Strommarktliberalisierung – derselbe Fehler, dreißig Jahre später: Warum Deutschlands Batterie-Boom gerade gegen die Wand fährt

Bürokratie statt Strom: Wie Netzbetreiber den Speichermarkt in Deutschland blockieren

Déjà-vu der Energiewende: Deutschland wiederholt einen fatalen Fehler aus den 90er-Jahren

Der deutsche Markt für Batteriespeicher erlebt einen beispiellosen Boom – doch ein erheblicher Teil dieser Kapazitäten kommt gar nicht erst beim Verbraucher an. Während Projektierer Milliarden in neue Anlagen investieren, scheitert die Realisierung zunehmend an einem fatalen regulatorischen Vakuum beim Netzanschluss. Statt auf einheitliche Regeln und transparente Prozesse treffen Investoren auf die bürokratische Willkür lokaler Netzmonopolisten. Die Situation gleicht einem historischen Déjà-vu: Bereits 1998 drohte die Liberalisierung des Strommarktes an genau diesem „verhandelten Netzzugang“ zu scheitern, bis der Gesetzgeber 2005 mit harter Regulierung durchgriff. Heute, dreißig Jahre später, wiederholt sich dieser Fehler im Speichermarkt. Die Konsequenzen tragen die Stromkunden: Weil fertige Batterien vom Netz ferngehalten werden, steigen die Kosten für das Engpassmanagement in die Milliarden. Wenn die Energiewende nicht an fehlender Infrastruktur scheitern soll, muss die Politik aus der Geschichte lernen und den Netzzugang für Speicher endlich konsequent regulieren.

Deutschland wiederholt einen regulatorischen Irrweg – und die Energiewende zahlt den Preis

Der Schatten von 1998: Eine Liberalisierung, die keine war

Im April 1998 trat in Deutschland das novellierte Energiewirtschaftsgesetz in Kraft und vollzog damit formal die Öffnung des deutschen Strommarktes. Millionen von Haushalten und Unternehmen sollten künftig frei wählen können, von wem sie ihren Strom beziehen. Das Versprechen war weitreichend, die Realität indes ernüchternd. Deutschland entschied sich damals für ein Modell, das in keinem anderen Mitgliedstaat der Europäischen Union Anwendung fand: den sogenannten verhandelten Netzzugang. Anstelle einheitlicher staatlicher Vorgaben sollten die Marktteilnehmer untereinander aushandeln, zu welchen Bedingungen ein neuer Stromlieferant die Netze der etablierten Betreiber nutzen durfte.

Das Problem lag auf der Hand und war strukturell nicht lösbar: Wer mit einem Monopolisten verhandeln muss, ohne dass Regeln, Fristen oder Mindeststandards gelten, verhandelt zwangsläufig aus einer Position der Schwäche. Neue Stromhändler mussten mit jedem der seinerzeit rund 1.000 Netzbetreiber in Deutschland einzeln Vereinbarungen über Durchleitungspreise, Abrechnungsmodalitäten und technische Bedingungen treffen. Die sogenannten Verbändevereinbarungen – VV I von 1998, VV II von 1999 und VV II+ von 2001 – sollten zwar freiwillige Branchenstandards schaffen, scheiterten aber letztlich daran, dass sie keinerlei Durchsetzungsmechanismus besaßen. Netzbetreiber konnten Anfragen verzögern, mit überzogenen Preisforderungen versehen oder schlicht ignorieren – legal, weil verbindliche Sanktionen fehlten. Nur wenige besonders beharrliche neue Anbieter überlebten diese Zermürbungstaktik.

Der Wendepunkt von 2005: Wie Regulierung Märkte schafft

Sieben Jahre nach der formalen Liberalisierung zog der Gesetzgeber die Konsequenzen. Am 13. Juli 2005 trat das Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts in Kraft und beendete den deutschen Sonderweg des verhandelten Netzzugangs. Mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) wurden bundesweit einheitliche, verbindliche Regeln für den Netzzugang eingeführt, flankiert von vier Verordnungen zu Netzzugang und Netzentgelten. Gleichzeitig erhielt die heutige Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen ihre energiemarktspezifische Zuständigkeit und damit die Aufsichtsfunktion über die Netzregulierung.

