Flexibilität im Stromsystem : EEG-Batteriespeicher dürfen ihr volles Potenzial nicht entfalten

Deutschland an einem dieser stürmischen Wintertage, wie sie uns bald wieder regelmäßig ins Haus stehen: Windkraftanlagen in der Nordsee und an Land erzeugen große Mengen Grünstrom. Es gibt ein Überangebot an Windenergie im Netz, die Strompreise fallen auf null oder sogar ins Negative. Etliche Windparks werden durch die Netzbetreiber abgeregelt; das Stromnetz steht unter Stress. Häufig nur wenige Stunden später, wenn der Wind nachlässt, dreht sich die Situation: Es ist kalt, die Stromnachfrage ist hoch, doch CO₂-armerzeugter Strom ist nun Mangelware.

Dieses Szenario ist symptomatisch für eine der größten Herausforderungen der Energiewende: Wir produzieren immer mehr Grünstrom, können ihn aber nicht optimal ins Stromnetz integrieren, weil die zeitliche und räumliche Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch zunimmt. Eine der Lösungen liegt auf der Hand und wird derzeit viel diskutiert: große Speichersysteme, die überschüssige Energie aufnehmen und bei Bedarf wieder ins Netz einspeisen können.

Die Rede ist von Batterien im industriellen Maßstab, die schnell auf Erzeugungs- und Strompreisschwankungen reagieren und Last- und Erzeugungsspitzen glätten können. Ende 2024 betrug die Gesamtkapazität der installierten Batteriespeicher in Deutschland etwa 18 GWh. „Bloomberg New Energy Finance“ geht davon aus, dass bis Ende des laufenden Jahres zehn GWh dazukommen werden.

Große Batteriespeicher in Verbindung mit Wind- und Solarerzeugung spielen in quasi allen Szenarien zum zukünftigen Energiemix eine wichtige Rolle. In Märkten wie Kalifornien sind sie bereits Realität, in begrenztem Maße auch in Deutschland. Sie sind „Flex-Provider“ und erleichtern die Integration fluktuierender Erzeugung aus erneuerbaren Quellen. Sie tragen zur Stabilisierung von Marktpreisen und – richtig eingesetzt – auch von Netzen bei.

Ausschließlichkeitsprinzip adressiert – aber nicht bei Innovationsausschreibungen

Um den Speicherhochlauf zu unterstützen, wurden seit 2022 immerhin rund 1,5 GWh an Speicherkapazität durch das EEG gefördert und im Rahmen der Innovationsausschreibung bezuschlagt. Diese EEG-Speicher unterliegen jedoch im Einsatz einer wichtigen Restriktion: Sie dürfen lediglich Strom aus der direkt angeschlossenen PV-Anlage speichern, um ihn später ins Netz einzuspeisen. Netzstrom dürfen sie nicht nutzen. EEG-Speicher können damit ihr volles Potenzial für die Energiewende und für die Netzstabilität häufig nicht entfalten. Der Grund dafür ist das im EEG festgeschriebene Ausschließlichkeitsprinzip. Demnach ist es innerhalb der Förderung nicht erlaubt, Grünstrom und Graustrom im Speicher zu „vermischen“.

In den Diskussionen zum jüngsten Solarpaket wurde das Ausschließlichkeitsprinzip als Hürde beim Speicherzubau erkannt und adressiert: Zukünftig soll es die Möglichkeit geben, Batteriespeicher gleichzeitig für EEG-Strom und Graustrom zu nutzen, ohne dass die EEG-Strommengen ihren „grünen Wert“ verlieren. Doch nicht alle Speicher sollen in den Genuss der neuen Regelung kommen. Ausgerechnet für die Anlagen der EEG-Innovationsausschreibung soll das Ausschließlichkeitsprinzip ausdrücklich beibehalten werden, während es für alle anderen Speicher optional wurde.

Am 12. November hat Statkraft in Zerbst/Anhalt seine erste eigenentwickelte Erneuerbaren-Energien-Anlage in Deutschland in Betrieb genommen. Ein Solarpark mit 46,4 MW Leistung, gekoppelt mit einem 16-MW/57 MWh-Batteriespeicher. Es ist die größte Hybridanlage dieser Art, die bisher im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibung realisiert wurde. Sie erzeugt Grünstrom in einer Menge, die etwa dem Jahresverbrauch von 14.000 durchschnittlichen Haushalten entspricht. Dabei speichert die Batterie überschüssigen Solarstrom zur Mittagszeit und speist diesen bei höherem Bedarf, zumeist in den Abendstunden, ins Netz ein.

Doch auch dieses Vorzeigeprojekt wird seine Leistungsfähigkeit im Sinne der Energiewende nicht voll ausspielen können. Es wird durch das EEG gleichzeitig gefördert und ausgebremst. Konkret bedeutet das: An einem der eingangs beschriebenen windigen, jedoch eher dunklen, kalten Tage muss unser Batteriespeicher häufig untätig bleiben und darf dem Gesamtsystem nicht dienen. Die eigene Solaranlage produziert dann nicht genügend Ladestrom. Würde die Batterie jedoch aus dem Netz laden, verlöre die gesamte Anlage dauerhaft ihre EEG-Vergütung.

Die Konsequenz: Dringend benötigte Flexibilität bleibt ungenutzt, obwohl sie technisch verfügbar wäre. Gerade dann, wenn der Speicher sein ganzes Potenzial einbringen könnte, werden irgendwo EEG-Anlagen abgeregelt (und Betreiber entschädigt), während EEG-Speicher wie in Zerbst ungenutzt bleiben. Ein volkswirtschaftlicher Widersinn, der nur schwer zu vermitteln ist.

Bundesnetzagentur geht mit MiSpeL voran

Dabei ist es möglich, PV-Strom und Netzstrom separat zu messen und bilanziell abzugrenzen. Im Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) wird genau daran gerade gearbeitet. Dass ausgerechnet EEG-Innovationsanlagen ausgenommen sind, wird im Gesetz nicht überzeugend begründet – anscheinend sind es aber beihilferechtliche Gründe. Damit wäre es eine rein politische Entscheidung, diese Flexibilität auch zu ermöglichen – mit dem klaren Ziel, erneuerbare Energie besser zu integrieren und letztlich auch die Kosten für Verbraucher zu senken.

Wir meinen, dass diese Probleme gelöst werden sollten, damit Strombezug aus dem Netz auch für EEG-Speicher zulässig wird. Im Ergebnis würden die Stromnetze entlastet, außerdem Emissionen sowie volkswirtschaftliche Kosten sinken. Welche Gründe braucht es noch?