Advertorial Artikel aus dem Handelsblatt Journal Energiewirtschaft vom September 2026
Ein Stromnetz allein bringt keine Versorgungssicherheit: Wenn vorne nichts reingeht, kommt hinten nichts heraus. Ohne Kraftwerke liefert es keine Versorgungssicherheit. Wenn wir aus Fossilen und Kernkraft aussteigen, brauchen wir also Speicher – und zwar alle, die wir haben.
Die Photovoltaik folgt einem Tagesrhythmus, deshalb brauchen wir für den Stunden- und Tagesausgleich Kurzzeitspeicher: Pumpspeicher und Batterien. Pumpspeicher laufen seit über hundert Jahren, sind wartungsarm und langfristig günstiger und ökologischer – sie werden viel zu wenig ausgebaut. Daher ist der Neubau in meiner Heimat Passau zu begrüßen. Batterien sind leichter zu skalieren, weshalb der Zubau derzeit fast ausschließlich über sie läuft. Für den saisonalen Ausgleich brauchen wir grüne Moleküle: Power-to-Gas bringt Wasserstoff und erneuerbares Methan in die vorhandenen Gasspeicher, zurück in den Strom kommen sie über Gaskraft und Kraft-Wärme-Kopplung. Beides wird gebraucht, nur nicht gleichzeitig. Die Kurzzeitspeicher braucht es jetzt; die Langzeitspeicher brauchen wir in rund zehn Jahren im großen Stil – die Infrastruktur dafür ist bereits heute schon da.
Zeitlicher und räumlicher Ausgleich gehören zusammen
Die Arbeitsteilung ist einfach: Speicher schaffen den zeitlichen Ausgleich, Netze den räumlichen. Wer nur eines von beidem ausbaut, zahlt doppelt – seit Jahren über vier Milliarden Euro jährlich für abgeregelten, also weggeworfenen Wind- und Solarstrom samt Kompensation über Redispatch und Reservekraft.
Daraus folgt eine unbequeme Konsequenz für die Netzbetreiber: Sie sollten Speicher trotz hoher Anschlussnachfrage nicht blockieren oder mit stark eingeschränkten Anschlüssen abfertigen. Die Netze brauchen die Speicher für ihren eigenen stabilen Betrieb.
Wenn Trägheit zur Systemstabilität erklärt wird
In den flexiblen Netzanschlussverträgen steht oft Bemerkenswertes. Ein Vertrag aus Süddeutschland verlangt eine Rampe von 60 Minuten – von null auf hundert Prozent in einer Stunde, direkt an einem großen Umspannwerk. Eine elektrotechnische Begründung dafür hat mir bis heute niemand liefern können; einen Lastabwurf dieser Größe muss das Netz nach dem n-1-Prinzip ohnehin verkraften. Andere Verträge mit Speichern 10 km vom Umspannwerk entfernt erlauben, in zwei Sekunden mit voller Leistung hochzufahren. Das funktioniert auch.
Hinzu kommen Deckelungen der Regelleistung auf wenige Megawatt, geforderte Reaktionszeiten im Millisekundenbereich bei bis zu 10 Minuten Reaktionszeit der Leitwarte, entschädigungsfreie Blindleistung – und als größtes Gift manche Klausel in den Anschlussbedingungen, die dem Netzbetreiber erlaubt, vereinbarte Gradienten nachträglich einseitig anzupassen. Nennen Sie mir bitte eine Bank, die das finanziert.
Der entscheidende Punkt ist technischer Natur: Speicher führen bei richtiger Einbindung nicht zu einer Mehrbelastung der Netzbetriebsmittel – im Gegenteil, sie arbeiten spannungs- und frequenzstützend. Als in Spanien das Netz zusammenbrach, sprang unser eigener Großspeicher ohne jedes Signal des Übertragungsnetzbetreibers mit nahezu voller Leistung ein: lokale Frequenzmessung, Reaktion in Millisekunden. Speicher stellen Blindleistung bereit, verringern dadurch den Verschleiß der Umspannwerke, senken die Jahreshöchstlast und helfen beim Engpassmanagement. Das ist alles netzdienlich – per Definition, seit unserer BEE-Studie von 2015.
Die Ursache der Restriktionen ist nicht die Physik, sondern fehlende Digitalisierung: Wer im Verteilnetz nur fünf Minuten vorausschaut, sichert Systemstabilität durch Trägheit. Die Lösungen liegen auf dem Tisch: dynamische Hüllkurven abhängig vom Netzzustand statt starrer Gradienten, wie bei Schleswig-Holstein Netz; volldynamische Betriebsführung mit rollierender Lastflussrechnung; Einschränkung der Regelleistung nur in nachgewiesenen Engpasszeiten statt dauerhafter Deckelung; Vergütung der Blindleistung als das, was sie ist – eine Dienstleistung; ein funktionierendes Redispatch 2.0 auch für den Bezug; im Gegenzug verbindliche Fahrplanmeldungen der Speicherbetreiber und 24/7 spannungsstützendes Verhalten. Einschränkungen würde ich nur hinnehmen, wenn sie durch Netzberechnungen schwarz auf weiß belegt und prüffähig begründet sind – im Zweifel gegenüber der Regulierungsbehörde vollständig offengelegt. Das folgt schon aus der Begründungspflicht und dem Diskriminierungsverbot des EnWG.
