Nur eine "Handvoll" von Großbatteriespeicher-Projekten werde es noch schaffen, von der derzeit geltenden Netzentgelt-Befreiung zu profitieren, bevor die Bundesnetzagentur ihre Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik – kurz "Agnes" genannt – veröffentlicht. So beurteilt ein großer Erneuerbaren-Projektierer die Lage, den die ZFK am Rande der diesjährigen Intersolar-Messe in München sprechen konnte.
Die Einschätzung deckt sich mit dem, was in der Branche intern diskutiert wird – und mit dem, was Marie-Sophie Braun, Leiterin Politik beim Münchner Speicherentwickler und -betreiber Kyon Energy, öffentlich sagt. "Es gibt sehr viele Projektvorhaben, die das nicht mehr schaffen werden. Wenn man kein großer Akteur mit Vertrauen bei den Lieferanten ist, wird es schwierig."
Akteure, die ihre Projekte mit Hausbanken finanzierten, dürften es demnach schwerer haben. "Da stellt sich die Frage: Ist wirklich die Diskriminierungsfreiheit gegeben – oder werden kleinere Player benachteiligt?", sagt Braun.
Was die Netzagentur verlangt
Hintergrund ist Zwischenstand zum Agnes-Prozess, den die Bundesnetzagentur Ende Mai vorgestellt hat. Darin wird klargestellt: Die 20-jährige Netzentgelt-Befreiung für Großbatteriespeicher nach Paragraf 118 Absatz 6 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) gilt nur noch für Projekte, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen – und für die vor Inkrafttreten der Agnes-Festlegung eine finale Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde. Die Festlegung wird für Ende 2026 bis Anfang 2027 erwartet, das Zeitfenster ist also knapp.
Mehr dazu hier: Netzentgelt-Befreiung: Der Zeitdruck für Batteriespeicher wächst
Was genau als FID gilt, hat die Behörde noch nicht final konkretisiert. Der Zwischenstand legt jedoch nahe, dass verbindliche Bestellungen von Komponenten erfolgt sein müssen, die mehr als die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken.
"Wir verstehen den Zwischenstand des Agnes-Verfahrens so, dass vor der Veröffentlichung der finalen Festlegung die Investitionsentscheidungen getroffen sein und zusätzlich mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens bereits zugeteilt sein müssen", sagt Braun. Für die meisten Projekte bedeute dies, dass der Vertrag mit dem Batteriespeicher-Lieferanten müsse geschlossen sein müsse. "Das ist sehr ambitioniert", so die Branchenkennerin.
Kleinere Akteure im Nachteil
Dabei unterscheiden sich die Bedingungen für Projektentwickler. Wer als bekannter Großabnehmer gilt, kann kurzfristig Lieferantenverträge sichern. Wer dagegen erstmals oder mit kleineren Volumina am Markt agiert, wird es schwerer haben, Lieferanten zu überzeugen – zumal die Nachfrage nach Batteriespeicher-Verträgen gerade anzieht.
Ein Teil der jetzigen Verunsicherung sei durch den Agnes-Prozess selbst entstanden, heißt es aus der Branche. Lange war unklar, ob überhaupt noch Vertrauensschutz gewährt wird – das hatte Investitionsentscheidungen blockiert. Nun, da Klarheit besteht, bleibt kaum Zeit.
Erschwerend kommt hinzu, dass die Wartelisten bei den großen Batteriespeicher-Herstellern lang sind. Wer dort als verlässlicher Großabnehmer mit entsprechenden Bestellvolumina bekannt ist, bekommt eher einen Liefertermin – wer erstmals oder mit kleineren Mengen anfragt, wartet länger.
Neues Reifegradverfahren verzögert
Hinzu kommt eine weitere Zeitfalle, die bislang wenig diskutiert wird: Die FID setzt nach dem Agnes-Zwischenstand auch eine verbindliche Netzanschlusszusage voraus. Verbindliche Zusagen aus dem neuen Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber werden aber teilweise erst erteilt, wenn das FID-Fenster bereits geschlossen ist.
Für Projekte auf der Höchstspannungsebene besteht damit das Risiko, die Vertrauensschutz-Kriterien allein wegen der zeitlichen Reihenfolge nicht mehr zu erfüllen – obwohl das Projekt selbst wirtschaftlich und technisch längst reif wäre. Darauf weist die Kölner Kanzlei Stein Rechtsanwaltsgesellschaft in einem aktuellen Blogbeitrag hin.
Flexible Netzanschlüsse als Unsicherheitsfaktor
Neben dem FID-Kriterium benennt Braun eine zweite Baustelle, die in der öffentlichen Diskussion bislang weniger Aufmerksamkeit bekommt: flexible Netzanschlussvereinbarungen, kurz FCA (von englisch: Flexible Connection Agreement). Diese Verträge zwischen Speicherbetreibern und Netzbetreibern erlauben es letzteren, die Nutzbarkeit des Netzanschlusses zeitweise einzuschränken.
"Bei flexiblen Netzanschlussvereinbarungen stellt sich die Frage: Geht es um zeitlich begrenzte Einschränkungen, bis der Netzausbau da ist – oder darum, Netzausbau insgesamt einzusparen?", sagt Braun. Sie fordert, dass Netzbetreiber "fehlende Datenkommunikationsflüsse" aufbauen, und dass diese nicht "dauerhaft über FCAs abgepuffert werden."
Netzbetreiber müssten eigentlich in Echtzeit wissen, wie viel Strom gerade aus Erneuerbaren-Anlagen in ihr Netz eingespeist wird – also welche Auslastung an welchem Netzknoten herrscht. Gerade auf der Ebene der Niederspannung, aber auch teilweise der Mittelspannung, fehlen diese Daten häufig.
Für Projektierer hat das direkte wirtschaftliche Folgen: "Einige Vorgaben von Netzbetreibern sind in der Praxis sehr einschränkend", sagt Braun. Ungedeckelte Abregelungen durch FCAs seien "extrem schwierig zu finanzieren", weil Speicherbetreiber nicht sicher sein könnten, in welchem Zeitraum der Netzanschluss tatsächlich zur Verfügung stehe.
Mehr dazu auch hier: Netzanschluss: Warum der Unmut über Netzbetreiber wächst
Mehr Planbarkeit, aber neue Unsicherheiten
Trotz der Kritik sieht Braun von Kyon Energy im Agnes-Zwischenstand auch Fortschritte. "Zu Beginn des Jahres war der größte Unsicherheitsfaktor die Ungewissheit über künftige Speichernetzentgelte." Durch den Agnes-Zwischenstand könnten Speicherinvestoren diese jetzt abschätzen.
Zusätzliche Netzentgelte würden zwar die Erlöserwartung schmälern, aber immerhin könnten diese Kosten nun berücksichtigt werden. Zur größten Unsicherheit seien in inzwischen die Netznutzungsbedingungen geworden. "Wir schauen weiterhin optimistisch darauf – sehen aber gleichzeitig, dass der Zugang zum Netz komplexer wird", sagt die Politikchefin von Kyon Energy.
Stadtwerke, die derzeit konkret Batteriespeicher-Projekte planen und noch von der Netzentgelt-Befreiung profitieren wollen, müssen also in den kommenden Monaten konkrete Verträge schließen. Wer das nicht schafft, wird Netzentgelte von Anfang an einpreisen müssen – und damit mit einem schlechteren Business Case in den Markt gehen.
