Liberalisering van de elektriciteitsmarkt – dezelfde fout, dertig jaar later: Waarom de batterijboom in Duitsland momenteel op een ramp afstevent

Bureaucratie in plaats van elektriciteit: hoe netbeheerders de opslagmarkt in Duitsland blokkeren

Een déjà vu van de energietransitie: Duitsland herhaalt een fatale fout uit de jaren negentig

De Duitse markt voor batterijopslag beleeft een ongekende bloei, maar een aanzienlijk deel van deze capaciteit bereikt de consument nooit. Projectontwikkelaars investeren miljarden in nieuwe installaties, maar de realisatie ervan wordt steeds vaker belemmerd door een fataal regelgevingsvacuüm met betrekking tot de aansluiting op het elektriciteitsnet. In plaats van uniforme regels en transparante procedures stuiten investeerders op de bureaucratische willekeur van lokale netmonopolisten. De situatie doet denken aan een historisch déjà vu: in 1998 dreigde de liberalisering van de elektriciteitsmarkt te mislukken juist vanwege deze "onderhandelde toegang tot het net", totdat wetgevers in 2005 ingrepen met strenge regelgeving. Nu, dertig jaar later, wordt deze fout herhaald op de markt voor energieopslag. De elektriciteitsklanten zijn de dupe: doordat voltooide batterijen niet op het net worden aangesloten, lopen de kosten voor congestiebeheer op tot in de miljarden. Wil de energietransitie niet mislukken door een gebrek aan infrastructuur, dan moeten beleidsmakers leren van de geschiedenis en eindelijk de toegang tot het net voor opslagsystemen consistent reguleren.

Duitsland begaat opnieuw een regelgevende misstap – en de energietransitie betaalt daar de prijs voor

De schaduw van 1998: een liberalisering die er geen was

In april 1998 trad in Duitsland de gewijzigde Energiewet in werking, waarmee de Duitse elektriciteitsmarkt formeel werd opengesteld. Miljoenen huishoudens en bedrijven zouden vrij hun elektriciteitsleverancier kunnen kiezen. De belofte was verreikend, maar de realiteit was ontnuchterend. Duitsland koos voor een model dat in geen enkele andere lidstaat van de Europese Unie werd gebruikt: de zogenaamde onderhandelde netwerktoegang. In plaats van uniforme overheidsregels zouden marktdeelnemers onderling onderhandelen over de voorwaarden waaronder een nieuwe elektriciteitsleverancier gebruik kon maken van de netwerken van gevestigde aanbieders.

Het probleem was overduidelijk en structureel onoplosbaar: iedereen die moet onderhandelen met een monopolist zonder regels, deadlines of minimumnormen, onderhandelt onvermijdelijk vanuit een zwakke positie. Nieuwe elektriciteitshandelaren moesten individuele overeenkomsten sluiten met elk van de circa 1.000 netbeheerders in Duitsland van destijds over transporttarieven, factureringsprocedures en technische specificaties. De zogenaamde brancheovereenkomsten – VV I van 1998, VV II van 1999 en VV II+ van 2001 – waren bedoeld om vrijwillige branchestandaarden te creëren, maar faalden uiteindelijk omdat ze geen handhavingsmechanisme boden. Netbeheerders konden vragen uitstellen, exorbitante prijseisen stellen of ze simpelweg negeren – legaal, omdat er geen bindende sancties waren. Slechts een paar bijzonder volhardende nieuwe aanbieders overleefden deze uitputtingsslag.

Het keerpunt van 2005: Hoe regelgeving markten creëert

Zeven jaar na de formele liberalisering trok de wetgever de nodige conclusies. Op 13 juli 2005 trad de Tweede Wet tot Reorganisatie van de Energiewetgeving in werking, waarmee een einde kwam aan de bijzondere Duitse aanpak van onderhandelde netwerktoegang. Met de wijziging van de Energiewet (EnWG) werden uniforme, bindende regels voor netwerktoegang landelijk ingevoerd, vergezeld van vier verordeningen over netwerktoegang en netwerktarieven. Tegelijkertijd kreeg het Bundesamt für Elektriciteit, Gas, Telecommunicatie, Post en Spoorwegen (Bundesamt für Wirtschaft und Spoorwegen), zoals het nu bestaat, zijn specifieke verantwoordelijkheden voor de energiemarkt en daarmee de toezichtsfunctie op de netwerkregulering.

