neue energie: Wo lauern die größten Hürden für die Projektierer und Betreiber von Speicherprojekten?
ist Rechtsanwalt und Partner bei der Kanzlei Brahms, Nebel & Kollegen. Sein Schwerpunkt liegt im Themengebiet dezentrale Energiekonzepte im Bereich Strom und Wärme unter Einsatz von erneuerbaren Energien, Stromspeichern, Wasserstoff und Elektromobilität.
Gleichzeitig kommt hinzu, dass die Bundesnetzagentur geäußert hat, dass der Stichtag sogar noch vorgezogen werden könnte (zum Beispiel auf den 31. Dezember 2028) – dazu wäre sie wohl auch berechtigt. Zumindest sieht es die Bundesnetzagentur selbst so. Ein vorgezogenes Datum für den Eintritt in die Netzentgeltbefreiung kann dazu führen, dass bereits entwickelte Projekte, in die schon viel Geld geflossen ist, wirtschaftlich unter Druck geraten. Das wäre ein sehr schlechtes Zeichen, auch für die Investitionssicherheit. Daher sollten Projektierer sicherstellen, dass die Projekte, die sie jetzt noch mit Netzentgeltbefreiung umsetzen möchten, vor dem 01. Januar 2029 am Netz sind. Daher ist es notwendig, dass die BNetzA relativ zeitnah die neue Netzentgeltstruktur vorbringt, weil alle Projekte, die wir jetzt angehen, in diesen zeitkritischen Horizont reinlaufen.
ne: Eigentlich dürfen Gesetze nicht rückwirkend zum Nachteil geändert werden. Wie steht es um den Vertrauensschutz bei der Netzentgeltbefreiung?
Dr. Brahms: Am Ende wird das Bundesverfassungsgericht entscheiden, was möglich ist und was nicht. Vertrauensschutz ist ein hohes Gut und ist im Grundgesetz angelegt. In einem EEG-Tatbestand hat das Bundesverfassungsgericht aber bereits geurteilt, dass schon die Vorlage eines Gesetzentwurfes zum Entfall des Vertrauensschutzes führen kann. Das reduziert natürlich den Vertrauensschutz der Investoren.
ne: Wann greift bei einem Speicherprojekt denn der Bestandsschutz, der für Investitionssicherheit sorgt?
Dr. Brahms: Hierfür kann es zwei Anknüpfungspunkte geben, die für den Vertrauensschutz herangezogen werden können: Entweder man hat eine Netzanschlussreservierung oder man verfügt bereits über eine Baugenehmigung. Die Baugenehmigung vermittelt ein subjektives Recht. Wenn ich noch nicht im baurechtlichen Genehmigungsverfahren bin, dürfte im Zweifel die Rechtsposition noch nicht derart erstarkt sein.
ne: Und was ist das zweite Problemfeld?
Dr. Brahms: Das ist der Kundenanlagenbegriff, da geht es um die Co-Location. Die Fragestellung lautet: Wenn ich gemeinsam eine Infrastruktur – zum Beispiel ein Umspannwerk – nutze, werde ich dadurch als Infrastrukturbetreiber zum regulierten Netz oder nicht? Sprich, sind diese klassischen Einspeisenetze, bei denen es eigentlich nicht die Notwendigkeit gibt, sie zu regulieren, doch ein regulierter Netzbetrieb? Nach meinem Kenntnisstand gibt es zumindest von Regulierungsseite ein starkes Bestreben, einen Batteriespeicher, sofern er diese Infrastruktur nicht nur für sich betreibt, als netzregulierte Infrastruktur einzuordnen. Das kann, wenn man dies konsequent zu Ende denkt und der Gesetzgeber dies zum Anlass einer Gesetzesänderung nimmt, entweder zu einer Vollregulierung oder einer Netzregulierung light führen, bei der nur gewisse Pflichten eines Netzbetriebs auferlegt werden. Auch könnte der Gesetzgeber keine Netzregulierung regeln, wobei die Rechtsprechung des EuGH jedoch enge Grenzen einer solchen Regelung aufzeigt. Mit dieser Unsicherheit müssen wir aktuell umgehen, sowohl juristisch als auch wirtschaftlich.
ne: Wie sehen die regulatorischen Bedingungen bei den Netzanschlüssen aktuell aus?
Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Vereinheitlichung mit dem sogenannten Reifegradverfahren bereits vorgemacht. Das ist nicht verkehrt, kann aber dazu führen, dass es gerade für kleinere und mittelständische Projektentwickler herausfordernd ist, diese Projekte umzusetzen. Die Anforderungen an den Nachweis der Planreife sind enorm.
ne: Gibt es weitere Widersprüchlichkeiten bei den geltenden Gesetzen?
Dr. Brahms: Wir haben leider immer wieder Abweichungen zwischen gesetzlichen Normen und Praxis. Ein Beispiel: In § 17 Absatz 2a EnWG steht, dass der Vorrang der Erneuerbare-Energien-Anlagen und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen den Batteriespeichern nicht entgegengehalten werden kann. Das klingt erstmal gut, weil das nach einer Gleichsetzung von Speichern mit erneuerbaren Energien klingt. In der Umsetzung ist allerdings komplett offen, was damit gemeint ist. Denn wir haben im EEG ein vorgegebenes Anschlussverfahren, sodass innerhalb von acht Wochen nach Netzanschlussbegehren allen Einspeisewilligen entsprechende Grundinformationen vorliegen müssen. Das müsste dann ja auch für die Batteriespeicher gelten. Ansonsten haben die Erneuerbaren immer einen Vorteil gegenüber den Speichern.
In der Praxis gibt es aber keine Gleichbehandlung, die eigentlich intendiert war. Der Gesetzgeber hat die konkrete Ausgestaltung nicht vorgenommen. Ganz spannend dabei ist, dass die BNetzA den Netzbetreibern einen Hinweis gegeben hat, wie sie Netzanschlussverfahren zu gestalten haben und welche Informationen sie zeitnah den Anlagenbetreibern zur Verfügung stellen müssen. Die Einhaltung dieser Hinweise scheint sich bisher nicht flächendeckend gegeben zu sein.
ne: Gibt es eine Stellschraube, die dem Speichermarkt mehr Sicherheit geben und den Ausbau sinnvoll beflügeln könnte?
Dr. Brahms: Ich finde die Idee energieregulatorisch sinnvoll, die Strompreiszonen doch noch einmal zu durchdenken. Eigentlich alles, worüber wir gerade sprechen – dynamische Netzentgelte, sinnvoller Zubau von Energieanlagen, Redispatch-Vorbehalt – führt dazu, dass wir etwas regulatorisch bauen, um Strompreiszonen zu vermeiden. An sich würden die natürlichen Marktsignale bei einer gewissen Aufspaltung von Strompreiszonen dafür sorgen, dass wir erstens weniger Redispatch hätten und zweitens auch Strompreise so allokiert würden, dass es sinnvoll ist, an bestimmten Stellen zu investieren oder nicht. Das ist eine sehr weitreichende Idee, die aber wohl nicht zeitnah umgesetzt wird.
