Regulierung von Stromspeichern hat Lücken
Von Liane Thau und
Jannis Sokianos*)
Im Zentrum der Energiewende steht neben dem Ausbau der Erzeugung aus erneuerbaren Energien auch die Anpassung der Elektrizitätsversorgungsnetze. Diese müssen den erneuerbar oder konventionell erzeugten Strom aufnehmen, transportieren und verteilen. Windkraft- und Solaranlagen an Land werden zumeist an die lokalen Verteilnetze angeschlossen, die ursprünglich nicht für eine solche Art der dezentralen Einspeisung aus vielen und zum Teil kleineren Anlagen konzipiert worden sind. Zudem fluktuiert die Stromgewinnung aus erneuerbaren Energien in Abhängigkeit der Wetterbedingungen. Hinzu kommt in Deutschland ein Nord-Südgefälle, woraus enorme Herausforderungen für die Stabilität der Verteil- und Übertragungsnetze in Deutschland sowie im europäischen Verbundnetz resultieren. Zudem setzt das Ziel der Klimaneutralität eine deutliche Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren am Strommix voraus.
Stromspeicher stehen für Möglichkeiten. Sie müssen dabei verschiedene Funktionen erfüllen. Dabei geht es zuvörderst um die Bereitstellung flexibler Speicherkapazität bei kurzfristigen Erzeugungsspitzen. Dies kann die Notwendigkeit der Abschaltung oder Abregelung von Anlagen verringern (Redispatch). Zugleich kann der Strom für spätere Zeiträume mit höherer Nachfrage bedarfsgerecht angeboten werden. Klassische Technologien sind Akkumulatoren sowie Pumpspeicherkraftwerke, neuere Entwicklungen nutzen Power-to-Heat (PtH) und Power-to-Gas (PtG). Auch die Elektrolyse zur Erzeugung von Wasserstoff ist in diesem Kontext zu nennen.
Die nachfolgende Darstellung soll einen Überblick gängiger Nutzungskonzepte für Stromspeicher geben und der Bearbeitung des Möglichen gegenüberstellen.
Stromspeichernutzung im Behind-the-Meter-Bereich: Hierunter werden die Speichernutzung auf Seiten des Erzeugers oder des Endverbrauchers verstanden. Relevant sind einerseits die Gewerbe- und Industriespeicher, mit denen Unternehmen ihre Abhängigkeit von der Versorgung über die öffentlichen Elektrizitätsnetze reduzieren und Energiekosten sparen können. Gutes Optimierungspotenzial besteht vor allem in Verbindung mit eigener Stromerzeugung auf dem Betriebsgelände. Die Kostenreduktion wird dabei über einen geringer dimensionierten Netzanschluss sowie im Bereich der Netzentgelte erreicht (Peakshaving). Regulierungsrechtliche Einschränkungen hemmen das Entwicklungspotenzial in diesem Bereich nicht, sodass im Segment der Gewerbe- und Industriespeicher ein solides Marktwachstum zu verzeichnen ist. Dieses Segment umfasst auch die Zusammenfassung vieler kleinerer Behind-the-Meter-Speicher zu virtuellen Kraftwerken.
Weiter an Bedeutung gewinnen ferner Speicher-Set-ups im sogenannten Prosumer-Segment, zum Beispiel bei Bürgerenergiegemeinschaften oder im Zusammenhang mit privaten Solaranlagen. Durch das EU-Winterpaket sind speicherspezifische Vorgaben für diese Akteursgruppen geregelt und durch die Mitgliedstaaten umgesetzt worden.
Stromspeichernutzung im Front-of-the-Meter-Bereich: Hier geht es um Speicher, die „vor dem Stromzähler“, aber an das Elektrizitätsnetz der öffentlichen Versorgung angeschlossen sind (Netzspeicher). Insbesondere die großen Batteriespeicher erfüllen dort eine wichtige Funktion bei Netzengpässen. So kann unter guten Wind- und Sonnenbedingungen häufig mehr Energie erzeugt werden, als das Verteilnetz technisch aufnehmen kann. Diese Engpässe werden allerdings häufig durch den – äußerst zeit- und kostenintensiven – Ausbau der Netze behoben. Durch eine stärkere Integration von – binnen deutlich kürzerer Fristen planbarer und genehmigter – Zwischenspeichern in das Verteilnetz könnte der speicherlose Netzausbau vermieden oder zumindest reduziert werden. Gleiches gilt für die bereits erwähnten Redispatch-Maßnahmen, also die netzbetreiberseitigen Abregelungen geplanter Stromproduktion bei Leitungsüberlastung. Diese Maßnahmen sind nach §15 EEG 2021 entschädigungspflichtig, das heißt, es wird Strom bezahlt, der für den Verbrauch nicht zur Verfügung steht. Statt Strom fließt (nur) Geld.
