Der wirtschaftliche Kipppunkt: 11 statt 31 Cent
Es ist eine tektonische Verschiebung in den Bilanzen der Energieversorgung: Die Kombination aus erneuerbarer Erzeugung und dezentralen Batteriespeichern – insbesondere unter Nutzung von Second-Life-Batterien – deklassiert klassische fossile Backup-Kraftwerke wirtschaftlich. Während die Bereitstellung einer Kilowattstunde Strom aus einem fossilen Spitzenlastkraftwerk (inklusive CO2-Zertifikatepreis nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz - BEHG und Netzentgelten) heute oft bei über 31 Cent liegt, realisieren optimierte Groß- und Heimspeicher im Verbund mit PV und Wind bereits Gestehungskosten von rund 11 Cent pro Kilowattstunde.
Gleichzeitig erleben wir ein regulatorisches Paradoxon: Während das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) mit seiner Kraftwerksstrategie (KWS) den Zubau von bis zu 10 Gigawatt wasserstofffähigen Gaskraftwerken staatlich subventionieren will, fällt die dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) weitgehend durchs Raster. Für Stadtwerke bedeutet dies: Wer stur auf die Revitalisierung oder den Neubau klassischer, fossil betriebener Blockheizkraftwerke (BHKW) setzt, läuft Gefahr, in eine wirtschaftliche und regulatorische Sackgasse zu steuern.
Die Kernfrage: Warum müssen Sie sich als Stadtwerk-Entscheider JETZT damit befassen?
Als Geschäftsführer, Netzplaner oder Portfoliomanager eines Stadtwerks stehen Sie vor drei drängenden Herausforderungen:
- Wertverlust von Bestandsanlagen: Ihre bestehenden, wärmegeführten KWK-Anlagen verlieren durch die veränderten Marktwerte im Sommer (Stichwort: negative Strompreise nach § 51 EEG bzw. der neuen Analogie im EEG 2024) massiv an Wirtschaftlichkeit.
- Netzengpässe im Verteilnetz: Der ungesteuerte Zubau von PV-Anlagen und Wärmepumpen zwingt Sie zu massiven Investitionen in den Netzausbau, es sei denn, Sie nutzen dezentrale Flexibilitäten systematisch.
- Regulatorischer Konformitätsdruck: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) verpflichtet Sie über neue Festlegungen zur aktiven Steuerung und Integration von Speichern. Wer die Prozesse nicht digitalisiert, verliert die Netzkontrolle.
Das regulatorische Spannungsfeld: Kraftwerksstrategie vs. Dezentralität
Die politische Motivation hinter der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung ist die Absicherung der sogenannten „Dunkelflaute“ auf Übertragungsebene. Doch dieser makroökonomische Ansatz ignoriert die Realität in den Verteilnetzen.
Während die Großkraftwerke der KWS über Kapazitätsmechanismen gefördert werden sollen, entfällt für dezentrale KWK-Anlagen zunehmend die wirtschaftliche Basis. Das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) bietet in seiner aktuellen Fassung keine ausreichenden Anreize mehr für den rein stromgeführten, hochflexiblen Betrieb, der zum Ausgleich lokaler Netze notwendig wäre.
Hier springen Batteriespeicher in die Bresche. Regulatorisch werden sie durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Beschleunigung des Energienetzbaus und andere Novellen zunehmend privilegiert.
Die wichtigsten regulatorischen Stellhebel für Speicher im Überblick:
| Regelung / Gesetz | Inhalt / Relevanz | Konsequenz für Stadtwerke |
|---|---|---|
| § 118 Abs. 6 EnWG | Befreiung von den Netzentgelten für die Einspeicherung zur späteren Rückspeisung. | Ermöglicht arbitragebasierte Geschäftsmodelle ohne doppelte Netzentgeltbelastung. |
| § 14a EnWG (BNetzA-Beschlüsse BK6-22-300 & BK8-22-010-A) | Verpflichtende netzdienliche Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (steuVE) und Speichern. | Stadtwerke als VNB müssen Schnittstellen für das Einspeisemanagement und die netzdienliche Dimmung bereitstellen. |
| BK6-23-048 (BNetzA-Festlegung) | Einführung flexibler Netzanschlussverträge zur Überbrückung von Engpasszeiten. | Speicher können schneller ans Netz angeschlossen werden, wenn sie sich zu Spitzenzeiten drosseln lassen. |
Netzdienlichkeit im Fokus: Wann helfen Speicher dem Verteilnetz?
Ein kritischer Blick in die Wissenschaft – wie die viel beachtete Agora Speicherstudie zeigt – offenbart ein differenziertes Bild bezüglich der Netzdienlichkeit:
- Niederspannungsebene: Batteriespeicher zur Optimierung des Eigenverbrauchs (in Kombination mit PV-Anlagen) können das Verteilnetz nachweislich entlasten. Dies ist durch eine kluge, netzdienliche Parametrierung und Auslegung oft ohne teure Investitionen in komplexe Kommunikationstechnik möglich (z.B. durch feste Einspeisebegrenzungen an der Wirkleistungsgrenze).
