Batteriespeicher: Wie PJM Blockaden löst – und was Deutschland lernt

Du merkst es im Alltag oft indirekt: Strompreise schwanken, Firmen kalkulieren vorsichtiger, und selbst gute Ideen für Solarparks oder Batteriespeicher werden teuer, weil sie jahrelang „in der Warteschlange“ festhängen. Genau dieses Nadelöhr steht im Fokus beim US-Regionalnetzbetreiber PJM. Dort laufen viele Anträge für neue Wind-, Solar- und Batteriespeicherprojekte zusammen. Wenn die Bearbeitung zu lange dauert, ist das Ergebnis fast immer das gleiche: Projekte werden verschoben, Finanzierung wird schwieriger, und Netzausbau wie Energiewende laufen nicht im Takt.

PJM beschreibt für die Reformphase selbst sehr konkrete Größenordnungen: Eine „Transition Queue“ (Übergangs-Warteschlange) lag im Juni 2025 bei rund 63 GW, und zwischen Juli 2023 und Dezember 2024 wurden laut PJM etwa 140 GW in bestimmten Reform- bzw. Beschleunigungssträngen bearbeitet. Ziel ist es, diese Übergangs-Warteschlange bis Ende 2026 abzuarbeiten und künftig schneller zu verbindlichen Anschlussverträgen zu kommen.

Damit das funktioniert, greifen mehrere Ebenen ineinander: PJM baut seinen Prozess um, und auf Bundesebene setzt die US-Regulierungsbehörde FERC mit Order 2023 verbindliche Leitplanken, etwa Cluster-Studien statt Einzelstudien und strengere „Readiness“-Regeln. Was daran für dich in Deutschland relevant ist, sind weniger US-Details als die Mechanik: Wie macht man Anschlussverfahren planbar, ohne die Netzsicherheit zu verwässern?

Damit ein Wind- oder Solarpark oder ein Batteriespeicher Strom einspeisen darf, muss er technisch ins Netz „eingepasst“ werden. Vereinfacht heißt das: Der Netzbetreiber prüft, ob Leitungen und Umspannwerke die zusätzliche Leistung tragen können, und welche Netzverstärkungen nötig wären. In vielen Regionen wurden diese Prüfungen über Jahre zu langsam, weil immer mehr Anträge kamen, oft auch von Projekten, die noch nicht wirklich baureif waren. Das führt zu Staus, Restudien und Kostensprüngen.

FERC Order 2023 setzt hier einen klaren Rahmen: Statt Projekte streng einzeln „in Reihenfolge“ zu prüfen, sollen Netzbetreiber standardmäßig Cluster-Studien nutzen. Dabei werden viele Projekte eines Zeitfensters gemeinsam untersucht. Zudem wird das Prinzip „first-ready-first-served“ gestärkt: Nicht die früheste Antragstellung zählt allein, sondern die nachweisliche Bereitschaft. In der Praxis bedeutet das: Wer Flächenrechte, Daten und Sicherheiten früher plausibel nachweist, kommt im Prozess weiter nach vorn.

Sinngemäß nach FERC Order 2023: Der Netzanschluss soll nicht davon abhängen, wer am schnellsten ein Formular abschickt, sondern wer nachweislich bereit ist, ein Projekt auch umzusetzen.

Zu den konkreten, im FERC-Rahmen beschriebenen „Bremsenlösern“ gehören außerdem feste Prozessfristen (für Cluster-Studien werden 150 Kalendertage als Standard genannt) und mehr Transparenz, etwa in Form von „Heatmaps“, die zeigen sollen, wo im Netz wie viel zusätzliche Einspeisung voraussichtlich möglich ist. Zusätzlich werden Regeln zu Einzahlungen, Meilensteinen und Rückzug (Withdrawal) verschärft: Wer wieder aussteigt und dadurch Kosten oder Verzögerungen für andere auslöst, kann finanziell stärker in die Verantwortung genommen werden.

PJM selbst beschreibt den Umbau als Fortschritt in der Abwicklung der Übergangs-Warteschlange und nennt als Zielgröße künftig etwa 1–2 Jahre bis zu Generation Interconnection Agreements (also verbindlichen Anschlussvereinbarungen) im neuen Zyklusprozess. Wichtig ist dabei: Das ist ein Zielbild für den reformierten Prozess. Es ersetzt nicht automatisch die physische Realität, dass Netzverstärkungen und Umspannwerksumbauten Zeit brauchen. Aber es reduziert die „administrative“ Unsicherheit, die in frühen Projektphasen oft die größte Hürde ist.

Der entscheidende Effekt ist weniger „schneller bauen“ als „früher wissen, woran man ist“. In der Projektfinanzierung sind Zeit und Unsicherheit teure Gegner. Wenn ein Batteriespeicher oder Solarpark jahrelang auf Studien wartet, entstehen Kosten für Personal, Gutachten, Sicherheiten – ohne dass schon Umsatz fließt. Gleichzeitig steigt das Risiko, dass sich Annahmen ändern: Netzverstärkungen werden teurer, der Standort verliert Attraktivität, oder ein Geschäftsmodell kippt, weil Erlöse später kommen als geplant.

