Elia). Flexible Verbraucher sind bislang schlecht in die Strommärkte integriert. Für die ÜNB 50Hertz und Elia untersuchten wir in einem von Guidehouse geleiteten Projekt Abhilfen, mit Fokus auf gerätescharfer Messung, passivem Mitregeln und einem ex ante festen Ausgleichsenergiepreis.

Regelenergiemärkte (Investor). Ein europäischer Speicherinvestor brauchte einen klaren Blick auf die Erlösperspektiven in Regelenergiemärkten. Wir bewerteten mehrere europäische Regelenergiemärkte und lieferten langfristige Preisprognosen als Grundlage für Investitionsentscheidungen.

Future Energy Outlook (TransitionZero). Die NGO TransitionZero wollte einen glaubwürdigen globalen Energieausblick aufbauen. Wir berieten beim Aufbau – von der Rekrutierung über das technische Design bis zur Entwicklung des zugrunde liegenden Energiesystemmodells. 2021–22.

Nodal-Pricing-Modell (ÜNB). Nodale Preise bilden Übertragungsengpässe in lokalen Preisen ab, was detaillierte Netzmodellierung erfordert. Für einen europäischen ÜNB entwickelten wir in einem von d-fine geleiteten Projekt ein GAMS-basiertes Lastflussmodell für ganz Europa zur Simulation lokaler Grenzpreise. 2021–22.

Dispatch Hubs (Elia / 50Hertz). Netzengpässe sind in Europa verbreitet, doch die Teilung von Gebotszonen ist politisch blockiert. Der belgische ÜNB Elia schlug daher „Dispatch Hubs“ vor – kleine flexible Zonen innerhalb bestehender Gebotszonen. Für Elia und 50Hertz bewerteten wir acht Kompensationsoptionen und empfahlen kostenbasierte, vom Gebotsverhalten unabhängige Zahlungen. 2020–22. Studie.

2021

Strommarkttreffen (Agora Energiewende). Über viele Jahre organisierten und entwickelten wir das Strommarkttreffen, ein professionelles Netzwerk, das Forschung und Praxis im Stromsektor verbindet. Agora Energiewende unterstützte diese Arbeit finanziell. 2016–21. Website.

Ladeinfrastruktur (Agora Verkehrswende). Mit dem Hochlauf der Elektromobilität musste die öffentliche Ladeinfrastruktur schnell wachsen – ohne Konsens über die Organisation. Für Agora Verkehrswende analysierten wir mit Consentec den Markt und schlugen ein wettbewerbliches Design vor: Schnellladepunkte an Alltagsorten statt VNB-Betrieb oder exklusiver kommunaler Rechte. Studie.

Intraday-Regelenergie (Multi-Client). Kurzfristhandel ist zentral für die Systemstabilität wind- und solargeprägter Märkte; Regelleistungsabrufe kennen in Echtzeit nur die Anbieter selbst – ein Informationsvorsprung. Für fünf deutsche Handelshäuser zeigten wir ökonometrisch, dass auf Abrufe verlässlich Preisbewegungen folgen. Studie.

Open Energy Outlook (TransitionZero). Robuste Energiepolitik braucht transparente, reproduzierbare Modellierung. Im Auftrag der NGO TransitionZero entwickelten wir einen technischen Vorschlag für ein transparentes und methodisch strenges globales Energiesystemmodell.

Redispatch für Lasten (BMWi). Die Integration von Stromverbrauchern in den deutschen Redispatch erfordert die richtigen Anreize. Für das Wirtschaftsministerium entwarfen wir eine anreizbasierte Teilnahme von Lasten auf Basis von Kapazitäts- statt Abrufzahlungen und bewerteten zentrale Designparameter hinsichtlich ökonomischer Effizienz und Inc-Dec-Gaming-Anreizen. 2020–21.

Beschaffung von Systemdienstleistungen (BMWi). Ob nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen wie Momentanreserve, Schwarzstartfähigkeit und Spannungshaltung marktlich beschafft werden sollten, ist eine regulatorische Kernfrage. Für das Wirtschaftsministerium bewertete Neon die marktbasierte Beschaffung, als Arbeitspaketleiter im Team mit EF.Ruhr, EWL und BBH. 2019–21. Studie.

