Gastbeitrag von
Julian Gerstner
Gründer und Geschäftsführer, Mirai Power
In vielen Netzgebieten sind die Anschlusskapazitäten für neue Speicher bereits begrenzt. Der Ausbau von Netzkuppelstellen zum Übertragungsnetz wird einige Jahre benötigen und hinkt dem Ausbauplan um Jahre hinterher. Der Gesetzgeber hat deshalb mit dem §17 (2b) des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) die Möglichkeit flexibler Netzanschlussvereinbarungen (FNAV) eingeführt.
So könnte der Anschluss neuer Speicher beschleunigt und, systemtechnisch gesehen, günstigere Anschlusspunkte gefunden werden. Allerdings kommt die Regelung bislang kaum in der Praxis an. Von einem flächendeckenden Einsatz sind wir noch weit entfernt. Dort, wo sie eingesetzt werden, sind sie dann oftmals alles andere als flexibel.
9 Gigawatt freie Netzanschlusskapazität
Ein FNAV kann – wenn gut ausgestaltet – ein gewinnbringendes Instrument für den Netz- und Speicherbetreiber, sowie für die Volkswirtschaft sein. Die Netzbetreiber bekommen eine Möglichkeit, die anzuschließenden Speicher technisch gewinnbringend in das betreffende Netzgebiet einzubinden, Engpässe zu verringern oder gar zu vermeiden und Netzausbaukosten zu reduzieren.
Der Speicherbetreiber hat den Vorteil eines schnelleren Anschlussprozesses und nimmt dafür Einschränkungen im Betrieb, und damit letztendlich bei den Einnahmen, in Kauf. Das ist volkswirtschaftlich ein Gewinn, denn verfügbare Infrastruktur wird besser genutzt und der Netzausbaubedarf reduziert. Durch die angeschlossenen Speicher sinken langfristig die Großhandelsstrompreise. Das kommt bestenfalls beim Endkunden an. Die Niederlande machten es zu Beginn des Jahres vor, als der dortige Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Tennet flächendeckend FNAV einführte. Quasi über Nacht wurden neun Gigawatt (GW) an freier Netzanschlusskapazität geschaffen.
Das Potential ist da, wird in Deutschland aber nahezu nicht genutzt. Das liegt vor allem an den Berührungsängsten der Verteilnetzbetreiber (VNB) mit den FNAV aufgrund verschiedenster Sachverhalte. Eines eint hier alle VNB: Die nicht vorhandene Digitalisierung und das Verharren in der guten alten statischen Zeit des zentralen Energieerzeugungssystems. VNB haben schlicht oft keine Vorstellung davon, wie flexible, sprich dynamische Netzanschlussvereinbarungen aussehen sollen.
Auf Vorschläge der Speicherentwickler gehen sie aber auch nicht ein beziehungsweise hören diese überhaupt nicht an. Da wir in Deutschland einen Wildwuchs von über 800 VNB haben, kocht hier auch wieder jeder sein eigenes Süppchen. Für ein Industrieland wie Deutschland ist eine solche träge Stromnetzbetreiberlandschaft tödlich. Innovation und Schnelligkeit in der Anpassung an die "neue" Energiewelt bleiben auf der Strecke.
Abschläge von 50 Prozent bei Einnahmen
Wichtig bei FNAV ist, dass sie zuerst wirklich flexibel, das heißt, dynamisch sind, sprich dass sie sich an Netzengpasssituationen ausrichten und die vorhergesagte Einspeiseleistung der Wind- und PV-Erzeugung des nächsten Tages betrachten. Netzbetreiber sollten mindestens am Tag vorher (Day Ahead), und vor dem Öffnen der Day-Ahead-Auktion an der Strombörse, das Fenster mitteilen, in dem der betreffende Speicher aufgrund von Engpässen nicht oder nur in Teillast gefahren werden darf.
Das muss jeden Tag aufs Neue passieren und dann ist auch der Speicherbetreiber glücklich, weil er seinen Vermarktungsfahrplan am Day-Ahead-Markt, im Intraday-Handel und an den Regelleistungsbörsen entsprechend anpassen kann. Beide Seiten würden gewinnen. Der Abschlag an Einnahmen für den Speicherbetreiber wäre überschaubar und in letzter Konsequenz aber auch gerne akzeptiert, weil es allen helfen würde.
Leider ermöglicht es §17 (2b) EnWG dem Netzbetreiber aber auch, die FNAV undynamisch, also statisch, anzudienen. Das heißt, es wird ein starres, oftmals jeden Tag gleichbleibendes Fenster von teilweise zehn Stunden am Stück, vorgegeben, an denen der Speicher entweder nicht ein- oder ausspeichern darf, oder sogar beides. Dies geschieht völlig ohne Rücksichtnahme auf die tatsächliche Netzsituation.
