Batteriespeicher-Boom: Was er für Netzentgelte ab 2026 bedeutet

Wenn dein Strompreis steigt, liegt das selten am Kraftwerk allein. Ein großer Teil entfällt auf Netzentgelte. Genau hier spielt der aktuelle Speicher-Boom hinein. Immer mehr Investoren beantragen den Anschluss großer Batteriespeicher an Mittel- und Hochspannungsnetze. Die Bundesnetzagentur berichtet in ihrem Monitoring von einer stark wachsenden Zahl an Anschlussanfragen. Parallel kursieren Branchenmeldungen über dreistellige Gigawatt-Werte an beantragter Speicherleistung.

Für das Netz bedeutet das: Viele Projekte konkurrieren um begrenzte Anschlusskapazitäten. Leitungen, Umspannwerke und Transformatoren sind nicht beliebig erweiterbar. Wird es eng, steigen Planungsaufwand, Prüfzeiten und später auch die Kosten für Netzausbau und Eingriffe in den Betrieb. Diese Kosten fließen über die Netzentgelte in die Stromrechnung ein. 2026 und 2027 könnten deshalb zu Jahren werden, in denen sich Engpässe beim Batteriespeicher Netzanschluss erstmals breiter bemerkbar machen.

Laut Systemstabilitäts-Roadmap des Bundeswirtschaftsministeriums müssen neue Anlagen künftig stärker zur Stabilität des Netzes beitragen. Dazu gehören sogenannte netzbildende Wechselrichter. Sie können Spannung und Frequenz aktiv stützen, statt nur Strom einzuspeisen. Das klingt technisch, hat aber eine einfache Folge: Der Batteriespeicher Netzanschluss wird komplexer und aufwendiger.

Die Roadmap nennt ausdrücklich Anforderungen an Kurzschlussleistung, Frequenz- und Spannungsstützung sowie gestufte technische Anschlussregeln je Netzebene.

Kurzschlussleistung beschreibt vereinfacht, wie robust ein Netz an einem bestimmten Punkt ist. Fehlt sie, reagieren Schutzsysteme schlechter oder zu spät. In Netzen mit vielen leistungselektronischen Anlagen, also Wind, PV und Batterien, sinkt diese Reserve. Netzbetreiber verlangen deshalb zusätzliche Nachweise oder technische Maßnahmen. Das kostet Zeit und Geld.

Gleichzeitig melden Netzbetreiber eine hohe Zahl an Anschlussbegehren. In Branchenberichten werden Werte im dreistelligen Gigawattbereich genannt. Selbst wenn nur ein Teil davon realisiert wird, blockieren Prüfverfahren und Reservierungen Kapazitäten. Für Projektierer bedeutet das Wartezeiten. Für Kommunen heißt es, dass geplante Speicherparks oder Gewerbeanschlüsse nicht sofort umgesetzt werden können.

Wenn Leitungen überlastet sind, greifen Netzbetreiber ein. Sie fahren Anlagen herunter oder hoch, um Engpässe zu vermeiden. Dieses Eingreifen heißt Redispatch. Studien und Fachartikel aus 2024 und 2025 zeigen, dass die Redispatch-Mengen in Deutschland deutlich gestiegen sind. Jede dieser Maßnahmen verursacht Kosten, die am Ende über Netzentgelte verteilt werden.

Batteriespeicher können Engpässe theoretisch reduzieren. In der Praxis speisen sie aber oft dort ein oder nehmen Strom auf, wo es wirtschaftlich attraktiv ist. Ohne klare Priorisierung kann das bestehende Engpässe verschärfen. Steigen Redispatch-Kosten um mehrere Euro pro Megawattstunde, verändert das die Wirtschaftlichkeit von Projekten spürbar.

Ein einfaches Rechenbeispiel aus der Fachliteratur zeigt: Bei rund 100.000 Megawattstunden Jahresumsatz eines großen Speichers führen zusätzliche 5 Euro pro Megawattstunde zu Mehrkosten von über 500.000 Euro pro Jahr. Solche Beträge schlagen sich in Geschäftsmodellen nieder und können Investitionen verzögern. Gleichzeitig erhöhen sie den Druck auf Netzentgelte, wenn Netzausbau oder Ausgleichsmaßnahmen finanziert werden müssen.