Die Wirkung war unmittelbar spürbar. Mit klaren Prozessen, einheitlichen Fristen und der Möglichkeit, Verstöße durch eine Behörde verfolgen zu lassen, entstand erstmals echte Chancengleichheit für neue Marktteilnehmer. Der Lieferantenwechsel wurde praktisch handhabbar, Wettbewerb entstand real und nicht nur auf dem Papier. Was der Markt aus eigener Kraft in sieben Jahren nicht leisten konnte, schuf der Gesetzgeber in wenigen Monaten: funktionierende Infrastruktur für Wettbewerb. Dies ist die zentrale und zeitlose Lehre aus dem Strommarkt der späten 1990er-Jahre – und sie wird im Deutschland des Jahres 2026 in bemerkenswert direkter Weise wiederholt.

Déjà-vu im Speichermarkt: Wachstum ohne Regelrahmen

Der Batteriespeichermarkt in Deutschland befindet sich in einem historisch beispiellosen Aufschwung. Bis Ende 2025 waren hierzulande rund 2,4 Millionen stationäre Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von über 25 Gigawattstunden in Betrieb – eine Verfünffachung gegenüber 2020. Allein im ersten Quartal 2026 wurden mehr als zwei weitere Gigawattstunden neu installiert und der Gesamtbestand auf rund 28 Gigawattstunden ausgebaut. Der Markt für Großspeicher im Megawattbereich verdoppelte seinen Zubau im Jahr 2025 nahezu, von rund 450 Megawatt auf 842 Megawatt installierter Leistung. Und die Projektpipeline für 2026 umfasst weitere 3,4 Gigawatt, wobei die tatsächliche Umsetzung nach Einschätzung der Branche hinter diesen Prognosen zurückbleiben dürfte – nicht wegen mangelnder Nachfrage, fehlender Technologie oder unzureichenden Kapitals, sondern wegen eines strukturellen regulatorischen Defizits beim Netzanschluss.

Die Parallele zur Strommarktliberalisierung von 1998 ist nicht metaphorisch, sie ist mechanistisch: Auch heute existiert kein verbindlicher, bundesweit einheitlicher Regelrahmen für den Netzanschluss von Großbatteriespeichern. Netzbetreiber können nach eigenem Ermessen technische Anforderungen formulieren, Fristen setzen oder Anfragen auch gänzlich unbeantwortet lassen. Projektierer stehen vor demselben Dilemma wie die Stromhändler der Jahrtausendwende: Sie verhandeln mit Monopolisten ohne Regeln, ohne Fristen, ohne wirksame Beschwerdemöglichkeit. Der verhandelte Netzzugang, offiziell im Strommarkt seit 2005 überwunden, lebt im Batteriespeichermarkt des Jahres 2026 fort – mit denselben dysfunktionalen Konsequenzen.

Technische Nadelöhre: Wo fertige Speicher auf Akzeptanz warten

Der Netzanschluss eines Großbatteriespeichers ist kein einfacher Steckervorgang. Der Prozess beginnt mit der Identifikation eines geeigneten Netzverknüpfungspunkts, also der physisch und technisch geeigneten Einspeisestelle im Stromnetz. Schon dieser erste Schritt kann Monate dauern, weil Netzbetreiber keine gesetzliche Pflicht haben, Anträge innerhalb definierter Fristen zu beantworten. Danach folgen die Ausarbeitung eines Messkonzepts, die Abstimmung von Schutz- und Steuerungssystemen, Netzrückwirkungsprüfungen und schließlich die eigentliche Betriebsfreigabe. Jeder einzelne dieser Schritte ist prinzipiell beim Netzbetreiber angesiedelt, der aber keinerlei wirtschaftlichen Anreiz hat, diesen Prozess zu beschleunigen.

