Bis zu 15 Schwertransporte rollen am Tag über die Autobahn A14 und die regionalen Bundesstraßen nach Förderstedt bei Staßfurt in Sachsen-Anhalt. Bis Ende Juni werden dort rund 300 Containereinheiten angeliefert und installiert – vorgefertigte Module mit Batterien und Wechselrichtern, abgewickelt von den Speditionen Bremer Lloyd und Blue Water Shipping über See- und Landtransport bis zur Baustelle.
Dieses logistische Großmanöver ist die sichtbare Seite eines stillen industriellen Wandels: Auf einer einzigen Fläche entsteht ein Batteriegroßspeicher mit 300 Megawatt Leistung und über 700 Megawattstunden Kapazität – eines der größten derzeit in Bau befindlichen Projekte Deutschlands. Rechnerisch könnte die Anlage bis zu 500.000 Haushalte für etwa zwei Stunden mit Strom versorgen und Netzschwankungen im Sekundenbereich ausgleichen. Realisiert wird das Vorhaben von der Eco Power Three, einer Tochter von Eco Stor. Die technische Inbetriebnahme erster Anlagenteile ist für die zweite Jahreshälfte 2026 vorgesehen.
Förderstedt ist kein Einzelfall. Auch im nordrhein-westfälischen Waltrop liegen inzwischen alle Genehmigungen für einen Batteriespeicher mit 900 Megawatt installierter Leistung vor. Der Hamburger Asset-Manager Luxcara, die Schweizer BKW und die Stadtwerke-Kooperation Trianel investieren gemeinsam einen dreistelligen Millionenbetrag.
SMA Altenso übergibt Großspeicher
Im münsterländischen Metelen wiederum hat SMA Altenso einen weiteren Großspeicher mit 92,5 Megawatt Leistung und 231 Megawattstunden Kapazität in Betrieb genommen und an den Münchner Asset-Manager MEAG übergeben. Mit dieser Anlage erhöht Altenso die gebaute Batteriespeicherleistung auf zwei Gigawatt – die Projektpipeline beziffert das Unternehmen auf über 4,5 Gigawatt. So eindrucksvoll diese Zahlen klingen, so deutlich ist die Kehrseite: Der Netzanschluss entwickelt sich zum Flaschenhals der Energiewende. So benennt es eine aktuelle Studie, die das Beratungsunternehmen Neon Neue Energieökonomik im Auftrag von Eco Stor erstellt hat.
Vier Herausforderungen im Netz der Zukunft
Die Autoren Alexander Neef, Anselm Eicke und Lion Hirth identifizieren in der Untersuchung „Regulierung von Batterien im Übertragungsnetz“ vier zentrale Herausforderungen des künftigen Netzbetriebs: vorhersehbare Netzengpässe, kurzfristige Netzengpässe, Frequenzstabilität sowie die Beteiligung von Speichern an der Netzfinanzierung.
Ihre Antwort darauf ist ein Paket aus fünf Instrumenten: dynamische Netzentgelte, kompensierter Redispatch, ein schrittweise reduziertes Regelleistungslimit pro Anlage, Rampenvorgaben mit Kompensation sowie leistungsbasierte Beiträge zur Netzfinanzierung. Gegen pauschale Betriebseinschränkungen, unvergüteten Redispatch oder allgemeine Sperrzeiten sprechen sich die Studienautoren aus – solche Maßnahmen würden hohe volkswirtschaftliche Kosten verursachen, ohne jedoch Netzprobleme effizient zu lösen.
Zu wenig Flexibilität wird zum Problem
„Die aktuellen Diskussionen zeigen, dass wir dringend einen konsistenten regulatorischen Rahmen für Großspeicher brauchen“, erklärt Anselm Eicke, Partner bei Neon. Ohne abgestimmtes Gesamtkonzept drohe ein regulatorischer Flickenteppich aus Netzentgelten, Anschlussauflagen und Betriebseinschränkungen, der Investitionen massiv erschwert und die Energiewende verteuert.
Wie dringlich die Lage ist, demonstrieren Strompreisausschläge der vergangenen Wochen. „Die Preise von Ende April und Anfang Mai zeigen deutlich, dass Deutschland kein Erzeugungsproblem mehr hat, sondern ein Flexibilitätsproblem“, weiß Georg Gallmetzer, Geschäftsführer von Eco Stor. Negative Strompreise von bis zu minus 500 Euro pro Megawattstunde bei gleichzeitig hohen fossilen Spitzenstrompreisen seien Ausdruck struktureller Ineffizienzen im bestehenden System. Trotz hoher erneuerbarer Erzeugung müssten erhebliche Energiemengen abgeregelt werden, weil Speicher und Flexibilitäten nicht ausreichend integriert würden – das sei eben kein Naturgesetz, sondern ein Systemfehler, urteilt Gallmetzer.
