Foto: Watson, Farley, Williams
pv magazine: Am 17. Oktober hat die Bundesnetzagentur ein FAQ zu den Netzanschlüssen für Batterie-Großspeicher veröffentlicht. War das komplett neu oder gab es vorher bereits eine Version?
Britta Wißmann: Nein, es gab keine frühere Version zu den Themen, die dort behandelt werden. Die FAQ stellen eine Rechtsmeinung der Bundesnetzagentur dar, sie sind aber keine verbindliche gesetzliche Regelung. Allerdings ist zu erwarten, dass die Netzbetreiber die Rechtsauffassung ihrer Aufsichtsbehörde, also der Bundesnetzagentur, kennen und sich auch an das halten, was ihre Regulierungsbehörde vorgibt.
Zuvor war es so, dass die großen Speicher – also ab 100 Megawatt Leistung – nur nach der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) betrachtet wurden oder gab es bereits getrennte Verfahren für Einspeise- und Bezugskapazitäten?
Nach meinem Verständnis haben vor allem die Übertragungsnetzbetreiber, bei denen diese Großprojekte oft anlanden, einen an die KraftNAV angelehnten Prozess durchgeführt. Dieser war nachvollziehbar und transparent und fasste Einspeisung und Bezug in einem Verfahren zusammen. Jetzt sagt die Bundesnetzagentur jedoch, die KraftNAV sei nur für die Einspeiseseite anwendbar, während für die Bezugsseite § 17 EnWG die richtige Rechtsgrundlage sei. Damit stellt sich die Frage, ob künftig zwei getrennte Verfahren notwendig sind. Das ist neu und derzeit im Fluss.
Kennen Sie die Reaktion der Netzbetreiber auf die Veröffentlichung?
Ich habe gehört, dass nicht alle Übertragungsnetzbetreiber glücklich über die Veröffentlichung waren. Zumindest kennt man jetzt aber die Meinung der Bundesnetzagentur – ob diese in einem gerichtlichen Verfahren Bestand hätte, ist offen.
Für Großspeicher, die bereits eine Anschlusszusage haben, ändert sich aber nichts?
Ich hoffe nicht. Wer sich schon im Verfahren befindet und eine verbindliche Zusage nach einem genau festgelegten Prozess, der nicht unter den Vorbehalt einer nachträglichen Änderung gestellt wurde, erhalten hat, sollte sich darauf verlassen dürfen, dass die Netzbetreiber das nicht rückwirkend ändern. Das wäre für die Projekte katastrophal. Mit Sicherheit kann man das aber nicht sagen. In der Energiewirtschaft haben wir nämlich schon viel Unvorhersehbares erlebt. Wenn ein Projekt aber beispielsweise nur eine unverbindliche Tagesaussage hat, sprechen gute Gründe dafür, dass hier eine Änderung des Verfahrens erfolgen kann. Ob das entsprechende Verfahren dann den gesetzlichen Rahmenbedingungen standhält, hängt von der jeweiligen Ausgestaltung ab. Am Ende wird dies immer eine Frage des Einzelfalls sein.
Ist es denkbar, dass bei zwei getrennten Verfahren zeitlich unterschiedliche Anschlusszusagen entstehen, also beispielsweise Einspeisung ab 2029, Bezug erst ab 2035?
Der Netzbetreiber muss in jedem Fall prüfen, ob die Kapazität im Netz vorhanden ist. Er darf einen Anschluss verweigern, wenn erst ein Netzausbau nötig ist, und muss ein transparentes, diskriminierungsfreies und angemessenes Verfahren durchführen. Wenn vorübergehend keine Bezugskapazität vorhanden ist, ist das unabhängig davon, ob das Verfahren nach KraftNAV oder nach § 17 EnWG läuft. Denkbar ist aber, dass er Bezugskapazität gewährt, aber vorerst keine Einspeisekapazität oder umgekehrt. In solchen Fällen fehlt dann jedoch die Grundlage für ein Speicherprojekt. Das ist genau der Punkt meiner Kritik: Der regulatorische Rahmen zum Netzanschluss betrachtet eigenständige Speicher nicht als eigenständige Assetklasse, die sowohl Bezug als auch Einspeisung umfasst. Ein Speicher ohne eine der beiden Seiten ist kein funktionsfähiges Geschäftsmodell.