Das Ergebnis sind paradoxe Situationen, die sich inzwischen bundesweit häufen: Fertig gebaute, millionenteure Großbatteriespeicher stehen auf ihren Fundamenten, sind technisch betriebsbereit – und können dennoch keinen Strom liefern, weil die Betriebsfreigabe des Netzbetreibers aussteht. Die Verzögerungen werden in der Branche nicht in Wochen, sondern in Quartalen gemessen. Investoren und Projektierer berichten von Anfragen, auf die gar nicht geantwortet wird, von Auflagen, die weit über das netztechnisch Notwendige hinausgehen, und von regionalen Wildwüchsen: Was beim einen Verteilnetzbetreiber problemlos funktioniert, scheitert beim benachbarten an bürokratischer Intransparenz. Volkswirtschaftliche Effizienz sieht anders aus.

Die volkswirtschaftliche Dimension des regulatorischen Versagens

Der Schaden ist nicht abstrakt. Er lässt sich in realen Zahlen messen. Im Jahr 2024 beliefen sich die gesamten Kosten des Netzengpassmanagements in Deutschland auf rund 2,78 Milliarden Euro. Im Jahr 2025 lagen die Kosten bei rund 3,1 Milliarden Euro. Diese Summen, die letztlich in den Netzentgelten auf alle Stromkunden umgelegt werden, entstehen maßgeblich, weil das Stromnetz nicht über ausreichende Flexibilitätsressourcen verfügt, um Angebot und Nachfrage auszubalancieren. Windparks werden abgeregelt, konventionelle Kraftwerke werden gegenstromig hochgefahren, Countertrading über Landesgrenzen hinweg verursacht weitere Kosten – alles, weil Batteriespeicher, die diese Netzengpässe kostengünstig puffern könnten, entweder nicht ans Netz kommen oder keinen Anreiz haben, netzdienlich zu operieren.

Die systembedingten Ineffizienzen reichen jedoch tiefer. Batteriespeicher sind technisch in der Lage, Lastspitzen zu kappen, Frequenzschwankungen zu kompensieren und Engpässe lokal aufzulösen. Sie könnten einen Teil der teuren fossilen Regelenergie ersetzen, den Bedarf an neuem Netzausbau dämpfen und als flexible Schnittstelle zwischen schwankender erneuerbarer Einspeisung und konstantem Verbrauch fungieren. Diese Potenziale bleiben ungenutzt, solange der Marktzugang vom Wohlwollen einzelner Netzbetreiber abhängt. Das Bundeswirtschaftsministerium rechnet damit, dass die installierte Speicherkapazität bis 2030 auf rund 100 Gigawattstunden anwachsen muss, um die Energiewende auf Kurs zu halten. Die Schere zwischen diesem Ziel und der gegenwärtigen Realität wird durch regulatorisches Versagen, nicht durch technische Grenzen verursacht.

Das Regulierungsdickicht von 2026: Viele Gesetze, kein System

Es wäre ungerecht zu behaupten, der Gesetzgeber habe sich des Problems nicht angenommen. Im Jahr 2026 ist die regulatorische Landschaft für Batteriespeicher dichter als je zuvor – aber keineswegs kohärenter. Die EnWG-Novelle vom November 2025 erkennt Großspeicher erstmals ausdrücklich als privilegierte Infrastruktur an, verspricht die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und die Digitalisierung von Netzanschlussprozessen. Das zeitgleich verabschiedete Geothermie-Beschleunigungsgesetz schränkt diese Privilegierung jedoch sofort wieder ein: Bauplanungsrechtliche Erleichterungen gelten nur noch für Speicher im Umkreis von 200 Metern um Umspannwerke oder in unmittelbarer Nähe großer Erzeugungsanlagen. Die linke Hand nimmt zurück, was die rechte gab.

