Fachbeitrag: Mehrdimensionale Unsicherheit am Netzanschluss für Speicher

(Dynamische) Netzentgelte, Flexible Connection Agreements (FCAs) und Baukostenzuschüsse werden häufig getrennt voneinander diskutiert. Für die Projektentwicklung, Finanzierung und den Betrieb von Großbatteriespeichern entsteht die eigentliche Unsicherheit jedoch erst im Zusammenspiel dieser drei Ebenen. Der Beitrag ordnet die Funktionen der Instrumente ein und zeigt, warum ihre Überlagerung zu einem zentralen Planungs- und Finanzierungsrisiko werden kann.

Von Christina, Hepp, Director Strategy

Vom Einzelinstrument zur kumulierten Unsicherheit

Jedes der drei Instrumente verfolgt zunächst eine nachvollziehbare eigene Logik. Dynamische Netzentgelte sollen Engpässe zeitlich und perspektivisch auch räumlich abbilden und dadurch gezielt Anreize für netzdienliches Verhalten setzen. FCAs sollen Netzanschlüsse dort ermöglichen, wo aufgrund knapper Netzkapazitäten oder standortspezifischer betriebliche Restriktionen ein unbeschränkter Anschluss nicht darstellbar ist. Sie verknüpfen den Netzzugang bewusst mit Einschränkungen, wenn aus Sicht des Netzbetreibers berechtigte betriebliche Risiken bestehen, eine begrenzte Integration des Anschlusses jedoch realistisch erscheint. Baukostenzuschüsse sollen Netzausbaukosten verursachungsgerechter zuordnen und zugleich eine Signalwirkung für die Wahl von Standort und Anschlusskapazität entfalten.

Aus Sicht der Praxis sind bereits die einzelnen Instrumente herausfordernd, allen voran die fehlenden Leitplanken von FCAs und die zunehmende Komplexität ihrer Ausgestaltung. Hinzu kommt die fehlende Klarheit darüber, wie diese Instrumente künftig ineinandergreifen werden. Ein Batteriespeicherprojekt kann wirtschaftlich tragfähig erscheinen, solange einzelne Unsicherheiten isoliert betrachtet und im frühzeitigen Dialog mit dem Netzbetreiber eingegrenzt werden können. Mit der Überlagerung mehrere Instrumente, die gleichzeitig auf denselben Business Case wirken, verschiebt sich die Herausforderung: Nicht mehr einzelne Parameter stehen im Fokus, sondern deren Wechselwirkung über die gesamte Projektlaufzeit - und das bislang unzureichend abgestimmte Zusammenspiel der Mechanismen

Dynamische Netzentgelte als veränderliche Betriebsgröße

Im AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur wird an einer neuen allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom gearbeitet. Die bislang für Speicher geltende Vollbefreiung von Netzentgelten wird im AgNes-Verfahren ausdrücklich nicht als dauerhaft fortführbar angesehen. Zugleich werden Ansätze entwickelt, die über zeitlich und regional differenzierte Entgeltkomponenten gezieltere Verhaltensanreize setzen sollen. Für Speicher ist dieser Ansatz grundsätzlich naheliegend, weil sie ihre Fahrweise technisch flexibel anpassen können.

Für die Investitionspraxis ergibt sich daraus jedoch ein strukturelles Spannungsfeld. Speicher erzielen Erlöse gerade dadurch, dass sie in kurzen Zeitfenstern auf Preissignale und Systembedarfe reagieren. Dynamische Netzentgelte können diese Logik sinnvoll ergänzen, indem auch netzseitige Signale in die Einsatzoptimierung einfließen. Unsicherheit entsteht jedoch dort, wo Investitionsentscheidungen heute getroffen werden müssen, ohne dass die zukünftige Netzentgeltsystematik in ihrer Gesamtheit hinreichend verlässlich abschätzbar ist – insbesondere im Hinblick auf die konkrete Ausgestaltung dynamischer und fixer Entgeltkomponenten sowie auf Übergangs- und Vertrauensschutzregelungen. Hinzu kommt, dass dynamische Netzentgelte nicht nur die Höhe der Netzkosten beeinflussen, sondern auch die relative Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Einsatzoptionen. Der wirtschaftliche Wert eines Speichers ergibt sich aus der Kombination mehrerer Vermarktungs- und Einsatzmöglichkeiten. Eine stärkere betriebs- oder netzzustandsorientierte Ausgestaltung kann damit nicht nur einzelne Margen verschieben, sondern auch die Optimierung des gesamten Assets maßgeblich beeinflussen.

