Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt

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Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Schwintowski Aufsätze Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Prof. Dr.
Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Schwintowski Aufsätze Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski* A. Moderne Batteriespeicher als Baustein der Energiewende zum Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch, insbesondere zum Ausgleich der Schwankungen der Residuallast, betragen können. 9 Erste wirtschaftliche Anwendungsfelder könnten bei Systemdienstleistungen liegen. 10 Moderne Batteriespeicher gehören nach Auffassung des BMWI zu den Flexibilitätsoptionen. 11 Insoweit sei es erforderlich, Hemmnisse abzubauen und einen technologieneutralen Wettbewerb der Flexibilitätsoptionen untereinander möglich zu machen. 12 Hiervon ausgehend ist im Folgenden zu klären, wie der Markt für moderne Batteriespeicher in Zukunft konfiguriert sein sollte und müsste, um einen technologieneutralen Wettbewerb zu ermöglichen. Die Konfiguration eines solchen Marktes für Batteriespeicher wirft im zweiten Schritt die Frage nach den rechtlichen Rahmenbedingungen für die modernen Batteriespeichermärkte auf. Auf Starke Speicher, so titelte kürzlich das Managermagazin, gelten als heiliger Gral der Energiewende sie könnten viele Probleme der Stromversorgung auf einen Schlag lösen. 1 Berichtet wird vom US-Stromnetzbetreiber Oncore, der in Texas tausende Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 5 GW bauen will. Das entspricht fünf Atomkraftwerken. Mit den Speichern will Oncore den schwankend anfallenden Strom aus Windkraft- und Solaranlagen besser ausnutzen und immer dann vermarkten, wenn die Nachfrage am höchsten ist. Ob die Regulierungsbehörden diesem Plan zustimmen werden sei zwar unklar, dennoch zeige das Beispiel: große, leistungsfähige Stromspeicher sind keine ferne Hoffnung in der Zukunft. Die Speicher würden permanent besser und billiger schon im Jahre 2018 solle der Preis aus der Batterie das Kostenniveau von Strom aus amerikanischen Spitzenlast-Kraftwerken erreichen. Diese Preisprognose decke sich in etwa mit den Plänen von Tesla-Chef Musk, der gerade eine gigantische Batteriefabrik in Nevada baue. 2 Texas stehe dabei vor ähnlichen Herausforderungen wie Deutschland. Nachts anfallender Windstrom könnte viel ökonomischer genutzt werden, wenn er am Tag zur Verfügung stünde. Solarstrom, der meist mittags anfalle, werde vorzugsweise am Nachmittag benötigt. Außerdem stabilisierten Speicher das Netz und minderten das Risiko von Stromausfällen. Dies sei in den USA, wo die Netzqualität schlechter sei als etwa in Deutschland, besonders wichtig. Hier liege auch der Grund, warum Kalifornien den drei großen Public Utilities gesetzlich vorschreibe, bis zum Jahr ,325 MW an Speicherkapazität zu installieren. 3 Auch in Deutschland ist unstreitig, dass moderne Batteriespeicher wichtige Systemdienstleistungen und Pufferfunktionen innerhalb der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette erbringen können. 4 Mithilfe von Speichern können Lastflüsse gesteuert und damit ein massiver Netzausbau vor allem auf der Verteilnetzebene vermieden werden. 