Markthochlauf Batteriespeicher : Politisches Hin und Her bremst die Investitionssicherheit für Batteriespeicher

Batteriespeicher entwickeln sich zu einer wichtigen Komponente des deutschen Stromsystems. Gleichzeitig verläuft ihr Ausbau nicht in dem Tempo, das medial – Stichwort Batterie-Tsunami – häufig suggeriert wird. Stand Januar 2026 sind rund 2,61 GW Großbatteriespeicher im deutschen Stromnetz in Betrieb. Bis 2037 werden laut Szenariorahmen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zwischen 41,1 GW und 94,1 GW an Großbatterien am Netz teilnehmen.

Diese Zahlen weichen deutlich vom öffentlich diskutierten Volumen der Netzanschlussbegehren im hohen dreistelligen Gigawattbereich ab. Damit wird einerseits der marktliche Hochlauf von Batteriespeichern von den ÜNB unterschätzt, andererseits werden zentrale Potenziale von Batteriespeichern für ein resilientes Stromsystem untergraben.

Dennoch könnten die ÜNB mit ihrer eher pessimistischen Annahme zum Hochlauf von Batteriespeichersystemen recht behalten. Strukturelle Bremsen wie baurechtliche Unsicherheiten, ein Flickenteppich an Netzanschlussverfahren sowie fehlende Normierung flexibler Netzanschlussverträge halten mit der hohen Marktdynamik nicht Schritt. Dabei sind Batteriespeicher genau jene Technologie, die seit Jahren in Deutschland gefordert wird: Energieinfrastruktur, die ohne Fördermittel auskommt.

Um dies zu erhalten, müssen jedoch zentrale Stellschrauben nachjustiert werden, um Investitions- und Planungssicherheit zu schaffen. Standortprüfung, Flächensicherung, Gutachten, Genehmigungen, Finanzierung und Netzanschlussplanung verursachen Kosten im oft sechsstelligen Bereich, noch bevor Projektentwickler überhaupt einen Netzanschlusspunkt in Aussicht gestellt bekommen. Um diese Vorleistungen rechtfertigen zu können, bedarf es klarer rechtlicher Rahmenbedingungen im Bau- und Energierecht.

Beispiel I: Netzanschlussverfahren

Die Zahl der Anschlussanfragen für Batteriespeicher ist 2025 in vielen Regionen sprunghaft gestiegen, teilweise um mehr als 400 Prozent. Nicht zuletzt durch das Herauslösen von Batteriespeichern aus der KraftNAV ist §17 EnWG zu einem Sammelbecken für Netzanschlussfragen geworden. Gleichzeitig fehlen bundesweit einheitliche und standardisierte Abläufe. Die Folge sind unterschiedliche Formate, Prüflogiken und Erwartungen, die den Markt fragmentieren. Für die Projektplanung bedeutet dies eine erhebliche Zunahme an Komplexität in ohnehin langwierigen Prozessen.

Parallel werden die Anforderungen an die Projektreife sukzessive erhöht. Finanzierungsnachweise, Standortzusagen und technische Konzepte werden teilweise sehr früh eingefordert, oft zu einem Zeitpunkt, an dem noch völlig unklar ist, ob und wann die erforderliche Anschlusskapazität zur Verfügung steht. Daraus ergibt sich eine paradoxe Situation: Einerseits sollen nur belastbare Projekte in die Netzplanung aufgenommen werden, andererseits fehlt diesen Projekten gerade die planbare Grundlage, um belastbar zu sein.

Ein zentraler Punkt kommt in der Diskussion bislang zu kurz. Zwar ist es richtig, dass die Antragsflut die internen Prozesse der Netzbetreiber überlastet. Ebenso zutreffend ist jedoch, dass diese Antragsflut maßgeblich daraus resultiert, dass Projektentwickler nicht wissen können, wo sich eine Netzanschlussanfrage überhaupt lohnt. Es fehlt an Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten und Warteschlangen. Würde dieser sinnvolle Informationsaustausch etabliert, könnten Projekte gezielt dort geplant werden, wo sie realistisch umsetzbar sind.

Beispiel II: Netzentgelte

Die Netzentgeltfrage stellt das nächste große Fragezeichen für Investoren dar. Wird Flexibilität künftig belohnt, und wenn ja, wo? Welche Netzbetreiber können auf welchen Netzebenen dynamische Netzentgelte anbieten? Der laufende AgNes-Prozess liefert bislang keine klaren Antworten auf diese zentralen Fragen. Im Gegenteil, in den Orientierungspunkten zu Speichernetzentgelten stellt die Bundesnetzagentur in den Raum, Speicher, welche von der derzeit geltenden Netzentgeltbefreiung profitieren, nachträglich in die Entgeltsystematik einzugliedern und spielt so mit dem Vertrauen der Investoren.