FCAs zwischen Anschlussmöglichkeit und Erlösrestriktion

Flexible Connection Agreements gewinnen in diesem Umfeld an Bedeutung, weil sie in vielen Netzgebieten überhaupt erst einen realistischen Anschlusskorridor eröffnen. Gleichzeitig zeigt sich in der Praxis eine erhebliche Spannbreite in der Ausgestaltung von FCAs und es gibt kein homogenes Produkt. Dies reicht von klar strukturierten, gut kalkulierbaren Modellen bis hin zu deutlich restriktiveren Ansätzen, die im Ergebnis einen weitreichenden Einfluss auf die Fahrweise und die Wirtschaftlichkeit haben können. Damit wird deutlich, dass FCAs zwar einem gemeinsamen Grundprinzip folgen, ihre konkrete Ausgestaltung jedoch in der Praxis stark variiert.  Hinzu kommen Fälle, in denen einzelne FCA-Ausgestaltungen aus Betreibersicht nur schwer nachvollziehbar sind und so restriktiv wirken, dass der Business Case wirtschaftlich nicht mehr darstellbar ist.

Die Unsicherheit verschiebt sich damit weniger vom Ob eines Anschlusses hin zum Wie, also zur konkreten Ausgestaltung der Anschlussbedingungen. Ein FCA kann einen Anschluss ermöglichen und damit erheblichen Projektwert schaffen, begrenzt aber gleichzeitig die operative Freiheit des Speichers. Für die Finanzierung ist daher weniger die Existenz eines FCA entscheidend als seine konkrete Ausgestaltung. Gerade deshalb gewinnen Analyse- und Anschlusskonzepte wie REGIOlink an Bedeutung, die FCA-Modelle nicht nur vertraglich strukturieren, sondern die zugrunde liegenden Netzrestriktionen im regionalen Kontext systematisch einordnen und so aufbereiten, dass daraus sowohl netzseitig sinnvolle als auch wirtschaftlich tragfähige und bewertbare Anschlusslösungen entstehen. Relevant sind dabei insbesondere die Häufigkeit möglicher Abrufe, deren zeitliche Vorhersehbarkeit, die technische Kommunikationslogik, die Granularität der Begrenzung, mögliche Entschädigungsmechanismen und die Frage, wie sich diese Restriktionen auf unterschiedliche Vermarktungsstrategien auswirken.

Praxiserfahrungen aus bereits verhandelten und operativ begleiteten FCA-Modellen zeigen, dass ihre wirtschaftliche Tragfähigkeit wesentlich davon abhängt, wie gut Restriktionslogik, Netzsituation, technische Anbindung und Vermarktungsstrategie aufeinander abgestimmt sind. Insbesondere Geschäftsmodelle, die stark auf operative Flexibilität angewiesen sind, reagieren sensibel auf Einschränkungen, deren Ausprägung, Granularität, und Vorhersehbarkeit schwer einordbar sind. Ein FCA wird damit nicht nur zur technischen Anschlusslösung, sondern zu einem integralen Bestandteil des Geschäftsmodells.

Baukostenzuschüsse als vorgelagerter Investitionsfilter

Noch vor dem ersten operativen Einsatz wirken Baukostenzuschüsse auf die Investitionsentscheidung. Sie betreffen die Frage, welcher Anteil netzseitiger Ausbau- oder Anschlusskosten vom anschlussnehmenden Projekt zu tragen ist. Für Großbatteriespeicher können sie eine erhebliche Relevanz entfalten, da sowohl der gewählte Netzverknüpfungspunkt als auch die reservierte Anschlusskapazität unmittelbaren Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit haben.