5 Auch klassische Systemdienstleistungen, wie etwa die Frequenz- und Spannungshaltung, der Versorgungswiederaufbau (Schwarzstart) und die Betriebsführung der Netze können mithilfe von Stromspeichern erbracht werden. 6 Als besonders wichtiges Feld zum Einsatz moderner Batteriespeicher wird die Bereitstellung von Regelenergie diskutiert. 7 Im Koalitionsvertrag vom wurde zwischen CDU/ CSU und SPD vereinbart, dass aufgrund der zukünftigen Systemfunktionen die Letztverbraucher-Pflichten der Speicher überprüft werden sollen. 8 Hiervon ausgehend heißt es im Diskussionspapier des BMWi (Grünbuch), dass Batteriespeicher * Die Studie ist auf Veranlassung der Robert Bosch GmbH entstanden. 1 Niels-Viktor Sorge, Der heilige Gral zum Greifen nah, Managermagazin online, , Uhr; vertiefend Machtbarkeitsstudie für oncore, November 2014, vorgelegt von The Brattle Group, The value of distributed electricity storage in Texas proposed policy for enabling grid-integrated storage investments mit interessanten ergänzenden Literaturhinweisen; ähnlich: Chet Lyons, Energy Strategies Group, Guide to procurement of flexible Peaking Capacity: Energy Storage or Combustion Turbines?, 2014; zuvor bereits Boston Consulting Group, Revisiting Energy Storage, There is a business case, Feb Sorge, Managermagazin, a.a.o. 3 Vertiefend Riewe/Filipowicz, Stromspeicher im energiewirtschaftlichen Ordnungsrahmen Praxisbeispiel Kalifornien, EWeRK 2014, S. 273, 275 ff. 4 So das BMWi in der Studie Smart Energy made in Germany, Mai 2014, S. 46 ff.: Das zukünftige Versorgungssystem wird nicht ohne Speicher auskommen ; ebenso dena-studie, Systemdienstleistungen 2030 Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien (2014); Agora, Stromspeicher in der Energiewende 2014, efzn-studie: Eignung von Speichertechnologien zum Erhalt der Systemsicherheit Doetsch (et al.), Netzintegrierte Stromspeicher zur Integration fluktuierender Energie technische Anforderungen, ökonomischer Nutzen, reale Einsatzszenarien 2011, S. 253 ff.; VKU Positionspapier: Energiespeicher zur Stabilisierung und Flexibilisierung des Energiesystems, 2014, S efzn-studie, a.a.o, S. 9 ff., 116, 127 ff.; SRU-Sondergutachten: Den Strommarkt der Zukunft gestalten, 2013, S. 48; Wieser, Energiespeicher als zentrale Elemente eines intelligenten Energieversorgungsnetzes Rechtliche Einordnung, ZUR 2011, S. 240 ff. 7 efzn-studie, a.a.o, S. 10; dena-studie, a.a.o., S. 33, 43 ff.; Riewe/ Sauer, Einsatz- und Rechtsrahmen für moderne Batteriegroßspeicher eigenständiger Speichermarkt oder Modell der Netzbetriebsintegration?, EWeRK 2014, S. 79, 87 ff.; Heller, Optimierung der energierechtlichen Rahmenbedingungen durch den Einsatz moderner Stromspeichertechnologie, EWeRK 2013, S. 177 ff.; Thomas/Altrock, Einsatzmöglichkeiten für Stromspeicher, ZUR 2013, S. 579 ff. 8 Deutschlands Zukunft gestalten Koalitionsvertrag zwischen CDU/ CSU und SPD, 18. Legislaturperiode 2013, S Ein Strommarkt für die Energiewende, Diskussionspapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Grünbuch), Oktober 2014, Kap Grünbuch, a.a.o. 11 Grünbuch, a.a.o. 12 Grünbuch, a.a.o.; Kap EWeRK 2/ Aufsätze Schwintowski Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt der Grundlage dieser rechtlichen Rahmenbedingungen müsste es für moderne Batteriespeicher in Zukunft möglich sein, diskriminierungsfrei, transparent und gleichberechtigt am Wettbewerb um Flexibilitätsoptionen teilzunehmen. B. Einsatzfelder moderner Batteriespeicher in Netzen und Märkten Anbieter moderner Batteriespeicher müssen gleichberechtigt, transparent und diskriminierungsfrei, also technologieneutral, am Wettbewerb der Flexibilitätsoptionen untereinander teilnehmen können. 