Vorlaufkosten ohne Netzanschlusszusage
Branchenverbände teilen diese Diagnose. Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) kritisiert die aktuelle Verfahrensfestlegung der Übertragungsnetzbetreiber zum Netzanschlussverfahren. Zwar seien zentrale Kritikpunkte aufgegriffen worden, die Anpassungen reichten jedoch nicht aus, um die nötige Investitions- und Planungssicherheit zu gewährleisten. Besonders problematisch: Energiespeicher würden weiterhin gemeinsam mit reinen Verbrauchsanlagen in eine kompetitive Netzanschlussvergabe eingeordnet – obwohl sie keine einseitige Last seien, sondern systemdienliche Flexibilität bereitstellten.
Auch BVES-Bundesgeschäftsführer Urban Windelen äußert Bedenken: „Täglich neue Anforderungen und neue Unsicherheiten, so wird der nötige Zubau an Speicherkapazitäten nicht gelingen – im Gegenteil, die Flexibilitätslücke wird größer.“ Für Projektentwickler bedeute das konkret: Projekte müssten neu bewertet und umgeplant, Finanzierungen umgestellt werden – bei Vorlaufkosten teils im sechsstelligen Bereich, ohne verlässliche Aussicht auf einen Netzanschluss. Der BVES fordert daher ein eigenständiges, auf die Besonderheiten von Speichern zugeschnittenes Anschlussverfahren.
Netzauskunft binnen vier Wochen
Einen Schritt weiter geht der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE). Er fordert, eine flexible Netznutzung direkt im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zu verankern. Ein juristisches Gutachten der Kanzlei Becker Büttner Held liefert dazu konkrete Bausteine: ein Recht auf beschleunigte Netzauskunft binnen vier Wochen, ein gesetzlich verankertes Recht auf Überbauung, eine klare Zumutbarkeitsregel – wirtschaftlich unzumutbar wäre ein Anschluss demnach erst, wenn die Netzausbaukosten 15 Prozent der Errichtungskosten der Anlage übersteigen – sowie eine viertelstundenscharfe Strafzahlung von zehn Euro pro Kilowatt bei Überschreitung der Einspeisegrenzen.
Den derzeit diskutierten Redispatchvorbehalt lehnt der BNE ab: Dieser entziehe Anlagen die Finanzierungsgrundlage und sei voraussichtlich europarechtswidrig. Stattdessen brauche es Co-Location-Speicher, die jenen Strom aufnehmen könnten, der sonst abgeregelt würde. „Ein Recht auf beschleunigte Netzauskunft gepaart mit einem bundeseinheitlichen Rechtsrahmen für den Netzanschluss schafft die nötige Planungssicherheit für Großprojekte und macht diese wieder bankable“, betont BNE-Chef Robert Busch.
Co-Location-Speicher als zweite Welle
Genau an dieser Stelle setzt auch Franz Feilmeier an, Chef des Speicheranbieters Fenecon. Aus seiner Sicht verschiebt sich das Geschäftsmodell ohnehin: Die Vorstellung, Großspeicher müssten möglichst groß an Netzknoten und Umspannwerken entstehen, gerät ihm zufolge gerade ins Wanken.
Solche Stand-alone-Standorte kämen entweder gar nicht oder nur nach massivem Netzausbau ans Netz – oder erhielten so scharfe Restriktionen, dass sich die für internationale Investoren erforderlichen Renditen nicht mehr erzielen ließen, betont Feilmeier.
Nachhaltig sinnvoll seien Großspeicher dort, wo bereits ein Netzanschluss existiere: ergänzend zu Erzeugungs- oder zu Verbrauchsanlagen. „Hier besteht jeweils schon ein Netzanschluss und Speicher können schnell und ohne Netzausbau errichtet werden“, sagt Feilmeier. Als regulatorische Durchbrüche wertet er die Privilegierung von Großspeichern an Solarparks und die Abschaffung der doppelten Netzentgelte.
Doch zwei Forderungen bleiben offen: Solarparkspeicher dürften keine sogenannten Winterschläfer werden – sie bräuchten auch eine netzdienliche Bezugsleistung vom Netzbetreiber. Und an ehemaligen Industriestandorten müsse zusätzlich zur Entnahme auch die Einspeisung möglich sein. Wie netzneutrales Verhalten in der Praxis aussehen kann, zeigt ein Pilotprojekt der LEW Verteilnetz in Bayern bereits heute.
