In Gundelsheim wird die Energiewende ganzheitlich gedacht. Der Energiepark in Baden-Württemberg vereint Photovoltaik, Batteriespeicher und künftig auch Windkraft. Die Umweltministerin des Bundeslandes, Thekla Walker, kommt persönlich zur Eröffnung. Der Solarpark mit 58 Megawatt erstreckt sich über 55 Hektar und umfasst rund 110.000 Module. Insgesamt wird der 64 Hektar große Energiepark jährlich so viel Strom erzeugen können, wie etwa 30.000 Haushalte verbrauchen.
Neben der Photovoltaikanlage wird am Standort ein Hybridspeicher installiert, der aus gebrauchten Lithium-Ionen-Akkus von zwölf Audi-E-Tron-Fahrzeugen und einem neuartigen Natrium-Ionen-Speicher besteht. Beide Speicher haben zusammen eine Leistung von 1,22 Megawatt und eine Gesamtkapazität von 2,25 Megawattstunden. Der Speicher kann rechnerisch zwei Stunden lang die Strommenge bereitstellen, die rund 3.400 Haushalte verbrauchen.
Natriumspeicher vom ISE überwacht
Die Kombination der beiden Technologien ermöglicht eine schnelle Be- und Entladung sowie eine stabile und lang anhaltende Leistungsabgabe. Der Natrium-Ionen-Speicher ist mit einer Kapazität von einer Megawattstunde einer der größten mit dieser Technologie in Europa. Das Fraunhofer ISE entwickelt und implementiert das Energiemanagementsystem für den Speicher. Ziel ist es, das Zusammenspiel der Technologien unter realen Bedingungen zu erforschen. Das Forschungsprojekt wird zudem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert. Das Projekt ist eine Blaupause für die Energiewende.
Zukünftig sollen zwei Windenergieanlagen den Energiepark ergänzen. Das Genehmigungsverfahren für die Anlagen läuft bereits. Durch die Kombination von Solar- und Windenergie sowie den Batteriespeicher kann die Einspeisung stärker am Bedarf im Netz ausgerichtet werden. „Diese Anlage ist ein Vorzeigebeispiel dafür, wie wir den Ausbau von günstiger erneuerbarer Energie beschleunigen und vorhandene Ressourcen effizient nutzen“, weiß auch Umweltministerin Walker. Auch die Stadt Gundelsheim profitiert von dem Projekt: Neben Einnahmen aus der Gewerbesteuer erhält sie Pachteinnahmen, da sich die Fläche in ihrem Besitz befindet. Zudem wurden Umweltverbände in die Planungen eingebunden.
Speicherpotenzial bis zu 168 Gigawatt
Der aktuelle Entwurf für den Netzentwicklungsplan geht von einem Speicherpotenzial von bis zu 168 Gigawatt im Jahr 2045 aus. Davon entfallen bis zu 54,5 Gigawatt auf Großbatteriespeicher. Schon heute verzeichnet allein Tennet im Netzgebiet Anschlussanfragen für Batteriespeicher mit einer Leistung von 39 Gigawatt in 115 Projekten – Tendenz stark steigend.
Das unterstreicht, wie wichtig es ist, jetzt die richtigen Voraussetzungen zu schaffen, damit das Potenzial der Batteriespeicher zur Stabilisierung des Energiesystems optimal genutzt und mit einer effizienten Netzplanung vereinbart werden kann. „Dafür braucht es dringend einen verbindlichen regulatorischen Rahmen“, mahnt Tim Meyerjürgens, COO von Tennet. Wenn der richtig gesetzt werde, könnte der Netzbetreiber das Potenzial der Batteriespeicher nutzen, um teure Netzeingriffe zu minimieren, die Systemsicherheit bei hohem Ökostromanteil zu stärken und den Netzausbau passgenau zu dimensionieren.
Großspeicher mit 2,4 Gigawatt am Netz
Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz will in den kommenden Jahren so viele Netzanschlussprojekte starten wie nie zuvor in der bisherigen Unternehmensgeschichte. Bis Ende 2029 sollen rund 75 Netzanschlüsse auf den Weg gebracht werden. Dabei geht es um eine Anschlussleistung über knapp 30 Gigawatt. Bundesweit liegen allein den vier Übertragungsnetzbetreibern Anträge auf Netzanschluss für Großbatteriespeicher mit über 200 Gigawatt vor. Laut Bundesnetzagentur sind aktuell Großbatteriespeicher mit einer Leistung von 2,4 Gigawatt in Betrieb.
Großbatteriespeicher sind bereits heute wirtschaftlich attraktiv. Steigende Marktvolatilität, wachsende Ökostromspitzen und vielfältige Erlösquellen von Regelenergie bis Engpassmanagement ermöglichen tragfähige Geschäftsmodelle. Entsprechend ist der Projektandrang hoch. Allein bei den Übertragungsnetzbetreibern liegen Anschlussanfragen in dreistelliger Gigawatt-Größenordnung vor.
