Die Energiebranche steht vor richtungsweisenden Monaten. Die Bundesnetzagentur treibt den AgNes-Prozess voran und wird damit die Grundlage für die künftige Netzentgeltsystematik legen, eine Entscheidung, die mitunter darüber bestimmt, ob Deutschland als Batteriespeicherstandort eine Zukunft hat. Gleichzeitig arbeitet das Bundeswirtschaftsministerium am Netzpaket und der EEG-Reform. Selten war das regulatorische Fenster so offen, selten war das Risiko, es falsch zu nutzen, so groß.
Entwickler von Batteriespeichern werden mit einer großen Herausforderung konfrontiert, welche in der öffentlichen Debatte bislang zu wenig Aufmerksamkeit bekommt: das ungeklärte Zusammenspiel zwischen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) und den geplanten dynamischen Netzentgelten. Beide Instrumente sollen dasselbe Ziel erreichen. Doch niemand stellt sicher, dass sie dabei nicht aneinandergeraten.
Gerade jetzt ist es wichtig, dass Doppelbelastungen für systemrelevante Technologien vermieden werden und somit die Investitionsdynamik in Deutschland erhalten bleibt.
Zwei Instrumente, ein ungeklärtes Zusammenspiel
FCAs sind kein neues Konzept. Das Bundeswirtschaftsministerium hat dieses Instrument bereits vor Jahren eingeführt, um den Netzanschlussprozess zu erleichtern: Netzbetreiber dürfen technische Restriktionen, beispielsweise Betriebssperren, Ramp-Rates, Einspeise- oder Bezugszwänge vorgeben. Im Gegenzug erhalten Anlagenbetreiber einen schnelleren Netzanschluss. Der Trade-off ist transparent: frühere Betriebsbereitschaft gegen betriebliche Einschränkungen. Das kann sich rechnen, muss es aber nicht.
Neben der fehlenden Standardisierung von FCAs entsteht durch die mangelnde Abstimmung mit dem Redispatch-Prozess ein weiteres Problem. Beispielsweise können kurzfristige Restriktionen mit weniger als 30 Minuten Vorlauf nicht automatisch über die Redispatch-Regelung kompensiert werden. Stattdessen ist ein schriftlicher Antrag bei der Bundesnetzagentur erforderlich, was sich aufgrund des hohen bürokratischen Aufwands kaum lohnt.
Parallel dazu plant die Bundesnetzagentur dynamische Netzentgelte, die Batteriespeicher über Preissignale zu netzdienlichem Verhalten bewegen sollen: Stunden mit Redispatch-Bedarf werden durch positive oder negative Netzentgelte markiert, ein kurzfristiger Day-ahead-basierter Steuerungsimpuls.
Das Problem liegt im Zwischenspiel beider Systeme. FCAs basieren auf langfristigen Abschätzungen der Netzbetreiber, wie ein Speicher agieren sollte, um keine zusätzlichen Systemkosten zu verursachen. Dynamische Netzentgelte reagieren auf kurzfristige Redispatch-Prognosen. Beide Logiken harmonieren nicht zwingend, und niemand ist institutionell dafür zuständig, sie aufeinander abzustimmen.
Denn hier offenbart sich ein strukturelles Kompetenzproblem: Die Bundesnetzagentur ist als unabhängige Regulierungsbehörde allein federführend bei Netzentgelten. Flexible Netzanschlussvereinbarungen hingegen unterliegen regulatorisch dem Bundeswirtschaftsministerium und werden operativ von Netzbetreibern ausgestaltet, derzeit ohne verbindliche Rahmenbedingungen und mit erheblichen regionalen Unterschieden. Ramp-Rate-Vorgaben (Begrenzung, wie stark sich der Leistungsfluss pro Minute verändern darf) schwanken zwischen wenigen und über zwanzig Prozent pro Minute. Was fehlt, ist ein institutioneller Rahmen, der beide Instrumente zusammendenkt.
Ein fiktives Projekt und ein reales Problem
Stellen wir uns ein Projekt vor, das exemplarisch für viele steht: Ein Batteriespeicher mit 50 Megawatt Leistung soll in einem überlasteten Netzgebiet ans Netz gehen. Der Netzbetreiber gewährt den Anschluss, aber nur unter einem FCA mit Bezug- und Einspeiserestriktionen in bestimmten Stunden sowie einer Ramp-Rate-Beschränkung von 10 Prozent pro Minute. Das Projekt könnte unter diesen Bedingungen noch wirtschaftlich abbildbar sein und eine Finanzierung erhalten.
Dann kommen die Diskussionspapiere der Bundesnetzagentur zu dynamischen Netzentgelten. Und plötzlich könnte folgender Fall eintreten: In denselben Stunden, in denen das FCA eine Bezugsrestriktion vorsieht, setzt die Redispatch-Prognose für den Folgetag einen negativen Netzentgeltanreiz, also einen wirtschaftlichen Impuls zum Bezug statt zur Einspeisung. Zwei Instrumente, zwei gegenläufige Signale, ein Speicher, der nicht beides gleichzeitig tun kann.
Dieses Szenario ist fiktiv. Aber es ist keineswegs konstruiert. Es bildet ab, was in der Branche als reales Risiko diskutiert wird und sich mit zunehmender Regulierungsdichte häufen wird.