Ganz Europa setzt auf Netzspeicher
Dass die deutsche Debatte längst eine europäische Dimension hat, belegt der aktuelle Solar-Plus-Report von Solarpower Europe: Ende 2025 erreichte die in der EU installierte Speicherflotte eine Gesamtleistung von 40 Gigawatt und eine Kapazität von 77 Gigawattstunden – ein Plus von über 45 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Bis 2030 könnte sich die Leistung im Solar-Plus-Szenario auf 171 Gigawatt vervierfachen, die Kapazität sogar verachtfachen.
Die durchschnittliche Speicherdauer verlängert sich dabei von 1,9 auf 3,5 Stunden. Allein im vergangenen Jahr wurden in der EU neue Batteriespeicher mit einer Kapazität von rund 27 Gigawattstunden installiert – zu 55 Prozent getrieben von privaten, subventionsfreien Großspeichern. Der ökonomische Hebel ist erheblich: In diesem Szenario halbieren sich die jährlichen Betriebskosten des europäischen Stromsystems bis 2030, was rund 55 Milliarden Euro pro Jahr einspart. Die Großhandelsstrompreise sinken um durchschnittlich um 14 Prozent auf etwa rund 63 Euro pro Megawattstunde.
Vom Container zur Systemfrage
Zurück in Förderstedt, Sachsen-Anhalt: Während die Schwertransporte Container für Container abladen, verhandeln in Berlin und Bonn Behörden, Verbände und Unternehmen über die Spielregeln, nach denen diese Anlagen künftig betrieben werden dürfen. Die Logistik funktioniert, die Technik ist marktreif, das Kapital steht bereit. Was fehlt, ist die regulatorische Gewissheit, dass aus den 300 Einheiten an der A14 – und den vielen Tausend weiteren, die folgen sollen – tatsächlich das Rückgrat eines flexiblen Stromsystems werden darf. Das alles ist jedoch kein Naturgesetz, sondern bedarf einer politischen Weichenstellung. Diese muss nun kommen.
Foto: Tauber Energy
Foto: Ecostor
Kommunales Pionierprojekt
Flächenpooling für Großbatteriespeicher
Die Stadt Laichingen in Baden-Württemberg hat ein kommunales Flächenpooling für einen Großbatteriespeicher abgeschlossen und betritt damit nach eigenen Angaben Neuland. Beim Flächenpooling schließen sich kommunale und private Flächeneigentümer zu einer Gemeinschaft zusammen und treten gemeinsam gegenüber Projektentwicklern auf. Alle Beteiligten profitieren später anteilig an den Pachterlösen – unabhängig davon, ob ihre Fläche tatsächlich bebaut wird.
Derzeit erhalten Kommunen in der Nähe von Umspannwerken zahlreiche Anfragen für Großbatteriespeicher. Fachwissen vor Ort fehlt häufig, die Erfahrung der Projektentwickler variiert, hohe Pachten bergen Konfliktpotenzial. „Alle im Pool profitieren, egal ob ihre Fläche bebaut wird oder nicht“, erklärt Robin Menholz, Leiter des Amts für Bauwesen, Umwelt und Stadtentwicklung.
Das gemeinsame Auftreten stärke zudem die Verhandlungsposition. In Laichingen gingen acht Angebote von Projektentwicklern ein, die eine kommunale Vergabegruppe derzeit mit Begleitung von Endura Kommunal auswertet. Nach Angaben der Stadt soll der Großspeicher 2031 ans Netz gehen.
LEW Verteilnetz
Erster Großspeicher mit netzneutraler Fahrweise
Die LEW Verteilnetz (LVN) hat im bayerischen Balzhausen den ersten netzneutral betriebenen Batteriespeicher an ihr Netz angeschlossen. Die Anlage leistet 40 Megawatt und bietet 80 Megawattstunden Kapazität. Nach Angaben des Verteilnetzbetreibers ist es der erste Speicher dieser Bauart im LVN-Netzgebiet. Er entsteht im Umfeld des Pilotvorhabens der sogenannten Einspeisesteckdose.
Hintergrund der netzneutralen Fahrweise: Marktgetriebenes Speicherverhalten kann das Netz in einzelnen Situationen zusätzlich belasten. Bei der netzneutralen Fahrweise wird die Einspeisung in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung gezielt begrenzt – maximal für 1.000 Stunden im Jahr.
Eine Bewertung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft zeigt laut LVN, dass dies die Wirtschaftlichkeit kaum beeinträchtigt. Insgesamt ließe sich auf diese Weise rund ein Gigawatt netzneutrale Speicherleistung in das bestehende Netz integrieren.