Der deutsche Markt für Batteriespeichersysteme (BESS) befindet sich in einer Phase erheblicher Unsicherheit. Mehrere parallel laufende regulatorische Prozesse erschweren derzeit die Planung und Finanzierung großer Projekte. Experten erwarten erst ab 2027 eine klarere Marktausrichtung. Dies führt zu einem spürbaren Rückgang des Interesses internationaler Investoren.
Wichtige Erkenntnisse
- Regulatorische Unsicherheit hemmt den deutschen BESS-Markt.
- Internationale Investoren ziehen sich zurück.
- Klärung der Rahmenbedingungen erst ab 2027 erwartet.
- Netzentgelte, Netzanschluss und Kapazitätsmärkte sind kritische Punkte.
- Neue Gas-Kraftwerke könnten die Wirtschaftlichkeit von BESS beeinträchtigen.
Regulatorisches Tauziehen um Energiespeicher
Deutschland gilt als einer der wichtigsten Märkte für Energiespeicher in Europa. Doch die aktuelle Situation ist von einer Vielzahl unklarer Regelungen geprägt. Georg Gallmetzer, Geschäftsführer von Eco Stor, einem führenden Unternehmen im deutschen BESS-Sektor, beschreibt die Lage als „starke Unsicherheit“.
Diese Unsicherheit betrifft mehrere Bereiche. Dazu gehören die zukünftige Gestaltung der Netzentgelte, die Bedingungen für Netzanschlussverträge (insbesondere Flexible Connection Agreements, FCAs) und die Aussichten für Trägheits- und Kapazitätsmärkte. All diese Faktoren machen die langfristige Entwicklung des großskaligen Speichermarktes unvorhersehbar.
Faktencheck
Die Unsicherheit im deutschen BESS-Markt wird durch multiple regulatorische Prozesse verursacht. Dazu zählen Änderungen bei Netzentgelten, die Neugestaltung des Baukostenzuschusses (BKZ) und die Überarbeitung der Netzanschlussbedingungen. Ohne Klarheit ist die Finanzierung neuer Speicherprojekte extrem schwierig.
Netzentgelte und Baukostenzuschüsse
Eine zentrale Rolle spielen die Netzentgelte und der Baukostenzuschuss (BKZ). Der BKZ ist eine einmalige Gebühr, die Projekte zur Deckung von Netzausbaukosten entrichten müssen. Eine Fortführung der aktuellen BKZ-Regelung, die seit November 2024 gilt, ist wahrscheinlich. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) wird voraussichtlich im Sommer 2026 einen Entwurf zur Neugestaltung der Netzentgelte veröffentlichen. Eine endgültige Entscheidung wird für Ende 2026 erwartet.
Die Diskussion um Bestandsschutzregelungen (Grandfathering) ist ebenfalls von großer Bedeutung. Es wird erwartet, dass die BNetzA am 27. Mai 2026 ihre Ansicht zu den Bestandsschutzbedingungen veröffentlicht. Ein Stichtag vor dem 4. August 2029 ist wahrscheinlich. Dies schafft zusätzliche Unklarheit für bereits geplante oder in Betrieb befindliche Projekte.
Herausforderungen beim Netzanschluss
Die Anbindung von Batteriespeichersystemen an das Stromnetz stellt eine weitere große Hürde dar. Sowohl auf Ebene der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) als auch der Verteilnetzbetreiber (VNB) gibt es neue Prozesse, die den Zugang zum Netz erschweren.
Auf ÜNB-Ebene hat ein neuer „Reifegradprozess“ begonnen. Dieser soll die Warteschlange von hunderten Gigawatt an Netzanschlussanfragen bewerten. Es wird erwartet, dass nur eine geringe einstellige Gigawatt-Kapazität tatsächlich vergeben wird. Dies führt zur Streichung eines Großteils der bestehenden Warteschlange.
"Ohne Klarheit bei den oben genannten Regulierungsthemen ist die BESS-Finanzierung sehr herausfordernd und manchmal unmöglich."
