KABELSKETAL / LONDON (IT BOLTWISE) – Der ostdeutsche Netzbetreiber Mitnetz Strom meldet eine sprunghafte Zahl neuer Anträge zur Anmeldung von Batteriespeichern. Bis Mitte September seien bereits mehr als 10.000 Registrierungen eingegangen. Der Anteil großer Projekte jenseits von einem Megawatt ist dabei relativ klein, liefert aber den überwiegenden Teil der Leistung. Als Treiber nennt das Unternehmen unter anderem das Auslaufen einer Netzentgeltbefreiung für Speicherbetreiber.
Im Netzmonitoring zeigt sich gerade ein klassisches Muster der Energiewende: Speicher werden nicht nur gebaut, sie müssen auch ans Netz „durchregistriert“ werden. In Kabelsketal berichtet der ostdeutsche Netzbetreiber Mitnetz Strom von einer Antragsflut für Batteriespeicher. Allein bis Mitte September seien bereits mehr als 10.000 Anträge zur Anmeldung neuer Speicheranlagen eingegangen. Bemerkenswert ist die Größenverteilung: Nur knapp 650 Projekte betreffen leistungsstärkere Anlagen jenseits von einem Megawatt, diese machen aber rund 97 Prozent der angemeldeten Leistung aus. Das deutet darauf hin, dass sich die Gesamtinvestitionen zwar aus vielen Einzelvorhaben speisen, die Engpässe im Netzanschluss aber vor allem bei den großen Leistungsklassen entstehen.
Technisch betrachtet verschiebt eine solche Welle von Speicheranmeldungen den Fokus von der reinen Einspeiseleistung hin zu Systemdienstleistungen und Netzstabilität. Batteriespeicher können kurzfristig Leistung aufnehmen und abgeben, wodurch sie Schwankungen beim erneuerbaren Strom glätten können. Gleichzeitig erzeugen sie jedoch neue Lastprofile, die Netzbetreiber bei der Kapazitätsplanung berücksichtigen müssen: Wo wie viel Leistung gleichzeitig entnommen oder eingespeist werden darf, entscheidet sich in der Regel an Engpässen in Umspannwerken und Leitungen. Wenn 10.000 Anträge in kurzer Zeit eintreffen, müssen Netzbetreiber nicht nur Kapazitäten prüfen, sondern auch Schnittstellen klären, etwa zu geplanten Einspeisepunkten und zu den Zeitfenstern, in denen Anlagen in Betrieb gehen sollen. Dass die Mehrzahl der Leistung in wenigen Projekten bündelt, macht die Planungs- und Abstimmungsarbeit besonders anspruchsvoll.
Auch der Marktmechanismus liefert eine plausible Erklärung für die Dynamik. Geschäftsführer Lutz Eckenroth beschreibt die Situation als „Tsunami“ an Anträgen und spricht von einer „Goldgräberstimmung“ im Segment großer Speicheranlagen. Aus seiner Sicht verdienen Projektentwickler teils Geld über den Weiterverkauf von Anschlussrechten. Das passt zu einem Umfeld, in dem die Nachfrage nach gesicherten Netzzugängen schneller steigt als die Verfügbarkeit technischer Anschlusskapazitäten. Daneben nennt das Unternehmen eine zeitliche Komponente: Die Netzentgeltbefreiung für Speicherbetreiber läuft aus, und nach geltender Rechtslage sind Anlagen, die bis 2029 in Betrieb gehen, für 20 Jahre von den Netzentgelten befreit. Für Investoren heißt das: Neue Vorhaben müssen schneller in die Umsetzung, wenn sie von der Frist profitieren wollen.
Historisch betrachtet kennt die Energiewirtschaft solche „Race-to-Deadline“-Effekte. Förder- und Entgeltregime wirken oft wie ein Taktgeber: Sobald eine Begünstigung an eine Inbetriebnahmefrist gekoppelt ist, steigen im Vorfeld die Aktivitäten in Entwicklung, Planung, Genehmigung und Netzanschlussvorbereitung. Das kann volkswirtschaftlich sinnvoll sein, wenn es tatsächlich zu zusätzlichen Speichern führt, die später die Integration von Wind- und Solarstrom stabilisieren. Gleichzeitig entstehen aber kurzfristige Klumpenrisiken, etwa durch Überbuchung, längere Wartezeiten für detaillierte Netzprüfungen oder durch Liquiditätsdruck bei Projekten, die sich im Anschlussverfahren verzögern. Dass Experten aus Energiewirtschaft und Politik die Rolle von Batteriespeichern derzeit in Leipzig beim Ostdeutschen Energieforum diskutieren, zeigt außerdem, dass die Frage längst über den Ausbau der Hardware hinausreicht: Im Mittelpunkt stehen Kapazitätsbedarf, Einsatzprofile und die Frage, wie viel Speicherleistung das System zu welchem Zeitpunkt wirklich benötigt.
Für Unternehmen, die im Batterie- und Speicher-Ökosystem tätig sind, ergibt sich daraus ein praktischer Handlungsrahmen. Betreiber und Entwickler müssen ihre Projektzeitpläne nicht nur an Bau- und Genehmigungsfristen ausrichten, sondern ebenso an Netzlastannahmen und Anschlusszusagen. Wenn der Großteil der Leistung in wenigen, aber sehr starken Projekten liegt, kann das bedeuten, dass sich Anschlussentscheidungen in bestimmten Netzregionen schneller „verdichten“, während kleinere Vorhaben stärker in Warteschlangen geraten. Auch Contracting- und Handelsmodelle rücken damit in den Fokus: Anschlussrechte werden wertvoll, aber sie sind nur dann langfristig tragfähig, wenn der Betrieb später wirtschaftlich bleibt und die Speicher wirklich netzdienlich eingesetzt werden können. In der Praxis wird es deshalb entscheidend sein, frühzeitig Lastflüsse, Wechselrichter- und Steuerungskonzepte sowie Betriebsstrategien mit dem Netzbetreiber abzustimmen.
Am Ende ist die Antragszahl selbst weniger das Ziel als die Fähigkeit, diese Projekte in belastbaren Netzanschlüssen in die Realität zu überführen. Ein Antragsvolumen von mehr als 10.000 bis Mitte September bei gleichzeitigem Schwerpunkt auf Anlagen ab einem Megawatt macht klar, dass die nächsten Monate nicht nur vom Baufortschritt, sondern vor allem von der Kapazitätsplanung des Verteilnetzes geprägt werden. Entsprechend dürfte die Diskussion zur Speicherrolle auch stärker auf Details eingehen: Welche Speicherleistung wird für Frequenzhaltung, Spannungshaltung und Engpassmanagement gebraucht, und wie lassen sich Planungs- und Anschlussprozesse so beschleunigen, dass die Energiewende nicht an bürokratischen oder netztechnischen Engpässen hängen bleibt? Die „Gas geben“-Formel bekommt damit eine technische Dimension: Planungstiefe und Umsetzungsgeschwindigkeit werden zu Wettbewerbsfaktoren.
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