13 Das ergibt sich nicht nur aus dem Grünbuch des BMWi (Oktober 2014), sondern vor allem aus dem europäischen Diskriminierungsverbot und dem Gebot des unverfälschten und effektiven Wettbewerbs (Artt. 119, 120 AUEV; Art. 4 Abs. 3 EUV), ferner aus den verfassungsrechtlichen Geboten der Nichtdiskriminierung (Art. 3 GG) sowie der unternehmerischen Handlungs- und Gewerbefreiheit (Artt. 2, 12 GG). Die damit gestellte Frage lautet, ob Anbieter von Batteriespeichern auf den Märkten, in denen sie funktional einsetzbar sind, auch heute schon technologieneutral am Wettbewerb teilnehmen können oder ob dies möglicherweise nicht oder nicht hinreichend der Fall ist. Sollten sich Hemmnisse, Diskriminierungen, Ungleichbehandlungen oder Wettbewerbsverfälschungen jedweder Art herausstellen, so wären diese abzubauen, einerseits um den Anforderungen des Grünbuches (Kap. 3.1) zu genügen, und damit zugleich den unverfälschten, effektiven Wettbewerb im Binnenmarkt um Flexibilitätsoptionen zu eröffnen (Artt. 119,120 AEUV). Zu untersuchen sind die funktionalen Einsatzfelder für moderne Batteriespeicher. Insoweit geht es um Regelenergie (I.), um Spannungshaltung (II.), um Schwarzstart (III.), um Vermeidung von Netzausbau (IV.), um Netzengpässe (V.), um Härtefälle nach EEG (VI.), um Kapazitätsmärkte (VII.) und um den Markt für Speicherkapazität (VIII.). Eine Kernfrage wird sein, in welchen Fällen die modernen Batteriespeicher quasi genuiner Bestandteil des Netzes selbst sind, in welchen Fällen die Speicher Systemdienstleistungen erbringen und in welchen Fällen sie Teil des Marktes für Speicherkapazität sind. Damit eng verbunden ist die Frage, ob Netzbetreiber (sowohl auf der Verteilnetz- als auch auf der Übertragungsnetzebene) berechtigt sind, eigene Speicher zu erwerben und zu betreiben und ob sie daneben mit der gespeicherten Energie oder zumindest mit Speicherkapazitäten handeln dürfen. I. Speicher als Systemdienstleister Als Systemdienstleistungen werden so der TransmissionCode 2007 (Ziff. 5.1) in der Elektrizitätsversorgung diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems unbedingt erforderlichen Leistungen bezeichnet, die Netzbetreiber für die Anschlussnehmer/Anschlussnutzer zusätzlich zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie erbringen und damit die Qualität der Stromversorgung bestimmen: Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau System-/Betriebsführung Im Folgenden wird zunächst einmal untersucht ob und inwieweit moderne Batteriespeicher bei diesen Systemdienstleistungen eingesetzt werden können. Es geht insbesondere um die Frequenzhaltung (Regelenergie), um die Spannungshaltung (Blindleistung) und um den Versorgungswiederaufbau (Schwarzstart). Wenn und soweit in diesen drei Bereichen Batteriespeicher eingesetzt werden können, dienen sie zugleich der System-/ und Betriebsführung. 1. Regelenergie Die Verantwortung zur Erbringung von Regelenergie liegt bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB). Ihnen obliegt die Beschaffung der Regelenergie durch ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren ( 22 Abs. 2 EnWG). a) Physikalisches Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch Die Regelenergie wird zur Frequenzhaltung (50 Hz) benötigt. Die ÜNB sichern auf diese Weise das physikalische Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch. 14 Die ÜNB erwerben am Regelleistungsmarkt die entsprechenden Kapazitäten. 