Beim Netzanschluss schafft das Baugesetzbuch ab 2026 immerhin Planungssicherheit für Genehmigungsverfahren im Außenbereich, wobei Batteriespeicher ab einer Speicherkapazität von einer Megawattstunde nun ausdrücklich privilegiert sind. Parallel dazu haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany und TransnetBW – zum 1. April 2026 das bisherige Windhund-Prinzip bei der Vergabe von Netzanschlusskapazitäten im Höchstspannungsnetz durch ein sogenanntes Reifegradverfahren ersetzt. Dieses bewertet Projekte künftig nach Kriterien wie Flächensicherung, Genehmigungsstand, technisches Konzept, wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Netz- und Systemnutzen. Für jeden Antrag wird eine pauschale Gebühr von 50.000 Euro fällig; bei Annahme eines Anschlussangebots ist zusätzlich eine Kaution von 1.500 Euro pro Megawatt zu hinterlegen.

Das Reifegradverfahren ist ein Fortschritt gegenüber dem völlig regelfreien Zustand, löst aber das Grundproblem nicht: Es gilt nur für das Höchstspannungsnetz der vier Übertragungsnetzbetreiber. Die weit zahlreicheren Verteilnetzbetreiber auf Mittel- und Niederspannungsebene unterliegen weiterhin keinem vergleichbaren, verbindlichen Verfahren. Für ein Großbatterieprojekt, das nicht an das Höchstspannungsnetz, sondern an ein regionales Verteilnetz angeschlossen werden soll, gelten weiterhin die alten Spielregeln des verhandelten Netzzugangs. Das Nebeneinander von Ausnahmeregeln, Übergangsfristen, parallelen Rechtsakten und fehlenden Übergangsmechanismen erzeugt ein regulatorisches Vakuum, das selbst erfahrene Projektierer regelmäßig vor unlösbare Planungsaufgaben stellt.

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AgNes und die Entgeltfrage: Anreize ohne Fundament

Während der Netzanschluss strukturell ungelöst bleibt, befasst sich die Bundesnetzagentur im Rahmen des Festlegungsverfahrens AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) mit einer grundlegenden Reform der Netzentgeltsystematik. Im Mittelpunkt steht die geplante Abschaffung der pauschalen 20-jährigen Netzentgeltbefreiung für Speicher, die bislang nach § 118 Abs. 6 EnWG galt. An ihre Stelle soll ein differenziertes System aus Finanzierungs- und Anreizkomponenten treten: Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion sichern die Beteiligung an den Netzkosten, dynamische Arbeitspreise mit Anreizfunktion sollen systemdienliches Verhalten von Speichern honorieren – also das Laden bei Netzüberkapazitäten und das Einspeisen in Engpasssituationen.

Die Bundesnetzagentur begründet diese Neuordnung auch mit europarechtlichen Anforderungen: Eine pauschale Vollbefreiung von Speichern sei europarechtlich nicht haltbar und energiewirtschaftlich nicht zielführend. Aus Sicht der Behörde können überhaupt erst dann Verhaltensanreize gesetzt werden, wenn grundsätzlich Netzentgelte erhoben werden. Die Branchenverbände, allen voran der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) und der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne), widersprechen vehement. Sie fordern einen harten Bestandsschutz für Investitionen, die auf der bisherigen Rechtslage aufgebaut wurden, und warnen vor einer rückwirkenden Entgeltpflicht, die ab dem 2. September 2021 gelten könnte. Für laufende Projekte käme eine solche Regelung einer teilweisen Enteignung der kalkulierten Wirtschaftlichkeit gleich. Die Investitionsunsicherheit, die dieses regulatorische Pendel erzeugt, hemmt Neuinvestitionen zusätzlich zu den Netzanschlussbarrieren.

Netzdienlichkeit als blinder Fleck: Das verpasste Potenzial

Ein besonders gravierendes Versäumnis betrifft den netzdienlichen Betrieb von Batteriespeichern. Die Differenzierung ist technisch und ökonomisch fundamental: Ein Speicher, der rein arbitragegetrieben operiert – also günstig lädt und teuer entlädt, ausschließlich nach Börsenstrompreisen –, kann unter Umständen prozyklisch auf Netzengpässe wirken. Ein Speicher, der netzdienlich betrieben wird, lädt gezielt dann, wenn das lokale Netz überlastet ist, und speist ein, wenn Engpässe auftreten. Er reduziert damit den Bedarf an Redispatch, entlastet die Infrastruktur und senkt die Netzausbaukosten.

