Batteriespeicher– Neues zu Außenbereichsprivilegierung, Entflechtung, Baukostenzuschüssen und Netzentgelten

RAin Victoria v. Minnigerode, RA Kris Bühler und RA Dr. Thomas Wolf, Nürnberg^[1]

„Mit Stand September 2025 sind gemäß Marktstammdatenregister 2,2 GW Batteriespeicher mit einer Nennleistung größer 1.000 kW in Betrieb. In Planung befinden sich laut Marktstammdatenregister Stand September 2025 4,4 GW Batteriespeicher mit einer Nennleistung größer 1000 kW, die bis zum Sommer 2027 in Betrieb gehen könnten.“^[2] So kann man im kürzlich veröffentlichten Bericht zu Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der Versorgung mit Elektrizität der Bundesnetzagentur (BNetzA) lesen. Und das dürfte nur der Anfang sein. Um den stetig steigenden Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in die Stromversorgung integrieren zu können, bedarf es Flexibilitäten insbesondere durch Batteriespeicher. Doch so dynamisch sich die Entwicklung des Zubaus bei Speichern darstellt, so „holprig“ zeigt sich (wie auch in anderen Bereichen der Energiewirtschaft) die Entwicklung des Rechtsrahmens. Der nachfolgende Beitrag widmet sich daher vier rechtlichen Aspekten, die besondere Bedeutung für die Entwicklung des Batteriespeichermarktes haben: Außenbereichsprivilegierung, Entflechtung, Baukostenzuschüsse und Netzentgelte.

I. Außenbereichsprivilegierung

„Energiespeicher werden als im überragenden öffentlichen Interesse anerkannt sowie im Zusammenhang mit privilegierten Erneuerbaren- Energien-Erzeugungsanlagen ebenfalls privilegiert.“ So steht es im Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD für die 21. Legislaturperiode. Dieser Passus verdient in mehrfacher Hinsicht besondere Beachtung.

1. Energiespeicher im überragenden öffentlichen Interesse

Zunächst überrascht die Zielsetzung, man werde Energiespeicher als im überragenden öffentlichen Interesse anerkennen. Bereits mit Inkrafttreten des Gesetzes zur Änderung des Raumordnungsgesetzes und anderer Vorschriften (ROGÄndG) vom 22.03.2023 hat der Gesetzgeber in § 11c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) klargestellt, dass Errichtung und Betrieb von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen. Unter die Begriffsbestimmung der Energiespeicheranlagen im Sinne des § 3 Nr. 15d EnWG fallen Anlagen, die elektrische Energie zum Zwecke der elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Zwischenspeicherung verbrauchen und elektrische Energie wiederum erzeugen oder in einer anderen Energieform wieder abgeben. Laut Gesetzesbegründung fallen darunter „sowohl Speicheranlagen, die ausschließlich elektrische Energie abgeben und damit erzeugen, als auch Anlagen, die die eingespeicherte elektrische Energie in anderer Energieform abgeben; umfasst sind also auch sektorübergreifende Speicherkonzepte (Power-to-X)“.^[3] Sollte sich der Passus im Koalitionsvertrag nun also auf Energiespeicher im Sinne des EnWG beziehen, wäre diese Klarstellung weitestgehend unbedeutend, da mit ihr lediglich die Anerkennung der bereits geltenden Rechtslage verbunden wäre. Ob die Koalitionspartner eine weitergehende Herausstellung der Bedeutung von Speicheranlagen beabsichtigen, wird jedenfalls aus dem Koalitionsvertrag nicht ersichtlich.

2. Außenbereichsprivilegierung für Speicheranlagen

Das Ziel der „Privilegierung“ von Speichern im Zusammenhang mit privilegierten Erneuerbaren-Energien-Erzeugungsanlagen hat hingegen Eingang in die jüngste Gesetzgebung gefunden – allerdings nicht so weitgehend, dass dadurch die bestehende Rechtsunsicherheit für viele Vorhabenträger aufgelöst worden wäre.

