Deutschland: Batteriespeicher als Schlüssel zur Energiewende – Netzanschluss, Regulierung und wirtschaftliche Risiken – die größten Herausforderungen für Speicherprojekte

Gleichzeitig eröffnet der technische Fortschritt neue wirtschaftliche Potenziale – etwa durch Arbitrage-Handel an der Strombörse, Teilnahme an den Regelenergiemärkten oder die Optimierung eigener Erzeugungsportfolios.

Doch dieser dynamische Markthochlauf bringt auch erhebliche Herausforderungen mit sich, die über die reine technische Integration hinausgehen und die Wirtschaftlichkeit sowie Realisierbarkeit von Speicherprojekten maßgeblich beeinflussen.

Flaschenhals Netzanschluss

Ein zentrales Hindernis ist dabei die Verfügbarkeit von Netzanschlüssen. Deutschland sieht sich aktuell mit einer extrem hohen Zahl von Netzanschlussanfragen für große Batteriespeicher konfrontiert: Laut Bundesnetzagentur erhielten die Netzbetreiber 2024 knapp 10.000 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene mit einer geplanten Leistung von ca. 400 Gigawatt und 661 Gigawattstunden Kapazität. Zugesagt wurden ungefähr 3.800 Anfragen (25 Gigawatt Leistung und 46 Gigawattstunden Kapazität).² Für Großspeicher ab 1 MW Bruttoleistung belaufen sich die Leistungsanfragen laut einer Umfrage des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) von November 2025 sogar auf 720 GW³. Zum Vergleich: Derzeit sind Großspeicher mit etwa 2,6 GW Leistung installiert.⁴ Viele dieser Anfragen sind Ausdruck eines Zulassungsverfahrens, das nach dem Prinzip „first come, first served“ funktioniert und wenig zwischen technisch realisierbaren Projekten und spekulativen Beantragungen unterscheidet. Dies führt zu einer schwer abschätzbaren Warteschlange, die den Prozess für alle Beteiligten verlangsamt und Unsicherheiten in der Projektplanung erzeugt. Netzbetreiber und Branchenverbände fordern daher dringend eine Reform der Anschlussverfahren, um realisierungsfähige Projekte zu priorisieren und eine bessere Koordination zwischen Netzkapazität, Speicherbedarf und anderen Verbrauchern sicherzustellen.⁵ Eine erste Anpassung veröffentlichte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) mit dem Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) im Dezember 2025, durch den Großbatteriespeicher nicht mehr in das Anwendungsgebiet der KraftNAV fallen. Stattdessen sieht das BMWE ein neues Netzanschlussverfahren für Speichervorhaben vor. Wir berichteten am 11.12.2025 dazu⁶.

Regulatorische Rahmenbedingungen als weitere Herausforderung

Regulatorisch ist der Markt ebenfalls im Umbruch: Die rechtliche Einordnung von Batteriespeichern zwischen Erzeugung, Verbrauch und Netzbetrieb bleiben in der Praxis in vielen Fällen ungeklärt. Zudem beeinflussen Regelungen zu Netzentgelten, Baukostenzuschüssen und Marktrollen die Anreizstrukturen und die Entwicklung tragfähiger Geschäftsmodelle maßgeblich.⁷ Auch die Frage des systemdienlichen Nutzens von Großbatteriespeichern ruft Handlungsbedarf hervor: Mit den Preissignalen der Strombörse und der Regelreservemärkte konfrontiert, werden Großspeicher aktuell vor allem marktorientiert betrieben. Hinsichtlich der Netzdienlichkeit von Großspeichern gibt es allerdings noch Hindernisse: Aufgrund von fehlenden, lokalen Preissignalen, gibt es derzeit keine Anreize für eine netzdienliche Fahrweise, die Netzengpässe und damit Kosten für Redispatch-Maßnahmen und den Netzausbau reduzieren würde. Dies bestätigt auch die kürzlich erschienene Studie von Neon Neue Energieökonomik, die im Auftrag von Kyon Energy, LichtBlick, ECO STORE und Flence entstanden ist und die die Systemdienlichkeit von Großbatterien analysiert. Während die Marktorientierung von Speichern bereits heute die Kosten der Stromerzeugung senkt, die Preisvolatilität verringert und volkswirtschaftlichen Mehrwert bringt, bleibt das Potenzial im Netzbereich auf der Strecke. Die Autoren schlagen daher neben dynamischen, zeit- und ortsvariablen Preissignalen, einheitliche Anschlussregeln und Marktmechanismen, die netz- und systemdienliches Verhalten entsprechend abbilden und vergüten, vor.⁸

