Großbatterien: Wie fehlende Regulierung Milliardenpotenziale im Netz blockiert

Die große Diskrepanz: Markt-Nutzen trifft auf Netz-Blindheit

Großbatteriespeicher (GB) sind eine Schlüsseltechnologie der Energiewende. Die vorliegende Kurzstudie zur Systemdienlichkeit von Großbatterien von Neon Neue Energieökonomik bestätigt eindrücklich, was die Praxis seit Langem zeigt: Speicher sind ökonomisch effizient und stabilisieren das Gesamtsystem. Sie agieren als Flexibilitätsgeber, senken die Stromgestehungskosten und tragen zur CO₂-Reduktion bei, indem sie günstige, erneuerbare Erzeugung in Zeiten der Knappheit verschieben.

Der volkswirtschaftliche Mehrwert durch arbitragegetriebene Fahrweise am Day-Ahead- und Intraday-Markt ist messbar und liegt für eine 100 MW-Anlage im Millionenbereich pro Jahr. Dieser Erfolg basiert darauf, dass die GB-Betreiber auf klare, transparente Preissignale reagieren – die Strompreise.

Doch genau hier liegt der regulatorische Bruch, der uns als Stadtwerke und Netzbetreiber (VNB) unmittelbar betrifft: Während der Einfluss auf die Strommärkte vollständig über Preise internalisiert ist, sind die Auswirkungen der Fahrweise auf das Stromnetz bislang fast vollständig ausgeblendet. Die Speicher sind – wie alle Marktteilnehmer in der einheitlichen deutschen Strompreiszone (§ 22 Abs. 1 StrommarktG) – blind fürs Netz.

Die regulatorische Lücke: Warum die Kosten im Netz entstehen

Die Studie kritisiert zu Recht, dass ein erheblicher Teil des Potenzials zur Senkung von Netz- und Redispatchkosten ungenutzt bleibt. Das Problem ist nicht die Technologie, sondern die fehlende Koppelung von Marktentscheidungen an lokale Netzzustände.

1. Fehlende geographische Signale

Die aktuelle Struktur der Netzentgelte, geregelt in der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), sieht in der Regel keine dynamische oder geografisch differenzierte Bepreisung der Netznutzung vor, die lokale Engpässe widerspiegelt. Ein Speicherbetreiber erhält kein unmittelbares ökonomisches Signal vom Netzbetreiber, ob seine Lade- oder Entladeentscheidung in diesem Moment das Netz entlastet oder, im Gegenteil, einen Engpass verschärft.

Zwar zeigen die Daten, dass Großbatterien im statistischen Mittel bereits netzentlastend wirken und Redispatch-Kosten senken. Dieser Effekt ist jedoch nicht systematisch abgesichert. Im Einzelfall kann eine rein marktorientierte Fahrweise – das Laden bei sehr niedrigen Preisen, die oft mit lokaler EE-Überproduktion korrelieren – zu einer unnötigen Belastung des lokalen Verteilnetzes führen, obwohl der Gesamtmarktpreis niedrig ist.

2. Die Rolle des Redispatch

Die netzwirtschaftliche Betrachtung erfolgt heute primär reaktiv über den Redispatch (§ 14 EnWG, ehemals § 13 EnWG). Hierbei werden Fahrpläne von Anlagen zur Behebung von Engpässen angepasst. Da diese Anpassung für den Anlagenbetreiber kostenneutral erfolgen soll, erhalten GB-Betreiber hier eine Kompensation, falls ihre marktgetriebene Fahrweise aufgrund von Netzengpässen durch den Netzbetreiber korrigiert werden muss. Dieses Vorgehen ist effizient zur Engpassbeseitigung, jedoch nicht zur präventiven Vermeidung von Engpässen, da es nachgelagert und nicht anreizbasiert erfolgt.

Die Relevanz für Stadtwerke: VNBs im Fokus

Warum muss sich ein Stadtwerk, das sowohl als Versorger als auch als Verteilnetzbetreiber (VNB) agiert, intensiv mit dieser Debatte beschäftigen?