Mit dem Gesetz zur Umsetzung von Vorgaben der Richtlinie (EU) 2023/2413 (RED III) für Zulassungsverfahren nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz sowie für Planverfahren nach dem Baugesetzbuch und dem Raumordnungsgesetz, zur Änderung des Bundeswasserstraßengesetzes und zur Änderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes, das am 14.08.2025 im Bundesgesetzblatt veröffentlicht wurde, hat der Gesetzgeber nach § 249 Abs. 6 des Baugesetzbuches (BauGB) einen neuen Abs. 6a eingefügt, der klarstellt, dass bei der Ausweisung von Windenergiegebieten nach dem Windenergieflächenbedarfsgesetz auf Planungsebene künftig auch bestimmt werden kann, dass Vorhaben zur Speicherung von Strom und Wärme mit Ausnahme von Vorhaben zur Speicherung von Wärme mit Bohrungen ins Erdreich „ebenfalls als Vorhaben nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB gelten, wenn sie

1. weder planfeststellungs- noch plangenehmigungsbedürftig sind und
2. im räumlich-funktionalen Zusammenhang stehen mit einer Anlage, die der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie dient und gegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen.“

Eine weitergehende Regelung war zum Ende der vergangenen Legislaturperiode noch im Zusammenhang mit dem Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung diskutiert worden. Im Parlamentarischen Verfahren enthielt die Stellungnahme des Bundesrates vom 18.10.2024^[4] einen Vorschlag zur expliziten Außenbereichsprivilegierung von Batteriespeicheranlagen, den die Bundesregierung prüfen wollte. Konkret sollte in einem neuen § 35 Abs. 1 Nr. 10 BauGB geregelt werden, dass „Vorhaben zur Speicherung elektrischer Energie aus dem Stromnetz in Batteriespeicheranlagen und der zeitlich verzögerten Wiedereinspeisung elektrischer Energie in das Stromnetz“ dann im Außenbereich privilegiert sein sollten, wenn eine Bescheinigung des Netzbetreibers zur Netzdienlichkeit vorläge und bestimmte Grenzen der Flächeninanspruchnahme nicht überschritten würden oder wenn es sich um einen Batteriespeicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer anderen Erneuerbarer-Energien-Anlage handele. Da der Gesetzesentwurf vor dem „Ampel-Aus“ nicht mehr umgesetzt wurde, bedürfte es nun einer erneuten Gesetzesinitiative mit entsprechenden Inhalten.

Weitere planungsrechtliche Erleichterungen für Batteriespeicher im Außenbereich, als diese in § 249 Abs. 6a BauGB nun vorgesehen sind, werden aktuell wohl nicht zu erwarten sein. Das ist insoweit bedauerlich, als die behördliche Handhabung bei der Genehmigung von Batteriespeichern im Außenbereich bundesweit deutlich variiert – und das, obwohl die planungsrechtlichen Voraussetzungen für eine Außenbereichsprivilegierung für Speicher sich nach Bundesrecht bestimmen und bereits auf der Grundlage der bestehenden Rechtslage durchaus begründet werden können.

3. Privilegierung nach § 35 Abs. 1 BauGB

Mit § 35 BauGB hat der Gesetzgeber im Grundsatz geregelt, dass der sog. Außenbereich weitestgehend von Bebauung freigehalten werden soll. Im Außenbereich sind Vorhaben daher nur zulässig, wenn mindestens einer der Privilegierungstatbestände des § 35 Abs. 1 BauGB erfüllt ist, öffentliche Belange nicht entgegenstehen und die ausreichende Erschließung gesichert ist. Unter bestimmten Voraussetzungen können im Einzelfall auch nicht privilegierte, sonstige Vorhaben im Außenbereich zugelassen werden, wenn ihre Ausführung oder Benutzung öffentliche Belange nicht beeinträchtigt (§ 35 Abs. 2 BauGB). Ein solcher Fall dürfte für großflächige Batteriespeicher im Außenbereich aber eher die Ausnahme darstellen.

Nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB ist ein Vorhaben, das die allgemeinen Voraussetzungen des Abs. 1 erfüllt, dann privilegiert, wenn es entweder der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität, Gas, Telekommunikationsdienstleistungen, Wärme und Wasser oder der Abwasserwirtschaft, oder aber einem (irgendwie gearteten) ortsgebundenen gewerblichen Betrieb dient. Dabei ist die Voraussetzung der Ortsgebundenheit nach ständiger Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts^[5] nicht nur auf den gewerblichen Betrieb zu beziehen, sondern auch auf den übrigen Tatbestand des § 35 Abs. 1 Nr. 3 zu übertragen. Zwar sieht § 35 Abs. 1 BauGB derzeit keine ausdrückliche Privilegierung von Batteriespeicheranlagen vor. Allerdings kann unter bestimmten Voraussetzungen mit überzeugenden Argumenten davon ausgegangen werden, dass auch großflächige Batteriespeicher zu den Anlagen zu zählen sind, die der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität i.S.d. § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB dienen, ortsgebunden und damit grundsätzlich privilegiert zu behandeln sind.