EE-Ausschreibungsdesign (BMWi). Wir evaluierten Deutschlands Ausschreibungen für erneuerbare Energien und bewerteten Reformoptionen für das Wirtschaftsministerium. Navigant leitete das Konsortium mit Consentec, Fraunhofer ISI, ZSW, Takon und BBG; Neon steuerte Analysen zu systemdienlicher Windkraft und lokalen Signalen bei und riet von expliziter Schwachwind-Förderung ab. 2018–21. Studie.

Früher

Italiens PUN (BMWi). Der italienische Strommarkt hat sechs Gebotszonen, doch Verbraucher zahlen einen einheitlichen Prezzo Unico Nazionale (PUN). Für das Bundeswirtschaftsministerium untersuchten wir die Vor- und Nachteile eines solchen Arrangements, etwa hinsichtlich Effizienz und Inc-Dec-Anreizen. 2020.

Systemungleichgewichte (Handelshaus). An drei Tagen im Juni 2019 war das deutsche Stromsystem massiv aus dem Gleichgewicht. Für ein europäisches Handelshaus lieferten wir Expertise und Analysen zu den Ursachen und den regulatorischen Implikationen dieser Episoden. 2019–20.

Künftiges Marktdesign (Energieversorger). Ein großer Versorger wollte seine langfristige Strategie gegen unterschiedliche Marktzukünfte testen. Wir unterstützten einen internen Prozess zur Bewertung alternativer Szenarien für das Design der künftigen europäischen Strommärkte. 2019.

Nodale Preise (Forum Energii). Nodale Preise bilden Netzrestriktionen in Großhandelspreisen ab und werden in Europa breit diskutiert. Für den Think Tank Forum Energii und den Übertragungsnetzbetreiber PSE führten wir eine Workshopreihe zur Einführung nodaler Preise in Polen durch. 2018.

Wind-Marktwert UK (Projektentwickler). Für einen Erneuerbaren-Entwickler bewerteten wir den Capture Price von Onshore- und Offshore-Wind im Vereinigten Königreich und identifizierten Treiber sowie Unterschiede zu anderen europäischen Märkten. 2018.

Stromliefervertrag (Industrieunternehmen). In einem Rechtsstreit erstellten wir eine gutachterliche Bewertung eines langfristigen Stromliefervertrags für einen großen energieintensiven Industrieverbraucher. 2018–19.

Open Modeling (BMWi). Offene Daten und Open-Source-Modelle machen Energiesystemanalysen transparent und reproduzierbar. Für das Bundeswirtschaftsministerium leitete Neon ein Konsortium aus DIW Berlin, TU Berlin, ETH Zürich und Tom Brown zu Open-Source-Energiemodellierung, der Nutzbarkeit offener Daten und der Datenplattform Open Power System Data. 2018–20. Studie | Artikel | Website.

Marktbasierter Redispatch (BMWi). In einer großen Studie für das Wirtschaftsministerium bewerteten wir die wettbewerbliche Beschaffung von Redispatch und lokale Flexibilitätsmärkte und leiteten ein breites Konsortium mit Consentec, Connect, Ecofys, Fraunhofer ISI und SUER. Unser Kernergebnis: Das Risiko von Inc-Dec-Gaming überwiegt die möglichen Vorteile. 2017–20. Studie.

Netzvorteile von Offshore-Wind (Projektentwickler). Für einen Offshore-Windentwickler lieferte Neon Input für ein Positionspapier und bewertete die Netz- und Systemvorteile von Offshore-Wind, die vor allem aus den hohen Volllaststunden dieser Technologie resultieren. 2017.

EU-Strommarktdesign (BMWi). Politikberatung zum Großhandels- und Regelenergiemarktdesign für das Bundeswirtschaftsministerium im Kontext des Clean Energy Package. Neon war Mitglied eines Konsortiums mit Connect Energy Economics, Consentec, r2b, BBH und Formaet. 2016–20.

ENTSO-E-Transparenzplattform (EU-Kommission). In einem von Deloitte geleiteten Konsortium mit VVA und Copenhagen Economics bewerteten wir für die Generaldirektion Energie der Europäischen Kommission die Qualität der von den europäischen ÜNB veröffentlichten Daten. Ein Artikel auf Basis dieser Studie erschien in Applied Energy. 2017–18. Studie | Artikel.

Marktwert von Wind (Projektentwickler). Da die Großhandelspreise fallen, wenn der Wind weht, müssen Windparks ihren Marktwert steigern. Für einen Erneuerbaren-Entwickler bewerteten wir Designoptionen und Betriebsstrategien, um die Ökonomie der Windkraft unter Marktbedingungen zu verbessern. 2016.

