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Die Energiewende steht vor einem Paradox: Während der Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland Rekordwerte erreicht, fehlt es an der entscheidenden Infrastruktur, um den erzeugten Strom auch dann verfügbar zu machen, wenn er gebraucht wird. Batteriegroßspeicher gelten als Schlüsseltechnologie, um die wachsende Lücke zwischen volatiler Erzeugung und flexiblem Verbrauch zu schließen. Doch obwohl das Interesse am Markt enorm ist, stolpert der Hochlauf über regulatorische Hürden, die den Ausbau systematisch bremsen. Dieser Leitartikel analysiert den aktuellen Stand des Großspeicherausbaus in Deutschland, beleuchtet die zentralen regulatorischen Hemmnisse – von Baukostenzuschüssen über Netzentgeltbefreiungen bis hin zu Netzanschlussverfahren – und zeigt auf, welche Handlungsoptionen sich für Betreibende und Investierende eröffnen. Dabei wird deutlich: Die jüngsten Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur vom 16. Januar 2026 markieren einen Paradigmenwechsel, der die Wirtschaftlichkeit vieler Projekte grundsätzlich in Frage stellt (1).
Der Markt in Zahlen: Dynamik und Dimension
Der deutsche Batteriespeichermarkt hat in den vergangenen Jahren eine beeindruckende Entwicklung durchlaufen. Bis Ende 2025 waren in Deutschland mehr als 2,22 Mio. Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von 25,5 GWh installiert (2). Das Segment der Großspeicher – Systeme mit einer Leistung von über 1 MW – wuchs dabei besonders dynamisch: Im Jahr 2025 kamen 83 neue Großspeicher mit zusammen 667 MW Leistung und 1,24 GWh Kapazität hinzu. Bemerkenswert ist, dass die durchschnittliche Kapazität pro Anlage gegenüber 2024 deutlich gestiegen ist – ein Zeichen für die zunehmende Professionalisierung des Marktes.
Leuchtturmprojekte verdeutlichen die neue Größenordnung: Die EnBW hat im Dezember 2025 die finale Investitionsentscheidung für einen 400-MW-Speicher mit 800 MWh Kapazität am ehemaligen Kernkraftwerksstandort Philippsburg getroffen – ohne staatliche Förderung (3). Kyon Energy plant in Alfeld (Niedersachsen) einen Batteriepark mit 137,5 MW Leistung und 275 MWh Kapazität. Europas größter Batteriespeicherpark ging im März 2025 im schottischen Blackhillock mit 200 MW in Betrieb und wird auf 300 MW erweitert.
Die Ambitionen der Branche gehen jedoch weit über das Gebaute hinaus. Die Bundesnetzagentur registrierte bis November 2025 fast 10.000 Netzanschlussanfragen für große Batteriespeicher mit einer kumulierten Leistung von über 400 GW und einer Kapazität von 661 GWh (4). Eine BDEW-Umfrage vom gleichen Monat beziffert die Anfragen sogar auf 720 GW. Diese Zahlen verdeutlichen das enorme Marktinteresse – zeigen aber auch, dass zwischen Planung und Realisierung eine erhebliche Kluft besteht.
Die Bundesnetzagentur selbst rechnet im aktuellen Netzentwicklungsplan mit einem Speicherbedarf von fast 24 GW bis 2030 und bis zu 54,5 GW bis 2045 (5). Gemessen an diesen Zielwerten liegt der tatsächliche Zubau noch deutlich zurück: Im ersten Halbjahr 2025 wurden lediglich rund 690 MWh an Großspeicherkapazität zugebaut. Um die Klimaziele zu erreichen, wäre ein jährlicher Zubau von durchschnittlich 60 GWh erforderlich – ein Vielfaches des aktuellen Niveaus.