Batteriespeichersysteme ermöglichen eine zeitliche Verschiebung von Erzeugung und Verbrauch und können auch kurzfristige Leistungsspitzen im Stromnetz aufnehmen oder abgeben. Sie dienen damit nicht nur der Speicherung von, sondern insbesondere auch der Versorgung mit Energie.^[6] Speicheranlagen sind damit Erzeugungsanlagen gleichzustellen. Da im Übrigen ein besonderer Gemeinwohlbezug des Vorhabens oder des Vorhabenträgers vom Gesetzgeber nicht vorausgesetzt wird, können auch privatwirtschaftliche Unternehmen von § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB profitieren.^[7]

In diesem Zusammenhang kommt auch dem bereits erwähnten überragenden öffentlichen Interesse aus § 11c EnWG besondere Bedeutung zu. Die Einführung dieses gesetzlichen Abwägungsvorrangs sollte laut Gesetzesbegründung^[8] helfen, die Planungs- und Genehmigungsverfahren für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu beschleunigen. Die Regelung steht im Kontext paralleler Normen zu Übertragungsnetzen und Elektrizitätsverteilnetzen im Gesetz über den Bundesbedarfsplan (BBPlG) und Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) und flankiert zugleich die Regelung in § 2 des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG) zum überragenden öffentlichen Interesse an der Errichtung und dem Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Der Gesetzgeber stellt Energiespeichervorhaben damit hinsichtlich der zu berücksichtigenden Abwägungsdirektive auf eine Stufe mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien und macht deutlich, dass Vorhaben dieser Art beschleunigt zu genehmigen sind.^[9] Da die Regelung des § 11c EnWG dafür spricht, dass aus gesetzgeberischer Perspektive die Errichtung und der Betrieb von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie der öffentlichen Versorgung mit Energie dienen, dürfte dies im Regelfall für eine Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Abs. 1 BauGB sprechen.

Wann die erforderliche Ortsgebundenheit angenommen werden kann, bedarf einer Einzelfallbetrachtung. So kann etwa nach Einschätzung des Bayerischen Staatsministeriums für Wohnen, Bau und Verkehr (StMB) die erforderliche Ortsbezogenheit etwa dann bejaht werden, wenn das flexible Einspeise- und Aufnahmeverhalten der Speicher an einem bestimmten Ort im Außenbereich netztechnisch sinnvoll ist.^[10] Gleichzeitig weist das StMB selbst darauf hin, dass gerade im bauplanungsrechtlichen Außenbereich angesichts der Bedeutung von Batteriespeicheranlagen eine bundesgesetzliche Klarstellung der Behandlung wünschenswert wäre. Das kann im Ergebnis nur unterschrieben werden – nicht zuletzt vor dem Hintergrund, dass die jüngsten Vollzugshinweise des StMB zur Novelle der Bayerischen Bauordnung vom 04.02.2025 mehr Verwirrung stiften dürften, als dies angesichts des dringenden Bedarfs am erleichterten und beschleunigten Ausbau von Speicheranlagen zu wünschen ist. So wird etwa der Hinweis, Batteriespeicheranlagen, die dem Stromhandel dienten oder Regelleistung bereitstellten, seien grundsätzlich nicht ortsgebunden, von Genehmigungsbehörden zum Teil dahingehend interpretiert, einer Außenbereichsprivilegierung komme nicht mehr in Betracht, wenn der Vorhabenträger die Möglichkeit vorsehe, die Leistung des Speichers ganz oder teilweise auf dem Strommarkt bereitzustellen. Auch für die Forderung des StMB nach sehr konkreten Bescheinigungen der Netzbetreiber über die Netzdienlichkeit von Batteriespeichern besteht keine gesetzliche Grundlage. Im Ergebnis besteht nach wie vor erhebliche Rechtsunsicherheit, die vielfach dazu führt, dass Vorhabenträger und Kommunen zur Vermeidung rechtlicher Risiken aufwändige Bauleitplanverfahren durchlaufen müssen.