Het effect was direct merkbaar. Met duidelijke procedures, gestandaardiseerde deadlines en de mogelijkheid om overtredingen door een autoriteit te laten vervolgen, werden voor het eerst echte gelijke kansen gecreëerd voor nieuwe marktdeelnemers. Overstappen naar een andere leverancier werd praktisch haalbaar en concurrentie ontstond in de praktijk, niet alleen op papier. Wat de markt in zeven jaar niet zelf voor elkaar kreeg, lukte de wetgever in slechts enkele maanden: een functionerende infrastructuur voor concurrentie. Dit is de centrale en tijdloze les van de elektriciteitsmarkt van eind jaren negentig – en die les herhaalt zich in Duitsland in 2026 op een opmerkelijk directe manier.

Déjà vu in de opslagmarkt: groei zonder regelgevend kader

De markt voor batterijopslag in Duitsland beleeft een ongekende groei. Eind 2025 waren er landelijk zo'n 2,4 miljoen stationaire batterijopslagsystemen in gebruik met een totale capaciteit van meer dan 25 gigawattuur – een vijfvoudige toename ten opzichte van 2020. Alleen al in het eerste kwartaal van 2026 werd er meer dan twee gigawattuur bijgeplaatst, waardoor het totaal opliep tot circa 28 gigawattuur. De markt voor grootschalige opslagsystemen in het megawattbereik verdubbelde in 2025 bijna zijn capaciteit, van circa 450 megawatt naar 842 megawatt. En de projectenpijplijn voor 2026 omvat nog eens 3,4 gigawatt, hoewel experts verwachten dat de daadwerkelijke realisatie achter zal blijven bij deze prognoses – niet vanwege een gebrek aan vraag, technologie of kapitaal, maar eerder vanwege een structureel tekort aan regelgeving voor netaansluiting.

De parallel met de liberalisering van de elektriciteitsmarkt in 1998 is niet metaforisch, maar mechanisch: ook nu nog bestaat er geen bindend, landelijk regelgevingskader voor de aansluiting van grootschalige batterijopslagsystemen op het net. Netbeheerders kunnen naar eigen inzicht technische eisen formuleren, deadlines stellen of zelfs vragen volledig onbeantwoord laten. Projectontwikkelaars staan ​​voor hetzelfde dilemma als de elektriciteitshandelaren rond de eeuwwisseling: ze onderhandelen met monopolisten zonder regels, zonder deadlines en zonder effectieve beroepsmogelijkheden. Onderhandelde toegang tot het net, officieel afgeschaft op de elektriciteitsmarkt sinds 2005, blijft bestaan ​​op de markt voor batterijopslag in 2026 – met dezelfde disfunctionele gevolgen.

Technische knelpunten: Waar voltooide opslagsystemen wachten op acceptatie

Het aansluiten van een groot batterijopslagsysteem op het elektriciteitsnet is geen simpel plug-and-play-proces. Het begint met het identificeren van een geschikt aansluitpunt, oftewel het fysiek en technisch juiste punt waar het systeem het elektriciteitsnet binnenkomt. Alleen al deze eerste stap kan maanden duren, omdat netbeheerders wettelijk niet verplicht zijn om binnen vastgestelde termijnen op aanvragen te reageren. Hierna volgen de ontwikkeling van een meetconcept, de coördinatie van beveiligings- en besturingssystemen, netfeedbacktests en ten slotte de daadwerkelijke ingebruikname. Elk van deze stappen is in principe de verantwoordelijkheid van de netbeheerder, die echter geen economisch belang heeft bij het versnellen van het proces.

