Energiewende: 400 GW Batteriespeicher warten auf Netzanschluss

Die Energiewende in Deutschland befindet sich in der Warteschleife, weil unzureichende Netzkapazitäten den Anschluss großer Batteriespeicher verhindern. Ersten Analysen zufolge lagen Netzbetreibern Anschlussanfragen für Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von über 100 GW vor. Doch aktuelle Daten der Bundesnetzagentur zeichnen ein noch drastischeres Bild; insgesamt wurden sogar Anschlussanfragen für eine Leistung von rund 400 GW und einer Kapazität von 661 GWh gestellt. Insgesamt handelt es sich um 9.710 Anschlussanfragen für Speicher ab der Mittelspannungsebene aufwärts.

Selbst wenn Experten davon ausgehen, dass diese Zahl aufgrund von Mehrfachanfragen bei verschiedenen Netzbetreibern überhöht sein könnte, bleibt die Datenlage kritisch. Obwohl die Technologie bereitsteht, verhindern unzureichend dimensionierte Stromnetze und ein träges Genehmigungssystem den flächendeckenden Einsatz. Besonders kritisch bleibt die geografische Diskrepanz zwischen Erzeugung im Norden und Bedarf im Süden. Ohne eine grundlegende Reform des Marktdesigns und den beschleunigten Rollout digitaler Messtechnik geht das Potenzial dieser Speicher in der bürokratischen Warteschleife verloren, anstatt die notwendige Netzstabilität für die volatile Einspeisung zu liefern.

Überblick: Netzanschluss von rund 400 GW in Warteschleife

Das wirtschaftliche Fundament und die CO2-Hürde

Da fossile Brennstoffe physisch handelbar sind, verfügen sie gegenüber Sonne und Wind über einen ökonomischen Vorteil. Zudem wurden die Folgekosten ihrer Emissionen lange Zeit der Allgemeinheit aufgebürdet. Dieses Geschäftsmodell gerät jedoch durch die steigenden CO2-Abgaben zunehmend unter Druck. Damit fossile Energieerzeugung wirtschaftlich bleibt, müsste die Bundesregierung auf eine Aufhebung dieser EU-Vorgaben drängen – eine Entwicklung, die angesichts der Klimaziele konträr zur notwendigen Transformation steht. Um die schwankende Erzeugung aus Windkraft und Photovoltaik abzufedern, bildet der flächendeckende Ausbau von Speicherkapazitäten das notwendige Fundament für die Versorgungssicherheit.

400 GW Lücke zwischen Planungen und Netzausbau

Die Daten der Bundesnetzagentur für das Jahr 2024 zeigen eine Diskrepanz zwischen Anfragen und Netzanschlüssen. Von 9.710 gestellten Anfragen erhielten lediglich Projekte mit einer Leistung von etwa 25 Gigawatt (entspricht ca. 46 GWh Kapazität) eine Zusage. Jedoch ist eine Zusage noch keine Garantie für die Umsetzung, weil sie den Investor letztendlich nicht zur Realisierung verpflichtet. Wie akut der Handlungsbedarf ist, zeigt der Vergleich zum Ist-Zustand. Ende 2024 waren lediglich 921 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene in Betrieb – mit einer Nettonennleistung von rund 2,3 Gigawatt und einer Kapazität von 3,2 Gigawattstunden. Das beantragte Volumen (400 GW) übersteigt den Bestand somit um das fast 170-fache. Hinsichtlich der Kapazität stehen die beantragten 661 Gigawattstunden einem Bestand von nur 3,2 GWh gegenüber.

Analysen des Handelsblatts bestätigen, dass die Anfragen teils um den Faktor 100 von der verfügbaren Infrastruktur abweichen. Viele Übertragungsnetze sind schlicht nicht für die Strommengen ausgelegt, die in Phasen hoher Erzeugung – etwa in windreichen Nächten oder sonnigen Mittagsstunden – durchgeleitet werden müssten. Bislang scheitert eine effiziente Steuerung oft an fehlenden Daten. Der Versuch, das Stromnetz rein virtuell über die Börse zu regulieren, gilt als unzureichend, da im Süden Deutschlands oft nicht die Strommengen vorhanden sind, die an der Börse gehandelt werden.