Regulatorische Hürden: Ein Dreieck aus Baukostenzuschuss, Netzentgelten und Genehmigungen
Der Ausbau von Batteriegroßspeichern wird in Deutschland durch ein Zusammenspiel regulatorischer Hemmnisse gebremst, die in ihrer kumulativen Wirkung erheblich sind. Drei zentrale Problemfelder kristallisieren sich heraus:
1. Baukostenzuschüsse: Millionenbeträge ohne klare Rechtsgrundlage
Der Baukostenzuschuss (BKZ) ist eine einmalige Aufwendung für den Ausbau des vorgelagerten Netzes bei Herstellung oder Verstärkung eines Netzanschlusses. Die Bundesnetzagentur hat in einem Positionspapier bestätigt, dass ein BKZ auch für netzgekoppelte Batteriespeicher oberhalb der Niederspannung zu erheben ist. Der Bundesgerichtshof (BGH) hat diese Auffassung im Juli 2025 bestätigt (6). Für Großprojekte kann der BKZ leicht mehrere Mio. Euro betragen. Da die Höhe des BKZ regional stark variiert – in Süddeutschland typischerweise deutlich höher als im Norden –, führt dies zu einer geographisch unausgewogenen Verteilung der Speicher im Stromnetz. Gerade dort, wo Speicher aus Systemsicht am dringendsten benötigt würden – in der Nähe der süddeutschen Verbrauchszentren –, sind sie aufgrund der hohen Anschlusskosten wirtschaftlich am schwierigsten darstellbar.
2. Netzentgeltbefreiung vor dem Aus
Bislang galten Großspeicher, die bis Ende 2028 in Betrieb gehen, gemäß § 118 Abs. 6 EnWG für 20 Jahre als von Netzentgelten befreit. Diese Regelung war ein zentraler Investitionsanreiz und Grundlage zahlreicher Geschäftsmodelle. Die Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur vom 16. Januar 2026 stellen diese Vollbefreiung nun grundlegend in Frage (1). Die BNetzA argumentiert, dass eine pauschale Freistellung europäisch nicht haltbar und energiewirtschaftlich nicht zielführend sei. An die Stelle der Befreiung soll ein differenziertes System treten: Kapazitätsbasierte Leistungspreise sollen als Finanzierungsbeitrag für das Netz erhoben werden, während Arbeitspreise nur auf die saldierten Mengen – also im Wesentlichen auf die Speicherverluste – anfallen sollen.
Für die Branche bedeutet dieser Paradigmenwechsel erhebliche Planungsunsicherheit. Projekte, deren Wirtschaftlichkeit auf der 20-jährigen Netzentgeltbefreiung basiert, müssen neu kalkuliert werden. Die Forderungen der Branche sind klar: harter Bestands- und Investitionsschutz mindestens für Speicher, die bis 2029 in Betrieb gehen, eine transparente Reduzierung der Netzentgelte für definierte Speicherklassen statt eines hochkomplexen Saldierungsregimes sowie eine BKZ-Systematik, die netzdienliche Standorte und Fahrweisen belohnt.
3. Netzanschluss: Der eigentliche Flaschenhals
Der Netzanschluss großer Batteriespeicher entwickelt sich zunehmend zum zentralen Engpass. Im Dezember 2025 hat der Bundesrat der Änderung der Kraftwerk‑Netzanschlussverordnung (KraftNAV) zugestimmt und damit klargestellt, dass Batteriespeicher nicht länger in den Anwendungsbereich dieser ursprünglich für wenige Großkraftwerke gedachten Regeln fallen (7). Damit entfallen zwar die ursprünglich verpflichtenden KraftNAV‑Verfahren, doch ein eigenes, auf Speicher zugeschnittenes Anschlussverfahren existiert bislang weiterhin nicht. In der Praxis führt das dazu, dass Projektierer noch immer auf zeitaufwendige individuelle Abstimmungen mit Netzbetreibern angewiesen sind. Hinzu kommen fehlende skalierbare Fahrweisen sowie die noch ausstehende finale Festlegung der sogenannten „Abgrenzungsoption“ durch die BNetzA, die darüber entscheidet, wie Speicher technisch und regulatorisch zwischen Erzeugung und Verbrauch eingeordnet werden. All dies verzögert die Realisierung zahlreicher Projekte weiterhin erheblich.
Während Batteriespeicher früher im Baugesetzbuch nicht ausdrücklich privilegiert waren, hat der Gesetzgeber im Dezember 2025 zwei neue Privilegierungstatbestände in § 35 BauGB eingeführt. Diese ermöglichen die erleichterte Genehmigung sowohl für Speicher im räumlich‑funktionalen Zusammenhang mit EE‑Anlagen als auch für Stand‑alone‑Speicher unter bestimmten Voraussetzungen. Dennoch bleibt die Genehmigungspraxis komplex und regional unterschiedlich, sodass lange Verfahrenszeiten auch heute noch die Regel sind.
