Deutschlands BESS-Boom steht vor seiner entscheidenden regulatorischen Bewährungsprobe

Im Juli 2026 verfügt Deutschland über rund 24 GWh Batteriespeicherkapazität im Netz, was einem Anstieg von 22 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Das Wachstumspotenzial ist enorm: Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber haben fast 700 Anträge auf Netzanschluss mit einer Gesamtleistung von 250 GW erhalten. Doch 2026 wird das entscheidende Jahr sein, in dem sich zeigt, ob dieser Boom zu einer dauerhaften Infrastruktur führt oder an den Genehmigungsverfahren scheitert.

Die Lücke hinter den Schlagzeilen

Bei den Großspeichern sieht die Lage weniger optimistisch aus. Anlagen mit einer Kapazität von über 1 MWh machen nur 3,5 GWh der Gesamtkapazität in Deutschland aus. Das Fraunhofer ISE schätzt, dass Deutschland bis 2030 104 GWh und bis 2045 bis zu 180 GWh an Speicherkapazität benötigen wird, wobei etwa die Hälfte davon von Großspeichersystemen bereitgestellt werden soll. Zwischen der derzeitigen Kapazität und diesen Zielen besteht eine enorme Lücke.

Die Regulierung ist ein wesentlicher Grund für die Unsicherheit. Im November 2025 gewährte der Bundestag großen BESS-Projekten einen Sonderstatus im Baurecht. Doch nur wenige Wochen später wurden die Vorschriften durch ein weiteres Gesetz verschärft, wodurch dieser Status auf Standorte innerhalb von 200 Metern Entfernung zu einem Umspannwerk oder in unmittelbarer Nähe von Kraftwerken mit einer Leistung von 50 MW oder mehr beschränkt wurde. Projektentwickler, die sich auf das erste Gesetz verlassen hatten, mussten sich schnell umstellen. Die „First-come, first-served“-Regelung für Netzanschlüsse über 100 MW wurde ebenfalls abgeschafft, und das neue Verfahren wird derzeit noch diskutiert.

Frederik König aus Berlin bezeichnet dies als den „Moment der Wahrheit“ für die Branche und warnte, dass Flexibilität „die wichtigste Währung des Stromsystems“ werden werde.

Warum das Jahr 2026 entscheidend für den Markt ist

In diesem Jahr stehen mehrere wichtige Veränderungen an. Die Genehmigung der EU für das deutsche Fördergesetz für erneuerbare Energien (EEG 2023) läuft am 31. Dezember 2026 aus, was den Markt in Richtung eines Systems lenken wird, bei dem Kapazität und Flexibilität im Vordergrund stehen. Deutschland plant die Ausschreibung von 10 GW an gasbefeuerter Kapazität und 2 GW an technologieneutraler Kapazität, wozu auch BESS gehören werden. Für 2027 ist ein vollständiger Kapazitätsmarkt vorgesehen.

Zunächst wurde die Frage der Netzentgelte behandelt. In ihrem Update vom 27. Mai 2026 zur Reform der AgNes-Netztarife bestätigte die Bundesnetzagentur, dass bestehende Batterien sowie Projekte, für die vor Inkrafttreten der neuen Regelungen eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wird und die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, ihre 20-jährige Befreiung von den Netzentgelten behalten.

Für neue Anlagen ohne diesen Schutz ist eine vorgeschlagene, leistungsabhängige Gebühr in Höhe von 4 bis 7 Euro pro kW und Jahr vorgesehen, während die ursprüngliche Idee einer verbrauchsabhängigen Gebühr verworfen wurde. In diesem Sommer findet eine formelle Konsultation statt, und die endgültigen Vorschriften werden voraussichtlich bis Ende 2026 vorliegen.

Die Lehre für alle Besitzer von Akkus

Deutsche Entwickler ziehen eine Erkenntnis, die für ganz Europa von Bedeutung ist: Geschäftsmodelle, die auf nur einer Einnahmequelle basieren, sind riskant. Wenn eine Batterie ausschließlich für einen einzigen Dienst konzipiert ist, ist sie anfällig für Regeländerungen und neue Wettbewerber. Batterien, die Einnahmen aus mehreren Quellen erzielen – wie beispielsweise Großhandelsarbitrage, aFRR, mFRR, Kapazitätsentgelte und lokale Engpassdienste –, streuen das Risiko und können im Laufe der Zeit höhere Erträge erzielen.

Die Bündelung verschiedener Einnahmequellen stellt eine Herausforderung hinsichtlich der Koordination dar. Sie erfordert genaue Prognosen, die Optimierung über Märkte mit unterschiedlichen Regeln hinweg sowie die Verwaltung des Verschleißes und der Garantiebegrenzungen der einzelnen Batterien. Die meisten Batteriebesitzer möchten sich nicht selbst darum kümmern. Aus diesem Grund gibt es Aggregationsplattformen: Sie verbinden Batterien mit allen verfügbaren Märkten und wechseln bei Preisänderungen zwischen diesen hin und her. Die Module von FLEXO zur Monetarisierung von Batterien und für virtuelles Kraftwerk (VPP) wurden entwickelt, um dieses Problem zu lösen.