Handels-Benchmark (Handelshaus). Die Kosten des Portfoliomanagements für Erneuerbare sind schwer zu benchmarken. Für die Handelsabteilung eines großen europäischen Versorgers lieferten wir mit Rabot Energy eine regulatorische Einordnung und quantitative Kostenbenchmarks. 2017.

Nodale vs. zonale Preise (BMWi). Zonale und nodale Preise bilden Übertragungsengpässe auf grundlegend verschiedene Weise im Großhandelsmarkt ab. Für das Bundeswirtschaftsministerium verglichen wir mit Consentec, Ecofys, Connect, Frontier Economics, Öko-Institut und Prognos beide Systeme anhand eines Kriterienkatalogs und organisierten eine Reihe von Expertenworkshops. 2016–17. Studie.

Open Power System Data (BMWi). Offene Energiemodellierung braucht zugängliche, hochwertige Daten. Für das Bundeswirtschaftsministerium baute und koordinierte Neon eine Online-Plattform mit freien europäischen Stromsystemdaten und führte ein Team mit DIW Berlin, TU Berlin und der Universität Flensburg. 2016–17. Website.

EE-Zeitreihen (Energieversorger). Stromsystemstudien brauchen realistische Wind- und Solarprofile. Für einen Versorger entwickelte Neon hochaufgelöste Zeitreihen der Wind- und Solarerzeugung, abgeleitet aus meteorologischen Reanalysemodellen. 2016.

Strommarktdesign (IEA-RETD). Wie sollten Strommärkte gestaltet sein, wenn variable Erneuerbare dominieren? Für IEA-RETD bewerteten wir in Kooperation mit FTI CL Energy das langfristige Großhandels- und Endkundenmarktdesign bei sehr hohen Erneuerbaren-Anteilen anhand von vier Strommarkt-Prototypen, vom Energy-only-Markt bis zum vertikal integrierten Versorger. 2015–16. Studie.

Wert flexibler Wasserkraft (Energieversorger). Flexible Wasserkraft prägt die Preise in Märkten mit hohen Erneuerbaren-Anteilen. Für einen europäischen Versorger lieferte Neon eine modellgestützte Bewertung des Marktwerts von Windenergie und Wasserkraft. 2016.

Preisverfall (Svensk Energi). Die schwedischen Großhandelsstrompreise fielen von 2010 bis 2015 um zwei Drittel. Für den Branchenverband Svensk Energi quantifizierte Neon die Treiber dieses Preisverfalls in einer modellgestützten Faktorzerlegung; größter Einzelfaktor war der Ausbau der Erneuerbaren, gefolgt von Nachfrage, Brennstoff- und CO₂-Preisen. 2016. Artikel.

Wind-Marktwert Skandinavien (Energiforsk). Wie wertvoll ist Windkraft im wasserkraftdominierten nordischen Stromsystem? Für die Forschungsorganisation Energiforsk zeigte Neon in einer modellgestützten Studie, dass Speicherwasserkraft den Wertverlust von Windstrom um ein Drittel dämpft; die Ergebnisse erschienen in Applied Energy. 2016. Studie | Artikel.

Modellentwicklung (Handelshaus). Handelsabteilungen stützen sich auf Strommarktmodelle, um Positionen zu bewerten und Strategien zu entwickeln. Neon unterstützte den Handelsbereich eines großen europäischen Versorgers bei der Weiterentwicklung seines Strommarktmodells. 2015.

Systemkosten Erneuerbare (DECC). Die Schätzung der Gesamtsystemkosten variabler Erneuerbarer ist methodisch umstritten. Für das britische Energieministerium DECC begutachtete Neon einen Bericht zu den Gesamtsystemkosten von Wind- und Solarenergie. 2015.

Integrationskosten Erneuerbare (Agora Energiewende). Integrationskosten stehen im Zentrum der Debatte um die Kosten der Erneuerbaren, doch ihre korrekte Messung ist umstritten. Für Agora Energiewende sichtete Neon die Evidenz, beriet den Think Tank und half, Expertenworkshops mit Wissenschaft, Industrie und Politik in Berlin und Paris durchzuführen. 2015. Studie.

Systemdienliche Wind- & Solarenergie (IEA). Windräder und Solarmodule lassen sich so auslegen, dass sie besser ins Stromsystem passen. Für die Internationale Energieagentur bewertete Neon in einer modellgestützten Studie den Markt- und Systemnutzen von Schwachwindturbinen und westorientierter PV. 2014–16. Artikel.