„Batteriespeicher helfen der Energiewende bislang kaum" – diese Aussage aus dem Handelsblatt (Februar 2024) spiegelt eine ernüchternde Realität wider. Tatsächlich liegt der Beitrag von Batteriespeichern zur Netzstabilität und Sektorenkopplung in Deutschland noch deutlich unter den möglichen Kapazitäten. Die Gründe hierfür sind jedoch nicht technischer, sondern regulatorischer und administrativer Natur.
1. Die Rolle von Batteriespeichern im zukünftigen Energiesystem
Batteriespeicher sind eine Schlüsseltechnologie für die Integration erneuerbarer Energien, da sie:
- Kurzfristige Fluktuationen (Sekundär- und Minutenreserve) ausgleichen,
- Netzengpässe durch lokale Lastverschiebung entlasten,
- Redispatch-Kosten verringern, indem sie Überschussstrom zwischenspeichern.
Laut einer Studie des Fraunhofer ISE (2023) könnte Deutschland bis 2030 bis zu 15 GW an Batteriespeicherkapazität benötigen, um die Flexibilitätslücke bei hohen Anteilen fluktuierender Erzeugung zu schließen. Derzeit sind jedoch erst etwa 2,5 GW (Stand: Q1 2024, BNetzA) installiert.
2. Hemmnisse für den Speicherausbau
2.1 Doppelbelastung bei Netzentgelten
Aktuell werden Batteriespeicher beim Bezug und Einspeisen von Strom mit Netzentgelten belastet (sog. „Doppelbelastung"). Dies macht viele Projekte unwirtschaftlich. Eine Befreiung bis 2028 ist beschlossen, doch eine Verlängerung oder dauerhafte Lösung ist notwendig. (Quelle: § 118 Abs. 6 EnWG)
2.2 Fehlender privilegierter Status im Bauplanungsrecht
Während Wind- und Solaranlagen im Außenbereich privilegiert sind (§ 35 BauGB), gilt dies nicht für Großbatterien. Dies führt zu langwierigen Genehmigungsverfahren.
2.3 Fragmentierte Netzanschlussregelungen
Deutschland hat über 870 Netzbetreiber, die jeweils eigene Anschlussbedingungen festlegen. Eine Vereinheitlichung (z. B. über die BDEW-Richtlinie) wäre dringend erforderlich, um Planungssicherheit zu schaffen.
3. Lösungsansätze für eine beschleunigte Integration
| Maßnahme | Aktueller Status | Optimierungsbedarf |
|---|---|---|
| Netzentgeltbefreiung | Befristet bis 2028 (§ 118 EnWG) | Dauerhafte Regelung notwendig |
| Genehmigungsverfahren | Länderabhängige Vorgaben | Bundesweit einheitliche Standards |
| Marktintegration | Teilnahme an Regelenergiemärkten | Erweiterung auf Redispatch & Intraday |
4. Wirtschaftlichkeit und Marktentwicklung
Batteriespeicher sind bereits heute ohne Subventionen rentabel, insbesondere durch:
- Teilnahme am Primärregelleistungsmarkt (FCR),
- Arbitrage-Geschäfte (Day-Ahead vs. Intraday),
- Netzdienstleistungen (Blindleistungskompensation).
Laut Frontier Economics (2023) liegt die IRR (Internal Rate of Return) für kommerzielle Speicherprojekte bei 6–9%, sofern regulatorische Barrieren entfallen.
5. Fazit: Dringender Handlungsbedarf
Die Technologie ist vorhanden, die Wirtschaftlichkeit gegeben – doch der Ausbau wird durch überholte Regularien gebremst. Um die Versorgungssicherheit im erneuerbaren System zu gewährleisten, müssen folgende Schritte priorisiert werden:
- Dauerhafte Netzentgeltbefreiung für Speicher,
- Harmonisierung der Netzanschlussprozesse,
- Gleichstellung mit anderen Erneuerbaren im Baurecht.
Ohne diese Anpassungen wird Deutschland sein Speicherziel von 15 GW bis 2030 verfehlen – mit direkten Folgen für die Netzstabilität und die Kosten der Energiewende.
Quellen:
- Bundesnetzagentur (2024): Marktstammdatenregister – Installierte Speicherkapazitäten
- Fraunhofer ISE (2023): Bedarf an Flexibilitätsoptionen im Stromsystem 2030/2045
- Frontier Economics (2023): Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern im deutschen Markt
- Handelsblatt (02/2024): „Batteriespeicher in der Energiewende: Potenzial ungenutzt"
[Weiterführende Literatur: BDEW-Leitfaden „Netzanschluss von Energiespeichern" (2024)]