Was Sie vor Jahresende überprüfen sollten

Hier sind drei Fragen, die Sie sich jetzt stellen sollten, ganz gleich, ob Sie ein 250-MW-Portfolio oder nur einige wenige Anlagen mit 1 bis 5 MW verwalten. Können Ihre Projekte noch vor Festlegung der AgNes-Regelungen eine endgültige Investitionsentscheidung erreichen, damit Sie sich die Befreiung von der Netzgebühr für die Inbetriebnahme bis 2029 sichern können? Befinden sich Ihre geplanten Standorte in einem Umkreis von 200 Metern um ein Umspannwerk oder in der Nähe eines Kraftwerks mit einer Leistung von über 50 MW, wo noch Baurechte gelten? Und ist Ihr Erlösmodell für einen Kapazitätsmarkt im Jahr 2027 gerüstet, oder stützt es sich nur auf eine einzige Einnahmequelle? Wir gehen davon aus, dass bis Ende 2027 Portfolios mit mehreren Einnahmequellen zum Standard für die Finanzierung in Deutschland werden, während Geschäftsmodelle mit nur einer Einnahmequelle Schwierigkeiten haben werden, Finanzmittel zu erhalten.

Die Konsultationen der deutschen Regulierungsbehörden werden sich über das gesamte Jahr 2026 erstrecken, und ihre Ergebnisse werden auch die Diskussionen über die Marktgestaltung in anderen Ländern prägen. Flexibilität gewinnt für die Funktionsweise des Marktes zunehmend an Bedeutung. Die Fähigkeit, zwischen verschiedenen Einnahmequellen zu wechseln, wird den Unterschied zwischen überzeugenden Geschäftsmodellen und solchen ausmachen, die ins Hintertreffen geraten.

Betreiben Sie BESS-Anlagen in Deutschland oder planen Sie deren Einsatz? Werden Sie Mitglied im Clean Energy Club, unserer Community mit über 1.700 Energieexperten, um Kontakte zu knüpfen und Erkenntnisse auszutauschen.

‍

Häufig gestellte Fragen

‍

Warum ist 2026 ein entscheidendes Jahr für die deutsche Batteriespeicherbranche?

​Drei Faktoren kommen hier zusammen: Die Genehmigung für staatliche Beihilfen im Rahmen des EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus, Deutschland schreibt 2 GW technologieneutrale Kapazitäten aus, wobei BESS ausdrücklich einbezogen sind, und die Bundesnetzagentur schließt ihre Reform der AgNes-Netzentgelte ab. Zusammen verändern diese Faktoren die Geschäftsmodelle aller deutschen Speicheranbieter grundlegend.

​

Werden bestehende Batterien in Deutschland ihre Befreiung von der Netzgebühr verlieren?

Nein, gemäß der Aktualisierung der Bundesnetzagentur vom 27. Mai 2026. Betriebsfähige Anlagen und Projekte, für die vor der endgültigen Festlegung der AgNes-Sätze eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, behalten die 20-jährige Befreiung. Für neue Anlagen ist eine Kapazitätsgebühr von 4 bis 7 Euro pro kW und Jahr vorgesehen.

​

Was versteht man unter „Revenue Stacking“ bei einer Batterie?

Erzielung von Erträgen aus mehreren Wertströmen mit derselben Anlage: Großhandelsarbitrage, aFRR- und mFRR-Ausgleichsreserven, Kapazitätsentgelte und lokale Engpassdienstleistungen. Dabei werden Spreads, regulatorische Risiken und Preisrisiken kombiniert, was eine Software erfordert, die eine gemeinsame Optimierung über Märkte hinweg mit unterschiedlichen Regeln und Netzzugangsbeschränkungen ermöglicht.

​

Wie groß ist die Speicherlücke in Deutschland?

Das Fraunhofer ISE beziffert den Bedarf auf 104 GWh bis 2030 und auf bis zu 180 GWh bis 2045, wobei etwa die Hälfte aus Großanlagen stammen soll. Die installierte Leistung liegt im Juli 2026 bei etwa 24 GWh, wovon nur 3,5 GWh auf Großanlagen entfallen.

​

Quellen:

• Energy-Storage.News: „Stunde der Wahrheit“: Die regulatorische Agenda für große Batteriespeicher in Deutschland für das Jahr 2026 (Gastbeitrag von Frederik König, CC: Collective)
• ESS-News: Wichtige Ergebnisse zur deutschen BESS: Netzentgeltbefreiungen bleiben bestehen, höhere Kosten für Prosumer (28. Mai 2026)
• Herbert Smith Freehills Kramer: Reform der deutschen Netzentgelte für BESS: Die BNetzA behält den Bestandsschutz bei und stellt den künftigen Rahmen vor