Das ist meiner Erfahrung nach der Standardfall, den die VNB heutzutage anbieten. Das ist gelinde gesagt die schlimmstmögliche Ausgestaltungsform eines FNAV. Sie hilft weder die Netzinfrastruktur – damit hauptsächlich die Übertragungskapazitäten gemeint – besser zu nutzen, noch schafft sie einen wirtschaftlichen Betrieb für die Speicher. Abschläge von bis zu 50 Prozent in den täglichen Einnahmen sind zu erwarten.
Abregelung zwischen 8 und 17 Uhr
Der VNB N-Ergie etwa schließt, wenn überhaupt, Graustromspeicher nur dann im Netzgebiet an, wenn der Betreiber eine starre Abregelung von 100 Prozent an 365 Tagen im Jahr, zwischen 8 Uhr morgens und 17 Uhr abends akzeptiert. Die Begründung des Unternehmens: Wir haben 21 GW Photovoltaik (PV) im Netz. Daher darf der Speicher in der Zeit der PV-Produktion nie entladen.
Zusätzlich verlangt N-Ergie auch ein starres Ladestandmanagement und schreibt vor, wie viel Prozent Ladzustand der Speicher zu welchem Zeitpunkt des Tages haben muss. Eine Betrachtung des Wetters, der Jahreszeit, des Wolkenzugs, der realen Netzsituation und so weiter? Fehlanzeige.
Dieses Beispiel ist nur eines von vielen, aber es zeigt symptomatisch, an welchen Stellen es hier hakt. Unwillen zum Pragmatismus, fehlende Digitalisierung im Netzbetrieb und fehlende Datenanbindung auch an die Signale der Strombörsen. Oftmals aber auch, und das ist eigentlich das Verheerende: Einfach der Unwille, hier seine Arbeit zu erledigen und Netzanschlüsse anzudienen.
85 Prozent Netzentgelte sparen
FNAV sind auch keine Einbahnstraße. Der Netzbetreiber bekommt ein von privatwirtschaftlicher Hand finanziertes Instrument, seine Netzinfrastruktur besser zu nutzen und Kosten zu sparen. Er sollte der Pflicht nachkommen, möglichst viele Kunden anzuschließen. Es ist nur nachvollziehbar, dass diese Effizienzsteigerungen auf Seiten der Netzbetreiber, geliefert von den Speichern, einen Wert darstellen, den man Speicher vergüten sollte.
Die Niederlande machen es hier wieder vor. Akzeptiert ein Speicherbetreiber dort einen FNAV, so kann er bis zu 85 Prozent an Netzentgelten sparen, wenn der Speicher nach dem Fahrplan des Netzbetreibers gefahren wird. Die Reduzierung im Vermarktungserlös wird dadurch und durch die Chance überhaupt ans Netz zu kommen aufgewogen. Des Weiteren darf der Netzbetreiber auch nur 15 Prozent des Jahres regulierend eingreifen und das eben nur dort, wo wirklich Bedarf besteht. Dynamisch also.
BKZ schafft derzeit keine Anreize
Jetzt haben wir in Deutschland zumindest bis August 2029 eine Netzentgeltbefreiung für Großspeicher. Das heißt, über ersparte Netzentgelte kann noch keine Kompensation erfolgen. Was nun aber höchstrichterlich entschieden wurde, ist das Anwenden des Baukostenzuschusses (BKZ) auf Großspeicher im Verteilnetz.
Die Entscheidung per se kann man anzweifeln, das tue ich auch. Sie berücksichtigt nämlich nach wie vor nicht den Nutzen von Speichern im System. Speicher sind einfach keine reinen Verbraucher. Auch wird mit dem BKZ absolut kein Anreiz geschaffen, Speicher dort zu bauen, wo sie benötigt werden. Hier widersprechen sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) und beispielsweise der Netzbetreiber Tennet.
So behauptet die BNetzA, Speicher seien nur im Erzeugungszentrum notwendig, also im Norden. Dort soll der BKZ dann geringer ausfallen. Tennet sagt in deren "Quo Vadis"-Speicherstudie aber genau das Gegenteil. Speicher in den lastgetriebenen Regionen werden benötigt. Aber es ist nun, wie es ist. Eine schlechte Regel ist besser als keine Regel.
Problematisch bei der BKZ-Entscheidung ist allerdings, dass die VNB im Zuge der Erhebung des BKZ volle Freiheit genießen. Diese dürfen nun mehr oder weniger nach Gutdünken selbst festlegen, wie viel sie verlangen. Wer weiß, ob nicht Firma A einen BKZ "X" bekommt und Firma B im gleichen Netzgebiet keinen BKZ zahlen muss. Raum für Schabernack ist genug gegeben.