Zusammenfassend kann gesagt werden, dass bezüglich der Außenbereichsprivilegierung viele Fragen noch offen sind (insbesondere zu § 35 BauGB). Es bleibt daher zu hoffen, dass eine bundesrechtliche Regelung künftig für Rechtsklarheit sorgt.

II. Entflechtungsvorgaben für Energiespeicheranlagen

In den letzten Jahren konnte insbesondere ein marktgetriebener Hochlauf bei Speicheranlagen festgestellt werden, wobei diese vornehmlich im wettbewerblichen Marktumfeld betrieben und vermarktet werden. Der Zubau von Stromspeicheranlagen durch Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen spielt allenfalls eine untergeordnete Rolle. Dies überrascht jedoch nicht bei Betrachtung der regulatorischen Rahmenbedingungen und der allgemeinen Entflechtungsvorgaben, sondern ist vielmehr von Seiten des Gesetzgebers wohl ausdrücklich gewollt.

Im Jahr 2021 wurden mit dem Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht die regulatorischen Rahmenbedingungen für Speicheranlagen in Deutschland umfangreich überarbeitet.^[11] Hierbei wurde erstmalig eine Begriffsbestimmung für Energiespeicheranlagen in § 3 Nr. 15d EnWG aufgenommen. Zusätzlich wurden mehrere Regelungen aus der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie^[12] in nationales Recht umgesetzt, welche unter anderem den Betrieb von Speicheranlagen durch Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen betreffen.

Der Gesetzgeber hat in § 7 Abs. 1 EnWG den Satz 2 eingefügt, der es Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen verbietet, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben. Für Betreiber von Übertragungsnetzen findet sich ein entsprechendes Verbot in § 8 Abs. 2 Satz 4 EnWG. Die Verbote fußen auf der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie und dienen der Umsetzung von Art. 36 Abs. 1 und Art. 54 Abs. 1 Richtlinie (EU) 2019/944 in nationales Recht.

War zuvor mangels ausdrücklicher Regelung umstritten, ob die Errichtung und der Betrieb von Stromspeicheranlagen durch Verteilernetzbetreiber unzulässig waren, so besteht seit der Aufnahme des grundsätzlichen Verbots zum Betrieb von Speichern durch Verteilernetzbetreiber Gewissheit. Weiterhin unklar ist jedoch der Umfang der Verbotsnorm. Probleme bereitet insbesondere der persönliche Anwendungsbereich der Regelung sowie die Auslegung der Verbotstatbestände „Eigentum“ und „Verwalten“.

1. Adressatenkreis

Bereits die Darstellung des Adressatenkreises der gesetzlichen Regelung durch den Gesetzgeber ist misslungen. Soweit § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG zunächst noch das Verbot allen Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen auferlegt, so findet sich in § 7 Abs. 2 Satz 1 EnWG eine Ausnahme für vertikal integrierte Unternehmen, an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Diese Ausnahmeregelung für sog. De-minimis-Netzbetreiber verweist vollumfänglich auf Absatz 1 und somit grundsätzlich auch auf das Verbot aus Absatz 1 Satz 2.

Bei dem Verweis handelt es sich in diesem Umfang jedoch offensichtlich um ein redaktionelles Versehen des Gesetzgebers. Das Verbot aus § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG dient der Umsetzung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie. Demnach muss das Verbot in Übereinstimmung mit Art. 36 Abs. 1 Richtlinie (EU) 2019/944 und der europäischen De-minimis-Regelung für alle Netzbetreiber gelten, unabhängig von ihrer Größe.

2. Eigentum an Stromspeicheranlagen

Unstreitig gilt das Verbot, Eigentümer einer Speicheranlage zu sein, für dingliches Eigentum an solchen Anlagen im Sinne des BGB. Demnach darf der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen als juristische Person selbst nicht Eigentümer von Speicheranlagen sein. Teilweise wird vertreten, dass der Verbotstatbestand über den Wortlaut hinaus auszuweiten sei und auch sog. „mittelbares“ Eigentum des Betreibers von Elektrizitätsverteilernetzen erfasse. „Mittelbares“ Eigentum meine hierbei die Auslagerung der Speicheranlagen in eine Tochtergesellschaft des Netzbetreibers. In einem solchen Fall sei diesem als Anteilseigner die Eigentümerstellung der Tochtergesellschaft zuzurechnen, da ansonsten das Verbot des § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG durch die bloße Gründung einer Tochtergesellschaft inklusive Übertragung der Wirtschaftsgüter umgangen werden könnte.^[13]