Der Baustein, der ohne Subventionen auskommt
Ökonomisch ist die Sache klar: Großbatteriespeicher werden rein privatwirtschaftlich errichtet. Sie glätten die Strompreise, heben je nach Studie ein bis vier Milliarden Euro volkswirtschaftlichen Nutzen pro Jahr, senken Redispatch- und Förderkosten und verdrängen Gas und Kohle. Eine Systemanalyse von BET beziffert den Verdrängungseffekt: Ein Marktdesign, das lokale Flexibilität hebt, senkt den Bedarf an fossilen oder wasserstofffähigen Backup-Kraftwerken bis 2045 um rund 18 Gigawatt. In Kalifornien, Texas, Australien und Großbritannien decken Batterien schon heute 20 bis 30 Prozent der Spitzenlast.
Umso mehr bedauere ich, dass mit dem Kraftwerksgesetz kein technologieoffener Wettbewerb gekommen ist. Die ersten 9 GW Langzeitkapazitäten sind über die Zehn-Stunden-Anforderung so zugeschnitten, dass praktisch nur Gaskraft zum Zuge kommt. Die Nachbesserung der EU – 80 Prozent der installierten Leistung nach dreistündiger Pause – ist ein Schritt in die richtige Richtung, aber keine Technologieoffenheit. Belgien, Großbritannien, Polen und Irland führen vor, dass technologieneutrale Kapazitätsmärkte funktionieren. Der Preis unseres Sonderwegs landet über eine Umlage bei den Stromkunden und trifft einen Industriestandort, der auf bezahlbaren Strom angewiesen ist, mehr denn je.
AgNes weist den Weg – und löst einen Boom aus
Umso wichtiger ist, was die Große Beschlusskammer Energie im Netzentgelt-Verfahren AgNes vorgelegt hat. Den kürzlich vorgelegten Festlegungsentwurf begrüße ich ausdrücklich. Netzgekoppelte Speicher sollen ein Sondernetzentgelt in Form eines fixen Kapazitätspreises auf die Netzanschlusskapazität zahlen, in Höhe des bundeseinheitlichen Kapazitätspreises für Erzeugungsanlagen – und ausdrücklich ohne Arbeitspreis, auch nicht auf die Verlustenergie. Genau das ist der Punkt: Jeder mengenbezogene Preis würde jeden Zyklus belasten und damit Flexibilität bestrafen.
Wichtig ist zudem, dass der Vertrauensschutz für die Netzentgeltbefreiung unangetastet bleibt für alle, deren endgültige Investitionsentscheidung vor der für Januar 2027 geplanten Bekanntgabe fällt. Ich erwarte deshalb bis Ende 2026 einen regelrechten Boom der Großbatteriespeicher. Danach gilt: dynamische Netzentgelte ja, aber verlässlich und nie rückwirkend. Rückwirkende Streichungen sind Gift für jeden Investor.
New Kids On The Block
Jenseits von Lithium und Pumpspeicher stehen bemerkenswerte Innovationen vor dem Durchbruch. Energy Prof. Dr.-Ing. Michael Sterner, Professor für Energiespeicher und Energiesysteme, OTH Regensburg Dome betreibt in Ottana auf Sardinien eine CO2-Batterie kommerziell am Netz: CO2 wird im geschlossenen Kreislauf verflüssigt und wieder entspannt, gespeichert in Stahltanks und einer Kuppel – Standardkomponenten, keine kritischen Rohstoffe. Google finanziert die Skalierung auf 20 MW und 200 MWh mit, um Rechenzentren rund um die Uhr klimaneutral zu betreiben. Ebenso spannend sind Eisen-Luft-Batterien, die auf kontrolliertem Rosten und Entrosten beruhen: 100 Stunden Speicherdauer, Investitionskosten unter 20 Dollar je kWh – bei allerdings nur 40 bis 50 Prozent Wirkungsgrad.
Denken wir breiter: Speicher und Rechenzentren gehören zusammen gedacht. Beide konkurrieren um dieselben knappen Anschlusskapazitäten – gemeinsam genutzt schafft Synergien. Das Netzpaket fördert das: Netzdienliche Batteriespeicher in Co-Location sollen an bestehenden Verknüpfungspunkten Platz finden und Erneuerbare besser integrieren. Stadtnah ließe sich die Abwärme womöglich nutzen, industrienah kommen Elektrolyse und Synthesen für Power-to-X hinzu. Wir sollten in Hubs denken, nicht in Einzelanschlüssen.
Fazit
Die Technik ist da, das Kapital ist da, die Geschäftsmodelle tragen ohne Förderung – zumindest bei den Großspeichern. Was fehlt, ist ein Rahmen, der die Fähigkeiten der Speicher nutzt, statt sie zu beschneiden: technologieoffener Wettbewerb um gesicherte Leistung, Netzentgelte ohne Flexibilitätsstrafe und Anschlussauflagen, die sich elektrotechnisch begründen lassen. Speicher sind eine tragende Säule der Energiewende. Behandeln wir sie endlich so.