Aus regulatorischer Sicht ist der BKZ als Instrument grundsätzlich konsistent, da er eine verursachungsgerechte Zuordnung netzbezogener Ausbau- und Anschlusskosten unterstützt und Investitionsentscheidungen hinsichtlich Standort und Anschlusskapazität beeinflusst.  

Gerade hier entsteht im Zusammenspiel mit FCAs ein sensibles Spannungsfeld. Wenn ein Projekt einen nennenswerten Baukostenzuschuss für eine Anschlusskapazität zahlt, die es aufgrund vertraglicher Betriebsgrenzen nur eingeschränkt nutzen kann, stellt sich die Frage nach der ökonomischen Konsistenz der Gesamtarchitektur. Der BKZ adressiert dabei die statische Vorhaltung von Kapazität, während der FCA die operative Verfügbarkeit differenziert abbildet. Aus Speicherbetreibersicht kann eine reduzierte BKZ-Belastung bei vereinbarten FCAs daher ein sinnvoller Mechanismus sein, um statische Anschlusskosten und operative Nutzungseinschränkungen konsistenter miteinander zu verzahnen.

Zudem erfüllt der BKZ aus Netzsicht häufig auch eine Selektionswirkung hinsichtlich der Qualität und Ernsthaftigkeit von Anschlussanfragen sowie der Nutzung knapper Netzkapazitäten, da er bereits in frühen Projektphase mit einer finanziellen Verpflichtung verbunden ist.  

Die Überlagerung der Instrumente im Business Case

Für die Bankability von Großbatteriespeichern ist nicht entscheidend, ob ein einzelnes Instrument für sich genommen sachgerecht begründbar ist. Maßgeblich ist, ob der Gesamtmechanismus hinreichend verlässlich für Investoren, Kreditgeber und Betreiber bleibt. Genau hier liegt derzeit die zentrale Herausforderung. Ein Projekt kann gleichzeitig mit drei Unsicherheitsebenen konfrontiert sein: mit einmaligen, standortabhängigen Anschlusskosten aus dem BKZ, mit der zukünftigen Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik im Rahmen von AgNes sowie mit betrieblichen Restriktionen aus dem FCA.

Diese Überlagerung erschwert insbesondere drei Aspekte. Erstens sinkt die Vorhersagbarkeit künftiger Cashflows, da sowohl Erlös- als auch Kostenseite stärker von regulatorisch geprägten Parametern abhängen. Zweitens wird der Vergleich von Standorten komplexer, da nicht mehr nur Markbedingungen und Netzanschlusssituation entscheidend sind, sondern auch die konkrete Kombination aus BKZ-Logik, Anschlussmodell und regionaler Netzentgeltsystematik. Drittens steigt der Aufwand in der Finanzierung, da Risikoallokation, Sensitivitäten und vertragliche Absicherung granularer betrachtet werden müssen.

Für das Gesamtsystem ist dies nicht folgenlos. Unsicherheit verteuert Kapital, verlängert Entscheidungsprozesse und kann dazu führen, dass grundsätzlich sinnvolle Speicherprojekte zurückgestellt oder in ihrer Ausgestaltung verändert werden müssen. Das betrifft nicht nur Projektentwickler, sondern mittelbar auch Netzbetreiber und Systemkosten. Denn ein Speicher, der aufgrund widersprüchlicher Signale nicht gebaut wird, kann weder Engpässe reduzieren noch Flexibilität bereitstellen.

Was für ein konsistentes Zielbild erforderlich wäre

Ein belastbares Regulierungsdesign für Großbatteriespeicher sollte weniger an der isolierten Bewertung einzelner Instrumente ansetzen als an deren Zusammenspiel. Entscheidend ist, dass die Funktionen der drei Instrumente klar voneinander abgegrenzt und zugleich konsistent aufeinander abgestimmt sind. Nur so entstehen Steuerungssignale, die für Marktteilnehmer nachvollziehbar bleiben und sich in belastbare Investitionsentscheidungen übersetzen lassen.

Baukostenzuschüsse verknüpfen netzbezogene Kosten mit der gewählten Anschlussleistung und entfalten damit eine unmittelbare Lenkungswirkung auf Standort- und Anschlussentscheidungen. FCAs kommen dort zum Einsatz, wo betriebliche Flexibilität mit regionalen Netzanforderungen in Einklang gebracht werden muss. Dynamische Netzentgelte sollten zeitliche und räumliche Knappheitssignale abbilden, ohne dieselbe Netzrestriktion ein zweites oder drittes Mal in anderer Form zu bepreisen.