Diese Ansicht überzeugt nicht. Zum einen verstößt eine solche Erstreckung des Eigentumsbegriffs gegen die Einheit der Rechtsordnung. Das deutsche Recht kennt gerade kein „mittelbares“ Eigentum. Darüber hinaus handelt es sich bei § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG um eine Verbotsnorm, deren Umfang sich hinreichend klar aus dem Gesetzeswortlaut ergeben muss. Gegen eine solche extensive Auslegung über den Wortlaut hinaus sprechen auch die Ausführungen der BNetzA zu § 7c Abs. 1 EnWG. Der Wortlaut des § 7c Abs. 1 EnWG stimmt mit demjenigen aus § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG überein. Zu § 7c Abs. 1 EnWG hat die BNetzA zum Verbotstatbestand „Eigentum“ ausdrücklich ausgeführt, dass De-minimis-Netzbetreiber dem Verbot des Netz- Mutter-Modells nicht unterliegen und somit die Auslagerung des Eigentums in eine Tochtergesellschaft zulässig ist und nicht gegen § 7c Abs. 1 EnWG verstößt, solange der Netzbetreiber den Ladepunkt weder verwaltet noch betreibt oder entwickelt.^[14]

Aufgrund des nahezu deckungsgleichen Wortlauts und der Tatsache, dass sowohl § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG als auch § 7c Abs. 1 EnWG ein Gebot der partiellen eigentumsrechtlichen Entflechtung begründen, dürfte diese Einschätzung der BNetzA zu § 7c Abs. 1 EnWG auch auf den Verbotstatbestand „Eigentum“ in § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG übertragbar sein. Nicht ersichtlich ist, aus welchem Grund Ladepunkte anders zu behandeln sein sollten als Energiespeicheranlagen. Eine Erweiterung der FAQ der BNetzA zu § 7c EnWG (Ladepunkte) auf § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG (Speicheranlagen) bzw. eine ausdrückliche Darlegung hierzu wäre wünschenswert und könnte die bestehenden Zweifel beseitigen.

3. Verwalten von Speicheranlagen

Da sich weder die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie noch das EnWG dazu verhält, wie der Begriff „Verwalten“ von Energiespeicheranlagen zu verstehen ist, fehlt es auch hier an einer eindeutigen Regelung. In der juristischen Literatur besteht weitestgehend Einigkeit, dass „Verwalten“ in Abgrenzung zu den weiteren Verbotstatbeständen dahingehend zu verstehen ist, dass der Netzbetreiber keine speicherbezogenen Dienstleistungen erbringen darf. Richtigerweise dürfte dies jedoch nicht für jede Art von Dienstleistung gelten. Zur Ermittlung des Umfangs des Verbotstatbestands kann auf dessen Sinn und Zweck abgestellt werden. Der europäische Gesetzgeber hat hierzu in seinen Erwägungsgründen ausgeführt, dass nach dem neuen Elektrizitätsmarktkonzept Speicherdienste marktgestützt und wettbewerblich gehalten sein sollen und das Verbot dazu dient, „Wettbewerbsverzerrungen vorzubeugen, das Risiko der Diskriminierung abzuwenden, allen Marktteilnehmern fairen Zugang zu Energiespeicherdiensten zu gewähren und über den Betrieb der Verteiler- oder Übertragungsnetze hinaus die wirksame und effiziente Nutzung von Energiespeicheranlagen zu fördern“.^[15] Um den mit dem Verbot verfolgten Schutz des Wettbewerbs zu erreichen, bedarf es jedoch nicht eines vollumfänglichen Verbots zur Erbringung jeglicher speicherbezogener Dienstleistungen durch Netzbetreiber. Ein Verwalten im Sinne des § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG dürfte nach dem Sinn und Zweck der Regelung erst dann anzunehmen sein, wenn der Elektrizitätsverteilnetzbetreiber wesentliche Dienstleistungen mit eigener Letztentscheidungsbefugnis übernimmt. Die Übernahme untergeordneter Dienstleistungen ohne Übernahme eines wirtschaftlichen Risikos auf Weisung eines Dritten könnte dementsprechend als zulässig erachtet werden.