15 Regelleistung wird folglich zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung beschafft (so 22 Abs. 1 EnWG). Differenziert wird zwischen Primär- und Sekundärregelleistungen sowie der Minutenreserve ( 6 Abs. 3, 7 StromNZV). Die deutschen Netzbetreiber haben die Netz- und Systemregeln im TransmissionCode 2003/2007festgelegt, wozu sie nach 22 Abs. 2 S. 1 EnWG verpflichtet sind. Die vier deutschen ÜBN 16 schreiben die von ihnen benötigte Regelenergie unter Berücksichtigung der Festlegungen der BNetzA aus. 17 Primärregelenergie wird zur schnellen Stabilisierung des Netzes innerhalb von 15 bis max. 30 Sekunden benötigt. 18 Sekundärregelenergie muss innerhalb von 5 Minuten in voller Höhe zur Verfügung stehen. 19 Die Minutenreserve wird zur Ablösung der Sekundärregelenergie eingesetzt und muss innerhalb von 15 Minuten vollständig zur Verfügung stehen. 20 Regelenergie wird für einen Zeitraum von max. 1 Stunde eingesetzt danach wird durch die Bilanzkreisverantwortlichen 13 Grünbuch, a.a.o., Kap Grünbuch, a.a.o., Kap. 1.3; efzn-studie, 2013, S. 10, 11; Agora-Studie (Energiespeicher in der Energiewende) 2014, 97 ff. 15 In Deutschland werden etwa 600 MW Regelenergie benötigt, sodass ein zeitgleicher Ausfall der beiden größten Kraftwerksblöcke (ca MW) von der im gesamten europäischen Netz (ENTSO-E-Raum) vorgehaltenen Primärregelleistung (PRL) abgefangen werden kann: efzn-studie, a.a.o., S. 11; so auch Beschluss der Bundesnetzagentur vom BK , S Es handelt sich um 50 Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, EnBW Transportnetze GmbH und TenneT TSO GmbH. 17 Es handelt sich um die Beschlüsse BK (Primärregelenergie), BK (Sekundärregelenergie), BK (Minutenreserve) Nr. 8 StromNZ; TransmissionCode 2007 Nr. 9.2, S. 65; efzn-studie, a.a.o., S. 12 ff Nr. 10 StromNZ; TransmissionCode 2007 Nr. 9.1, S. 66; efzn-studie, a.a.o., S. 14 ff Nr. 6 StromNZV; TransmissionCode 2007 Nr. 9.2, S. 63; efzn-studie, a.a.o., S. 16 ff. 82 EWeRK 2/2015 Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Schwintowski Aufsätze die Stundenreserve eingesetzt. 21 Schließlich können die ÜNB bei Gefährdung oder Störung der Netzsicherheit zusätzliche Reserven mobilisieren ( 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG: Notreserve). Die ÜNB unterscheiden zwischen positiver und negativer Regelleistung ( 6 Abs. 3 StromNZV). Positive Regelleistung wird durch höhere Erzeugung oder geringeren Verbrauch, negative Regelleistung durch geringere Erzeugung oder höheren Verbrauch, erbracht. 22 b) Das Bilanzkreissystem Zusammen mit der Regelleistung sorgt das Bilanzkreissystem ( 4 StromNZV) dafür, dass genau soviel Strom in das Netz eingespeist, wie ihm gleichzeitig entnommen wird. Um dies zu gewährleisten werden alle Erzeuger und Verbraucher in Bilanzkreisen erfasst (Bilanzkreispflicht: 4 StromNZV). Die Stromlieferungen sind auf der Basis von Last- und Erzeugungsprognosen anzumelden und in Fahrpläne zu überführen (Pflicht zur Bilanzkreistreue: 5 StromNZV). Unvorhergesehene Fahrplanabweichungen sind durch Ausgleichsenergie abzurechnen (Ausgleichsenergiesystem: 