Die regulatorische Zwickmühle der Flexibilität

Batteriespeicher (BSS) sind die zentrale Technologie, um die Volatilität der erneuerbaren Energien zu managen und die Resilienz des Stromsystems zu erhöhen. Die Diskrepanz zwischen den hohen dreistelligen Gigawatt-Zahlen der Netzanschlussbegehren und den real installierten 2,61 GW (Stand Anfang 2026) ist jedoch alarmierend. Sie zeigt, dass der Markt bereit ist, aber die regulatorischen Rahmenbedingungen nicht Schritt halten.

Für Stadtwerke, die sowohl als Verteilnetzbetreiber (VNB) die Infrastruktur bereitstellen als auch als potenzielle Investoren die Flexibilität nutzen wollen, ist diese Unsicherheit ein erhebliches Risiko. Wir analysieren die drei größten regulatorischen Blockaden, die Investitionssicherheit untergraben, und zeigen, welche Schritte Politik und Bundesnetzagentur (BNetzA) dringend einleiten müssen.

1. Das fragmentierte Netzanschlussverfahren nach §17 EnWG

Die Pflicht der Netzbetreiber zum Anschluss von Anlagen an ihr Netz ergibt sich primär aus §17 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Historisch waren Erzeugungsanlagen in der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) geregelt, doch Batteriespeicher wurden aus dieser Verordnung herausgelöst. Dies hat §17 EnWG zu einem Sammelbecken für Netzanschlussfragen gemacht, ohne dass bundesweit einheitliche und standardisierte Abläufe etabliert wurden.

Das Problem der Uneinheitlichkeit: Die fehlende Normierung führt dazu, dass VNB und ÜNB unterschiedliche Formate, Prüflogiken und Anforderungen an die Projektreife stellen. Dies fragmentiert den Markt und erhöht die Komplexität für Projektentwickler massiv. Für Netzbetreiber selbst bedeutet die Antragsflut einen enormen administrativen Mehraufwand, da jeder Antrag quasi individuell bewertet werden muss.

Die paradoxe Anforderung: Netzbetreiber fordern frühzeitig Nachweise über Finanzierung und Standortzusagen, um nur „belastbare“ Projekte in die Netzplanung aufzunehmen. Gleichzeitig können Projektentwickler diese Zusagen ohne eine konkrete Zusage zur Anschlusskapazität und den damit verbundenen Kosten kaum liefern. Dies ist ein klassisches Henne-Ei-Problem, das die Prozesse unnötig in die Länge zieht und hohe Vorlaufkosten (oft im sechsstelligen Bereich) verursacht, bevor überhaupt Planbarkeit besteht.

Die Rolle der Transparenz: Ein zentraler Hebel, der bislang ungenutzt bleibt, ist die Verbesserung der Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten und Warteschlangen. Solche Informationen würden es Projektentwicklern ermöglichen, ihre Projekte gezielt in netzverträglichen Regionen zu planen. Die Schaffung klarer, bundesweit harmonisierter Kriterien für die Projektreife und die Priorisierung von Anschlussbegehren ist essenziell, um die diskriminierungsfreie Behandlung aller Anschlussnehmer gemäß §20 EnWG zu gewährleisten und den Prozess zu beschleunigen.

2. Die Unsicherheit der Netzentgelte und der AgNes-Prozess

Die Frage der Netzentgelte ist der größte Unsicherheitsfaktor für die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern. Viele BSS profitieren derzeit von der Netzentgeltbefreiung. Diese Befreiung ist ein entscheidender Faktor für die private Finanzierung von Speichern, die im Gegensatz zu vielen anderen Flexibilitätsoptionen ohne direkte staatliche Förderung auskommen.

Die Gefahr der Retrospektive: Im Rahmen des laufenden AgNes-Prozesses (Anreize für netzdienliches Verhalten) zur Weiterentwicklung der Anreizregulierung hat die BNetzA Orientierungspunkte veröffentlicht, die eine mögliche nachträgliche Einbeziehung von Speichern, die aktuell von der Befreiung profitieren, in die Entgeltsystematik in den Raum stellen.

Warum ist das problematisch?