Het resultaat is een reeks paradoxale situaties die steeds vaker voorkomen in Duitsland: Voltooide, grootschalige batterijopslagsystemen van miljoenen euro's staan ​​op hun fundering, zijn technisch klaar voor gebruik – maar kunnen geen elektriciteit leveren omdat de goedkeuring van de netbeheerder nog steeds in behandeling is. Binnen de sector worden vertragingen niet in weken, maar in kwartalen gemeten. Investeerders en projectontwikkelaars melden onbeantwoorde vragen, eisen die veel verder gaan dan wat technisch noodzakelijk is voor de werking van het net, en regionaal inconsistente regelgeving: Wat feilloos werkt voor de ene netbeheerder, faalt door bureaucratische ondoorzichtigheid bij de buurman. Dit is bepaald niet wat je economische efficiëntie zou noemen.

De macro-economische dimensie van falende regelgeving

De schade is niet abstract. Deze kan in concrete cijfers worden uitgedrukt. In 2024 bedroegen de totale kosten voor het beheer van netcongestie in Duitsland circa € 2,78 miljard. In 2025 liepen deze kosten op tot circa € 3,1 miljard. Deze bedragen, die uiteindelijk worden doorberekend aan alle elektriciteitsklanten in de vorm van netheffingen, ontstaan ​​voornamelijk doordat het elektriciteitsnet onvoldoende flexibiliteit biedt om vraag en aanbod in evenwicht te brengen. Windparken worden afgeschakeld, conventionele energiecentrales worden opgevoerd om aan de huidige vraag te voldoen, en grensoverschrijdende handel in elektriciteit brengt extra kosten met zich mee – allemaal omdat batterijopslagsystemen, die deze netcongestie kosteneffectief zouden kunnen opvangen, ofwel niet op het net zijn aangesloten, ofwel geen prikkel hebben om netvriendelijk te werken.

De systemische inefficiënties gaan echter dieper. Batterijopslagsystemen zijn technisch gezien in staat om piekbelastingen te verminderen, frequentieschommelingen te compenseren en lokale knelpunten op te lossen. Ze zouden een deel van de dure, op fossiele brandstoffen gebaseerde balanceringsenergie kunnen vervangen, de noodzaak voor nieuwe netuitbreidingen kunnen verminderen en fungeren als een flexibele interface tussen fluctuerende aanvoer van hernieuwbare energie en constant verbruik. Dit potentieel blijft onbenut zolang markttoegang afhankelijk is van de welwillendheid van individuele netbeheerders. Het Duitse federale ministerie van Economische Zaken en Energie verwacht dat de geïnstalleerde opslagcapaciteit tegen 2030 moet toenemen tot ongeveer 100 gigawattuur om de energietransitie op koers te houden. Het verschil tussen deze doelstelling en de huidige realiteit wordt veroorzaakt door falende regelgeving, niet door technische beperkingen.

Het wirwar van regelgeving in 2026: Veel wetten, geen systeem

Het zou oneerlijk zijn om te beweren dat wetgevers het probleem niet hebben aangepakt. Tegen 2026 is het regelgevingslandschap voor batterijopslag complexer dan ooit tevoren, maar zeker niet coherenter. De wijziging van de Energiewet (EnWG) van november 2025 erkent grootschalige opslagfaciliteiten voor het eerst expliciet als bevoorrechte infrastructuur, met de belofte van versnelde vergunningsprocedures en de digitalisering van netwerkaansluitingsprocedures. De gelijktijdig aangenomen Wet ter Versnelling van Geothermische Energie beperkt dit voorrecht echter onmiddellijk: vrijstellingen van bouwvoorschriften gelden nu alleen nog voor opslagfaciliteiten binnen een straal van 200 meter van onderstations of in de directe omgeving van grote energiecentrales. De ene hand neemt terug wat de andere heeft gegeven.

Wat betreft netaansluitingen, zal het Duitse Bouwbesluit (Baugesetzbuch) vanaf 2026 in ieder geval planningszekerheid bieden voor vergunningsprocedures in landelijke gebieden, waarbij batterijopslagsystemen met een opslagcapaciteit van één megawattuur of meer nu expliciet voorrang krijgen. Tegelijkertijd hebben de vier Duitse netbeheerders – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany en TransnetBW – het voorheen geldende principe van 'wie het eerst komt, het eerst maalt' voor de toewijzing van netaansluitingscapaciteit in het hoogspanningsnet per 1 april 2026 vervangen door een zogenaamde 'rijpheidsbeoordelingsprocedure'. Deze procedure beoordeelt projecten op basis van criteria zoals grondverwerving, vergunningsstatus, technisch concept, economische haalbaarheid en voordelen voor het net en het systeem. Voor elke aanvraag wordt een vast bedrag van € 50.000 in rekening gebracht; indien een aansluitingsaanbod wordt geaccepteerd, moet een extra borg van € 1.500 per megawatt worden betaald.