8 StromNZV). Differenzen zwischen der Fahrplananmeldung und dem tatsächlichen Fahrplan werden durch Regelleistungen ausgeglichen. Die Kosten für diese Regelleistung zahlen die Netznutzer im Bereich des Bilanzkreises ( 8 Abs. 1 StromNZV). c) Präqualifikation: Erforderlichkeit Bei der Beschaffung von Regelenergie ist ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren anzuwenden, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Regelenergie (z. B. Batteriespeicher) für die Teilnahme erfüllen müssen (Präqualifikation) soweit dies technisch möglich ist von den ÜNB zu vereinheitlichen sind ( 22 Abs. 2 S. 1 EnWG). Nachzuweisen sind, so heißt es in 6 Abs. 5 StromNZV, insbesondere die notwendigen technischen Fähigkeiten und die ordnungsgemäße Erbringung der Regelleistung unter betrieblichen Bedingungen. Von dieser Handlungsermächtigung durch den Gesetzgeber haben die ÜNB über den Verband der Netzbetreiber (VDN) im Rahmen des TransmissionCode 2003 fortgeführt im TransmissionCode 2007 Gebrauch gemacht. 23 Die Präqualifikationsanforderungen konkretisieren die technischen Notwendigkeiten eines sicheres Netzbetriebs ( 13 EnWG: Erforderlichkeit) und unterliegen insoweit der Anpassung an die technische Weiterentwicklung. 24 Sie werden deshalb anlassbezogen fortgeschrieben. 25 Ob und in welchem Umfang Anpassungen im Bereich der Präqualifikation durch die Neu- und Fortentwicklung moderner Speichertechnologien 26 erforderlich sind, ist eine derzeitig offene und zu diskutierende Frage. 27 Derzeit müssen die ÜNB die von der BNetzA in den erwähnten drei Beschlüssen getroffenen Festlegungen zum Verfahren der Ausschreibung von Regelenergie beachten. 28 Das Recht der BNetzA zu Festlegungen dieser Art ergibt sich aus 29, 54 EnWG. 29 Zusammengefasst beträgt die Ausschreibungsdauer für PRL eine Woche (von Montag 00:00 Uhr bis Sonntag 24:00 Uhr). Die Mindestangebotsgröße beträgt 1 MW (früher 5 MW). 30 Die BNetzA betont, dass an der Ausschreibung von Regelleistung auch Stromspeicher teilnehmen können. 31 Allerdings müssen Speicher in der Lage sein, die Mindestangebotsgröße von ± 1 MW über die Dauer der Ausschreibungszeit vorzuhalten bzw. einzuspeichern. 32 Über die gesamte Mindestvorhaltedauer von 1 Woche (24/7 Kriterium) muss folglich die vereinbarte Primärregelleistung bei einer quasi stationären Frequenzabweichung von ± 200 mhz gleichmäßig in 30 s aktiviert und mindestens über einen Zeitraum von 15 min. abgegeben werden können. 33 Dabei hat sich in der Vergangenheit ausgehend vom Musterprotokoll zum Nachweis der Erbringung von positiver und negativer Primärregelleistung ein Test durchgesetzt, bei dem die Regelleistung für jeweils 15 Minuten zweimal hintereinander aufgerufen werden muss. Der Test fordert also beispielsweise vom Batteriespeicher die Fähigkeit, eine Netzfrequenzschwankung (beispielsweise 49,80 Hz statt 50,0 Hz) zunächst einmal für 15 Minuten auszugleichen. Voraussetzung ist, dass die positive Primärregelenergie spätestens innerhalb von 30 Sekunden zur Verfügung steht (Aktivierung). Am Ende der ersten 15 Minuten steht eine Deaktivierungsphase von erneut max. 30 Sekunden. Das Musterprotokoll sieht sodann eine Pause von 15 Minuten vor und dann eine weitere 15 minütige Testphase mit Aktivierung/Deaktivierung von jeweils von max. 30 Sekunden. Dieser Test gilt sowohl für die positive Primärregelenergie (die