Wie sieht das bei den Speichern unter 100 Megawatt Leistung aus?
Dort gilt § 17 EnWG, also das Prinzip eines transparenten, diskriminierungsfreien und angemessenen Verfahrens. Häufig wird das „First Come, First Served“-Prinzip für die Sicherung der Bezugskapazität angewandt. Es gibt Fälle, in denen eine Einspeisezusage vorliegt, aber der Bezug noch nicht gesichert ist, weil dieser separat erfolgt und eine Anzahlung auf den Baukostenzuschuss voraussetzt. Diese Zahlungen können sehr hoch sein, was für Projektentwickler ein Problem darstellt. Uns sind Fälle bekannt, in denen Netzbetreiber sagen: „Heute ist Bezugskapazität vorhanden, aber ob das in zwei Monaten noch gilt, kann ich nicht garantieren.“ Das macht die Planung unsicher.
Gibt es Fristen, wie lange Netzbetreiber ein Angebot aufrechterhalten müssen?
Gesetzlich festgelegte Fristen gibt es nicht. Wir haben Angebote gesehen, die vier Wochen gültig waren, andere bis zu zwei Monate. Das variiert von Netzbetreiber zu Netzbetreiber.
Wäre es nicht einfacher gewesen, das EnWG-Verfahren auch auf große Speicher auszuweiten, anstatt zwei Verfahren zu schaffen?
Das EnWG-Verfahren ist ohnehin nicht einheitlich. Auch hier trennen viele Netzbetreiber Bezug und Einspeisung. Das zentrale Problem ist also nicht, nach welcher Rechtsgrundlage das Verfahren läuft, sondern dass Bezug und Einspeisung getrennt betrachtet werden. Das ergibt weder technisch noch wirtschaftlich Sinn. Projekte blockieren dadurch Kapazitäten, die später vielleicht gar nicht genutzt werden, wenn etwa die Bezugskapazität nicht gesichert werden kann. Das verzögert andere Projekte mit höherer Realisierungschance.
Die Bundesnetzagentur erlaubt ja auch eine Realisierungsgebühr. Wie ordnen Sie das ein?
Diese Gebühr kann die Realisierungswahrscheinlichkeit erhöhen, weil sie ein finanzielles Commitment verlangt. Wer eine Gebühr zahlt, meint es ernster als jemand, der nur eine unverbindliche Anfrage stellt. Damit stellt die Bundesnetzagentur klar, dass nach ihrer Ansicht für die Sicherung von Bezugskapazität (für die immer § 17 EnWG die Grundlage ist) eine frühzeitig zu zahlende Realisierungsgebühr erhoben werden kann, die mit den Netzanschluss- oder dem Baukostenzuschuss verrechnet wird. Sinnvoll wäre ein einheitlicher gesetzlicher Rahmen, der die Besonderheiten von Speichern berücksichtigt – also ein kombiniertes Verfahren mit klaren Vorgaben und, falls nötig, auch verbindlichen Zahlungen.
Nach KraftNAV fällt kein Baukostenzuschuss an. Wenn jetzt aber beide Verfahren greifen, müssen dann große Speicher über 100 Megawatt beides zahlen – Reservierungsgebühr und Baukostenzuschuss mit gegebenenfalls vorhergehender Realisierungsgebühr?
Bei konsequenter Rechtsauslegung unter Zugrundelegung der Auffassung der Bundesnetzagentur ist die Antwort ja. Die Bundesnetzagentur sieht vor, dass die Realisierungsgebühr mit den Netzanschlusskosten oder dem Baukostenzuschuss verrechnet werden kann. Zur Reservierungsgebühr nach der KraftNAV sagt sie in diesem Kontext nichts. Wenn konsequent für die beiden Seiten getrennt wird, müsste für die Einspeisungsseite die Reservierungsgebühr nach KraftNAV und für den Bezug der Baukostenzuschuss mit gegebenenfalls vorhergehender Realisierungsgebühr gezahlt werden. Die Befreiung von der Zahlungspflicht des Baukostenzuschusses in der KraftNAV ist ursprünglich nur für Erzeugungsanlagen konzipiert worden. Sie sollte Einspeisung fördern, weshalb Baukostenzuschüsse dort ausgeschlossen sind. Bei Speichern ist die Situation aber komplexer, weil sie sowohl einspeisen als auch beziehen. Der Bezug ist aber nicht – wie bei einer reinen Erzeugungsanlage – auf den Eigenverbrauch beschränkt. Vielmehr bezieht der Speicher Strom, den er später wieder ins Netz einspeist. Dem Speicher kommt insofern eine Doppelrolle zu.