De procedure voor het beoordelen van de volwassenheid van de infrastructuur is een verbetering ten opzichte van een volledig ongereguleerde situatie, maar lost het fundamentele probleem niet op: de procedure is alleen van toepassing op het hoogspanningsnet van de vier transmissienetbeheerders. De veel talrijkere distributienetbeheerders op midden- en laagspanningsniveau blijven onaangetast door een vergelijkbare, bindende procedure. Voor een grootschalig batterijproject dat niet op het hoogspanningsnet, maar op een regionaal distributienet wordt aangesloten, gelden nog steeds de oude regels voor onderhandelde nettoegang. Het naast elkaar bestaan ​​van uitzonderingen, overgangsperioden, parallelle wetgeving en een gebrek aan overgangsmechanismen creëert een regelgevingsvacuüm dat zelfs ervaren projectplanners regelmatig voor onoverkomelijke planningsuitdagingen stelt.

Onze expertise in bedrijfsontwikkeling, verkoop en marketing in de EU en Duitsland - Afbeelding: Xpert.Digital

Focusgebieden binnen de industrie: B2B, digitalisering (van AI tot XR), werktuigbouwkunde, logistiek, hernieuwbare energie en industrie

Meer informatie vindt u hier:

• Expert Business Hub

Een thematisch kenniscentrum met inzichten en expertise:

• Kennisplatform over mondiale en regionale economieën, innovatie en trends in specifieke sectoren
• Een verzameling analyses, inzichten en achtergrondinformatie over onze belangrijkste aandachtsgebieden
• Een plek voor expertise en informatie over actuele ontwikkelingen in het bedrijfsleven en de technologie
• Een informatiecentrum voor bedrijven die op zoek zijn naar informatie over markten, digitalisering en innovaties in de sector

AgNes en de kwestie van beloning: prikkels zonder fundament

Hoewel de structurele kwestie van de netaansluiting nog steeds onopgelost is, werkt het Federaal Agentschap voor Netten aan een fundamentele hervorming van het nettariefsysteem in het kader van de AgNes-vaststellingsprocedure (Algemeen Nettariefsysteem voor Elektriciteit). De focus ligt op de geplande afschaffing van de algemene vrijstelling van nettarieven voor opslagfaciliteiten gedurende 20 jaar, die tot nu toe gold op grond van artikel 118, lid 6 van de Energiewet (EnWG). Deze vrijstelling wordt vervangen door een gedifferentieerd systeem met financierings- en stimuleringscomponenten: nettarieven met een financieringsfunctie garanderen deelname in de netkosten, terwijl dynamische energieprijzen met een stimuleringsfunctie bedoeld zijn om systeembevorderend gedrag van opslagfaciliteiten te belonen – dat wil zeggen, het opladen bij overcapaciteit van het net en het terugleveren van stroom aan het net tijdens knelpunten.

Het Federaal Agentschap voor Netbeheer rechtvaardigt deze reorganisatie met eisen uit de Europese wetgeving: een algehele vrijstelling van opslagfaciliteiten is niet houdbaar onder Europees recht en is niet bevorderlijk voor het energiebeleid. Vanuit het perspectief van het agentschap kunnen prikkels voor gedrag alleen worden gecreëerd als er algemeen netwerkkosten worden geheven. Brancheorganisaties, met name de Duitse Vereniging voor Energieopslag (BVES) en de Duitse Vereniging voor Nieuwe Energie-industrieën (bne), zijn het hier fel mee oneens. Zij eisen strikte bescherming van investeringen op basis van het vorige wettelijke kader en waarschuwen voor een terugwerkende verplichting tot het betalen van kosten die vanaf 2 september 2021 van toepassing zou kunnen zijn. Voor lopende projecten zou een dergelijke regeling neerkomen op een gedeeltelijke onteigening van hun berekende winstgevendheid. De investeringsonzekerheid die door deze regelgevingsschommeling ontstaat, belemmert nieuwe investeringen verder, bovenop de bestaande belemmeringen voor netaansluiting.