Dieser systemischer Mehrwert wird bislang weder angemessen vergütet noch systematisch eingefordert. Die Bundesnetzagentur erkennt das Problem: Dynamische Netzentgelte sollen ab 2029 das systemdienliche Verhalten von Speichern im Übertragungsnetz und in der Hochspannungsebene anreizen. Doch auch das ist ein Instrument der Anreizgebung, kein Instrument der Marktteilhabe. Bevor Speicher netzdienlich operieren können, müssen sie überhaupt ans Netz kommen – unter fairen, einheitlichen und transparenten Bedingungen. Solange der Netzzugang als solcher nicht reguliert ist, bleibt jede Diskussion über Anreizstrukturen und Entgeltsysteme ein Aufbau auf Sand. Es ist, als würde man die Geschäftsordnung eines Parlaments debattieren, bevor geklärt ist, wer Zutritt erhält.

Der institutionelle Lernprozess: Was 2005 gelang – und was heute fehlt

Im Jahr 2005 waren die Voraussetzungen für eine erfolgreiche Regulierungsreform des Stromnetzzugangs denkbar klar: Es gab politischen Willen im Wirtschaftsministerium, europäischen Druck durch die EU-Beschleunigungsrichtlinien von 2003 sowie eine neu gegründete Behörde mit explizitem Regulierungsauftrag. Die Bundesnetzagentur wurde nicht nur mit der Aufsicht betraut, sondern erhielt auch die Befugnis, aktiv Festlegungen zu treffen, Netzentgelte zu prüfen und Verstöße zu ahnden. Das Ergebnis war ein Paradigmenwechsel: Aus dem verhandelten Netzzugang wurde der regulierte Netzzugang, aus einer Marktattrappe wurde ein echter Markt.

Was im Jahr 2026 fehlt, ist die konsequente Übertragung dieser Blaupause auf den Speichermarkt. Die institutionellen Voraussetzungen wären prinzipiell vorhanden. Die Bundesnetzagentur verfügt über die Kompetenz und die Instrumente. Das Wirtschaftsministerium hat die politische Verantwortung. Die EU-Regulierung, insbesondere die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) und die neue Strommarktrichtlinie, liefern den normativen Rahmen für die Integration von Speichern. Was fehlt, ist der politische Entschluss, diesen Rahmen verbindlich und vollständig auszufüllen. Stattdessen dominiert Stückwerk: Privilegierungen im Baurecht hier, Verfahrensänderungen bei Übertragungsnetzbetreibern dort, Entgeltdebatten anderswo. Ein kohärentes, systembewusstes Regelwerk für den regulierten Netzzugang von Batteriespeichern – analog zur EnWG-Novelle von 2005 – fehlt bisher.

Regulierte Rahmenbedingungen als Wachstumskatalysator

Die ökonomische Grundlogik hinter dem Ruf nach mehr Regulierung ist kontraintuitiv, aber empirisch belegt: Nicht weniger Regulierung schafft Märkte, sondern gut gestaltete Regulierung. Der Strommarkt post-2005 ist das deutschlandspezifische Lehrstück. International gibt es weitere: In Großbritannien ermöglichte das sogenannte Contracts-for-Difference-Regime dem Speichermarkt schnelles Wachstum, weil klare Regeln Planungssicherheit und damit Investitionsbereitschaft schufen. In den USA hat die Federal Energy Regulatory Commission Order 841 von 2018 ausdrücklich die Teilnahmemöglichkeit von Speichern an Großhandelsmärkten geregelt und damit erhebliches Kapital mobilisiert.

Ein regulierter Netzzugang für Batteriespeicher in Deutschland würde im Kern drei Dinge bedeuten: erstens einheitliche, bundesweit verbindliche Prozessstandards für Netzanschlüsse – mit definierten Fristen, standardisierten technischen Anforderungen und einem handhabbaren Beschwerdeverfahren; zweitens klare, nachvollziehbare Kriterien für netzneutrale und netzdienliche Fahrweisen von Speichern; und drittens ein Vergütungsmechanismus für tatsächlich erbrachte systemdienliche Leistungen, der Speicherbetreiber dazu animiert, nicht nur Arbitragegewinne zu optimieren, sondern aktiv zur Netzstabilität beizutragen. All das ist technisch lösbar und institutionell umsetzbar. Es fehlt am Rahmen, nicht an der Substanz.