  1. Vertrauensschutz: Investoren haben auf Basis der geltenden Gesetze – insbesondere der Befreiungen, die oft über Übergangsbestimmungen wie §118 Abs. 9 EnWG oder spezifische Regelungen des StromNEV gesichert waren – kalkuliert. Eine nachträgliche Änderung würde das Vertrauen in die Verlässlichkeit des Regulierungsrahmens massiv beschädigen.
  2. Risikozuschläge: Rechtsunsicherheit führt unweigerlich zu höheren Risikozuschlägen bei der Finanzierung, was die Kapitalkosten erhöht und die Schwellen für die Wirtschaftlichkeit anhebt. Das Ziel der kosteneffizienten Energiewende wird damit konterkariert.

Die Forderung der Regulatorik: Netzentgelte müssen so gestaltet werden, dass sie netzentlastendes Verhalten fördern. Dies erfordert klar definierte und messbare Kriterien für Netzdienlichkeit sowie eine diskriminierungsfreie und vor allem planbare Perspektive. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) und die BNetzA müssen ihre Prozesse verzahnen, um sicherzustellen, dass Anreize im Netzentgeltsystem nicht durch unklare Vorgaben bei den Netzanschlüssen konterkariert werden.

3. Die unregulierte Macht der Flexiblen Netzanschlussverträge (FCAs)

Als Reaktion auf die Netzengpässe und die Antragsflut sind Flexible Connection Agreements (FCAs) bei vielen VNB und ÜNB zur faktischen Voraussetzung für einen Netzanschluss von Großspeichern geworden. FCAs sind im Kern ein sinnvolles Instrument zur netzdienlichen Integration, indem sie definierte Einschränkungen für Bezug und/oder Einspeisung des Speichers festlegen, wenn das Netz an seine Grenzen stößt.

Das regulatorische Vakuum: Das Problem liegt in der mangelnden Normierung. Da der Regulator (BNetzA) keinen klaren Rahmen für die zulässigen Mechanismen und die damit verbundene Vergütung geschaffen hat, entwickeln Netzbetreiber eigene, hochgradig unterschiedliche Vertragsstrukturen. Diese reichen von starren Hüllkurven (die Fahrpläne unabhängig vom Marktpreis diktieren) bis hin zu Abregelungsmechanismen, die an lokale Wetterdaten gekoppelt sind.

Die drohende Doppelbelastung:

FCAs führen oft zu einer signifikanten Reduktion der potenziellen Betriebsstunden und Umsätze der Speicher. Investoren werden verpflichtet, ohne angemessene Vergütung Netzstabilisierungsaufgaben zu übernehmen. Dies steht im Gegensatz zu der grundlegenden Annahme, dass BSS eine rein marktgetriebene Asset-Klasse sein sollen. Zudem wird in vielen Fällen weiterhin ein Baukostenzuschuss (BKZ) fällig, obwohl der Anschluss nur eingeschränkt nutzbar ist.

Die BNetzA muss hier dringend eingreifen und einen klaren regulatorischen Rahmen für FCAs schaffen, der folgende Punkte adressiert:

  1. Standardisierung: Musterverträge oder verbindliche Mindeststandards für die Mechanismen, um den Flickenteppich aufzulösen.
  2. Vergütung: Klare Regeln für die Entschädigung von Abregelungen. Wenn ein Speicher kostenlose Netzdienstleistungen erbringt, muss dies transparent und diskriminierungsfrei vergütet werden. Andernfalls droht das Modell der privat finanzierten Speicher zu kippen.

Fazit: Vom Paragrafen-Dschungel zur Infrastrukturstrategie

Für Stadtwerke, egal ob in der Rolle des Netzbetreibers oder des Projektentwicklers, bedeutet die aktuelle Rechtsunsicherheit erhöhte interne Komplexität und höhere Risikozuschläge. Die derzeitige Situation bremst den Ausbau einer Technologie aus, die das Rückgrat der Energiewende bilden soll.

Um die im §1 EnWG festgeschriebenen Ziele – Versorgungssicherheit und Effizienz – zu erreichen, muss die Fragmentierung des Marktes aufgelöst werden. Die BNetzA ist gefordert, zügig verbindliche Festlegungen zu treffen, die eine Harmonisierung des Netzanschlussverfahrens, Musterverträge für FCAs und vor allem eine planungssichere Perspektive bei den Netzentgelten schaffen. Nur so kann die Investitionssicherheit wiederhergestellt werden, die für den dringend benötigten Hochlauf der Großspeicher unabdingbar ist.