Was passiert mit den Zahlungen, wenn ein Projekt nicht realisiert wird?
Nach Auffassung der Bundesnetzagentur verfällt die Realisierungsgebühr dann – das ist der beabsichtigte Lenkungseffekt. Etwas anderes soll nur dann gelten, wenn die Gründe der Nichtrealisierung in der Risikosphäre des Anschlussbegehrenden liegen. Die Bundesnetzagentur hält Rückzahlungsmodalitäten anhand der von der Rechtsprechung für die Reservierungsgebühr der KraftNAV entwickelten Grundsätze für akzeptabel. Gleiches gilt für die Zahlung der Reservierungsgebühr nach KraftNAV, wenn diese gesondert erhoben wird. Projektentwickler sollten sich vor diesem Hintergrund gut überlegen, ob sie mehrere Netzanschlussanfragen stellen, ohne ernsthafte Realisierungsabsicht. Ob auch ein Baukostenzuschuss, der gezahlt wurde, bei Nichtrealisierung zurückzuerstatten ist, ist unklar: Manche Netzbetreiber erstatten die Anzahlung abzüglich eigener Kosten, andere erstatten gar nichts zurück. Eine einheitliche Regelung fehlt bisher.
Es heißt oft, Baukostenzuschüsse seien intransparent. Wie schätzen Sie das ein?
Die Bundesnetzagentur hat dazu ein Positionspapier veröffentlicht, das zwar nicht verbindlich ist, aber von vielen Netzbetreibern beachtet wird. Viele Netzbetreiber berechnen den Baukostenzuschuss auf Basis dieses Positionspapiers. Manche verwenden allerdings statt des mittleren Leistungspreises der letzten fünf Jahre den jeweils aktuellen Leistungspreis. Das muss im Einzelfall geprüft werden, auch im Hinblick auf die Rechtmäßigkeit. Wenn zwischen Einspeisereservierung und Sicherung der Bezugskapazität Zeit vergeht, können sich die Preise zudem erheblich verändern. Das erschwert die Kalkulation und gefährdet Projekte, weil Entwickler oft erst später das nötige Kapital sichern können, das zur Sicherung der Bezugskapazität benötigt wird.
Und das gefährdet die Realisierung der Speicherprojekte insgesamt?
Ja. Ich sage schon länger: Dass wir überhaupt Speicherprojekte in Deutschland haben, ist ein Wunder – nicht wegen, sondern trotz der Regulierung. Netzbetreiber und Speicherbetreiber sind in ihren Interessen gar nicht so weit voneinander entfernt. Beide wünschen sich klare Prozesse und Planungssicherheit. Netzbetreiber wollen keine Flut unrealistischer Anfragen, und Entwickler brauchen Verlässlichkeit. Der Gesetzgeber ist jetzt gefragt, klare Regeln zu schaffen, die Investitionssicherheit geben und dafür sorgen, dass realistische Projekte auch umgesetzt werden können. Speicher sind ein zentrales Element der Energiewende – sie dürfen nicht durch unpraktikable Verfahren ausgebremst werden.
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( „Der regulatorische Rahmen zum Netzanschluss betrachtet eigenständige Speicher nicht als eigenständige Assetklasse, die sowohl Bezug als auch Einspeisung umfasst. Ein Speicher ohne eine der beiden Seiten ist kein funktionsfähiges Geschäftsmodell.“
Ein Stromspeicher, der durch eine EEG-Anlage geladen wird, wäre eine (nur) ‚Einspeiseeinheit‘, welche man auch als ‚eigenständigen‘ (Stromspeicher)Stromeinspeiser einordnen könnte?
Der Vorteil der Verstetigung der Stromeinspeisung und der Limitierung der Stromeinspeisehöchstwerte wäre im Vergleich zu bidirektionalen Netzstromspeichern nur ein kleinerer?