Zwischen Pipeline und Realisierungslücke: Die verlorenen Gigawatt

Die Lücke zwischen dem, was möglich ist, und dem, was tatsächlich realisiert wird, ist keine abstrakte Größe. Die Projektpipeline für Großbatteriespeicher in Deutschland umfasste Ende 2025 insgesamt 9,5 Gigawatt, davon sollten bis Ende 2026 und 2027 insgesamt 5,6 Gigawatt ans Netz gehen. Die realistischere Einschätzung von Marktanalysten geht davon aus, dass ein erheblicher Teil dieser Projekte wegen Netzanschlussverzögerungen nicht fristgerecht realisiert werden wird. Jedes Gigawatt Batteriespeicherkapazität, das nicht wie geplant in Betrieb geht, entspricht einem Investitionsvolumen von grob 500 Millionen bis einer Milliarde Euro, das nicht zum Einsatz kommt, und einem Flexibilitätsbeitrag, der dem Stromsystem fehlt.

Die Bundesnetzagentur selbst hat darauf hingewiesen, dass eine unkontrollierte Ausweitung der Netzanschlüsse für Batteriespeicher auf bis zu 500 Gigawatt das Netz überfordern würde und die Kosten explodieren ließe. Diese Aussage ist technisch nachvollziehbar, sollte aber nicht als Argument gegen Regulierung interpretiert werden, sondern als Argument für kluge Regulierung. Nicht jeder Anschluss ist sinnvoll, nicht jede Kapazität ist systemdienlich – aber genau deshalb braucht es transparente Kriterien, nach denen priorisiert und entschieden wird, und keine informellen Entscheidungen einzelner Netzbetreiber nach eigenem Gutdünken. Das Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber ist ein Schritt in die richtige Richtung – es greift aber nur an einem Ende der Wertschöpfungskette und lässt das Verteilnetz unberührt.

Reformoptionen: Was ein regulierter Netzzugang konkret bedeuten müsste

Ein regulierter Netzzugang für Batteriespeicher, der die Lehren aus 1998 bis 2005 ernst nimmt, müsste im Kern fünf Dimensionen adressieren. Erstens braucht es verbindliche Antragsfristen: Netzbetreiber müssen verpflichtet werden, Netzanschlussanträge innerhalb definierter Fristen zu beantworten, Kapazitätsengpässe transparent zu kommunizieren und Ablehnungen mit nachvollziehbaren technischen Gründen zu belegen. Zweitens bedarf es bundesweit einheitlicher technischer Mindeststandards für den Anschluss und Betrieb von Batteriespeichern, die das legitime Interesse der Netzbetreiber an Netzstabilität absichern, ohne darüber hinausgehende Sonderanforderungen zu erlauben. Drittens müssen Prozesskosten fair verteilt werden – die Baukostenzuschüsse dürfen Projektierer nicht in einer Größenordnung belasten, die Investitionen unwirtschaftlich macht, wie der BVES zu Recht kritisiert.

Viertens ist ein klares Regelwerk für netzdienliche Fahrweisen überfällig. Speicher, die nachweislich netzdienlich operieren, sollten hierfür nicht nur durch dynamische Netzentgelte belohnt werden, sondern auch bevorzugten Netzzugang erhalten. Das schafft Anreize für das volkswirtschaftlich erwünschte Verhalten und vermeidet die von der Bundesnetzagentur kritisierten zappelnden Arbitrage-Speicher. Fünftens braucht es eine unabhängige Aufsichtsbehörde mit echter Sanktionskompetenz – und hier ist die Bundesnetzagentur bereits in der Pflicht, ihre bestehenden Instrumente konsequenter zu nutzen. Die Parallele zu 2005 ist auch hier eindeutig: Erst als die Regulierungsbehörde tatsächlich Befugnisse hatte und sie auch einsetzte, änderte sich das Verhalten der Netzbetreiber.