4. Ausnahmegenehmigung für Netzbetreiber

Mit der Einführung von § 7 Abs. 1 Satz 2 EnWG hat der Gesetzgeber zugleich in § 11b EnWG zwei Ausnahmetatbestände für den Betrieb von Speicheranlagen durch den Netzbetreiber geschaffen.

Nach § 11b Abs. 1 Nr. 1, Abs. 2 EnWG kann die BNetzA auf Antrag eines einzelnen Netzbetreibers ausnahmsweise den Betrieb einer Stromspeicheranlage gestatten. Eine solche Einzelgenehmigung erfolgt jedoch nur, wenn

(i) die Energiespeicheranlage technisch notwendig ist, um einen sicheren, zuverlässigen und leistungsfähigen Netzbetrieb zu gewährleisten,

(ii) die Energiespeicheranlage rein netzdienlich eingesetzt wird, d.h. keine Vermarktung am Strommarkt erfolgt und

(iii) ein Ausschreibungsverfahren nach § 11a EnWG durchgeführt wurde und sich dabei herausgestellt hat, dass kein anderer Marktteilnehmer bereit oder in der Lage ist, die Energiespeicheranlage wirtschaftlich zu betreiben.

Hierbei ist zusätzlich zu beachten, dass nach § 11b Abs. 3 EnWG die Regulierungsbehörde fünf Jahre nach Erteilung der Genehmigung prüfen wird, ob nun nicht doch ein Dritter in der Lage ist, die Anlage zu betreiben. Ist dies der Fall, so ist die Energiespeicheranlage an den Dritten zum Restbuchwert zu veräußern.

Daneben kann die Regulierungsbehörde nach § 11b Abs. 1 Nr. 2 EnWG durch Festlegung gegenüber einer Gruppe an bzw. allen Netzbetreibern eine Genehmigung für den Betrieb von Energiespeicheranlagen als vollständig integrierte Netzkomponente im Sinne des § 3 Nr. 38b EnWG erteilen (sog. „Gruppengenehmigung“). Bisher hat die BNetzA jedoch keinen Gebrauch von ihrer Festlegungskompetenz nach § 11b Abs. 5 EnWG gemacht.

III. Baukostenzuschüsse und Netzentgelte

1. Die Erhebung von Baukostenzuschüssen bei Batteriespeicheranlagen

Eine der großen ungelösten Fragen bei der Errichtung von Batteriespeichern war bis vor kurzem diejenige, ob Netzbetreibern berechtigt sind, vom Betreiber des Speichers für den Netzanschluss einen Baukostenzuschuss (BKZ) zu verlangen. Der BKZ oberhalb der Niederspannung wird regelmäßig auf Grundlage des Positionspapiers der BNetzA zur Erhebung von Baukostenzuschüssen im Bereich von Netzebenen oberhalb der Niederspannung aus dem Jahr 2009 (BK6p-06-003) nach dem sogenannten Leistungspreismodell ermittelt. Danach wird bei einer Jahresbenutzungsdauer oberhalb von 2.500 Stunden für Energieentnahmen in der Mittelspannung der Jahresleistungspreis mit der jährlichen Jahreshöchstlast multipliziert. Bei Annahme eines durchschnittlichen Jahresleistungspreises zwischen 100 € und 150 € je kW/a wird offensichtlich, welche wirtschaftliche Bedeutung dem BKZ bei der Errichtung eines Stromspeichers zukommt.^[16]