Geschäftsmodelle im Wandel: Von Stand-alone zu Co-Location
Die regulatorischen Veränderungen haben unmittelbare Auswirkungen auf die Geschäftsmodelle von Großspeichern. Stand-alone-Speicher, die einen großen Teil ihres Umsatzes auf Grundlage von Preisspreads am Spot-Markt erwirtschaften, stehen vor einer doppelten Herausforderung: Einerseits drohen Netzentgelte ihre Margen zu schmälern, andererseits könnten Kannibalisierungseffekte durch den wachsenden Zubau die Spreads perspektivisch einengen. Branchenexperten warnen bereits davor, dass reine Stand-alone-Modelle ab 2029 zunehmend unter Druck geraten könnten (8).
Der Trend geht daher in Richtung Co-Location – der Kombination von Batteriespeichern mit Erzeugungsanlagen wie PV oder Wind. Solche Hybridprojekte bieten mehrere Vorteile: Sie können den bestehenden Netzanschlusspunkt gemeinsam nutzen, Erzeugungsspitzen glätten und zusätzliche Erlöse durch zeitversetzte Einspeisung erzielen. Dabei ist technisch entscheidend, ob der Speicher auf der Gleich- oder Wechselstromseite (DC oder AC) angeschlossen wird. DC-gekoppelte Speicher haben den Vorteil, dass sie technisch sicherstellen können, dass die genehmigte Anschlussleistung nicht überschritten wird – eine Bedingung, die Netzbetreiber zunehmend einfordern.
Neben Systemdienstleistungen wie Frequenzhaltung (FCR, aFRR) und dem reinen Arbitragegeschäft, eröffnen sich zunehmend neue Anwendungsmöglichkeiten: Großspeicher können zur Redispatch-Vermeidung beitragen und im Rahmen flexibler Netzanschlussvereinbarungen (FCA) gezielt netzdienlich agieren. Die Entwicklung neuer Vermarktungsmodelle – etwa der sogenannten Flexibility Purchase Agreements (FPA), bei denen Flexibilitätskapazitäten vertraglich gebunden werden – zeigt, dass der Markt sich diversifiziert.
Systemische Perspektive: Warum Großspeicher unverzichtbar sind
Die Bedeutung von Batteriegroßspeichern für das Gesamtsystem lässt sich kaum überschätzen. Im Jahr 2024 lagen die Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement in Deutschland bei über 2,77 Mrd. Euro. Großspeicher können diese Kosten substanziell reduzieren, indem sie Überschüsse lokal aufnehmen und zeitversetzt einspeisen, statt Anlagen abzuregeln und konventionelle Kraftwerke andernorts hochzufahren.
Vor dem Hintergrund der zunehmenden negativen Strompreise – 2024 wurden 457 Std. mit negativen Preisen verzeichnet – fungieren Speicher als natürlicher Puffer: Sie entziehen dem Markt Überschussstrom in Niedrigpreisphasen und speisen ihn in Zeiten höherer Nachfrage wieder ein. Damit stabilisieren sie nicht nur die Netze, sondern verbessern auch die Erlössituation für Betreibende von EE-Anlagen, deren Marktwerte durch die sogenannte Kannibalisierung zunehmend unter Druck geraten.
Gleichzeitig muss realistisch eingeordnet werden, was Batteriegroßspeicher leisten können – und was nicht. Mit der derzeit installierten Großspeicherkapazität von wenigen GWh lässt sich der deutsche Strombedarf nur für wenige Minuten decken. Für die saisonale Speicherung und die Überbrückung mehrtägiger Dunkelflauten sind andere Technologien – insbesondere Wasserstoff und Langzeitspeicher – unverzichtbar. Batteriespeicher sind jedoch ideal für die kurzfristige Flexibilisierung im Stunden- und Minutenbereich und ergänzen damit die Langzeitspeicherung als zweite Säule der Flexibilitätsinfrastruktur.
