Batterieparks in Deutschland: Was Unternehmen aus aktuellen Projekten lernen können

Der Markt verschiebt sich zu Großspeichern

Ende März 2026 lag der Gesamtbestand an Batteriespeichern in Deutschland bei rund 27,2 bis 27,8 GWh nutzbarer Kapazität, verteilt auf etwa 2,5 Millionen Anlagen, bei einer installierten Gesamtleistung von 17,90 GW (Auswertung Marktstammdatenregister/BNetzA durch ISEA RWTH Aachen und BSW-Solar).

Entscheidend ist die Verschiebung innerhalb des Zubaus. Im ersten Quartal 2026 kamen 2,2 GWh Kapazität und 1,2 GW Leistung neu hinzu. Davon entfielen rund 1,0 GWh auf nur 63 Großspeicher (über 1 MWh, im Schnitt 16,3 MWh je Anlage) — ein Plus von 119 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Damit übertrafen Großspeicher erstmals die Heimspeicher beim Kapazitätszubau, die im selben Quartal mit rund 125.000 neuen Anlagen auf etwa 1,04 GWh kamen (im Schnitt 8,3 kWh je Anlage).

Dieser Kostenunterschied erklärt einen Teil der Dynamik: Heimspeicher kosteten 2026 als Orientierungswert rund 315 Euro/kWh installiert (15 bis 18 Prozent weniger als 2025, Marktpreis, schwankend), während Großspeicher pro kWh durch Skaleneffekte deutlich darunter liegen.

Als langfristiger Orientierungsrahmen — kein amtliches Ziel — sehen Analysen wie die von CAV Partners (Februar 2026) bis 2045 einen Bedarf von rund 500 bis 600 GWh, etwa das 25-fache des heutigen Bestands. Das ist eine Studienprognose, keine verbindliche Vorgabe.

Warum der 4. August 2029 jedes Projekt antreibt

Hinter dem Tempo der aktuellen Großprojekte steht ein konkreter Stichtag. Nach §118 Abs. 6 EnWG sind Stromspeicher, die ab dem 4. August 2011 innerhalb von 18 Jahren — also bis zum 4. August 2029 — in Betrieb gehen, für 20 Jahre ab Inbetriebnahme vom Netzentgelt für den Bezug der zu speichernden Energie befreit (Pumpspeicher mit Kapazitätssteigerung: 10 Jahre). Das ist geltendes Recht.

Deshalb planen mehrere Großprojekte die Inbetriebnahme bewusst vor 2029. Wer den Termin verpasst, kann diese Befreiung nicht mehr in Anspruch nehmen.

Die Bundesnetzagentur arbeitet an einer Reform der Netzentgeltsystematik (AgNes). Stand 27. Mai 2026 handelt es sich um einen vorläufigen Zwischenstand, der noch nicht beschlossen ist: Die förmliche Konsultation ist für Sommer 2026 vorgesehen, die finale Festlegung wird zum Jahresende 2026 angestrebt. Das neue Netzentgeltsystem soll ab dem 1. Januar 2029 gelten, nachdem die geltende Stromnetzentgeltverordnung Ende 2028 ausläuft. Für Bestandsschutz gilt nach diesem Zwischenstand: Die Befreiung bleibt erhalten, wenn die Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten des neuen Regulierungsrahmens — nach Angaben der Bundesnetzagentur voraussichtlich nicht vor dem 1. Januar 2027 — getroffen wurde und der Speicher vor dem 4.8.2029 am Netz ist. Für neue Speicher ab 2029 ist ein moderater Kapazitätspreis geplant, jedoch keine Arbeitspreise — auch das ist Planungsstand, nicht beschlossen.

Drei Projekte, drei Lehren für die Standortwahl

Die aktuell genehmigten und im Bau befindlichen Anlagen zeigen, welche Faktoren über die Realisierbarkeit entscheiden.

Waltrop (NRW): Der Batteriepark von Luxcara, BKW AG und Trianel soll 900 MW Leistung und 1.800 MWh Kapazität erreichen. Die finale immissionsschutzrechtliche Genehmigung für das Umspannwerk erteilte die Bezirksregierung Recklinghausen am 15. Mai 2026; die Investition liegt im dreistelligen Millionenbereich, die Netzanschlusszusage stammt von Amprion. Die Inbetriebnahme wird vor 2029 angestrebt, um die §118-Befreiung zu nutzen.