Genau hier zielen Cluster-Studien und strengere Readiness-Regeln: Sie sollen verhindern, dass das System von Anträgen überrollt wird, die in Wirklichkeit keine echte Bauabsicht haben. Für ernsthafte Entwickler ist das auf den ersten Blick unbequem (mehr Nachweise früher), auf den zweiten Blick aber oft positiv: Wenn die Warteschlange weniger „Masse“ enthält, sinkt die Wahrscheinlichkeit, dass dein Projekt mehrfach neu geprüft wird, weil andere vorher wieder aussteigen.

Zusätzlich ist wichtig, dass PJM und unabhängige Analysen nicht nur über Bürokratie sprechen, sondern auch über technische Abkürzungen, die kurzfristig Luft schaffen können. Eine prominente Kategorie sind Grid-Enhancing Technologies (GETs), also Netztechnik, die bestehende Leitungen effizienter nutzt, ohne sofort neue Trassen zu bauen. RMI modelliert für einen Teil des PJM-Gebiets (fünf Bundesstaaten im PJM-Footprint) einen kombinierten Einsatz von dynamischen Leitungsratings, Leistungsfluss-Steuerung und Topologie-Optimierung. Ergebnis dieser Modellierung: In dem untersuchten Gebiet könnten damit etwa 6,6 GW an Projekten (Solar, Wind und Speicher) bis 2027 früher anschlussfähig werden, und die modellierten Großhandels-Produktionskosten könnten in den untersuchten Jahren um grob 0,9 bis 1,1 Mrd. US-Dollar pro Jahr sinken. RMI nennt dafür zugleich Grenzen, etwa dass wetterabhängige Leitungsratings nicht automatisch „immer verfügbare“ Transportkapazität garantieren.

Für Investitionen ist diese Kombination aus Prozessreform plus technischer Engpassminderung zentral: Erst wenn Studienabläufe, Transparenz und Upgrades zusammenkommen, wird aus einer Anschlussidee ein bankfähiger Zeitplan. Und bankfähig heißt: Verträge, Meilensteine und Risiken sind so klar, dass Kreditgeber und Eigenkapitalgeber nicht nur auf Hoffnung, sondern auf prüfbare Annahmen setzen können.

Deutschland hat andere Marktregeln, andere Netzstrukturen und andere Zuständigkeiten als PJM. Trotzdem sind die Hebel, die in den USA gerade sichtbar werden, erstaunlich „universell“: Es geht um Kapazitäts-Transparenz, um Priorisierung nach Reifegrad und um Verfahren, die viele Projekte gemeinsam und konsistent behandeln. Statt zu behaupten, dass ein US-Modell 1:1 passt, ist hilfreicher, die Mechanik in vier Fragen zu übersetzen, die du in jeder Region stellen kannst.

1) Wie wird aus der Warteschlange wieder eine Pipeline? FERC Order 2023 macht Readiness zu einem Kernprinzip. Übertragen heißt das: Je früher ein Projekt nachweist, dass Standort, Technikdaten und Finanzierung nicht nur „vage“ sind, desto eher sollte es in teure Netzprüfungen rutschen. Das kann in Deutschland bedeuten, Meilensteine besser zu standardisieren und transparent zu machen – damit sich Aufwand und Priorität nicht in Einzelfalllogik verlieren.

2) Wie wird Standortwahl realistischer? Heatmaps sind kein Allheilmittel, aber ein starkes Signal: Wer weiß, wo Einspeisung technisch wahrscheinlicher ist, stellt weniger „blind“ Anträge. Der Lerneffekt für Deutschland wäre, Kapazitätsinformationen so aufzubereiten, dass sie für Projektierer und Industrie nutzbar sind, ohne sensible Details zu gefährden. Transparenz reduziert Fehlplanungen – und damit indirekt auch Bearbeitungsstau.

3) Wie werden Upgrades fair und planbar verteilt? Ein Grund, warum Anschlusskosten so toxisch sein können, ist ihre Sprunghaftigkeit. FERC betont in Order 2023 die Bedeutung von Cluster-Prozessen und proportionaler Kostenallokation in Clustern. Die übertragbare Idee: Wenn mehrere Projekte denselben Engpass auslösen, sollte die Kostenlogik nachvollziehbar sein und nicht davon abhängen, wer zufällig „als Erstes“ in ein altes Studienmodell gefallen ist.

4) Wie nutzt man bestehende Anschlusspunkte besser? PJM verweist in seiner Reformkommunikation auch auf Instrumente wie Surplus Interconnection Service, die zusätzliche Einspeisung an bestehenden Anschlusspunkten ermöglichen können, wenn dort physisch Spielraum besteht. In Deutschland wäre die analoge Denkweise: Bestehende Netzanschlüsse und Standorte konsequent für Repowering, Co-Location (z. B. Solar plus Batteriespeicher) und Umnutzung nutzen – weil neue Anschlusspunkte oft die längsten Vorläufe haben.

