Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett den Entwurf des Netzpakets beschlossen, das umfassende Anpassungen für Entwickler von Batteriespeicherprojekten vorsieht. Zunehmende Transparenz-, Auskunfts- und Digitalisierungspflichten für Verteilnetzbetreiber können für Anschlusssuchende eine wichtige Verbesserung darstellen: Während die geplante Veröffentlichung von freien Netzkapazitäten die Suche nach geeigneten Standorten erleichtert, können verbindliche Informationen zum Status der Netzanschlussanfrage die Planbarkeit verbessern und dabei helfen, vorhandene Ressourcen zielgerichteter einzusetzen. Insbesondere für deutschlandweit agierende Entwickler stellt die ab 2028 geplante Einführung einer gemeinsamen Internetplattform als Ausgangspunkt für sämtliche Netzanschlussbegehren eine wichtige Erleichterung dar.
Neue Verfahren für die Vergabe von Netzkapazitäten
Darüber hinaus soll das Netzpaket Netzbetreibern erstmals die Priorisierung von Netzanschlüssen, beispielsweise anhand von Kriterien wie Systemsicherheit, Ausbauzielen, der effizienten Nutzung von Verknüpfungspunkten oder der Standortgebundenheit ermöglichen. Diese wurden in Teilen bereits von den E.ON Netzbetreibern Bayernwerk Netz, SH Netz und E.Dis aufgegriffen, die derzeit ein kriterienbasiertes Zuteilungsverfahren pilotieren: Die ausgewiesenen freien Netzkapazitäten werden in absteigender Reihenfolge an diejenigen Anschlussinteressenten vergeben, deren Anträge nach den vorab transparent festgelegten Kriterien die höchsten Punktzahlen erzielen. Bereits in den vergangenen Monaten haben Verteilnetzbetreiber unterschiedliche Alternativen zum Windhundprinzip eingeführt und verteilen ihre Netzkapazitäten nun beispielsweise mittels Repartierungs- oder Reifegradverfahren, um die Antragsflut zu reduzieren oder ernst gemeinte von spekulativen Anfragen unterscheiden zu können. Für ernst gemeinte Projekte erhöht sich so tendenziell die Chance auf einen Netzanschluss, gleichzeitig sorgt die Vielzahl unterschiedlicher Zuteilungsverfahren für zunehmende Komplexität.
Vergabeverfahren können Netzentgeltbefreiung gefährden
Die Einführung mehrphasiger zyklischer Vergabeverfahren stellt für Entwickler von Batteriespeicherprojekten derzeit häufig ein weiteres Problem dar: Erfolgt die Angebotserteilung gemäß Zeitplan des Vergabeverfahrens erst nach dem 31.12.2026, drohen Projekte mit geplanter Inbetriebnahme vor dem 04.08.2029 die Voraussetzungen für eine Netzentgeltbefreiung gemäß dem AgNes-Festlegungsentwurf nicht erfüllen zu können. Dies kann die Wirtschaftlichkeit von Projekten nachhaltig beeinflussen.
Für Projektentwickler von Batteriespeicherprojekten ist die im Rahmen des Netzpakets geplante Anpassung des §17 Abs. 2a EnWG von besonderer Bedeutung. Danach soll der Netzanschluss an einem bestehenden Verknüpfungspunkt nicht wegen fehlender Kapazitäten verweigert werden dürfen, sofern die bisherige maximale Leistung durch den zusätzlichen Anschluss der Energiespeicheranlage unter Abschluss eines FCA unverändert bleibt. Bislang sind die Prüfung bzw. das Angebot eines FCA für Netzbetreiber freiwillig. Künftig könnten sie verpflichtend werden, sofern durch sie die netzneutrale Einbindung des Batteriespeichers ermöglicht werden kann.
Von statischen zu dynamischen Vorgaben
Die netzneutrale Einbindung bedeutet, dass durch den Anschluss keine zusätzlichen auslegungsrelevanten Netzbelastungen entstehen und folglich kein zusätzlicher Engpass verursacht wird. Diese Betriebsweise soll mittels Wirkleistungsbeschränkungen in Zeiten kritischer Netzsituationen erreicht werden. Seit der Einführung von FCA im Februar 2025 wurden diese zunächst vor allem statisch in Form von Hüllkurven vorgegeben. Inzwischen zeichnet sich eine Weiterentwicklung hin zu regelbasiert-dynamischen Vorgaben ab, d.h. die Einschränkungen werden auf Basis ex-ante definierter Regeln in Abhängigkeit von externen Parametern, insbesondere der prognostizierten Sonneneinstrahlung bzw. Windgeschwindigkeit, dynamisch vorgegeben. Angewendet werden die regelbasiert-dynamischen Wirkleistungseinschränkungen bereits von der SH Netz, deren Vorgehen gemäß Pressemitteilung als Vorlage für die Entwicklung eines zukünftig E.ON-weiten FCA-Standards dienen könnte. In der Branche stößt dies auf geteilte Kritik: Während der FCA-Standard zwar eine Antwort auf die vielseits geforderten Muster-FCA darstelle, müsse ein FCA spezifisch auf die lokale Netzsituation angepasst sein. Tatsächlich erscheint die Übertragbarkeit regelbasiert-dynamischer Beschränkungen auf lastgeprägte Netze herausfordernd, da sich die lokale Netzsituation nicht ohne Weiteres auf Basis von Wetterprognosen ableiten lässt und verlässliche Lastprognosen in der operativen Umsetzung deutlich anspruchsvoller sind.
Regulierung und Praxis müssen sich noch einspielen
Der „Batterie-Tsunami“ mit einer Flut an Netzanschlussanfragen mündet nun in regulatorischen Korrekturen, auf die sich der vorangeeilte Markt nun nachträglich einzustellen hat. Die Umsetzung von neuen Zuteilungsverfahren und dynamischen FCA sind vielerorts noch als Konzepte in der Erprobung und werden voraussichtlich in den nächsten Monaten weiterentwickelt. Die regulatorischen Entwicklungen hält BET im Blick, um Ihnen Chancen frühzeitig aufzuzeigen und mögliche Herausforderungen rechtzeitig zu adressieren.
Dr. Lukas Löhr
Leiter Kompetenzteam Energiemarktmodelle & Preisprognosen
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Tamara Preuß
Manager
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