Mit großer Spannung erwartet worden war daher die Entscheidung des Bundesgerichtshofs (BGH) in Sachen Batteriespeicher II.^[17] In diesem Fall hatte ein Speicherbetreiber den Anschluss eines Batteriespeichers mit einer Leistung von ca. 1,7 MW an das Verteilernetz eines Netzbetreibers beantragt. Der Netzbetreiber machte für den Anschluss einen nach dem sog. Leistungspreismodell der BNetzA ermittelten BKZ in Höhe von rund 220.000 € geltend. Der Speicherbetreiber beantragte daraufhin ein Missbrauchsverfahren bei der BNetzA mit dem Ziel, dem Netzbetreiber die Erhebung des BKZ zu untersagen. Die BNetzA wies den Antrag zurück. Auf die Beschwerde des Speicherbetreibers entschied das Oberlandesgericht Düsseldorf, dass ein nach diesem Leistungspreismodell berechneter BKZ diskriminierend sei. Die Netzbetreiberin erhebe den Baukostenzuschuss von allen Letztverbrauchern, die an die Mittelspannungsebene angeschlossen werden. Das sei jedoch nicht zu rechtfertigen, da ein wesentlicher Unterschied zwischen Batteriespeichern und anderen Letztverbrauchern darin bestehe, dass ein Batteriespeicher die vereinbarte Anschlusskapazität nicht andauernd, sondern nur zeitlich verzögert nutze.^[18] Dem ist der BGH entgegengetreten. So erfordere das Diskriminierungsverbot nach § 17 Abs. 1 Satz 1 EnWG, vergleichbare Sachverhalte nicht unterschiedlich und unterschiedliche Sachverhalte nicht gleich zu behandeln, es sei denn, dass eine solche Behandlung objektiv gerechtfertigt ist.^[19] Zwar bestünde ein technischer Unterschied zu anderen Letztverbrauchern darin, dass bei netzgekoppelten Batteriespeichern die maximale Entnahmeleistung nicht ununterbrochen abgerufen werden kann, sondern wieder zurückgespeist werden muss, bevor eine erneute Entnahme möglich ist.^[20] Ein sachlicher Grund für die Gleichbehandlung von Batteriespeichern und anderen Letztverbrauchern bei der Erhebung von BKZ ergäbe sich aber unter Berücksichtigung des Entscheidungsspielraums des Netzbetreibers und des Beurteilungsspielraums der BNetzA aus dem Sinn und Zweck des BKZ (Lenkungs- und Steuerungsfunktion sowie Finanzierungs- und Investitionsfunktion).^[21]

Damit wurde die bisher ungeklärte Rechtsfrage, ob und wie Netzbetreiber einen BKZ für Batteriespeicher erheben können, dahingehend beantwortet, dass die Erhebung eines BKZ jedenfalls nach dem Leistungspreismodell der BNetzA zulässig ist. Es liegt aber weiterhin (was in der Diskussion teilweise übersehen wird) im Entscheidungsspielraum des Netzbetreibers, ob für Stromspeicher überhaupt ein BKZ erhoben wird.

Allerdings wurden mit der Entscheidung des BGH nicht alle Fragen abschließend geklärt. So besteht eine uneinheitliche Praxis zwischen Speichern mit einer Leistung ≥ 100 MW und < 100 MW. Speicher mit einer Nennleistung von ≥ 100 MW fallen regelmäßig in den Anwendungsbereich der Kraftwerks- Netzanschlussverordnung (KraftNAV), deren § 8 die Erhebung eines BKZ ausschließt bzw. jedenfalls eine Differenzierung zwischen einspeiseseitigen und ausspeiseseitigen Anschlussbedarfen vorzunehmen ist. Die BNetzA unterscheidet in ihrem Positionspapier vom November 2024, in dem sie für die Berechnung des BKZ am Leistungspreismodell festhält, nunmehr zusätzlich zwischen Verteilernetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern.^[22] Das Diskussionspapier der BNetzA zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)^[23] vom Mai 2025 wirft die Frage auf, wie das zukünftige Entgeltregime für mobile und stationäre Speicher aussehen soll. Die BNetzA favorisiert in diesem Papier ein Netzentgeltregime für Speicher, welches das Agieren an Strom- und Systemdienstleistungsmärkten so wenig wie möglich einschränkt und gleichzeitig einen kostenreflexiven Finanzierungsbeitrag für das Netz erbringt.^[24] Ob sich diese Überlegungen auch auf die Erhebung von BKZ beziehen, bleibt abzuwarten. Darüber hinaus findet sich im Entwurf der Festlegung StromNEF^[25] in der dortigen Tenorziffer 11 ein Zinsbonus für die Vereinnahmung von BKZ. Netzbetreiber, die BKZ sowie Investitionszuschüsse nach dem 31.12.2028 vereinnahmen, sollen für einen Zeitraum von 5 Jahren einen Zinsbonus auf die vereinnahmten Beträge erhalten.

Die Ausführungen zeigen, dass bezüglich der Erhebung von BKZ für Batteriespeicher trotz der Entscheidung des Bundesgerichtshofs noch nicht alle Fragen für die Zukunft beantwortet sind. Betrachtet man die „Projektpipeline“, die sich derzeit bei Batteriespeichern zeigt, dürften neue Diskussionen nicht lange auf sich warten lassen.