Netwerkconnectiviteit als blinde vlek: het gemiste potentieel

Een bijzonder ernstige tekortkoming betreft de netondersteunende werking van batterijopslagsystemen. Het onderscheid is fundamenteel, zowel technisch als economisch: een opslagsysteem dat puur op arbitrage gebaseerd is – goedkoop opladen en duur ontladen, uitsluitend op basis van groothandelsprijzen voor elektriciteit – kan potentieel een procyclisch effect hebben op de netcongestie. Een opslagsysteem dat op een netondersteunende manier werkt, laadt daarentegen specifiek op wanneer het lokale net overbelast is en levert stroom wanneer er knelpunten optreden. Dit vermindert de noodzaak tot herverdeling, ontlast de infrastructuur en verlaagt de kosten voor netuitbreiding.

Deze systemische meerwaarde wordt momenteel noch adequaat gecompenseerd, noch systematisch afgedwongen. Het Federaal Agentschap voor Netbeheer erkent het probleem: dynamische nettarieven zijn bedoeld om het systeemgerichte gedrag van opslagfaciliteiten in het transmissienet en op het hoogspanningsniveau vanaf 2029 te stimuleren. Ook dit is echter een stimuleringsinstrument, geen middel voor marktparticipatie. Voordat opslagfaciliteiten op een netgerichte manier kunnen functioneren, moeten ze eerst op het net worden aangesloten – onder eerlijke, uniforme en transparante voorwaarden. Zolang de toegang tot het net zelf niet gereguleerd is, is elke discussie over stimuleringsstructuren en tariefsystemen op drijfzand gebouwd. Het is alsof je de regels van het parlement bespreekt voordat zelfs maar duidelijk is wie toegang krijgt.

Het institutionele leerproces: Wat werkte in 2005 – en wat ontbreekt er vandaag de dag?

In 2005 waren de voorwaarden voor een succesvolle hervorming van de regelgeving rond de toegang tot het elektriciteitsnet opmerkelijk duidelijk: er was politieke wil binnen het Ministerie van Economische Zaken, Europese druk via de EU-versnellingsrichtlijnen van 2003 en een nieuw opgerichte instantie met een expliciete regelgevende taak. Het Federaal Netwerkagentschap kreeg niet alleen toezicht, maar ook de bevoegdheid om actief normen vast te stellen, nettarieven te herzien en overtredingen te bestraffen. Het resultaat was een paradigmaverschuiving: onderhandelde toegang tot het net werd gereguleerde toegang en een schijnmarkt werd een echte markt.

Wat in 2026 ontbreekt, is de consistente toepassing van dit blauwdruk op de markt voor energieopslag. De institutionele randvoorwaarden zijn in principe aanwezig. Het Federaal Agentschap voor Netwerken beschikt over de expertise en de instrumenten. Het Ministerie van Economische Zaken en Energie draagt ​​de politieke verantwoordelijkheid. EU-regelgeving, met name de Richtlijn Hernieuwbare Energie (RED III) en de nieuwe Richtlijn Elektriciteitsmarkt, biedt het normatieve kader voor de integratie van opslagsystemen. Wat ontbreekt, is de politieke wil om dit kader op een bindende en alomvattende manier te implementeren. In plaats daarvan heerst een fragmentarische aanpak: voorkeursbehandeling in bouwvoorschriften hier, procedurele wijzigingen voor transmissienetbeheerders daar, en discussies over tarieven elders. Een coherent, systeemgericht regelgevingskader voor de gereguleerde toegang van batterijopslagsystemen tot het net – analoog aan de wijziging van de Energiewet uit 2005 – ontbreekt nog steeds.