Fazit und Ausblick
Der Markt für Batteriegroßspeicher in Deutschland steht an einem Wendepunkt. Das Interesse von Investierenden und Projektierenden ist so groß wie nie zuvor – allein die mehr als 720 GW an Netzanschlussanfragen verdeutlichen die Dynamik. Gleichzeitig drohen regulatorische Unsicherheiten den Hochlauf auszubremsen. Zwar hat der Gesetzgeber mit der Herausnahme von Energiespeichern aus der KraftNAV einen überfälligen Schritt vollzogen. Doch ein eigenes, verlässliches Anschlussverfahren fehlt weiterhin. Hinzu kommt, dass die Bundesnetzagentur die zentrale „Abgrenzungsoption“ bislang nicht final festgelegt hat. Im Baurecht wurden neue Privilegierungstatbestände geschaffen, doch bleibt der Genehmigungsprozess in der Praxis komplex. Zusammen mit der geplanten Abkehr von der Netzentgeltbefreiung und der regional uneinheitlichen Behandlung von Baukostenzuschüssen ergibt sich ein Geflecht aus Unsicherheiten, das den ambitionierten Zielen des Netzentwicklungsplans weiterhin entgegensteht.
Für Betreibende und Investierende bedeutet dies: Wer heute Großspeicherprojekte plant, muss die regulatorischen Risiken systematisch in Kalkulationen und Vertragsstrukturen einbeziehen. Die Diversifizierung der Erlösströme – über reine Arbitrage hinaus in Richtung Systemdienstleistungen, Co-Location und Flexibilitätsvermarktung – wird zur Voraussetzung wirtschaftlich robuster Projekte. Zugleich sind klare politische Signale erforderlich: eine BKZ-Systematik, die netzdienliche Standorte begünstigt, ein verlässlicher Übergangsrahmen bei den Netzentgelten und beschleunigte Genehmigungsverfahren für Speicherprojekte.
Batteriegroßspeicher sind keine Allzwecklösung für die Energiewende. Aber ohne einen massiven Ausbau dieser Technologie wird das deutsche Energiesystem die wachsenden Mengen an erneuerbarem Strom nicht integrieren können – mit allen Konsequenzen für Abregelung, Netzstabilität und Strompreise. Die kommenden Monate werden zeigen, ob die Politik die Weichen für einen investitionsfreundlichen Rahmen stellt – oder ob Deutschland im internationalen Wettbewerb um die Speicherinfrastruktur der Zukunft zurückfällt.
Überarbeitet von: Max Tutte
QUELLEN:
(1) Bundesnetzagentur (2026). Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA. Verfügbar unter: https://bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/GBK_Termine/Downloads/2026/01_2026/30.01./Orientierungspunkte_Speichernetzentgelte.pdf?__blob=publicationFile&v=3 (aufgerufen am: 28.03.2026).
(2) pv magazine Deutschland (2026). Weniger neue Batteriespeicher 2025 installiert, aber mit mehr Kapazität. Verfügbar unter: https://www.pv-magazine.de/2026/01/06/weniger-neue-batteriespeicher-2025-installiert-aber-mit-mehr-kapazitaet/ (aufgerufen am: 28.03.2026)
(3) pv magazine Deutschland (2025). EnBW trifft finale Investitionsentscheidung für 800 Megawattstunden-Batteriespeicher. Verfügbar unter: https://www.pv-magazine.de/2026/01/06/weniger-neue-batteriespeicher-2025-installiert-aber-mit-mehr-kapazitaet/ (aufgerufen am: 28.03.2026)
(4) Bundesnetzagentur (2025). Vom Antrag zum Netzanschluss – Status quo der Batteriespeicheranfrage 2024. Verfügbar unter: https://www.pv-magazine.de/2026/01/06/weniger-neue-batteriespeicher-2025-installiert-aber-mit-mehr-kapazitaet/ (aufgerufen am: 28.04.2026)
(5) Bundesnetzagentur (2025). Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 (2025). Verfügbar unter: https://www.netzentwicklungsplan.de/nep-aktuell/netzentwicklungsplan-20372045-2025 (aufgerufen am: 28.03.2026)
(6) Bundesgerichtshof (2025). Bundesgerichtshof billigt Baukostenzuschuss für Batteriespeicher. Verfügbar unter: https://www.netzentwicklungsplan.de/nep-aktuell/netzentwicklungsplan-20372045-2025 (aufgerufen am: 28.03.2026)
(7) Bundesrat (2025). Verordnung zur Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung. Verfügbar unter: https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0743-25.pdf (aufgerufen am: 28.03.2026)
(8) Erneuerbare Energien (2025). Ausblick auf 2026: Neue Geschäfte für Speicher. Verfügbar unter: https://www.erneuerbareenergien.de/energiemarkt/energiemaerkte-weltweit/ausblick-auf-2026-neue-geschaefte-fuer-speicher (aufgerufen am: 28.03.2026)