1. Kosten und Investitionsplanung: Als VNB tragen Sie die Kosten für den Netzausbau und für den Redispatch in Ihrem Netzgebiet. Wenn GBs, die eigentlich zur Verstetigung der Netzbelastung beitragen könnten (siehe Recherche [7]), dieses Potenzial aufgrund fehlender Anreize nicht ausschöpfen, steigen die Notwendigkeit und die Kosten für den konventionellen Netzausbau (Recherche [2], [7]).
2. Regulierungsrisiko: Die politische Debatte um die Netzdienlichkeit wird nicht abreißen. Werden die Rahmenbedingungen plötzlich und unkoordiniert geändert – beispielsweise durch die Einführung willkürlicher technischer Auflagen oder komplexer, lokaler Gebühren –, gefährdet dies die Investitionssicherheit. Dies betrifft nicht nur externe Investoren, sondern auch die eigenen Pläne von Stadtwerken zum Aufbau lokaler Speicher-Assets (Recherche [8]).
3. Anreizsysteme: Die Diskussion um dynamische, symmetrische Netzentgelte zielt direkt auf die Einnahmebasis des VNB. Sollten solche Modelle – analog zu den Überlegungen in § 14a EnWG zur steuerbaren Verbrauchseinrichtung – auch für Speicher eingeführt werden, müssen VNBs ihre Abrechnungssysteme, ihre Kommunikationsinfrastruktur und ihre Prozesse zur Netzsteuerung neu aufsetzen.

Gefahr der Instrumentenvielfalt: Konsistenz ist regulatorische Pflicht

Die Studie warnt explizit vor einem Flickenteppich an Einzelinstrumenten – eine Gefahr, die Regina Recht nur unterstreichen kann. Eine unkoordinierte Vielfalt von Ansätzen (wie Baukostenzuschüsse, flexible Netzanschlussverträge, Leistungsgradienten oder unterschiedliche Netzentgeltmodelle) durch verschiedene Netzbetreiber schafft regulatorische Disharmonie.

Dies wäre fatal, da Großbatterien aktuell eine der wenigen Assetklassen sind, die ohne Subventionen auskommen. Jede unnötige Komplexität oder unvorhersehbare Kostensteigerung gefährdet den Hochlauf und widerspricht dem Ziel der Minimierung der Gesamtkosten des Energiesystems.

Die Lösung liegt nicht in pauschalen Verboten oder standortfixierten Anreizen, die nur auf die Anschlusswahl abzielen (Recherche [1]), sondern in der Honorierung der Betriebsweise.

Wir brauchen klare, regelgebundene Leitplanken, die:

1. Netzschädigendes Verhalten begrenzen: Ein Speicher, der nachweislich lokale Engpässe verschärft, muss dafür einen Preis zahlen (z.B. über dynamisch höhere Netzentgelte).
2. Netzdienliches Verhalten belohnen: Ein Speicher, der aktiv zur Entlastung des Netzes beiträgt (z.B. durch Laden bei lokaler Überproduktion, die sonst abgeregelt würde), muss dafür ökonomisch entschädigt werden.

Das Ziel muss sein, lokale Netzengpässe ökonomisch in die Fahrplanerstellung zu integrieren. Dies erfordert eine Weiterentwicklung der StromNEV und eine klare Festlegung der BNetzA, die über die bestehenden Regeln zur Netzentgeltbefreiung für Speicher hinausgeht. Die Befreiung (§ 118 Abs. 39 EnWG a.F. / Diskussionen um § 17f EnWG n.F.) muss an einen messbaren Beitrag zum Netzbetrieb gekoppelt sein, um Diskriminierung gegenüber anderen Flexibilitätsoptionen zu vermeiden (Recherche [6], [8]).

Fazit: Kluge Regulierung schafft Investitionssicherheit

Die Studie liefert eine wichtige Bestätigung: Die Markteffekte von Speichern sind enorm. Um das volle Potenzial auszuschöpfen – insbesondere die Senkung der Netz- und Redispatchkosten –, muss die Regulierung nachziehen.

Für Stadtwerke bedeutet dies: Seien Sie vorbereitet. Die Diskussion um dynamische Netzentgelte und die Koppelung von Netznutzung an Systemdienlichkeit wird die Art und Weise verändern, wie Sie Netzentgelte kalkulieren und wie Sie mit Flexibilitätsgebern in Ihrem Netz interagieren. Nur ein konsistentes, vorhersehbares Instrumentenset kann den Spagat zwischen Marktlogik und Netzanforderung meistern und den dringend benötigten Speicherhochlauf sichern.