Reservierungs-Dilemma: Wie VNBs die BESS-Welle regulatorisch beherrschen

1. Executive Summary: Die BESS-Welle trifft auf regulatorische Trägheit

Seit 2024 beobachten Verteilnetzbetreiber (VNB) eine exponentielle Zunahme an Anschlussbegehren für gewerbliche Batteriespeicher (BESS). Diese Investitionswelle, getrieben durch sinkende Batteriepreise und attraktive Arbitrage-Möglichkeiten (Regelenergie, Redispatch-Vermarktung), ist grundsätzlich ein essenzieller Motor für die Energiewende. Sie ermöglicht die Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch und stabilisiert das System.

Das Kernproblem liegt jedoch in der Diskrepanz zwischen der schieren Masse der Anfragen und der tatsächlichen Projektreife. Viele Anschlussbegehren dienen zunächst der spekulativen Kapazitätsreservierung im Netz. Dies blockiert Netzkapazitäten, die für reife Projekte oder andere essenzielle Einspeiser (Wind, PV) benötigt würden, und führt zu massiver Investitionsunsicherheit beim dringend notwendigen Netzausbau.

Als Regulatorik-Expertin ist meine Perspektive klar: VNBs dürfen angesichts dieser Herausforderung nicht in eine passive Rolle verfallen. Die Regulierung – insbesondere VDE-AR-N 4110, das EnWG und die kommenden MiSPeL-Festlegungen – bietet bereits heute Instrumente, um diesen Engpass aktiv zu managen. Ziel ist es, den notwendigen Netzausbau mit intelligenten, regulatorisch abgesicherten Prozessen zu flankieren, um die Blockade durch unrealisierte Projekte aufzulösen und BESS systemdienlich zu integrieren.

2. Die aktuelle Marktlage: Spekulation und Engpässe

Die typischen Leistungsklassen der aktuellen Anträge bewegen sich oft zwischen 1 MW und 50 MW. Besonders betroffen sind ländliche Regionen mit hoher EE-Dichte, in denen die vorhandenen Netzknoten bereits durch PV- oder Windparks ausgelastet sind. Die Treiber sind klar:

1. Wirtschaftliche Anreize: Hohe Erträge auf den Regelenergiemärkten (P-, S-, T-Regelreserve) und die Möglichkeit zur Arbitrage von Strompreisschwankungen.
2. Fallende Kosten: Die Gestehungskosten für Batteriespeicher sinken kontinuierlich.
3. Regulatorische Erwartung: Die erwartete finale Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSPeL) verspricht eine langfristige Klärung der Netzentgeltbehandlung, was Investitionssicherheit schafft und die Antragsflut befeuert.

Die Folge: VNBs sehen sich mit Hunderten von Anfragen konfrontiert, deren Bearbeitung immense Ressourcen bindet, während nur ein Bruchteil tatsächlich in die Realisierung geht.

3. Der Regulatorische Rahmen: Was gilt und was kommt

Die Steuerung der BESS-Welle muss sich auf drei zentrale regulatorische Säulen stützen:

3.1. Netzanschluss und Reservierungspraxis nach VDE-AR-N 4110

Die Grundlage für die Kapazitätsreservierung im Verteilnetz ist die Anwendungsregel VDE-AR-N 4110 (Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz).

Die VNBs sind gemäß § 8 EnWG zur Gewährung des Netzanschlusses verpflichtet. Die Reservierungspraxis ist hier der Hebel: Standardmäßig sind Netzbetreiber verpflichtet, Kapazitäten für einen Zeitraum von 3 bis 6 Monaten zu reservieren. Entscheidend ist die Verlängerungsoption in Abschnitt 7.3.2.

Regina Rechts Klartext: VNBs müssen diese Fristen konsequent überwachen und eine Verlängerung der Reservierung nur gegen den Nachweis konkreter Projektfortschritte gewähren. Dazu gehören Meilensteine wie die gesicherte Finanzierung, die Baugenehmigung oder der Abschluss eines EPC-Vertrages. Fehlen diese Nachweise, muss die Reservierung aufgehoben werden, um die Kapazität für reifere Projekte freizugeben.

3.2. MiSPeL-Festlegung: Die zukünftige Netzentgeltfrage

Die BNetzA arbeitet im Rahmen der MiSPeL-Festlegung (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) an der finalen Ausgestaltung der regulatorischen Rahmenbedingungen. Kernziel ist die gleichberechtigte Marktteilnahme von Speichern.

Die Diskussion dreht sich vor allem um die Vermeidung der doppelten Netzentgeltbelastung (beim Bezug und bei der Einspeisung). Die finale Festlegung, die für 2025/2026 erwartet wird, wird die ökonomische Attraktivität von BESS signifikant erhöhen. VNBs müssen damit rechnen, dass die Antragsdynamik nach der Finalisierung weiter zunimmt.

Regulatorisch ist essenziell: Eine eventuelle dauerhafte Befreiung der Speicher von Netzentgelten sollte an einen messbaren Beitrag zur Systemdienlichkeit gekoppelt sein [Quelle 4]. VNBs sollten dies in ihren Stellungnahmen zum Konsultationsprozess proaktiv einfordern.

3.3. § 14a EnWG: BESS als Netzentlastungsinstrument

Der neu gefasste § 14a EnWG, der die Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (darunter fallen Batteriespeicher) regelt, ist das stärkste Instrument für VNBs, um BESS von einem Problem zu einem Teil der Lösung zu machen.