Regulatorisch bleibt die Lage jedoch komplex. Die Branche fordert dynamische, leistungs- und zeitabhängige Entgelte, die den tatsächlichen Netzbeitrag von Speichern abbilden. Der vom Bundeswirtschaftsministerium in Auftrag gegebene Monitoringbericht 2025 erkennt ihre wachsende Bedeutung für Versorgungssicherheit an, es bleibt jedoch eine unzureichende Integration in Netz- und Marktprozesse. Speicher sind politisch anerkannt, regulatorisch aber noch nicht vollständig eingebettet.
Welche Hindernisse gibt es?
Zu den Bremsklötzen zählen seit Längerem hohe Baukostenzuschüsse beim Netzanschluss oder pauschale Restriktionen wie beispielsweise Einspeise- oder Rampenbegrenzungen. Das ändert sich nun. Aktuelle Gesetzesänderungen sollen noch in diesem Jahr in Kraft treten. Konkret werden Speicher dadurch in die Liste der im Außenbereich zulässigen Maßnahmen nach Paragraf 35 Baugesetzbuch aufgenommen – und sind damit künftig erlaubt. „Das wird die baurechtliche Genehmigung und damit die Realisierung von Batteriespeichern erheblich vereinfachen und rechtssicherer machen. Eine wichtige Hürde für den nötigen schnellen Ausbau der Speicher für eine effiziente und kostengünstige Energiewende wird damit abgebaut“, betont Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft.
Mit der gleichzeitig erfolgten Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes in Paragraf 118 Absatz 6 Artikel 1 wird die bisherige Benachteiligung von gemischt genutzten Speichern bei der Netzentgeltbefreiung beendet. Bisher konnten nur Speicher, die ausschließlich Strom aus dem Netz vollständig wieder ins Netz zurückspeisen, von Netzentgelten beim Strombezug befreit werden.
Netzentgeltbefreiung für Multi-Use
Damit dieses Geschäftsmodell auch für Speicher in Kombination mit Photovoltaikanlagen oder sogenannte Multi-Use-Speicher wirtschaftlich umsetzbar wird, wurde die Erweiterung der Netzentgeltbefreiung nötig. „Diese Multi-Use-Speicher sind für die Energiewende besonders nützlich, weil sie die Netzanschlusskapazität sehr effizient nutzen und Einspeisespitzen ins Stromsystem wie auch Strombezugsspitzen in Gewerbe und Industrie reduzieren können. Sie können einen erheblichen Beitrag dazu leisten, die Stromversorgung zu stabilisieren und die Strompreise für Verbraucher zu senken“, betont Körnig.
Netzanschluss weiter das Nadelöhr
Eco Stor hat dazu bereits im Sommer 2025 das Positionspapier „7 Brücken der Speicherwende“ formuliert, in dem neben den Hindernissen auch Lösungsvorschläge benannt werden. Dies reicht von fairen Regeln für Baukostenzuschüsse über dynamische Netzentgelte bis hin zu flexiblen Netzanschlussverträgen.
Dazu gehören aber auch technische Entwicklungen wie zum Beispiel von Eco Stor entwickelte Engpassprognosen durch den Einsatz von digitalen Zwillingen, mit denen sich netzdienliche Betriebsrichtlinien präzise umsetzen lassen. Sie sind die Grundlage, um pauschale Beschränkungen durch feinjustierte Regeln zu ersetzen.
Die deutlich größten Hindernisse für den Speicherausbau seien jedoch die nicht ausreichende Netzanschlussverfügbarkeit, betont der Eco-Stor-Chef Georg Gallmetzer. Hier sind die Netzbetreiber von einer vielfachen Überzeichnung überwältigt sowie im Nachgang ebenfalls die Behörden und Kommunen, wenn diese anlaufende Projekte begleiten oder genehmigen sollen.
30 Standorte mit zehn Gigawattstunden
Eco Stor plant bis 2030 rund 30 Standorte mit zusammen etwa zehn Gigawattstunden Kapazität. Die Standardanlagen liegen bei rund 238 Megawattstunden und sind modular erweiterbar. Ein Referenzprojekt ist Bollingstedt: Seit Juni 2025 arbeitet dort ein Großspeicher mit 238 Megawattstunden. Zudem wurde Anfang November der Spatenstich für den Batteriegroßspeicher in Förderstedt mit mehr als 700 Megawattstunden gefeiert. Insgesamt sieht der Projektierer einen bundesweiten Bedarf von 50 bis 60 Gigawattstunden.
Die Zusammenarbeit mit Netzbetreibern ist ein zentraler Bestandteil bei der Projektentwicklung. Sie ist von enger Abstimmung geprägt und erfordert ein hohes Maß an technischer und organisatorischer Koordination, insbesondere bei Großspeicherprojekten, die direkt in die Netzstruktur eingebunden werden.
Großspeicher in Förderstedt startet
Am Beispiel des Projekts von Eco Stor in Förderstedt in Sachsen-Anhalt zeigt sich das: Der Netzanschluss an das 50-Hertz-Übertragungsnetz verlangt eine Vielzahl technischer, regulatorischer und planerischer Abstimmungen. Diese sind nötig, um den Speicher nahtlos ins bestehende System zu integrieren und die Anforderungen des Netzbetriebs zu erfüllen. Es handelt sich um einen komplexen Prozess, der von beiden Seiten ein hohes Maß an Detailarbeit erfordert. Und der zugleich verdeutlicht, wie entscheidend die technische Passgenauigkeit zwischen Speicher und Netz ist.