Ob das (technisch, finanziell, effizienz- und ressourcenbezogen) sinnvoll wäre, könnte eine Standortfrage sein? )
Der Speicher hängt doch am Netz arbeitet also mit dem Strommix und produziert zwangsläufig Graustrom. Auch wenn diese Art Speicher zur Netzstabilisierung beträgen und in gewissen Umfang auch kaltststartfaehig sind, werden Milliarden aus Steuergeldern und Umlagen in symptomatische Stabilisierung verlagert, statt dauerhaft Strukturkosten zu senken.
Der heutige Einsatz vieler Großspeicher ist ökonomisch sinnvoll, aber strukturell symptomatisch – sie stabilisieren ein System, das noch an den Widersprüchen zwischen Förderlogik und physikalischer Realität leidet. Das ist vergleichbar mit der Verordnung von Pillen gegen die Schmerzen, statt der Krankheit auf den Grund zu gehen.
Ohne eine Reform der Marktlogik (Strommix-Herkunft, Netzvergütung, Preissignale) geht der „grüne“ Charakter solcher Speicher komplett verloren. Noch nicht einmal grünen Wasserstoff könnte man aus diesem Strom erzeugen. Erkläre mir mal jemand, wie man das dann noch als Baustein der Energiewende bezeichnen kann. Da werden die Unzulänglichkeiten des Systems kaschiert und ausgenutzt.
( „Der Speicher hängt doch am Netz arbeitet also mit dem Strommix“
Sie haben natürlich Recht, es ist (grundsätzlich) kein technisches Problem, sondern es könnte eine regulatorische/gesetzliche Schwierigkeit dadurch entstehen, dass Stromzwischenspeicherung/Stromspeicher nicht eingeordnet sind, als Stromverbraucher, welche auch Strom einspeisen können und damit eine regulatorische Eigenart aufweisen, welche nicht geklärt ist/wurde (Einspeisevergütung einer Photovoltaikanlage, Einspeisevergütung eines ‚Strom(zwischen)speichers‘?, Grössenklassen im MW Leistungsbereich, etc.)?
Das kann etwas spitzfindig klingen, allerdings hätte man sich (vor der realen Massenanwendung) schon (regulatorisch) Jahre vorher einigen/klar werden können, wie grosse/viele Stromzwischenspeicher eingeordnet/definiert werden sollten (z. B. zwischen: die technische Entwicklung folgt der (vorausschauenden) Normierung oder(/und) die Normierung erklärt(/segmentiert, ‚Stecker-Photovoltaikanlagen‘? Niederlande, Österreich, Schweiz) die technische Realität?)?
„Eine Assetklasse ist eine Gruppe von Finanzprodukten oder Vermögenswerten mit ähnlichen Merkmalen, wie Aktien, Anleihen, Immobilien oder Rohstoffe. Die Aufteilung in Assetklassen hilft, das Portfolio nach Risiko und Rendite zu diversifizieren und zu strukturieren.“
Der (grundsätzlich) technische Sinn der Stromzwischenspeicherung ist vor/seit Beginn der ‚Energiewende‘ (bzw. der erschwinglichen Photovoltaikanlagen) verständlich, also seit Jahrzehnten.
Die Kostenentwicklung zu günstigen ‚Batteriespeichern‘ war nicht so eindeutig vorherzusehen und ist grossen Wirtschaftsnationen wie (auch) den Vereinigten Staaten und der Volksrepublik China zu ‚verdanken‘. Die Forschung und der Maschinenbau sind Beiträge aus Japan, Kontinental-‚Asien‘ und Europa, Australien?.
Der Hinweis auf eine andere Perspektive war der Inhalt des Kommentars. Sie möchten konstruktiv einen Lösungsansatz zur Energiewende zeigen.
„Ohne eine Reform der Marktlogik (Strommix-Herkunft, Netzvergütung, Preissignale) geht der „grüne“ Charakter solcher Speicher komplett verloren.“
Faktisch, wird der meiste ‚grüne‘ Überschussstrom gespeichert werden (durch das niedrige Börsenpreisniveau, CO2-Zertifikatepreise, je nach Standort in der Nähe von Einspeiseanlagen oder Verbrauchernähe und Grössenklassen, usw.)? und über etablierte Strukturen vermarktet?