Hinzu kommt die Diskussion um Netzentgeltreformen, etwa bei vermiedenen Netznutzungsentgelten. Änderungen an diesen Mechanismen verschieben Einnahmen und Lasten zwischen Anlagenbetreibern und Netz. Für Haushalte und Mittelstand zählt am Ende, wie stark die Gesamtkosten der Netze steigen.

Mit wachsender Speicherleistung steigen auch die Anforderungen an Schutztechnik und Brandschutz. Wechselrichter liefern im Fehlerfall deutlich geringere Kurzschlussströme als klassische Kraftwerke. Das kann dazu führen, dass herkömmliche Überstromschutzsysteme Fehler nicht sicher erkennen. Netzbetreiber verlangen deshalb angepasste Schutzkonzepte, teilweise mit aufwendigen Nachweisen.

Zusätzlich spielen Brandschutz und Genehmigungsrecht eine größere Rolle. Ab bestimmten Größen greifen immissionsschutzrechtliche Verfahren. Kommunen müssen prüfen, ob Abstände, Löschkonzepte und Notfallpläne ausreichen. Diese Verfahren verlängern Projektlaufzeiten.

Für Unternehmen, die selbst einen großen Speicher planen, heißt das: Frühzeitig mit Netzbetreiber und Behörde sprechen, Schutz- und Brandschutzkonzepte detailliert vorlegen und realistische Zeitpuffer einplanen. Engpässe beim Netzanschluss entstehen oft nicht durch fehlendes Material, sondern durch fehlende Nachweise oder offene technische Fragen.

Typische Warnsignale sind lange Rückmeldefristen auf Anschlussanfragen, Hinweise auf geringe Trafo-Reserve oder zusätzliche Auflagen zur Netzstützung. Auch wenn der Netzbetreiber eine umfassende Netzverträglichkeitsprüfung ankündigt, deutet das auf knappe Kapazitäten hin.

Die Systemstabilitäts-Roadmap sieht eine gestufte Einführung technischer Anschlussregeln vor. Das betrifft insbesondere netzbildende Eigenschaften von Speichern und anderen Wechselrichteranlagen. 2026 und 2027 werden deshalb voraussichtlich die Jahre sein, in denen neue Mindestanforderungen verbindlich werden.

Gleichzeitig diskutieren Regulierer Instrumente wie Priorisierung von Anschlussprojekten oder ein strengeres Queue-Management. Denkbar sind Fristen, innerhalb derer Projekte bestimmte Meilensteine erreichen müssen. Werden sie nicht erfüllt, verfällt die Reservierung. Ziel ist es, spekulative Anträge auszusortieren und reale Projekte schneller ans Netz zu bringen.

Für Projektierer bedeutet das mehr Planungssicherheit, aber auch mehr Druck. Für Kommunen und Gewerbe kann es heißen, dass sich Entscheidungen früher festzurren lassen. Für Haushalte bleibt die Frage offen, wie stark zusätzliche Netzausbau- und Systemkosten durch Speicherprojekte die Netzentgelte beeinflussen. Klar ist nur: Wenn Redispatch und Netzausbau weiter zunehmen, landen diese Kosten nicht im luftleeren Raum.

Der Boom großer Batteriespeicher ist technisch sinnvoll und politisch gewollt. Gleichzeitig verschärft er kurzfristig Engpässe beim Netzanschluss. Mehr Prüfungen, höhere Anforderungen an Kurzschlussleistung und steigende Redispatch-Kosten wirken auf die Netzentgelte. Ob und wie stark sich das ab 2026 in deiner Stromrechnung zeigt, hängt von Regulierung, Ausbaugeschwindigkeit und Priorisierung ab. Sicher ist nur: Die Netze werden zum zentralen Schauplatz der Energiewende.