Der Markt für Großbatteriespeicher wächst rasant. Doch der Blick auf die aktuellen Zahlen offenbart ein Paradoxon: Einer installierten Leistung von rund 3,2 Gigawatt stehen bei den Netzbetreibern Anschlussanfragen in dreistelliger Gigawatt-Höhe gegenüber. Diese enorme Projektpipeline unterstreicht zwar den Bedarf an Flexibilität, ein Baufortschritt lässt sich daraus aber nicht ablesen. Der Markt produziert derzeit vor allem eines: Projektoptionen und Anschlusswarteschlangen. Damit sich die Speicherbranche vom Pionier- zu einem echten Infrastrukturmarkt entwickeln kann, rückt eine zentrale Frage in den Fokus: Wie werden aus Projektideen tatsächlich genehmigte, finanzierte und gebaute Speicherkraftwerke?
Eine Projektidee muss früh konkretisiert werden
Ein Speicherprojekt ist kein Massenprodukt, das man beliebig an einen Netzverknüpfungspunkt anschließt. Zur erfolgreichen Entwicklung, müssen Technologie- und Use-Case-Definition sowie Finanzierungsstrategie ineinandergreifen. Am Anfang steht nicht die Batterie, sondern ihre Funktion im Stromsystem. Soll der Speicher Preisunterschiede im Stromhandel nutzen, Regelenergie bereitstellen, Systemdienstleistungen erbringen oder mehrere Märkte kombinieren? Erst aus dem Anwendungsfall ergeben sich Leistung, Speicherdauer, technische Auslegung und die Vermarktungsstrategie.
Darauf aufbauend kann ein Standort seriös bewertet werden. Eine freie Fläche in der Nähe einer Stromleitung reicht nicht aus. Netzebene, Anschlusskapazität, Genehmigungsfähigkeit, Brand- und Schallschutz müssen exakt zum geplanten Anlagendesign passen. Eine frühe Konkretisierung verhindert, dass ungeeignete Vorhaben unnötig Ressourcen und Kapital binden – was angesichts der Abkehr vom Windhundprinzip hin zu kriterienbasierten Zuteilungsverfahren der Netzbetreiber umso wichtiger wird.
Kritische Pfade müssen zusammenlaufen
Die aktuell größten Herausforderungen bei der Umsetzung liegen in den Abhängigkeiten der Projektbestandteile. Netzanschluss, Genehmigung, Bau und Vermarktung laufen parallel und beeinflussen sich gegenseitig. Selbst ein zügiger Baufortschritt bedeutet noch keine Betriebsbereitschaft: Aufgestellte Batteriecontainer machen noch kein Kraftwerk. Erst wenn Anlagensteuerung, Stromumwandlung, Netzanbindung sowie komplexe Kommunikationsanforderungen nahtlos ineinandergreifen, kann die Anlage sicher am Netz betrieben werden.
Die Entwicklung einer Betriebsstrategie beginnt dabei lange vor dem Bau. Sie prägt bereits die technische Auslegung, denn Leistung, Speicherdauer und Zyklenfestigkeit bestimmen maßgeblich, an welchen Märkten ein Speicher überhaupt teilnehmen kann. Gleichzeitig setzen die Anschlussbedingungen den festen Rahmen für mögliche Erlösstrategien. Bei der Finanzierung müssen diese Abhängigkeiten von Anfang an berücksichtigt werden. Finanzierbarkeit entsteht nicht durch die höchste Erlösprognose. Sie verlangt vielmehr konservative Szenarien, die auch die unvermeidliche Batteriealterung, spätere Ersatzinvestitionen und eine klare Risikoverteilung realistisch einkalkulieren.
Das Nadelöhr: Netznutzung und regulatorischer Rahmen
Damit Projekte investierbar werden, müssen vor allem zwei Seiten des Netzzugangs verlässlich kalkulierbar sein: die Nutzungsbedingungen und die Kosten der Netznutzung. Eine reine Anschlusszusage ist noch kein tragfähiges Geschäftsmodell, zumal aktuelle Vorstöße wie das Netzanschlusspaket zwar den Zubau besser steuern wollen, in der Praxis aber einen Flickenteppich dezentraler Vergaberegeln riskieren.
Um Anlagen trotz knapper Kapazitäten früher ans Netz zu bringen, setzen Netzbetreiber auf flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs). Diese pragmatische Idee darf jedoch nicht zu einem Freifahrtschein für ungedeckelte, dauerhafte Einschränkungen werden, da unkalkulierbare Abregelungen die Finanzierung gefährden. Analog zu den klaren Begrenzungen für EEG-Anlagen braucht es von der Bundesnetzagentur definierte Mindestanforderungen – etwa garantierte Leistungsbereitstellungen und eine Deckelung nicht kompensierter Stunden – sowie einen klaren vertraglichen Pfad zum regulären Anschluss.
Auch auf der Kostenseite ist Planbarkeit essenziell. Die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) ermöglicht zwar eine bessere Einschätzung künftiger Netzentgelte, setzt die Branche aber unter Zeitdruck. Der im Entwurf verankerte Vertrauensschutz ist ein elementares Signal für laufende Vorhaben: Er sichert die bisherige Netzentgeltbefreiung, sofern die finale Investitionsentscheidung noch bis Jahresende fällt und die Anlage bis zum 4. August 2029 in Betrieb geht. Wird diese Frist nicht erreicht, so soll ein jährliches Kapazitätsentgelt in Rechnung gestellt werden. Diese Regelung wurde einheitlich für Speicher und Einspeiser formuliert. Ziel des Kapazitätsentgeltes ist es, mehr unterschiedliche Akteure an der Finanzierung der Kosten für den Netzausbau zu beteiligen.
Der Erfolg des Speicherhochlaufs bemisst sich am Ende nicht an der Länge der Warteschlangen oder der Zahl der Anschlusszusagen. Maßgeblich sind gebaute Speicher, deren verfügbare Leistung bekannt ist, deren Einschränkungen finanzierbar bleiben und deren Flexibilität dem Stromsystem tatsächlich zur Verfügung steht. Aus dem Speicherboom wird erst dann belastbare Infrastruktur, wenn aus Netzkapazität verlässliche Investitionen und aus Investitionen dauerhaft nutzbare Anlagen werden.