Drei Wege aus der Regulierungsfalle
Die Batteriespeicherbranche fordert keine Sonderbehandlung, lediglich eine konsistente aufeinander abgestimme Regulierung. Dafür möchten wir verschiedene Lösungsansätze in den Raum stellen:
Erstens: Die laufende Netzentgeltbefreiung für Speicher mit bestehendem FCA sollte verlängert werden. Die Logik ist einfach: Wer bereits über eine FCA betrieblich auf Netzneutralität verpflichtet ist, braucht keine zusätzlichen Steuerungsimpulse. Ein zweites Instrument erzeugt hier keine Effizienz, es erzeugt Widersprüche.
Zweitens: Für Projekte sollte eine echte Wechselmöglichkeit von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen in die allgemeine Netzentgeltsystematik geschaffen werden. Wenn dynamische Netzentgelte so konzipiert werden, dass sie korrekte Anreize setzen und netzschädliches Verhalten reduzieren, dann ist ein paralleles betriebssteuerndes FCA schlicht überflüssig.
Drittens: Flexible Netzanschlussvereinbarungen brauchen harmonisierte Standards. Bestimmte Restriktionen der Betriebsweise, die durch eine durchdachte Netzentgeltsystematik ohnehin adressiert werden, sollten aus FCAs herausgenommen werden. Was bleibt, sind technische Parameter wie Ramp-Rates, und auch hier müssen verbindliche Obergrenzen her. Banken können Projekte nicht seriös bewerten, wenn jeder Netzbetreiber andere Maßstäbe anlegt.
Was jetzt gebraucht wird: politischer Wille zur Koordination
Alle drei Ansätze haben eine gemeinsame Voraussetzung: Es braucht einen institutionellen Rahmen, der die Vertreter vom Bundeswirtschaftsministerium, der Bundesnetzagentur, den Netzbetreiber und die Marktakteure an einen Tisch bringt, verbindlich, nicht auf freiwilliger Basis. Solange Netzentgelte und FCAs in getrennten Regulierungswelten leben, werden Inkonsistenzen nicht die Ausnahme bleiben, sondern die Regel werden.
Positiv ist, dass sowohl das Ministerium, die Bundesnetzagentur, Netzbetreiber und Batteriespeicher an einem schnellen Hochlauf der Technologie interessiert sind. Doch Zielsetzungen ohne investierbare Rahmenbedingungen und Abstimmung resultieren in Projekten, deren Beitrag zur Netzstabilität, einem dekarbonisierten Stromsystem, und dem Erreichen der Klimaziele fehlt.
— Der Autor Thorsten Klöpper ist Managing Director Deutschland von Voltwise Power. Das Unternehmen entwickelt und betreibt Batteriespeicher in Deutschland und Großbritannien. Derzeit verfügt Voltwise Power über 460 Megawatt an Projekten in Betrieb oder im Bau. —
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Sehr guter, sehr treffender Artikel. Was vielleicht fehlt, ist mehr Betonung des Zeitfaktors.
Turbinen in Großkraftwerken (egal ob Atom-, Kohle- oder Gaskraftwerk) laufen langsam hoch und langsam runter. Das lieben Netzbetreiber. Batterien können sich völlig anders verhalten und binnen Millisekunden mit voller Leistung am Netz saugen oder mit voller Leistung einspeisen. Es ist legitim, dass die Netzbetreiber hier Regulierung/Standards verlangen. Nur brauchen wir sie sehr schnell (siehe im Artikel thematisierte Ramp Rate). Die Politik muss erzwingen, dass das binnen weniger Monate kommt.
Wenn das nicht gelingt, entgleist jetzt die Energiewende. Wir haben im Sommerhalbjahr um die Mittagsstunden schon jetzt meist zu viel PV-Strom (schon letztes Jahr über 500 Stunden mit negativen Strompreisen). Ein weiterer PV-Zubau ist wirtschaftlich nicht mehr sinnvoll, wenn wir nicht schnell massenweise Großspeicher ans Netz bekommen und in der Folge den Strom aus ab jetzt zugebauter PV-Kapazität überwiegend wegwerfen oder dafür bezahlen müssten, dass unsere Nachbarn den Strom verbraten.
Es gibt für die Standardisierung/Regulierung im deutschen Strommarkt ein abschreckendes Beispiel: Die maßgebliche EU-Richtlinie zur Einführung von Smartmetern in der EU stammt aus dem Jahr 2009. Wir haben in Deutschland effektiv 15! Jahre gebraucht, um Standards und Zertifizierungen für unsere bidirektionalen Smartmeter zu verabschieden. Auch dabei spielten die Verteilnetzbetreiber eine Rolle, denn sie sind diejenigen, die als grundzuständige Messstellenbetreiber die Smartmeter ausrollen müssen. Das darf sich bei Batterien nicht wiederholen und dazu ist die Politik gefordert, deren Fokus aber darauf zu liegen scheint, den großen Energiekonzernen für die nächsten Jahrzehnte die Gewinne zu sichern.
Wenn Standards für das Betreiben von Großspeichern anfänglich nicht ganz perfekt sind, ist das nicht so schlimm und wenn man kann nach einem Jahr noch mal nachschärfen (wobei für bis dahin vereinbarte Projekte Bestandsschutz gelten muss). Es werden jetzt in einem Jahr nicht 100 GW Batterieleistung ans Netz gehen. Wir müssen ins Machen kommen und nicht wieder jahrelang über Standards und Regulierungen streiten.