Förderstedt (Sachsen-Anhalt): Mit 716 MWh brutto und 300 MW entsteht hier der aktuell größte im Bau befindliche Speicher. Drei Blöcke à 100 MW sind vorgesehen, der erste ab November 2026, der Vollbetrieb mit über 700 MWh für 2027. Zum Zeitpunkt der Fertigstellung wäre es der größte Batteriespeicher Deutschlands.

Gundremmingen (RWE): Am ehemaligen Kernkraftwerksstandort plant RWE 400 MW mit Inbetriebnahme 2028 und einer Investition von rund 230 Millionen Euro. Das Beispiel zeigt das Muster, vorhandene Netzanschlüsse ehemaliger Kraftwerksstandorte zu nutzen.

Die Lehre für die Planung: Der Netzanschluss — und damit ein vorhandenes oder genehmigtes Umspannwerk — ist der kritische Pfad, nicht die Batterietechnik selbst.

Genehmigungszeiten und Anschlusskosten realistisch ansetzen

Wer ein eigenes Projekt kalkuliert, sollte zwei Posten nicht unterschätzen: die Vorlaufzeit und die Anschlusskosten.

Vorlauf: Der Tesvolt-Batteriepark in Apollensdorf/Wittenberg (190 MWh) erhielt seine Genehmigung Mitte Juni 2026 (Stand 18.06.2026), die Inbetriebnahme ist für 2028 geplant. Das ergibt eine typische Spanne von Genehmigung über Bau bis Betrieb von rund zwei Jahren. Für Projekte, die noch von der Netzentgeltbefreiung profitieren wollen, bedeutet das: Eine Genehmigung sollte deutlich vor 2027 stehen, um die Inbetriebnahme bis 4.8.2029 sicher zu erreichen.

Anschlusskosten: Der Bundesgerichtshof hat bestätigt, dass Netzbetreiber für den Netzanschluss von Batteriespeichern Baukostenzuschüsse (BKZ) erheben dürfen, gestützt auf das BNetzA-Hinweispapier von 2009. Diese Zuschüsse sind in der Projektkalkulation einzuplanen und können je nach Standort und Anschlussleistung erheblich ausfallen.

Eine Randentwicklung mit Geschäftsmodell-Bezug: Die EnWG-Novelle vom November 2025 hat den Anwendungsbereich der Netzentgeltbefreiung erweitert; bidirektional ladende E-Fahrzeuge erhalten seit Januar 2026 eine Netzentgeltbefreiung. Für flexibilitätsbasierte Modelle ist das relevant, die belastbare Quellenlage dazu ist allerdings noch dünn.

Erlöse kommen aus mehreren Märkten — und schwanken stark

Die Erlösseite ist der unsicherste Teil jeder Batterieparkkalkulation. Die folgenden Zahlen sind Marktdaten und Schätzungen, sie schwanken stark und sind keine Anlageberatung.

Für Großbatteriespeicher mit Cross-Market-Strategie weist der ISEA Battery Revenue Index (RWTH Aachen, battery-charts.de, via pv magazine) im ersten Quartal 2026 einen Tiefpunkt im Februar von rund 95.000 Euro/MW/Jahr aus, eine Erholung im März auf knapp 200.000 Euro/MW/Jahr und einen Q1-Durchschnitt von etwa 132.000 Euro/MW/Jahr — rund 40 Prozent unter dem Vorjahreswert. Diese Bandbreite innerhalb eines einzigen Quartals zeigt das Marktpreisrisiko.

Die Grundregel lautet Revenue Stacking: Erlöse aus mehreren Märkten kombinieren. Für Multi-Use-Speicher nennen Marktdaten für Q1 2026 rund 163 Euro/kW/Jahr brutto, aufgeteilt auf etwa 32 Prozent Arbitrage, 34 Prozent aFRR, 14 Prozent FCR, 13 Prozent Intraday, 4 Prozent mFRR und 3 Prozent Vermeidung negativer Preise. Diese Aufteilung ist mit niedriger Belegsicherheit anzusetzen und verschiebt sich je nach Marktlage.

Für die Praxis heißt das: Ein Geschäftsmodell, das nur auf eine Erlösquelle setzt, ist anfällig. Die genehmigten Großprojekte sind durchweg auf mehrere Märkte ausgelegt.