Batteriespeicher in Großbritannien: Folgen des Genehmigungsstaus

Wenn viel Wind weht und die Sonne kräftig scheint, produzieren britische Anlagen oft mehr Strom, als das Netz gerade aufnehmen kann. Dann werden Windräder abgeregelt. Genau hier sollen Batteriespeicher helfen: Sie nehmen überschüssige Energie auf und geben sie später wieder ab. Doch viele dieser Speicherprojekte hängen in Genehmigungs- und Anschlussverfahren fest.

Laut dem Connections Action Plan von DESNZ und Ofgem warteten im September 2023 rund 549 Gigawatt an Projekten mit Netzanschlussvertrag in der Warteschlange. Davon entfielen etwa 406 Gigawatt auf das Übertragungsnetz und 143 Gigawatt auf die Verteilnetze. Das übersteigt deutlich die Kapazitäten, die für 2035 überhaupt benötigt werden.

Für dich als Stromkunde klingt das abstrakt. In der Praxis heißt es: Verzögerte Batteriespeicher können weniger Überschussstrom puffern. Das beeinflusst Abregelungen, Ausgleichsenergie und mittelfristig die Systemkosten, die über Netzentgelte und Umlagen bei Haushalten ankommen.

Der zentrale Engpass ist die Anschluss-Queue. Über Jahre konnten Projekte relativ früh einen Netzanschluss beantragen, ohne weit fortgeschrittene Planung nachzuweisen. Das führte zu einer Warteliste, die laut Regierung rund 549 Gigawatt umfasst. Viele Vorhaben waren spekulativ oder technisch noch nicht reif.

Ziel der Reform ist es, die durchschnittliche Verzögerung bei Übertragungsanschlüssen von etwa fünf Jahren auf rund sechs Monate für realisierbare Projekte zu senken.

Um das zu erreichen, wurden Meilensteine in die Anschlussverträge eingeführt. Wer bestimmte Fortschritte nicht nachweist, kann den Vertrag verlieren. Dieses Prinzip ist im Rahmen der CUSC-Änderung CMP376 beschrieben. Zusätzlich sollen sogenannte Construction Planning Assumptions realistischer werden. Dabei geht es um die Frage, wie viele Speicher tatsächlich gleichzeitig einspeisen oder Strom beziehen.

Neu ist auch der stärkere Einsatz von nicht-festen Anschlüssen. Projekte können früher ans Netz, müssen aber akzeptieren, bei Engpässen zeitweise blockiert zu werden. Das beschleunigt zwar Termine, verlagert jedoch wirtschaftliche Risiken auf Projektierer.

Ein zweiter Bremsfaktor liegt in der Netzmodellierung. Netzbetreiber arbeiten mit Annahmen darüber, wie sich Anlagen im Extremfall verhalten. Lange Zeit wurde konservativ gerechnet. Das heißt, es wurde unterstellt, dass viele Batteriespeicher gleichzeitig einspeisen oder gleichzeitig laden.

Diese Annahmen führen dazu, dass mehr Netzausbau als notwendig erscheint. Die Reform sieht vor, die Modellierung anzupassen. Der Systemoperator geht inzwischen davon aus, dass Speicher kurzzeitig und heterogen betrieben werden. Das soll Kapazitäten freisetzen. Laut Regierungsangaben könnten kurzfristige Maßnahmen rund 100 Gigawatt an Übertragungskapazität mobilisieren.

Trotzdem bleiben physische Engpässe. Leitungen, Umspannwerke und Transformatoren haben reale Grenzen. Verstärkungen dauern oft mehrere Jahre, weil Planung, Bau und lokale Genehmigungen Zeit benötigen. Auch bei verteilnetzangeschlossenen Speichern müssen häufig Übertragungsnetz-Prüfungen erfolgen. Diese Schnittstelle zwischen Verteil- und Übertragungsnetz verzögert Verfahren zusätzlich.

Die direkte Frage lautet: Steigen Strompreise durch den Genehmigungsstau? Eine pauschale Zahl nennt keine der offiziellen Quellen. Der Connections Action Plan spricht von beschleunigten Investitionen im Umfang von 50 bis 100 Milliarden Pfund über ein Jahrzehnt, wenn Reformen greifen. Er beziffert jedoch keinen konkreten Aufschlag pro Haushalt.

Der Mechanismus ist dennoch klar. Wenn Windparks abgeregelt werden, weil Speicher fehlen oder blockiert sind, muss später teurere Erzeugung einspringen. Das erhöht Ausgleichs- und Systemkosten. Wissenschaftliche Arbeiten, etwa in Joule oder in einem Cambridge-Preprint, zeigen, dass Batteriespeicher lokal Abregelungen senken und Preisspitzen dämpfen können. Wie stark der Effekt ausfällt, hängt vom Standort und von den Marktregeln ab.

Nicht-feste Anschlüsse verschärfen das Bild. Wenn ein Speicher bei Netzengpässen selbst abgeregelt wird, kann er weniger Energie verschieben. Das mindert seinen Beitrag zur Stabilität in Spitzenzeiten. Für das System bedeutet das: Mehr Flexibilität bleibt ungenutzt, während Engpasskosten bestehen bleiben.

Betroffen sind mehrere Gruppen. Projektierer tragen höhere Unsicherheit. Netzbetreiber stehen unter Druck, Verfahren zu straffen. Kommunen müssen Standortkonflikte lösen. Und Verbraucher zahlen indirekt für Systemineffizienzen, auch wenn sich der Effekt nicht in einer einfachen Zahl ausdrücken lässt.

Die britische Situation ist kein Einzelfall. Auch in Deutschland wachsen Anschluss-Queues für Erneuerbare und Speicher. Ein Muster ist übertragbar: Niedrige Eintrittshürden in Wartelisten führen zu Überbuchung. Später müssen harte Kriterien eingeführt werden, was wiederum Projekte aussortiert und Unsicherheit erzeugt.

Ein zweiter Punkt betrifft die Modellierung. Konservative Annahmen schützen die Netzstabilität, blockieren aber Kapazitäten. Frühzeitig realistische Betriebsdaten einzubeziehen, kann Engpässe entschärfen, ohne Sicherheit zu opfern.

Für Investoren und Kommunen sind Frühindikatoren wichtig. Dazu zählen die Dauer bis zum verbindlichen Anschlussangebot, neue Meilensteinpflichten in Verträgen und der Anteil nicht-fester Anschlüsse. Steigen diese Werte, wächst das Risiko, dass Speicher zwar geplant, aber im kritischen Moment nicht voll nutzbar sind.

Der Genehmigungsstau bei Batteriespeichern in Großbritannien ist vor allem ein Anschluss- und Prozessproblem. Eine überfüllte Warteschlange, konservative Netzannahmen und physische Engpässe bremsen Projekte aus. Reformen seit 2023 setzen bei Meilensteinen, realistischeren Planungsannahmen und flexiblen Anschlussmodellen an. Ob sich das spürbar in niedrigeren Systemkosten niederschlägt, hängt davon ab, wie schnell reale Speicher ans Netz gehen und wie stark sie Abregelungen tatsächlich reduzieren. Für Verbraucher bleibt die Entwicklung relevant, weil jede nicht genutzte Flexibilität das Gesamtsystem teurer machen kann.