Unterm Strich ist der „German Angle“ damit kein politisches Schaulaufen, sondern eine Checkliste für Mechanismen: Transparenz (wo geht es), Priorisierung (wer ist wirklich bereit), Prozessdesign (Cluster statt Einzelfall), technische Entlastung (GETs statt nur Neubau) und klare Kostenlogik (damit Finanzierung nicht an Überraschungen scheitert).

Was heißt das alles kurzfristig für Strompreise und Versorgungssicherheit? Vorsicht: Kein einzelnes Reformpaket senkt automatisch Verbraucherpreise. Aber es verändert die Bedingungen, unter denen neue Kapazität überhaupt in den Markt kommt. Wenn Anschlussverfahren kürzer und weniger zufallsgetrieben sind, steigt die Wahrscheinlichkeit, dass Projekte tatsächlich gebaut werden, statt nach Jahren zu scheitern. Mehr gebaute Flexibilität – also Batteriespeicher, aber auch besser genutzte Netze – kann grundsätzlich helfen, Preisspitzen zu dämpfen, weil weniger teure Engpasssituationen entstehen. RMI zeigt diesen Effekt in Modellrechnungen über sinkende Produktionskosten im PJM-Teilgebiet, wenn Engpässe durch GETs reduziert werden.

Für Versorgungssicherheit ist vor allem das Tempo relevant, mit dem neue Anlagen „lieferfähig“ werden. In den USA spielt dabei auch das Kapazitätsmarktdesign eine Rolle: Wie viel „gesicherte Leistung“ ein Batteriespeicher angerechnet bekommt, kann seine Erlöse stark beeinflussen. Monitoring Analytics (als unabhängiger Marktwächter in PJM) diskutiert unter anderem, dass die Methodik zur Bewertung effektiver Kapazität (ELCC) und ihre Parameter die Erlössicherheit beeinflussen können. Das ist ein guter Reminder: Selbst wenn Netzanschluss schneller wird, bleiben Erlösmodelle ein zweites Nadelöhr, weil sie festlegen, welche Projekte finanzierbar sind.

Was bedeutet das für die Verfügbarkeit von Großspeichern und Komponenten in Deutschland? Ein belastbarer Preisausblick ist aus den hier verwendeten Quellen nicht ableitbar. Was sich aber sauber erklären lässt, ist der Mechanismus: Wenn im PJM-Gebiet durch klarere Regeln mehr Projekte tatsächlich in die Bauphase kommen, steigt die Nachfrage nach Batteriezellen, Wechselrichtern, Transformatoren und Containerlösungen. Brattle arbeitet in einer PJM-nahen Kostenstudie mit einem Beispiel für ein 200 MW/4‑Stunden-System und nennt für 4‑Stunden-Batteriespeicher über Nacht (overnight) Kostenordnungen von etwa 1.750 bis 1.980 US-Dollar pro kW (je nach Annahmen und Region), wobei US-Steuergutschriften wie der 30 % Investment Tax Credit die Wirtschaftlichkeit beeinflussen können. Mehr US-Nachfrage kann damit tendenziell Lieferzeiten verlängern oder Preise stützen – oder, im Gegenlauf, durch Skaleneffekte Fertigung ausweiten. Welche Richtung dominiert, hängt von globalen Kapazitäten und Verträgen ab und lässt sich seriös nur mit Marktpreisdaten bewerten.

Für Unternehmen in Deutschland ist daher eine pragmatische Konsequenz: Wenn du Großspeicherprojekte planst, werden nicht nur Netzdaten und Genehmigungen wichtig, sondern auch Einkauf und Lieferkettenstrategie. Und für Haushalte ist der wichtigste Punkt: Reformen am Netzanschluss wirken indirekt. Sie entscheiden mit darüber, ob Flexibilität (Batteriespeicher, Lastmanagement, bessere Netznutzung) schnell genug in die Praxis kommt, um Preisschwankungen überhaupt spürbar abzufedern.

PJM zeigt gerade sehr anschaulich, dass die Energiewende nicht nur an Windrädern, Modulen oder Batterien hängt, sondern an Prozessdesign. Die Kombination aus Cluster-Studien, „first-ready-first-served“, mehr Transparenz durch Heatmaps und strengeren Regeln für Rückzüge zielt auf ein konkretes Problem: Warteschlangen sollen wieder eine Pipeline werden, in der ernsthafte Projekte eine faire, planbare Chance haben. PJM selbst verbindet das mit messbaren Zwischenständen und einem Zeitpfad bis Ende 2026 für die Übergangs-Warteschlange.

Für Deutschland ist das weniger eine Schablone als ein Set von Stellschrauben: Reifegrad-Prüfung früh, transparente Netzkapazität, konsistente Verfahren, nachvollziehbare Kostenlogik und technische Maßnahmen, die bestehende Infrastruktur besser ausnutzen. Wenn diese Bausteine zusammenpassen, wird der Ausbau nicht automatisch konfliktfrei – aber deutlich berechenbarer. Und Berechenbarkeit ist oft der Unterschied zwischen „guter Idee“ und einem Projekt, das wirklich gebaut wird.