Der deutsche Batteriespeichermarkt hat die installierte Leistung seit 2020 nahezu verzwanzigfacht. Doch Netzengpässe, uneinheitliche regulatorische Vorgaben und unsichere Erlösmodelle erschweren den weiteren Ausbau. Zu diesem Ergebnis kommt das nun veröffentlichte Whitepaper „Das BESS(T) Case Szenario“ der Berliner Kommunikationsberatung CC: Collective. 

Demnach stieg die installierte Speicherleistung von 1,05 GW Anfang 2020 auf 20,7 GW im September 2026. Die Speicherkapazität erreichte rund 33,1 Millionen kWh. Davon entfielen 23,6 Millionen kWh auf Heimspeicher, 7,7 Millionen kWh auf Großspeicher und 1,8 Millionen kWh auf Gewerbespeicher. 

Der weitere Ausbau jedoch werde erschwert, in erster Linie durch den „Flaschenhals Netzanschluss“, wie es in dem Whitepaper heißt. Im Jahr 2025 gingen bei den Netzbetreibern 18.158 Anschlussanfragen für Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 573,5 GW ein. Zugesagt wurden lediglich 54,2 GW. Die Zahlen allerdings sind nur bedingt aussagekräftig, denn die Netzanschlussanfrage allein bedeutet nicht, dass dahinter auch ein tatsächlich realisierbares Projekt steht.

Regulatorische Unsicherheit belastet Investitionen 

Neben fehlenden Netzkapazitäten erschweren den Autoren zufolge unterschiedliche Anschlussbedingungen der mehr als 850 Verteilnetzbetreiber die Projektentwicklung. Hinzu kämen offene Fragen zur künftigen Netzentgeltsystematik und zu flexiblen Netzanschlussvereinbarungen. 

Urban Windelen, Bundesgeschäftsführer des Bundesverbands Energiespeicher Systeme (BVES), fordert dementsprechend vor allem Planungssicherheit: „Der Speichermarkt benötigt keine Subventionierung, aber einen verlässlichen regulatorischen Rahmen“, lässt er sich zitieren. Banken verlangen kalkulierbare Erlöse

Mit der Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) eröffneten sich zwar zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten: Speicher können künftig Netzstrom und selbst erzeugten Solarstrom kombinieren, ohne grundsätzlich die Förderung für den erneuerbaren Stromanteil zu verlieren. Allerdings entwickele sich auch die Finanzierung zum Engpass, heißt es weiter. Laut Whitepaper gelten lediglich 15 Millionen kWh des geplanten Großspeicherzubaus bis 2029 als gesichert. Weitere rund 58 Millionen kWh sind mit erheblichen Unsicherheiten verbunden. 

Der für die Publikation befragte Projektmanager der DAL Deutsche Anlagen-Leasing, Julius Kies, nennt belastbare Netzanschlüsse, Wartungskonzepte und planbare Zahlungsströme als Voraussetzungen für Finanzierungen. Modelle mit vertraglich gesicherten Vergütungen, sogenannte Tolling-Strukturen, seien leichter finanzierbar als Speicher, deren Erlöse vollständig vom Stromhandel abhängen. 

Zugleich gewinne die gemeinsame Planung von Photovoltaikanlagen und Batteriespeichern an Bedeutung. Diese sogenannten Co-Location-Projekte können vorhandene Netzanschlüsse nutzen und Solarstrom in Zeiten höherer Marktpreise vermarkten. „PV-Anlagen werden heute praktisch nur noch mit Batteriespeicher geplant“, wird Kies zitiert.

Für Marktakteure hat die Agentur daraus folgernd fünf Hinweise entwickelt, wie Projekte auch im schwierigen Marktumfeld finanziert und realisiert werden können: 

• Komplexität einordnen: Den Speicher als Teil eines Gesamtsystems aus Erzeugung, Verbrauch und Netzanschluss darstellen, „statt als Wundermittel, das allein jedes Problem löst“. 
• Regulatorische Orientierung geben: Unsicherheiten offen benennen, Kunden und Partnern komplexe regulatorische Vorgaben verständlich kommunizieren 
• Zielgruppen differenziert ansprechen und dabei das Vorwissen der Akteure berücksichtigen
• Professionell auftreten, Risikomanagement und Möglichkeiten strukturierter Vermarktung aufzeigen und die Konsolidierung als Reifezeichen des Marktes darstellen
• „Nicht nur in Berlin, auch beim Bürgermeister überzeugen“: Kommunen und lokale Netzbetreiber früh einbeziehen und standortspezifisch argumentieren.

Die Untersuchung basiert auf Marktdaten und Interviews mit fünf Branchenvertretern aus Regulierung, Projektentwicklung, Betrieb und Finanzierung. (kmt)