Speicher können nicht nur Last beziehen, sondern auch (gesteuert) einspeisen. § 14a EnWG erlaubt dem VNB die temporäre Leistungsreduzierung bei drohenden Engpässen. Im Gegenzug erhalten die BESS-Betreiber eine Netzentgeltreduktion.

Handlungsanweisung: VNBs müssen § 14a EnWG aktiv in ihre Netzanschlussverträge und operativen Steuerungsprozesse integrieren. Die Meldepflichten gemäß der Festlegung sind einzuhalten: Netzbetreiber müssen Anlagen erfassen und ihre Steuerungspotenziale melden. Dies fördert nicht nur die Netzdienlichkeit, sondern bietet VNBs auch eine operative Alternative zum sofortigen, teuren Netzausbau.

3.4. NEST-Prozess: Der Anreiz für intelligente Netze

Der NEST-Prozess (Neue Entgeltstruktur für Strom & Gas) der BNetzA reformiert die Anreizregulierung (RAMEN) und Netzentgeltfestlegung (StromNEF/GasNEF) [Quelle 2]. Er ist kein Transparenz-Tool, sondern definiert die zukünftigen Investitionsanreize der Netzbetreiber.

Hier ist das neue Qualitätselement „Energiewendekompetenz“ relevant. Es belohnt VNBs, die aktive Netzführung, Digitalisierung und die intelligente Integration von Flexibilitätsoptionen (wie BESS) implementieren. Die Anerkennung von Kosten für die Implementierung digitaler Steuerungstechnik und Redispatch-Maßnahmen (als KAnEu) schafft Anreize, BESS aktiv zur Engpassreduzierung zu nutzen, statt nur passiv auf den Netzausbau zu warten.

4. Lösungsansätze und Best Practices für VNBs

Die Antwort auf die spekulative Reservierungswelle liegt in der Optimierung des Reservierungsregimes und der Förderung der Netzdienlichkeit.

4.1. Das Reservierungsregime optimieren: First-Ready-First-Served

Statt des starren FCFS-Prinzips (First-Come-First-Served), das Spekulanten belohnt, sollten VNBs innerhalb des Rahmens der VDE-AR-N 4110 auf ein First-Ready-First-Served-Prinzip umstellen:

1. Gestaffelte Reservierungsgebühren: Einführung einer Gebühr, die bei Nichterfüllung der Meilensteine verfällt. Dies erhöht die Eintrittshürde für Spekulanten und signalisiert Ernsthaftigkeit.
2. Meilenstein-Katalog: Definition klarer, nicht verhandelbarer Meilensteine (z.B. rechtskräftige Baugenehmigung, Nachweis der Projektfinanzierung). Nur bei Erfüllung wird die Reservierung verlängert.
3. Transparente Warteschlangen: Etablierung einer Online-Plattform, die transparent über die verfügbare Kapazität und die Wartezeiten informiert. Dies reduziert unnötige Anfragen und kanalisiert die Ressourcen der Netzplanung.

4.2. Netzdienliche Integration durch flexible Kapazität

Die volle, garantierte Anschlusskapazität (Nennleistung) für 24/7-Betrieb ist oft der Engpass. VNBs sollten flexible Anschlussmodelle anbieten:

• Abregelbare Anschlussleistung: Bieten Sie eine reduzierte, garantierte Anschlussleistung an. Die BESS-Betreiber erhalten die volle Leistung nur, solange keine Netzengpässe vorliegen. Dies ist eine direkte Anwendung des Steuerungspotenzials gemäß § 14a EnWG und reduziert den sofortigen Netzausbaubedarf.
• Standortsteuerung: Geben Sie Investoren Anreize (z.B. schnellere Bearbeitung oder bessere Anschlusskonditionen), BESS an netzdienlichen Standorten zu errichten, die nachweislich Engpässe reduzieren. Dies erfordert eine detaillierte Netzplanung.

4.3. Digitalisierung und Prozessstandardisierung

Angesichts der Antragsflut sind manuelle Prozesse nicht mehr tragbar. Die Digitalisierung muss die regulatorischen Anforderungen abbilden:

• Standardisierte Antragsformulare: Erfassung aller relevanten Daten für die Netzverträglichkeitsprüfung (NVZP) in einem standardisierten Format.
• Automatisierte Vorprüfung: Nutzung von KI-gestützten Tools zur Erstbewertung der NVZP und zur Identifizierung kumulativer Effekte an Netzknoten.

5. Ausblick und Fazit

Die Jahre 2026/2027 werden durch die Finalisierung der großen BNetzA-Prozesse geprägt sein. Die erwartete MiSPeL-Finalisierung wird die Investitionsdynamik weiter beschleunigen, während die NEST-Reform die Anreize für VNBs zur intelligenten Netzführung setzt.

Eine mögliche weitere regulatorische Entwicklung ist die Diskussion um die AgNeS-Reform (Reform der Netzentgelte für Einspeisung). Sollten Einspeiser-Netzentgelte eingeführt werden, würde dies die Wirtschaftlichkeit von BESS – je nach Ausgestaltung – fundamental beeinflussen.

Regina Rechts Handlungsempfehlungen

Die erfolgreiche Integration der Batteriespeicher erfordert keinen regulatorischen Neuanfang, sondern die konsequente und intelligente Anwendung der bereits bestehenden Instrumente (VDE-AR-N 4110, § 14a EnWG) im Kontext der neuen Anreizstruktur (NEST). Nur so können VNBs ihre Rolle als aktive Gestalter der Energiewende wahrnehmen und die spekulative Blockade im Netz auflösen.