Hintergrund: Flexible Connection Agreements (FCAs)
FCAs sind spezielle Netzanschlussverträge, die den Betrieb von BESS-Anlagen einschränken können. Sie legen beispielsweise maximale Lade- und Entladeraten fest oder begrenzen die Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Diese Einschränkungen sollen die Netzstabilität gewährleisten, können aber die Rentabilität der Projekte erheblich mindern.
Praktische Erfahrungen mit FCAs
Das 100 MW / 238 MWh Projekt Bollingstedt von Eco Stor diente als Pilotprojekt für EON DSO SH-Netz, um FCA-Bedingungen über ein ganzes Betriebsjahr zu testen. Die Studie, die im Mai 2026 abgeschlossen wurde, führte zu einem neuen FCA-Standard im EON-Netz. Dieser Standard drückt die Investitionsrenditen an die Grenze der finanziellen Tragfähigkeit – in einigen Fällen sogar darunter.
Der Grund für solche FCA-Bedingungen liegt im sogenannten „Blindflug“ der BESS-Betriebe für die Netzleitstellen. Sie können die Netzsicherheit und -stabilität nicht aufrechterhalten, wenn BESS-Anlagen mit zu schnellen Anstiegsraten oder zu hohen Zusatzleistungen arbeiten. Auch unvorhergesehene marktgetriebene Einspeisungen oder Ladungen in bereits überlastete Netze stellen ein Problem dar, da der Redispatch-Prozess langsamer ist als die Marktaktivierung von BESS.
Zukünftige Chancen und Risiken
Trotz der aktuellen Schwierigkeiten gibt es auch potenzielle Chancen für Batteriespeichersysteme. Die Bereitstellung von Trägheit (Inertia) könnte eine solche Möglichkeit darstellen. Diese neue Dienstleistung könnte BESS-Projekten helfen, die Hürden der Netzentgelte, Anschlussbeschränkungen und BKZ zu überwinden und wieder rentabler zu werden.
Zahlen und Fakten
- Die deutsche Regierung plant einen 10 GW Gas-Kapazitätsmarkt.
- Dies könnte teuer werden und die Wirtschaftlichkeit von BESS negativ beeinflussen.
- Die Genehmigungsverfahren für BESS-Anlagen wurden Ende 2025 bereits eingeschränkt.
Gas-Kapazitätsmarkt und Genehmigungsverfahren
Ein weiteres Thema, das den Markt beeinflusst, ist der geplante 10 GW Gas-Kapazitätsmarkt der deutschen Regierung. Obwohl die EU-Regulierungen technologieoffen sind, konzentriert sich Deutschland auf Gas. Dies könnte sehr teuer werden und zu Engpässen bei Gasturbinen führen.
Experten glauben, dass BESS mit einer angemessenen Derating-Funktion eine gleichwertige Energiesicherheit bieten könnte, jedoch zu wesentlich geringeren Kosten für den deutschen Verbraucher. Zudem könnten neue Gaskraftwerke die Preisspitzen begrenzen und somit die Einnahmen von BESS-Anlagen schmälern.
Auch die Genehmigungsverfahren sind komplexer geworden. Der Anwendungsbereich des privilegierten Genehmigungsverfahrens (§35 BauGB) wurde Ende 2025 erheblich eingeschränkt und könnte 2026 weiter begrenzt werden. Dies führt zu längeren und komplizierteren Verfahren, insbesondere für Projekte außerhalb unmittelbarer Umspannwerksnähe.
Fazit: Blick nach vorn
Der deutsche Energiespeichermarkt steht vor großen Herausforderungen. Die fehlende Klarheit bei regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere bei Netzentgelten und Anschlussbedingungen, schreckt Investoren ab. Während neue Möglichkeiten wie die Bereitstellung von Trägheit Hoffnung geben, könnten politische Entscheidungen wie der Gas-Kapazitätsmarkt die Wirtschaftlichkeit von BESS-Anlagen erneut gefährden.
Es bleibt abzuwarten, welche Entscheidungen die Bundesnetzagentur und die Politik in den kommenden Monaten treffen werden. Eine transparente und stabile Regulierung ist entscheidend, um das volle Potenzial der Batteriespeichersysteme für die Energiewende in Deutschland zu nutzen und das Vertrauen der Investoren zurückzugewinnen.