Umso wichtiger ist es jedoch, eine diskriminierungsfreie und klar definierte Perspektive zu schaffen, anstatt weitere Übergangslösungen zu entwickeln. Im Mittelpunkt sollten Anreize stehen, die netzentlastendes Verhalten fördern und gleichzeitig planungssichere Rahmenbedingungen bieten. Gefragt sind Modelle, die Netzdienlichkeit konkret definieren, messbar machen und angemessen vergüten. Dazu müssen das Bundeswirtschaftsministerium und die Bundesnetzagentur ihre Prozesse enger verzahnen.

Faktisch hat das Bundeswirtschaftsministerium mit den flexiblen Netzanschlussverträgen (FCAs) bereits ein Instrument geschaffen, das die Netzneutralität von Speichern sicherstellt. FCAs sind inzwischen vielfach Voraussetzung, um überhaupt einen Netzanschluss zu erhalten. Das Zusammenspiel mit den Netzentgelten, die eine ähnliche Lenkungswirkung entfalten könnten, ist jedoch weiterhin ungeklärt und droht zur Doppelbelastung zu werden.

Beispiel III: Flexible Netzanschlussverträge

Im Laufe des Jahres 2025 sind praktisch alle Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber dazu übergegangen, neue Netzanschlussverträge für Speicher nur noch als sogenannte FCAs (Flexible Connection Agreements) herauszugeben. Was zunächst ein gutes Instrument zur netzdienlichen Integration von Speichern ist, bedeutet in der Regel signifikante Einschränkungen für Bezug und/oder Einspeisung des Speichers, ohne dass hierfür vom Netzbetreiber eine Entschädigung geleistet wird.

Aufgrund mangelnder Vorgaben bezüglich der erlaubten Mechanismen haben viele Netzbetreiber ihre eigenen Strukturen entwickelt. So werden teilweise sogenannte Hüllkurven vorgegeben, nach denen der Speicher zu bestimmten Zeiten be- oder entladen muss, unabhängig vom Preisniveau oder Istzustand des Netzes.

Alternativ wird eine betreiberseitige Abregelung oder Einspeisung vorgegeben, wenn in einem Radius um den Standort bestimmte Windgeschwindigkeit oder Sonneneinstrahlung auftritt. Frühzeitige verbindliche, mit harten Strafen belegte Fahrplanmeldungen sowie extrem lange Ramp-Kurven führen zu weiteren Umsatzreduktionen.

Diese Dynamik bedingt, dass Batteriebetreiber im Gegenzug für einen der knappen Netzanschlüsse verpflichtet werden, ohne jegliche Vergütung in signifikantem Umfang Netzstabilisierungsaufgaben zu leisten. Zusätzlich muss ein Baukostenzuschuss gezahlt werden, obwohl der Anschluss im Vergleich zu anderen Anschlussnehmern nicht frei genutzt werden kann.

Hier muss der Regulator oder die Politik zügig den Rahmen festlegen, ansonsten besteht das reale Risiko, dass eine der wenigen bisher ohne Subventionen auskommende Assetklasse nicht mehr privat finanzierbar ist.

Vom politischen Hin und Her zur Infrastrukturstrategie

Für Investitionssicherheit ist vor allem eines entscheidend: Verlässlichkeit. Rechtsunsicherheit führt regelmäßig zu höheren Risikozuschlägen, schwierigeren Finanzierungen und längeren Projektlaufzeiten, unabhängig davon, ob sie aus dem Bau-, Netzanschluss- oder Netzentgeltrecht resultiert. Essenziell ist es, die Fragmentierung des Marktes mit einem Flickenteppich an Einzelanforderungen aufzulösen.

Entsprechend braucht es ein geordnetes Verfahren, um eine Harmonisierung des Netzanschlussverfahrens, Musterverträge für FCAs, und nachvollziehbare Regeln für Netzentgelte herbeizuführen. Dafür müssen Regulierungsbehörde, Netzbetreiber, und Projektentwickler an einen Tisch kommen und Lösungen für den Ausbau von Großspeichern in Deutschland finden.

Thomas Antonioli ist CFO und Co-Founder von Terra One. Das Unternehmen entwickelt, baut und betreibt Projekte für Batteriespeichersysteme.