Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat einen Entwurf für neue Netzentgelte für Energiespeicher veröffentlicht, der ab dem 4. August 2029 gelten soll. Dieser Entwurf schafft zwar einige Klarheit, lässt aber weiterhin Unsicherheiten für die Geschäftsmodelle von Energiespeicherprojekten bestehen. Besonders die dynamischen Netzentgelte ab 2030 werfen Fragen auf.
Wichtige Erkenntnisse
- Ab 2029 gelten Kapazitätsnetzentgelte von ca. 4-7 €/kW/Jahr.
- Ab 2030 werden dynamische, standortvariable Netzentgelte eingeführt.
- Die genaue Ausgestaltung der dynamischen Entgelte ist noch unklar.
- Anschlusskosten (BKZ) werden regional differenziert geregelt.
- Kapazitätsmarkt begünstigt zunächst Gaskraftwerke, Chancen für Speicher ab 2027.
Regulierungsrahmen entwickelt sich weiter
Der deutsche Energiespeichermarkt und sein Regulierungsrahmen durchlaufen eine Phase der Reifung. In den letzten Jahren führten sinkende Kosten für die Planung und Errichtung (EPC), attraktive Flexibilitätseinnahmen und hohe Strompreisspannen zu einem schnellen Anstieg von Batteriespeichersystemen (BESS) im Versorgungsmaßstab.
Die Anzahl der Netzanfragen wuchs dabei schneller, als Netzbetreiber und der regulatorische Rahmen sich anpassen konnten. Dies stellte viele Betreiber vor die Herausforderung, eine neue Anlagenklasse zu integrieren und gleichzeitig die Systemstabilität zu gewährleisten.
Faktencheck
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) ist die Regulierungsbehörde für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen in Deutschland. Ihre Entscheidungen haben direkten Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von Energieprojekten.
Herausforderungen für Projektentwickler
Im vergangenen Jahr verlagerte sich der Fokus auf die Schaffung eines klareren regulatorischen Rahmens. Die BNetzA begann, Regeln für Netzentgelte für BESS zu gestalten. Die Diskussionen über statische und dynamische Gebühren haben jedoch Unsicherheit für die Geschäftsmodelle von Projekten geschaffen.
Anschlusskosten (BKZ), eine einmalige Gebühr für Netzausbauten, sind für neue Projekte mittlerweile üblich und werden zunehmend standardisiert, inklusive regionaler Unterschiede. Flexible Netzzugangsvereinbarungen (FCAs), die vor einem Jahr noch ein Nischenthema waren, werden immer mehr zur Norm für neue Netzanschlüsse.
„Die laufenden Diskussionen um statische und dynamische Gebühren haben Unsicherheit für Projektgeschäftsmodelle geschaffen“, erklärt Nina Schmüser, Regulatory Affairs Managerin bei Grenergy in Deutschland.
Obwohl einige Betreiber, wie die E.ON-Gruppe, FCA-Prinzipien veröffentlicht haben, bleiben Schlüsselfragen zur Umsetzung offen, ohne die Projektrentabilität zu untergraben. Alle vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben reifegradbasierte Netzanschlussprozesse eingeführt, und es wird erwartet, dass weitere Verteilnetzbetreiber (VNB) folgen werden.
Details zu den neuen Netzentgelten
Die endgültige Gestaltung der Netzentgelte ist noch nicht vollständig bestätigt. Die BNetzA gab jedoch in ihrer Präsentation Ende Mai und im Entwurfsbeschluss vom 6. August 2026 mehr Klarheit. Betreiber von BESS-Anlagen, die nach dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, können mit einem Kapazitätsnetzentgelt von etwa 4-7 €/kW/Jahr rechnen.
Dieser Wert basiert auf der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität, die ab dem 1. Januar 2029 gilt. Die Berechnung erfolgt auf Basis eines gleitenden Fünfjahresdurchschnitts. Die BNetzA lieferte in ihrem jüngsten Entwurfsdokument ein Beispiel auf der Grundlage von Daten aus den Jahren 2022-2026, was zu einer Gebühr von 5,14 €/kW/Jahr führte.
Hintergrund: Dynamische Netzentgelte
Ab 2030 bis 2033 wird die BNetzA ein dynamisches Netzentgelt einführen. Dieses wird eine standortvariable Energiegebühr sein, die auf einer 15-minütigen Variation basiert. Dieses Netzentgelt kann positiv oder negativ ausfallen. Die BNetzA will damit netzdienliches Verhalten belohnen und BESS-Betreibern eine zusätzliche Einnahmequelle verschaffen. Die genaue Ausgestaltung dieser dynamischen Entgelte ist jedoch noch weitgehend unbekannt. Eine weitere Entscheidung der BNetzA wird zwei Jahre vor der Implementierung erwartet.