Auch auf der Ebene der Verteilnetze arbeitet Eco Stor eng mit den Betreibern zusammen, um Betrieb und Netzbedarf möglichst gut aufeinander abzustimmen. In Projekten wie beim Speicher in Bollingstedt, der an Schleswig-Holstein-Netz angebunden ist, wird deutlich, dass flexible Betriebsstrategien helfen können, Netzsituationen lokal zu entlasten und die Eingriffe in den Anlagenbetrieb zu reduzieren. Ein digitales Prognosemodell unterstützt dabei, Wetter-, Erzeugungs- und Lastdaten frühzeitig zu analysieren und Fahrpläne entsprechend anzupassen. So lassen sich Netzengpässe verringern und gleichzeitig Märkte wie FCR oder andere Systemdienstleistungen weiterhin bedienen.
Batteriespeicher verringern Netzausbau und Kosten
Speicher ersetzen den Netzausbau nicht vollständig. Sie können den Bedarf jedoch gezielt mindern und verschieben, indem sie Engpässe zeitlich entkoppeln und Redispatch-Kosten senken. Mit passenden Preissignalen steigt dieser Netznutzen deutlich. Für Versorgungssicherheit in Dunkelflauten belegen unsere Modellrechnungen: Bereits 60 Gigawatt Kurzzeitspeicher für zwei bis vier Stunden reduzieren den Bedarf an gesicherter Back-up-Leistung um 15 bis 20 Gigawatt. 100 Gigawatt senken ihn um rund 19 bis 24 Gigawatt – und 1.000 Gigawattstunden Gesamtspeichervolumen können die erforderliche Reserve sogar um circa 30 Gigawatt verringern.
Fazit: Damit sind Großbatterien ein präzises, schnell skalierbares Infrastrukturelement, das Netzkosten reduziert und den Netzausbau dort entlastet, wo Engpässe auftreten. Besonders wirksam sind sie in Kombination mit dynamischen Netzentgelten und flexiblen Anschlussverträgen.
Foto: Niels H. Petersen
Bundesnetzagentur
Viele Anschlussanfragen für Großspeicher
Die Bundesnetzagentur hat erstmals Zahlen zu Anschlussanfragen und -zusagen für Batteriespeicher veröffentlicht. Im Jahr 2024 wurden insgesamt 9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene bei den Netzbetreibern gestellt. Nicht enthalten sind hier Hausspeicher von Privatpersonen. Die beantragten Anlagen weisen zusammen eine geplante Leistung von etwa 400 Gigawatt und eine Speicherkapazität von rund 661 Gigawattstunden auf.
Zurzeit sind 921 Batteriespeicher mit einem Anschluss ab der Mittelspannungsebene in Betrieb. Diese Anlagen verfügen über eine Nettonennleistung von rund 2,3 Gigawatt und eine Speicherkapazität von etwa 3,2 Gigawattstunden. Im Jahr 2024 erteilten die Netzbetreiber rund 3.800 Anschlusszusagen für Anfragen aus 2024 und den vorigen Jahren. Die zugesagten Batteriespeicher verfügen zusammen über eine Leistung von etwa 25 Gigawatt und eine Speicherkapazität von rund 46 Gigawattstunden. Da die Anschlusszusagen nur den Netzbetreiber verpflichten, folgt daraus aber nicht zwingend, dass sämtliche Projekte seitens der Anschlusspetenten auch umgesetzt werden.
https://www.bundesnetzagentur.de
Amperecloud
Pilotprojekt steuert Speicher komplett digital
Der internationale Investor Dynamic hat gemeinsam mit Amperecloud, Volytica Diagnostics und Enspired einen voll integrierten Ansatz für den Betrieb von stationären Batteriespeichern realisiert. Im Zentrum steht der Batteriespeicher von Dynamic in Tangermünde, der über 15,8 Megawatt Leistung und 32 Megawattstunden Energieinhalt verfügt. Nach Angaben der beteiligten Unternehmen ist es das erste Projekt, das Überwachung, Batteriediagnose und Energiehandel in einem koordinierten System zusammenführt. Die Konfiguration erhöht die Transparenz, ermöglicht frühzeitige Fehlererkennung und unterstützt eine effiziente Vermarktung über den gesamten Lebenszyklus der Anlage.
Im Mittelpunkt der Kooperation steht die Überwachungsplattform von Amperecloud. Über eine standardisierte Schnittstelle werden alle Technologien in die Plattform eingebunden. Frederik Merz, Geschäftsführer von Amperecloud, erklärt: „Durch die Integration von Batteriediagnose und Trading in unsere Plattform ermöglichen wir Betreibern den Übergang von fragmentierten Tools zu vernetzten Prozessen. Dort werden Effizienz und Wert geschaffen.“
Foto: Dynamic