Politische Verantwortung in einer Zeit des Umbruchs

Die politische Dimension dieses Themas ist nicht zu unterschätzen. Deutschland befindet sich in einer Phase beschleunigten Strukturwandels seiner Energieversorgung. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung steigt kontinuierlich, die Volatilität der Einspeisung nimmt zu, und der Bedarf an steuerbarer Flexibilität wächst proportional. Batteriespeicher sind dabei keine Ergänzungstechnologie, sondern eine Systeminfrastruktur, die zunehmend die Funktion übernimmt, die früher fossile Spitzenlastkraftwerke hatten. Die Politik hat die Notwendigkeit betont, den Zubau erneuerbarer Energien räumlich und zeitlich besser mit dem Netzausbau zu synchronisieren. Batteriespeicher sind ein kostengünstigeres und schneller realisierbares Instrument als Netzausbau – aber nur, wenn sie tatsächlich ins Netz können.

Das politische Paradox besteht darin, dass der Gesetzgeber auf der einen Seite die Klimaschutzziele und die Ausbauziele für erneuerbare Energien hochsetzt, auf der anderen Seite aber den Regulierungsrahmen für die benötigte Systeminfrastruktur unvollständig lässt. Dies ist kein Zufall, sondern das Ergebnis einer komplexen Interessenarchitektur: Etablierte Netzbetreiber profitieren vom Status quo und haben keinen starken Eigenanreiz, ihre Handlungsspielräume durch verbindliche Regeln zu beschneiden. Neue Akteure hingegen – Projektierer, Investoren, Technologieunternehmen – sind zwar zahlreich und kapitalstark, aber politisch weniger konsolidiert als die traditionelle Energiewirtschaft. Der Gesetzgeber steht damit vor der klassischen Regulierungsaufgabe: Er muss einen Markt schaffen, den die Marktakteure allein nicht schaffen können oder wollen.

Der Zeithorizont entscheidet: Regulierung jetzt oder Milliardenkosten später

Die Zeitdimension dieser Entscheidung ist kritisch. Jedes Jahr ohne regulierten Netzzugang für Batteriespeicher ist ein Jahr, in dem das Netzengpassmanagement Milliarden kostet, in dem Investitionen ausbleiben oder ins Ausland abfließen, und in dem die Lücke zwischen Ausbauziel und Realität wächst. Die Bundesregierung hat das Ziel formuliert, bis 2030 die installierte Batteriespeicherkapazität auf rund 100 Gigawattstunden zu steigern. Bei dem derzeitigen Ausbautempo und dem bestehenden regulatorischen Rahmen ist dieses Ziel kaum erreichbar. Die Pipeline ist vorhanden, das Kapital ist vorhanden, die Technologie ist vorhanden – was fehlt, ist der regulatorische Schlüssel, der die Tür aufschließt.

Die Geschichte lehrt: Die EnWG-Novelle von 2005 hat nicht Jahre, sondern Monate gebraucht, um Wirkung zu entfalten. Einheitliche Regeln, durchsetzbare Standards und eine kompetente Regulierungsbehörde können Märkte schnell transformieren. Was Deutschland beim Batterieboom des Jahres 2026 braucht, ist nicht mehr Geduld, sondern mehr Entschlossenheit. Das Wirtschaftsministerium und die Bundesnetzagentur verfügen gemeinsam über das rechtliche Instrumentarium, um diesen Wandel herbeizuführen. Die Frage ist keine technische und keine institutionelle. Sie ist eine politische.

Dreißig Jahre nach dem ersten Anlauf, den deutschen Strommarkt zu liberalisieren, und zwanzig Jahre nach dem Erfolg der Regulierungslösung steht Deutschland abermals an einem Scheideweg. Der Batterieboom ist real, der Bedarf ist dringend, und die Blaupause für die Lösung liegt im Bundesarchiv. Es wäre ein außergewöhnliches Versagen, dieselbe Lektion zweimal lernen zu müssen.