- Mittel- und Hochspannungsebene: Hier zeigt die Studie deutliche Grenzen auf. Der Einsatz von Großbatteriespeichern zur reinen Vermeidung des Netzausbaus ist auf diesen Netzebenen meist keine kosteneffiziente Lösung. Die erforderlichen Speichermengen sind so gewaltig, dass die Investitionskosten die Kosten des klassischen, konventionellen Netzausbaus (Kabel, Transformatoren) in fast allen Szenarien weit übersteigen.
Das bedeutet für Ihre Netzplanung: Nutzen Sie Speicher als lokale, dezentrale Flexibilitätsinstrumente in der Niederspannung, um lokale Überlastungen an Ortsnetztransformatoren abzufedern. Planen Sie jedoch auf Mittelspannungsebene weiterhin primär mit dem konventionellen Netzausbau und nutzen Sie dort Speicher eher für Systemdienstleistungen (Frequenzhaltung, Redispatch 2.0) statt als Netzersatz.
Der regulatorische Werkzeugkasten: So setzen Stadtwerke Flexibilität um
Um die wirtschaftlichen Vorteile von Speichern regulatorisch sauber zu erschließen, müssen Stadtwerke drei Kernbereiche anpassen:
1. Implementierung von § 14a EnWG im Messstellenbetrieb
Seit dem 1. Januar 2024 müssen neue steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Wallboxen) und Batteriespeicher, die Strom aus dem Netz beziehen, ein reduziertes Netzentgelt erhalten. Im Gegenzug darf der Verteilnetzbetreiber (VNB) bei drohender Netzüberlastung die Leistung temporär dimmen (auf bis zu 4,2 kW).
- Ihre Aufgabe: Ihr Messstellenbetrieb (gMSB) muss Smart-Meter-Gateways (SMGW) in Kombination mit Steuerboxen (FNN-konform) ausrollen. Nur so können Sie die Steuerbefehle rechtssicher über die Marktkommunikation (UTILMD, MSCONS) übertragen.
2. Nutzung flexibler Netzanschlussverträge (§ 18 EnWG i.V.m. BK6-23-048)
Wenn ein Kunde einen Großspeicher oder eine PV-Anlage anmelden möchte, Ihr Netz vor Ort aber ausgelastet ist, mussten Sie den Anschluss bisher ablehnen oder auf den Netzausbau verweisen.
- Ihre Chance: Nutzen Sie flexible Netzanschlussverträge. Sie erlauben es Ihnen, dem Kunden den Anschluss sofort zu gewähren, unter der vertraglichen Bedingung, dass die Einspeisung oder der Bezug in definierten Engpassstunden netzdienlich abgeregelt werden darf. Das sichert die lokale Resilienz und beschleunigt die Energiewende vor Ort.
3. Redispatch 2.0 und Clusterbildung
Nach den Vorgaben des Redispatch 2.0 (§§ 13a, 13b, 14 EnWG) sind auch Speicher ab 100 kW zur Teilnahme am Engpassmanagement verpflichtet. Die Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und VNB erfordert präzise Datenströme.
- Ihre Chance: Durch die Bildung von Flexibilitäts-Clustern (gemäß den aktuellen BDEW-Anwendungshilfen zur Clusterbildung in Stromnetzen) können Sie kleinere, dezentrale Speicher aggregieren. So heben Sie das Flexibilitätspotenzial auch ohne einzelnes, kleinteiliges Abrufen der Anlagen.
Fazit & Handlungsempfehlung für Stadtwerke
Der regulatorische Rahmen zwingt Stadtwerke zum Umdenken, bietet aber gleichzeitig historisch neue Geschäftsfelder. Wer die Transformation vom klassischen, fossilen Energieversorger zum dezentralen Flexibilitätsmanager verpasst, verliert mittelfristig seine Kunden und riskiert Netzinstabilitäten.
Regina Rechts Drei-Punkte-Plan für Ihr Stadtwerk:
- Bestands-BHKW hybridisieren: Prüfen Sie, ob Sie bestehende KWK-Anlagen durch Großbatteriespeicher und Power-to-Heat-Anlagen (PtH) zu hybriden Systemen erweitern können. Dies sichert die Systemrelevanz und optimiert die Bewirtschaftung an der Strombörse (EPEX Spot).
- Netzdienliche Tarife anbieten: Nutzen Sie die Spielräume der neuen Netzentgeltstruktur nach § 14a EnWG, um Ihren Kunden Anreize für das netzdienliche Laden von Speichern zu bieten. Speicher im Eigenheimbereich sollten standardmäßig so parametriert werden, dass sie die Mittagsspitze der PV-Anlage abfangen.
- Prozesse digitalisieren: Stellen Sie sicher, dass Ihre Marktkommunikationssysteme (MaBiS, GPKE) die neuen Datenformate für steuerbare Verbrauchseinrichtungen fehlerfrei verarbeiten können. Die BNetzA überwacht die Einhaltung der Fristen streng.
Die Wirtschaftlichkeit hat bereits gekippt. Nun liegt es an Ihnen, den regulatorischen Rahmen in lokalen Erfolg zu übersetzen.