Fehlsteuerung durch einheitliche Strompreise

Um den Zubau zu beschleunigen, sind große Batteriespeicher bis zum Jahr 2029 von Netzentgelten befreit. Allerdings erweist sich diese Maßnahme als zweischneidig, weil durch den Wegfall der Entgelte, finanzielle Anreize verloren gehen, Speicher gezielt an Standorten zu installieren, an denen sie das Netz aktiv entlasten könnten. Da in Deutschland zudem ein einheitlicher Strompreis gilt, orientieren sich Betreiber primär an allgemeinen Marktwerten statt an lokalen Netzbedürfnissen.

Die EU plädiert seit längerer Zeit für eine Aufteilung Deutschlands in regionale Preiszonen, um die physikalische Realität der Netzengpässe besser abzubilden. Dieser Schritt scheitert bislang am politischen Widerstand der südlichen Bundesländer. Ohne regionale Preissignale oder dynamische Netzentgelte – deren Einführung durch den verzögerten Rollout von Smart Metern hakt – spiegelt der Strompreis den lokalen Bedarf nicht wider. Infolgedessen muss Strom weiterhin über weite Strecken transportiert werden, anstatt lokale Erzeugungsspitzen direkt vor Ort abzufangen.

Regionale Ungleichgewichte und politische Fehlplanungen

Während im Norden ein Überschuss an regenerativer Energie besteht, geht der Ausbau im Süden langsam voran. Anstatt die Installation von Windkraftanlagen voranzutreiben, gibt es in Bayern Bestrebungen, auf neue Kernkraftwerke mit integrierter Wiederaufbereitung zu setzen – trotz der ungelösten Endlagerfrage und der Verweigerung, Abfälle im eigenen Land zu lagern. Auch bei der Priorisierung von Speicherprojekten fehlen klare Regeln. Zudem bearbeiten Netzbetreiber Anträge oft strikt nach dem Eingangsdatum, ohne die Größe oder die Zweckdienlichkeit für das Gesamtsystem zu bewerten. Lediglich Großspeicher mit über 1.000 Megawatt Leistung können derzeit individuell eingeplant werden. Darüber hinaus fehlt eine flächendeckende Erfassung, um beurteilen zu können, wann eine Stromentnahme oder Einspeisung tatsächlich zur Netzstabilität beitragen würde.

Systemrelevanz: Vom Pilotprojekt zum Regelbetrieb

Batteriespeicher entwickeln sich von einer bloßen Ergänzung für erneuerbare Energien zu einem tragenden Pfeiler der Netzstabilität. Sie übernehmen zunehmend Aufgaben, die früher fossile Zentralkraftwerke oder Pumpspeicherkraftwerke übernommen haben. Während letztere zwingend auf topografische Höhenunterschiede angewiesen sind, ermöglichen Batteriespeicher eine ortsunabhängige Installation. Zudem lassen sie sich wesentlich schneller skalieren, was sie im aktuellen Marktumfeld zum bevorzugten Instrument für kurzfristige Flexibilität macht.

Ein Praxisbeispiel ist die „Big Battery Lausitz“ am Standort des Braunkohlekraftwerks Schwarze Pumpe. Seit 2021 gleicht sie dort kurzfristige Netzschwankungen innerhalb von Millisekunden aus – eine Reaktionsgeschwindigkeit, die ein auf Grundlast ausgelegtes Braunkohlekraftwerk technisch nicht leisten kann. Solche Projekte belegen die technologische Reife für den Regelbetrieb. Damit Anschlussanfragen von 400 Gigawatt jedoch systemdienlich realisiert werden können, muss der regulatorische Rahmen nun mit der technischen Entwicklung Schritt halten. Die Bundesnetzagentur kündigte daher an, künftig für eine erhöhte Transparenz regelmäßig Daten über die Plattform SMARD bereitzustellen.

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