Regellücken bremsen Europas Batterien

Europa kann große Batteriespeicher binnen Monaten errichten. Der Anschluss ans Netz, die Genehmigung und die Frage, wer für die belegte Netzkapazität zahlt, dauern dagegen oft Jahre. Genau dort liegt inzwischen der Engpass der Energiewende: Nicht die Batterietechnik hält den Ausbau auf, sondern die Regulierung der Netze. Eine Untersuchung des European Climate Neutrality Observatory kam 2026 zu dem Befund, dass Netzausbau, Speicher und Flexibilität dem Wachstum der erneuerbaren Energien hinterherlaufen, weil jeder Mitgliedstaat eigene Regeln für Anschluss, Betrieb und Vergütung von Speichern entwickelt (ESS News).

Eine Batterie, zwei Wirkungen

Eine Batterie erzeugt keinen Strom. Sie verschiebt ihn nur in der Zeit: Sie lädt, wenn viel Wind- oder Solarstrom im Netz ist, und speist wieder ein, wenn das Angebot knapp wird. In einem Stromsystem, in dem die Erzeugung zunehmend vom Wetter abhängt, ist diese zeitliche Verschiebung kein Nebenthema, sondern Teil der Systemstabilität.

Das EU-Recht erkennt Speicher deshalb als eigene Tätigkeit an. Die Richtlinie 2019/944 verpflichtet die Mitgliedstaaten, neue Marktteilnehmer fair am Wettbewerb teilnehmen zu lassen. Doch dieselbe Richtlinie überlässt den Ländern die entscheidenden Details: Wie kommt ein Speicher ans Netz? Welche Netzentgelte zahlt er? Und was geschieht, wenn Leitungen überlastet sind?

Die Verordnung 2024/1747 setzt genau bei diesem Problem an, weil Stromhandel und physische Netzgrenzen nicht immer zusammenpassen. Ein Marktgeschäft kann mehr Strom durch eine Leitung schicken, als diese technisch aufnehmen kann. Eine Batterie hinter einem Solarüberschuss in einem ohnehin verstopften Netzgebiet kann dann helfen, weil sie lokale Erzeugung aufnimmt. Dieselbe Batterie kann aber schaden, wenn sie in einem belasteten Netzabschnitt lädt, nur weil der Preisunterschied gerade attraktiv ist.

Der politische Konflikt dreht sich damit um die Rolle des Speichers: Ist er Klimainfrastruktur, die Engpässe entschärft, oder eine zusätzliche Last, die knappen Netzraum belegt?

Drei Länder, drei Antworten

Deutschland will große Batteriespeicher stärker an den Kosten der Netzkapazität beteiligen, die sie für sich reservieren. Die Bundesnetzagentur arbeitet an einer Reform der Netzentgelte, nach der größere Erzeuger und Speicher ab 2029 kapazitätsbezogene Gebühren zahlen sollen. Bislang liegen viele dieser Kosten vor allem bei Haushalten (DIHK). Für Investoren ist das heikel, weil ein Projekt, das unter den heutigen Regeln rentabel erscheint, durch neue Entgelte schnell an die Wirtschaftlichkeitsschwelle rutschen kann. Offen ist zudem, ob Anlagen, die vor dem Stichtag in Betrieb gehen, vor späteren Belastungen geschützt werden (ZfK).

Die Niederlande zeigen bereits, was Verzögerungen kosten. Die Netzüberlastung ist dort so groß, dass Utrecht seit Juli 2026 keine neuen Anschlüsse für Wohnungen und kleine Unternehmen mehr annimmt. Die Netzbetreiber Liander, Enexis und Stedin haben Aggregatoren aufgerufen, in überlasteten Gebieten 255 MW flexible Leistung bereitzustellen, also ungefähr die Spitzenlast einer kleineren Stadt (Entra, NextEnergy). Aggregatoren bündeln viele kleine Speicher, Wärmepumpen und Ladepunkte zu einem steuerbaren Portfolio.

Haushalte und Unternehmen, die ihre Batterien oder Ladegeräte fernsteuern lassen, sollen 60 bis 120 EUR je Kilowatt und Jahr erhalten. Finanziert wird das über Netzentgelte, die alle Netznutzer zahlen (Solar Magazine). Die niederländische Lehre ist nüchtern: Eine Batterie am richtigen Netzknoten ist Geld wert. Dieselbe Batterie an anderer Stelle löst den Engpass nicht.

Italien versucht einen Mischweg. Der aktualisierte Rechtsrahmen für erneuerbare Energien bezieht Speicher in neue Anschlussregeln ein und verpflichtet die Regulierungsbehörde ARERA, Netzkapazitäten transparenter zu vergeben (biblus.acca.it). Parallel öffnet eine Reform des Dispatchings, also der kurzfristigen Steuerung von Erzeugung und Verbrauch im Stromsystem, Regel- und Flexibilitätsmärkte für Batterien, dezentrale Erzeuger und Elektrofahrzeuge (trilance.com). Ein Teil der Speicher verdient Geld mit Preisunterschieden am Markt. Ein anderer Teil wird faktisch als geplante Systeminfrastruktur behandelt.

Wer für Fehler zahlt

Speicherinvestoren profitieren von klaren Regeln und breitem Marktzugang. Sie verlieren, wenn Anschlusswarteschlangen, doppelte Netzentgelte und regulatorische Unsicherheit Kapital blockieren. Netzbetreiber erhalten mehr Steuerungsmacht, geraten aber zugleich unter Druck, schneller auszubauen. Betreiber erneuerbarer Anlagen gewinnen, wenn Speicher Überschüsse aufnehmen, statt dass Windräder oder Solaranlagen abgeregelt werden müssen.

Für Haushalte hängt die Rechnung vom Tarifdesign ab. Wenn Speicher Preisspitzen glätten und Abregelungskosten senken, können Stromkunden indirekt profitieren. Wenn Netzentgelte steigen, weil schlecht platzierte Batterien zusätzliche Netzkapazität binden, zahlen am Ende die Verbraucher.

Das EU-Recht verlangt, dass Netzentgelte gegenüber Speichern fair sein und reale Kosten abbilden sollen (Richtlinie 2024/1711). Doch Tarifgestaltung, Anschlussregeln und das Management überlasteter Leitungen bleiben weitgehend Sache der nationalen Regulierer. Europa hat verbindliche Ziele für erneuerbare Energien. Ein vergleichbar verbindliches Regelwerk für Speicher und Netzflexibilität gibt es nicht. Das Batterieproblem ist damit nicht mehr vor allem technisch. Entscheidend ist, ob Regulierer knappen Netzraum so bepreisen, dass Batterien dort laden, wo sie dem System helfen, und nicht nur dort, wo Händler Gewinn machen.