Starre Netzentgelte befürchtet
Was nun aber mit dem BKZ koordiniert und einheitlich eingeführt werden könnte, ist ein Rabattsystem für Speicher, die sich per FNAV anschließen lassen. Je nach Netzgebiet ergibt sich dann auf einer zu erstellenden und einheitlichen Berechnungsformel, der gewährte Rabatt im BKZ bis auf 0. Dies kann gepaart werden mit den etwaigen ab 2029 eingeführten Netzentgelten.
Denn diese sollten das netzdienliche Verhalten von Speichern beachten und den Wert, den das für das System und die Volkswirtschaft liefert, einberechnen. Konkret: Flexible, oder dynamische Netzentgelte, deren Höhen am Schaden oder Nutzen des Betriebs eines Batteriespeichersystems (BESS) in einer jeweiligen Zeitspanne gemessen wird. Je netzdienlicher ein BESS betrieben wird, desto niedriger die Netzentgelte. So macht es auch die Niederlande.
Instrumente für einen effizienten und wirtschaftlich optimierten Netzbetrieb und Anschlussprozess wären also vorhanden. Man muss sie nur nutzen wollen. Wichtig ist zu erwähnen, dass sich die meisten Projektentwickler von Speichern oder die Betreiber, gar nicht gegen die Einführung von Netzentgelten aussprechen. Sie sollten aber eben dynamisch sein und den wertvollen Nutzen von Flexibilität, die übrigens nicht nur Speicher liefern, im Netz berücksichtigen.
Betrachtet man die BKZ-Entscheidung und Haltung der BNetzA zum Thema, bekommt man aber in der Branche leider zu Recht die Befürchtung, dass auch bei der gerade anlaufenden Netzentgeltdiskussion Agnes einfach starre Tarife eingeführt werden, die dann, zusammen mit einem starren und intransparenten BKZ, den Business Case von Speichern zerstören würden. Sollte es so weit kommen, wäre das ein Fiasko für die Energiewende und muss daher unter allen Umständen verhindert werden.
Markt für Engpassdienstleistungen
Des Weiteren wäre es aus meiner Sicht angebracht, sich einmal über die marktwirtschaftliche Beschaffung von Engpassdienstleistung, etwa über einen Handelsplatz, Gedanken zu machen. Auch hier macht es die Niederlande vor. Dort gibt es einen Markt mit Namen "Gopacs", auf dem unter anderem Speicher ihre Dienste zur Vermeidung von Engpässen anbieten könnten.
Dieser Börsenhandel ist ähnlich aufgebaut wie etwa der Day-Ahead oder Intraday-Handel an der Kurzfriststrombörse. Das wäre dann aber eine Methode, die es möglicherweise bei gut ausgestalteten FNAV und perfektem Netzentgeltdesign, gar nicht mehr bedarf. Denn die Ziele würden bereits über die Verringerung der Redispatchkosten erreicht.
Netzdienlichkeit weiterhin nicht definiert
Auf rechtlicher Seite ist es außerdem wichtig, den Begriff der "Netzdienlichkeit" endlich im Energiewirtschaftsgesetz zu definieren und so verbindliche Vorgaben für alle Branchenakteure zu schaffen. Die Verteilnetzbetreiber müssen zudem angehalten werden, sich zu digitalisieren und Speicher in der Systemplanung zu beachten.
Das könnte zwar auch zu einer Konsolidierung bei der Anzahl an Verteilnetzbetreibern führen. Das wäre aber auch ökonomisch effizient und sinnvoll. Auch ein Preiszonensplit oder vergleichbare lokale Preissignale würden dazu führen, dass Speicher besser ins System eingeplant werden könnten. Aber diese Aufteilung in Preiszonen ist in Deutschland so weit entfernt wie der 1. FCN Nürnberg vom Erfolg von Real Madrid.
Ausschreibungen nur in homöopathischen Dosen
Wenig ist dagegen von Ausschreibungen für "netzdienliche" Speicher zu halten, wie sie etwa Bayernwerk vornimmt. Solche gesteuerten Ausschreibungen öffnen – vor allem bei einem Netzbetreiber, der selbst auch Speicher entwickelt und betreibt – Tür und Tor für das Umgehen der Transparenzverpflichtung. Das könnte den fairen Wettbewerb im Energiemarkt gefährden.
Des Weiteren werden hier nur homöopathische Speichergrößen ausgeschrieben. Ich glaube auch nicht, dass solche Ausschreibungen günstigere Preise erzielen als Speicher, die sich multidimensional am Markt bewegen und sich einem voll flexiblen NAV nach obiger Erklärung unterwerfen.