Fehlende Qualität in der Beschaffung als potenzielles Risiko

Jenseits von Regulierung und Netzanschluss treten bei der Umsetzung von Batteriespeicherprojekten auch technische und betriebliche Herausforderungen auf. Die richtige Dimensionierung, insbesondere im Zusammenspiel mit Erneuerbaren-Energie-Anlagen, ist komplex. Zellungleichgewicht (cell imbalance) begrenzt die Gesamtkapazität und kann die Lebensdauer verkürzen.⁹ ¹⁰ Eine qualitätsgesicherte Beschaffung von Speicherkomponenten ist daher unerlässlich für ein erfolgreiches Projekt. Gleichzeitig verschärfen sich die Anforderungen an Sicherheitskonzepte, Genehmigungsfähigkeit und Versicherbarkeit der Anlagen, was die Projektumsetzung zusätzlich anspruchsvoll macht.

Wirtschaftliche Unsicherheit und Intransparenz

Ebenso gibt es auch im Betrieb von Batteriespeichern Herausforderungen, unter anderem hinsichtlich der Komplexität, Intransparenz und Unsicherheit der zugrunde liegenden Markt- und Erlösmodelle. Batteriespeicher werden in der Regel von einem Vermarkter an verschiedenen Märkten simultan eingesetzt – etwa für den Arbitrage-Handel an der Strombörse und die Teilnahme an den Regelenergiemärkten–, um von einer Kombination dieser Erlösströme zu profitieren. In aktuellen Analysen der RWTH Aachen (Battery Charts) zeigt sich jedoch, dass die potenziellen Jahreserlöse stationärer Batteriespeicher im Jahr 2025 im Vergleich zu 2024 deutlich zurückgegangen sind, was sich in einem sinkenden Spread zwischen Ein- und Verkaufspreisen sowie schwächeren Erlösen aus bestimmten Regelleistungsmärkten widerspiegelt.¹¹ Eine fundierte Finanzmodellierung, die verschiedene Szenarien abbildet (Sensitivitäten also betrachtet), sollte daher als Grundlage für eine Investitionsentscheidung dienen.

Vermarktung als Schlüssel zum Erfolg

Darüber hinaus können Betreiber von Batteriespeichern Vermarkter derzeit faktisch nur auf Basis ihrer Vergütungsmodelle, insbesondere des Profit-Shares, auswählen. Eine belastbare Vergleichbarkeit der tatsächlich zu erwartenden absoluten Erlöse – und damit der realen „Qualität“ der Vermarktung – ist hingegen nicht möglich. Dies erschwert eine objektive Bewertung unterschiedlicher Anbieter und führt zu einer insgesamt intransparenten Marktsituation.

Der Weg nach vorne

Vor diesem Hintergrund wird deutlich: Die erfolgreiche Entwicklung von Batteriespeicherprojekten erfordert mehr als nur technologisches Know-how. Entscheidend sind ein umfassendes Verständnis der regulatorischen Rahmenbedingungen, tiefgehende Analysen des Standorts und der Netzanschlusssituation sowie eine robuste wirtschaftliche Bewertung unter Unsicherheit.

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Quellen und Anmerkungen:

1 Kreisdiagramme zur Stromerzeugung | Energy-Charts
2 Bundesnetzagentur – Presse – Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen für 2024 zu Anschlussanfragen und -zusagen für Batteriespeicher
3 BDEW-Umfrage: Netzanschlussboom bei Großbatteriespeichern erfordert neue Regeln | BDEW
4 Battery Charts – Daten zu stationären Batteriespeichern in Deutschland
5 BDEW-Umfrage: Netzanschlussboom bei Großbatteriespeichern erfordert neue Regeln | BDEW
6 KraftNAV – zurück auf Los? Neues Netzanschlussverfahren für Großbatteriespeicher | RÖDL
7 Bundesgerichtshof billigt Baukostenzuschüsse für Batteriespeicher | RÖDL
8 Neon-Consentec-Systemdienlichkeit-Großbatterien.pdf
9 Analysis of Aging Effect and Cell Balancing Problem of Lithium-Ion Battery , Journal of Electrical and Electronic Engineering, Science Publishing Group
10 Limitations of cell imbalances on the operation of a large-scale battery storage system: example LTO batteries (https://doi.org/10.1049/icp.2024.3880)
11 Erlöspotenziale für stationäre Batteriespeicher in Deutschland sind 2025 zurückgegangen – pv magazine Deutschland