Batterie gibt Strom ins Netz ab), als auch für negative Primärregelenergie bis 50,2 Hz (die Batterie nimmt Strom aus dem Netz auf). Da die Kapazität zweimal hintereinander für 15 Minuten zur Verfügung stehen muss, hat sich für diesen Test der Begriff Doppelhöckerkurve durchgesetzt. Diese Präqualifikationsanforderungen sind seit vielen Jahrzehnten für das deutsche Energierecht erprobt sie bilden den 21 VDEW, Begriffe der Versorgungswirtschaft, Teil B, Heft 1, Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 7. Ausgabe, 1999, Nr. 4.26, S. 58 sowie Krohneberg/Semmler/Teschner, BK-EnR, Band 1, 3. Aufl. (2014), 22 Rn Grünbuch, a.a.o., Kap Transmission Code 2007, Nr Abs. 4 sowie Nr Abs. 1, S. 18, Anlage D; die Regelungen im Transmission Code 2003, es handelte sich um privatrechtliche Vereinbarungen zwischen den ÜNB, gelten, soweit sie dem EnWG und den hierzu ergangenen Verordnungen nicht entgegenstehen, grundsätzlich fort und können als Auslegungshilfe herangezogen werden wie hier: Krohneberg/ Semmler/Teschner, BK-EnR a.a.o., 22 Rn Krohneberg/Semmler/Teschner, BK-EnR, a.a.o., 22 Rn So hat etwa mit Blick auf die Zulassung von Notstromaggregaten aufgrund neuerer technischer Möglichkeiten Ende 2005 eine Überarbeitung stattgefunden, zit. Krohneberg/Semmler/Teschner, BK- EnR, a.a.o., 22 Rn Neben Batteriespeichern etwa auch power-to-gas oder power-toheat. 27 So auch ausdrücklich der Generalsekretär von Entso-E, Konstantin Staschus, in einem Brief an den Verfasser vom mit Blick auf die Ausdehnung des Zeitraums für die Minutenreserve auf 30 Minuten. 28 BK (Primärregelenergie); BK vom (Sekundärregelleistung); BK vom (Minutenreserve). 29 i.v.m. 27 Abs. 1 S. 2 Nr. 2 StromNZV; es handelt sich um die eben benannten drei Beschlüsse der BK /098/099 vom BK , S BK , S efzn-studie, a.a.o, S efzn-studie, a.a.o, S. 12 unter Bezugnahme auf Anl. 5 Ziff. 14 Rahmenvertrag Primärregelleistung. EWeRK 2/ Aufsätze Schwintowski Konfiguration und rechtliche Rahmenbedingungen für den modernen Batteriespeichermarkt Stand der Technik ab, der letztlich dazu führt, dass es in Deutschland (fast) keine Stromausfälle gibt. Allerdings ist zu beachten, dass dieser Test für die konventionelle Stromerzeugung entwickelt wurde. Aus der Perspektive sehr leistungsfähiger und schwankungsfreier (Batterie-) Speicher kann dieses Anforderungsprofil zu einer Überdimensionierung von Speichern führen. Dies gilt vor allem für die Mindestvorhaltedauer von 1 Woche (7/24). Für diese Mindestvorhaltedauer gibt es soweit ersichtlich keine netztechnische Notwendigkeit. Im Normalfall sind die Netzschwankungen, die durch Primärregelenergie ausgeglichen werden, außerordentlich gering und weit entfernt von einer Abweichung zwischen 49,8 50,2 Hz. Der typische Verlauf der Ausgleichskurve durch PRL erreicht somit im Regelfall nicht einmal die Volatilität der Doppelhöckerkurve. Auch die von der Doppelhöckerkurve vorgesehenen Ausgleichszeiträume (2 x 15 Min.) wurden und werden in der Netzrealität bisher nicht überschritten. Selbst die größte in der Bundesrepublik bis jetzt verzeichnete Netzstörung (im Jahr 2006 ausgelöst durch ein Schiff auf der Ems) hat nicht einmal den ersten Höcker (15 Min.) in Anspruch genommen. Unterstellt man (sehr theoretisch), dass aufgrund langfristiger Abweichungen in der Frequenz nach oben oder un
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