MfG )
Treffender Titel. Die Projektentwicklung von Batteriespeichern ist eine Katastrophe. Dass die Bundesregierung und BNetzA keine klaren Regeln vorgeben, ist ein Armutszeugnis. Im Netzentwicklungsplan Strom ist ein Aufbau von fast 70 GW Speichern bis 2037 dargestellt. Aktuell gibt es rd. 2 GW. Durch „Wunder“ werden keine weiteren Speicher entstehen.
Zu den Netzanschlussbegehren: Da die Netzbetreiber Monate bis teilweise Jahre benötigen, um die verfügbare Netzkapazität zu ermitteln, ist es eine logische Konsequenz dass Projektentwickler viele Anfragen stellen. Statt sich über die Anfragenflut zu beschweren, sollten die Netzbetreiber geeignete Netzverknüpfungspunkte veröffentlichen (vgl. TenneT) und auch die vorliegenden Kapazitätsanfragen und -zusagen (anonym). Dann würden die meisten Anfragen gar nicht erst gestellt werden.
@ Windjammer….was ist denn das anderes als eine normale Eigenbedarfanlage auf dem Dach ??
Da kommt der Rest des Stromes der benötigt wird auch netzseitig an. Und das ist auch fair, nur den Strom zuzukaufen den man wirklich benötigt.
Private MS Leitung im 4 km Umkreis können durchaus Sinn machen und werden auch schon so umgesetzt!
Es wird Zeit, das diese Projekte nicht mehr ans Netz gehen sondern direkt, mit eigenen Leitungen, an den Abnehmer verdrahtet werden. PV/Wind direkt in den Speicher und zum Abnehmer ( ohne Netzverbindung).
Mal sehen was dann passiert !!
Und wenn nachts kein Wind weht und der Speicher alle, woher kommt denn dann der Strom? Wer auf der einen Seite darauf drängt unbedingt sein eigenes Spiel zu spielen muss das aber in aller Konsequenz mit Kerzenlicht zu Ende spielen.
( „auf der einen Seite darauf drängt unbedingt sein eigenes Spiel zu spielen“
Die Marktmacht der Strommonopole (Stromerzeugung, Stromnetzorganisation) ist gegenüber ‚einzelnen‘ Stromverbraucherinnen und Haushaltstromkunden (und teils den politischen Entscheidungsverantwortlichen, mit Beratungsgremien in Vorarbeit und Wirtschaftsverbänden, usw.) oder auch den Verbraucherschutzinstitutionen (staatlich, privatrechtlich) unverhältnismässig ungleich verteilt (immer noch)?
(und auch dazu: Daseinsvorsorgeverpflichtung, sichergestellt durch staatliche Verantwortliche und deren (seit Jahrzehnten) Beauftragte )
Wo zwischen ‚Stromeinsparung‘ und ‚Eigenerzeugung‘ die (verhältnismässige) Trennlinie zu ziehen wäre (kWp, kWh oder MWp, MVAh) ist eher eine ‚gesellschaftliche‘ und ‚moralische‘ Frage, der fairen Kosten- und Gewinnverteilung (absolut grösser gewordene Spaltung bei Einkommens- und Vermögensverteilung)?
Verhältnismässigkeit? )
Wie wäre es wenn die Netzbetreiber ihre Anschlüsse versteigern würden? Analog zu den Ausschreibungen bei EE?
Und zwar für seperate Netzgebiete, also unterschiedlicher Profitabilität und unterschiedlicher Netzdienlichkeit. Die Einnahmen wären der Baukostenzuschuss über den eh fabulisiert wird.
Dann würden man die Vorhandenen Kapazitäten betmöglichst nutzen. Die Verfahren sind mehr oder weniger schon etabliert. Es wäre nicht mehr möglich den schwarzen Peter hin oder her zu schieben.
Wenn die Netzbetreiber noch nicht mal selbstbestimmt Anschlüsse bereitstellen könnten, dann haben Sie ihre Aufgabe verfehlt.
Jeder versteigerte Kapazität wäre eindeutig eine politische Entscheidung. Wenn Sie erkennbar zu klein ist um marktwirksam zu sein, dann ist sie als Erhalt des fossilen dominierten Rediduallastmarkts erkennbar.
Die Zuteilung von Anschlüssen auf anderem Weg könnte dennoch passieren. Die Versteigerung kann man als Addon betrachten, bei dem Netzbertreiber besonders leicht aquirierbare Netzanschlüsse vorschlagen.