Markt für Systemdienstleistungen: Ein weiteres potenzielles Einsatzfeld für Netzspeicher sind die sog. Systemdienstleistungen. Diese dienen der Gewährleistung der Funktionstüchtigkeit der öffentlichen Stromversorgung. Dazu zählt vor allem das Erbringen sog. Regelenergie zum Zwecke der Frequenzhaltung. Diese muss innerhalb eines engen Toleranzbandes um bei 50 Hz liegen. Die dafür zuständigen vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber erwerben am Regelleistungsmarkt die entsprechenden Kapazitäten, um Verluste zu decken und Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung auszugleichen. Netzspeicher sind zur Erbringung von Regelenergie gut geeignet, da sie kurzfristig und schwankungsfrei gespeicherten Strom ins Netz abgeben (positive Regelenergie) oder solchen aus dem Netz aufnehmen können (negative Regelenergie).
Eine wesentliche regulatorische Einschränkung gilt für Netzbetreiber, denen die Teilnahme am Energiehandel durch die Vorgaben der Entflechtung untersagt ist (Trennung von Markt und Netz). Diese Einschränkung umfasst auch die Teilnahme am Regelenergiemarkt durch den Betrieb eigener Netzspeicher. Selbst wenn die Speicher als vollständig integrierte Netzkomponente fungieren, ist deren Betrieb im Front-of-the-Meter-Bereich für einen Netzbetreiber nur unter sehr engen Voraussetzungen zulässig.
Einschränkungen für alle Marktteilnehmer resultieren zudem aus der unklaren rechtlichen Einordnung von Stromspeichern. Eine eindeutige und allgemeingültige Zuordnung als Erzeugung, Verbrauch oder Transport fehlt bislang. Während der Bundesgerichtshof im Zusammenhang mit Netzentgelten das Einspeichern – energiewirtschaftlich wenig überzeugend – als Letztverbrauch gewertet hat, stellen sowohl das EEG als auch das Stromsteuerrecht auf den Zweck des technischen Vorgangs ab. Danach ist eine Zwischenspeicherung kein Letztverbrauch.
Weil aber eine einheitliche gesetzliche Klarstellung fehlt, kann es bei den staatlich induzierten Strompreisbestandteilen teilweise zu Doppelbelastungen kommen. Dabei können sowohl beim Einspeichern als auch beim Entladen des Stromspeichers Abgaben, Umlagen oder Entgelte anfallen. Diese rechtliche Unklarheit ist ein Hemmnis für die dringend benötigten Innovationen bei der Speichertechnik. Die Bedingungen für einen fairen Wettbewerb von Stromspeichern mit anderen Flexibilitätsoptionen sind insoweit noch herzustellen.
Die Bundesnetzagentur sieht keinen Handlungsbedarf. Leider. Nach Auffassung der BNetzA werde das Potenzial von Stromspeichern für den Transformationsprozess der Energiewirtschaft überschätzt. Eine eigenständige Begriffsdefinition des Stromspeichers sei daher nicht erforderlich. Diese Position lässt eine hinreichende Berücksichtigung der Tatsache vermissen, dass der Flexibilitätsbedarf durch die Abschaltung dargebotsunabhängiger (konventioneller) Kraftwerke bereits kurzfristig deutlich steigen dürfte und die Entwicklung besserer Speichertechnik Zeit und (weitergehende) Anreize benötigt. Abwarten ist hier also fehl am Platz. Zudem dürfte der Standpunkt der BNetzA mit unionsrechtlichen Vorgaben kaum in Einklang zu bringen sein, welche die Mitgliedstaaten zur Schaffung eines diskriminierungsfreien, kohärenten und entwicklungsoffenen nationalen Regulierungsrahmens für Stromspeicher verpflichten. Eine verbindliche Speicherdefinition wäre dafür ein wichtiger erster Schritt.
Die Uhr tickt
Im Ergebnis dürften weiterreichende und detaillierte Vorgaben seitens des Gesetzgebers mehr denn je notwendig sein, die über den Erlass fragmentarischer und technologiespezifischer Ausnahmetatbestände hinausgehen. Nur die Schaffung eines spezifischen Rechtsrahmens für Stromspeicher wird für die gewünschten und auch erforderlichen Investitionen die benötigte Rechts- und damit Planungssicherheit für Unternehmen herbeiführen und die Umsetzung des Möglichen unterstützend begleiten. Den aktuellen Erwägungen des Bundesverfassungsgerichtes zum Klimaschutzgesetz jedenfalls würde es entsprechen, wenn es mit Speichern schneller voranginge.
*) Dr. Liane Thau ist Partnerin, Jannis Sokianos Rechtsanwalt bei Görg Partnerschaft von Rechtsanwälten in Berlin.