Ökonomisch kritisch wird es dort, wo diese Funktionen nicht klar getrennt sind. Wirkt dieselbe Netzknappheit gleichzeitig über einen standortabhängigen BKZ, über betriebliche FCA-Beschränkungen und zusätzlich über zukünftige Netzentgeltkomponenten auf denselben Speicher, entsteht keine präzisere Steuerung des Systems. Stattdessen überlagern sich Signale, deren kumulative Wirkung auf Investitionskosten, Erlösperspektive und operative Freiheitsgrade  nicht mehr kalkulierbarer ist. Für kapitalintensive, vollständig marktlich finanzierte und subventionsfreie Speicherprojekte wird damit nicht Effizienz belohnt, sondern der Umgang mit regulatorischer Komplexität.

Ein konsistentes Zielbild erfordert daher Transparenz darüber, welches Instrument welchen systemischen Zweck erfüllt und wie daraus resultierende Kosten und betriebliche Restriktionen zugeordnet werden. Ebenso zentral sind klar definierte Übergangsfristen sowie einen belastbaren Vertrauensschutz für Projekte, die sich bereits in fortgeschrittenen Planungs- oder Finanzierungsphasen befinden. Gerade für Großbatteriespeicher, die vollständig marktbasiert agieren, erhebliche Vorlaufinvestitionen erfordern und bewusst Marktrisiken übernehmen, sind verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen eine wesentliche Voraussetzung für Investitionsentscheidungen.

Ebenso wichtig ist die Standardisierung dort, wo sie ohne Verlust an Netzspezifik möglich ist. Nicht jedes Netzgebiet ist gleich, aber nicht jede Fragestellung muss im Einzelfall neu verhandelt werden. Für die Praxis entscheidend sind nachvollziehbare und konsistente Bewertungsmaßstäbe für FCAs, klare Prinzipien zur BKZ-Bemessung bei restriktionsbehafteten Anschlüssen sowie frühzeitig festgelegte und verlässliche Ausgestaltung der künftigen Netzentgeltsystematik, einschließlich klarer Übergangs- und Vertrauensschutzregelungen. Ansätze wie REGIOlink können dazu beitragen, die gemeinsame Analyse von Netzsituation, Betriebslogik und Restriktionsdesign zu systematisieren, anstatt FCA-Ausprägungen ausschließlich als bilaterale Sonderlösung zu behandeln. Erst dadurch ließe sich das derzeitige Spannungsfeld in ein handhabbares Investitionsumfeld überführen.

Fazit

Dynamische Netzentgelte, FCAs und Baukostenzuschüsse sind jeweils für sich genommen nachvollziehbare Regulierungs- und Steuerungsinstrumente. Für Großbatteriespeicher liegt die Herausforderung deshalb weniger in einem einzelnen Instrument als in der kumulierten Wirkung auf Investitionsentscheidungen, operative Freiheitsgrade und langfristige Erlöserwartungen. Ein tragfähiger Rahmen für den weiteren Speicherausbau erfordert entsprechend nicht nur sachgerechte Einzelregeln, sondern vor allem ein konsistentes Zusammenspiel aus Anschluss, Betrieb und Entgeltlogik. Dieses Zusammenspiel sollte verlässliche, kalkulierbare und widerspruchsfreie Rahmenbedingungen schaffen, innerhalb deren marktwirtschaftlich agierende Speicher ihre systemdienliche Wirkung entfalten können.

Aus der Praxis zeigt sich, dass die Wirkung der Instrumente maßgeblich von ihrer konkreten Ausgestaltung im Projektkontext abhängt. Sie muss netzseitige Anforderungen berücksichtigen, ohne die wirtschaftlich nutzbare Flexibilität von Speichern unverhältnismäßig einzuschränken. Denn genau diese Ausgestaltung entscheidet darüber, ob Speicher, ihre systemische Rolle im Energiesystem skalierbar entfalten können.