2. Die Zukunft der Netzentgelte bei Batteriespeichern

Auch sollte ein Blick in Zukunft geworfen werden. Aktuell sind viele Speicher durch gesetzliche Regelungen ganz oder teilweise von Netzentgelten ausgenommen. In ihrem AgNes-Diskussionspapier fasst die BNetzA die derzeitige Behandlung von Batteriespeichern im Hinblick auf Netzentgelte treffend wie folgt zusammen:

„So erhalten netzgekoppelte Stromspeicher und erweiterte Pumpspeicher, die Strom aus dem Netz beziehen und wieder in dasselbe Netz zurückspeisen, sowie Elektrolyseure für 20 Jahre eine vollständige Entgeltbefreiung – ohne dabei eine Gegenleistung für das Netz zu erbringen. Darüber hinaus können Speicher, die nicht vollbefreit sind, ein individuelles Netzentgelt nach § 19 Abs. 4 StromNEV erhalten. Dieses kann um bis zu 80 % reduziert sein, wenn der Speicher ein atypisches Verhalten nach § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV aufweist. Mobile und ortsfeste Stromspeicher in der Niederspannungsebene fallen unter die Festlegungen auf Basis des § 14a EnWG. Im Gegenzug für eine netzdienliche Steuerbarkeit erhalten sie wahlweise einen Rabatt von 60 % auf den Arbeitspreis oder einen Pauschalbetrag. Speicher, die im Rahmen eines Gewerbe- oder Industrieanschlusses zur Spitzenlastkappung eingesetzt werden, erhalten keine direkten Rabatte. […] Die Vielzahl an existierenden Regelungen zur Bepreisung und Abgrenzung von Speicherbezug und deren gelegentliche Undurchschaubarkeit stellen den Lieferantenmarkt sowie die Speicherwirtschaft vor Herausforderungen.“

Die bestehende Entgeltstruktur ist also komplex und wenig transparent. Eine Gleichbehandlung aller Speicher ist nicht gegeben und ihr Beitrag zur Kostendeckung des Netzes ist bislang gering.^[26] Für die Zeit nach dem Jahr 2028 (wenn die Privilegierung nach § 118 Abs. 6 EnWG entfällt) wird daher von der BNetzA ein neues, klar strukturiertes Entgeltsystem diskutiert. Ziel ist es, ein ausgewogenes Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Nutzbarkeit, Netz- und Marktdienlichkeit sowie einer fairen Verteilung der Kosten zu schaffen.

Mögliche Ansätze für zukünftige Speicherentgelte könnten nach Auffassung der BNetzA sein:^[27]

• Rabatte bei netzdienlichem Verhalten, z.B. steuerbare Lasten gemäß § 14a EnWG,
• flexible Netzanschlussverträge mit temporären Einschränkungen,
• zeitvariable Netzentgelte,
• standardisierte Modelle für Speicher auf verschiedenen Spannungsebenen.

Allerdings sollte nach Auffassung der BNetzA vermieden werden, dass Speicher durch die Einführung von Einspeiseentgelten doppelt belastet werden. Entscheidend für die Netzentgeltbildung soll künftig nicht der Standort, sondern vielmehr das tatsächliche Steuerungsverhalten der Speicher sein.^[28]

IV. Fazit

„Die Stromspeicher-Strategie des BMWK zielt darauf ab, den Hochlauf der Stromspeicher zu unterstützen und eine optimale Integration der Stromspeicher als Kurzzeitspeicher in das Stromsystem zu erreichen.“^[29] Mit diesen Worten begann im Dezember 2023 die Pressemitteilung des damaligen Bundeswirtschaftsministeriums zur Stromspeicherstrategie. Um die gewünschte optimale Integration der Speicher in das Stromsystem zu erreichen, muss – wie unsere Ausführungen zeigen – der Rechtsrahmen und damit die Rechtssicherheit für Betreiber von Energiespeicheranlagen weiter konkretisiert und harmonisiert werden. Denn es gibt zu vielen aktuellen, aber auch zu zukünftigen Fragen Fragezeichen, die zeitnah geklärt werden sollten, damit Energiespeicher die Rolle, die sie in der Stromversorgung spielen sollen, auch ausfüllen können.