Auch die BKZ (Baukostenzuschüsse) werden weiterhin anwendbar sein. Sie sind bereits jetzt für die meisten BESS-Projekte als einmalige Gebühr für den Netzanschluss fällig. Die BNetzA beabsichtigt, die BKZ ab 2027 zu regulieren und dabei regional differenzierte Gebühren zu berücksichtigen. Ziel ist es, BESS-Projekte in Regionen zu lenken, in denen sie den größten Nutzen für das Netz bringen.
Kapazitätsmarkt: Chancen und Hürden
Der deutsche Kapazitätsmarkt (CM) bietet sowohl Chancen als auch Herausforderungen für Energiespeicher. Die größte Herausforderung besteht darin, dass sein ursprüngliches Design stark gasbefeuerte Stromerzeugung begünstigt.
Die ersten 9 GW an Ausschreibungen werden für heutige BESS-Projekte voraussichtlich nicht zugänglich sein. Dies führt nicht nur zu zusätzlichen Kosten, die letztendlich von den Stromverbrauchern getragen werden, sondern bindet auch Gaskapazitäten für viele Jahre, während gleichzeitig die Markterlöse für Speicheranlagen reduziert werden.
Die Chance liegt darin, dass der Rahmen Raum lässt, um die technologieoffenen Ausschreibungen ab 2027 zu gestalten. Diese sollten BESS eine faire Gelegenheit geben, als kohlenstofffreie und zunehmend kostengünstige Flexibilitätsquelle zu konkurrieren.
Weitere politische Fragen und Grauzonen
Flexible Netzzugangsvereinbarungen (FCAs) können ein wirksames Instrument sein, um mehr Netzkapazität für BESS verfügbar zu machen und Netzbetreibern die Sicherheit zu geben, Speicherprojekte anzuschließen, während die Systemsicherheit gewährleistet bleibt. Aus Sicht der Entwickler wird dieses Ziel voll anerkannt.
FCAs müssen jedoch auch einen bankfähigen und vorhersehbaren Rahmen für Investitionen bieten. Angemessene Beschränkungen des Ladens oder Entladens während Perioden der Netzengpässe sind akzeptabel, vorausgesetzt, sie sind transparent, verhältnismäßig und basieren auf klaren technischen Kriterien. FCAs sollten nicht auf Worst-Case-Betrachtungen der Netzbetreiber basieren.
Entwickler benötigen vor allem frühzeitig im Prozess Sicherheit. Der Umfang etwaiger Beschränkungen, einschließlich der maximal gekürzten Kapazität und der Bedingungen, unter denen sie gelten, sollte bei Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags definiert werden. BESS-Betreiber sollten weiterhin ein Mitspracherecht bei der Definition der FCA haben.
Nur dann können FCAs sowohl schnellere Netzanschlüsse als auch investierbare BESS-Projekte unterstützen. Die BNetzA hat angekündigt, die BKZ ab 2027 weiter zu regulieren und dabei regionale Differenzierungen zu berücksichtigen, um BESS-Projekte in Regionen Deutschlands zu fördern, in denen sie am sinnvollsten sind. Dies ist ein Schritt in die richtige Richtung, da eine systemische Perspektive der BNetzA notwendig ist, um BESS zu incentivieren, ihr volles Potenzial für das Netz bereitzustellen.
- Transparente Verfahren: Transparente und harmonisierte Netzanschlussprozesse auf VNB-Ebene sind unerlässlich. Die bereits von den ÜNB eingeführten reifegradbasierten Prozesse können als Blaupause dienen.
- Einfache Prozesse: Netzanschlussprozesse sollten so einfach wie möglich bleiben und keine übermäßig detaillierte Dokumentation erfordern. Sie sollten verbindliche Fristen für Netzbetreiber zur Überprüfung von Anträgen und zur zeitnahen Rückmeldung enthalten.
- Digitalisierung: Die Digitalisierung ist ebenso wichtig. Idealerweise sollten Entwickler Anträge über standardisierte Prozesse einreichen und verfolgen können, unterstützt durch eine gemeinsame Plattform, die transparente Informationen über verfügbare Netzkapazitäten bereitstellt.
Der Entwurf des Netzausbaupakets geht in diese Richtung, indem er digitalisierte, reifegradbasierte Verfahren für VNB bis 2028 vorschlägt. Angesichts des Tempos des BESS-Ausbaus sollten diese Reformen so früh wie möglich umgesetzt werden.