Gereguleerde randvoorwaarden als groeikatalysator

De onderliggende economische logica achter de roep om meer regulering is contra-intuïtief, maar empirisch bewezen: het is niet minder regulering die markten creëert, maar juist goed ontworpen regulering. De elektriciteitsmarkt na 2005 is een specifiek Duits voorbeeld. Internationaal zijn er meer: ​​in Groot-Brittannië maakte het zogenaamde Contracts for Difference-regime een snelle groei van de opslagmarkt mogelijk, omdat duidelijke regels planningszekerheid creëerden en daarmee de bereidheid tot investeren vergrootten. In de VS regelde Federal Energy Regulatory Commission Order 841 van 2018 expliciet de deelname van opslagfaciliteiten aan groothandelsmarkten, waardoor aanzienlijk kapitaal werd gemobiliseerd.

Gereguleerde toegang tot het elektriciteitsnet voor batterijopslagsystemen in Duitsland zou in essentie drie dingen betekenen: ten eerste, uniforme, landelijke bindende procesnormen voor netaansluitingen – met vastgestelde termijnen, gestandaardiseerde technische eisen en een beheersbare klachtenprocedure; ten tweede, duidelijke, begrijpelijke criteria voor netneutrale en netondersteunende bedrijfsmodi van opslagsystemen; en ten derde, een beloningsmechanisme voor daadwerkelijke netondersteunende diensten, dat exploitanten van opslagsystemen stimuleert om niet alleen arbitragewinsten te maximaliseren, maar ook actief bij te dragen aan de stabiliteit van het net. Dit alles is technisch haalbaar en institutioneel uitvoerbaar. Wat ontbreekt is het kader, niet de inhoud.

De kloof tussen pijplijn en implementatie: de verloren gigawatts

De kloof tussen wat mogelijk is en wat daadwerkelijk wordt gerealiseerd, is geen abstract concept. Eind 2025 omvatte de projectenpijplijn voor grootschalige batterijopslag in Duitsland in totaal 9,5 gigawatt, waarvan 5,6 gigawatt naar verwachting eind 2026 en 2027 op het net zou worden aangesloten. Marktanalisten gaan er echter van uit dat een aanzienlijk deel van deze projecten niet op tijd zal worden voltooid vanwege vertragingen bij de netaansluiting. Elke gigawatt aan batterijopslagcapaciteit die niet volgens plan in gebruik wordt genomen, vertegenwoordigt een investeringsvolume van ongeveer 500 miljoen tot 1 miljard euro dat ongebruikt blijft, en een daarmee samenhangend verlies aan flexibiliteit voor het elektriciteitsnet.

Het Federaal Agentschap voor Netten heeft zelf aangegeven dat een ongecontroleerde uitbreiding van netaansluitingen voor batterijopslag tot 500 gigawatt het net zou overbelasten en de kosten enorm zou doen stijgen. Deze uitspraak is technisch gezien correct, maar moet niet worden opgevat als een argument tegen regulering, maar eerder als een pleidooi voor slimme regulering. Niet elke aansluiting is zinvol, niet elke capaciteit is gunstig voor het systeem – maar juist daarom zijn transparante criteria nodig voor prioritering en besluitvorming, in plaats van informele beslissingen van individuele netbeheerders op basis van hun eigen inzicht. De procedure voor het beoordelen van de volwassenheid van transmissienetbeheerders is een stap in de goede richting, maar deze behandelt slechts één uiteinde van de waardeketen en laat het distributienet ongemoeid.

Hervormingsopties: Wat gereguleerde netwerktoegang concreet zou moeten inhouden

Een gereguleerd systeem voor nettoegang voor batterijopslagsystemen, dat de lessen uit de periode 1998-2005 serieus neemt, zou in essentie vijf aspecten moeten omvatten. Ten eerste zijn bindende aanvraagtermijnen nodig: netbeheerders moeten verplicht zijn om binnen vastgestelde termijnen te reageren op aanvragen voor netaansluiting, capaciteitsknelpunten transparant te communiceren en afwijzingen te onderbouwen met aantoonbare technische redenen. Ten tweede zijn nationaal gestandaardiseerde minimumnormen vereist voor de aansluiting en werking van batterijopslagsystemen. Deze normen beschermen het legitieme belang van netbeheerders bij netstabiliteit zonder aanvullende speciale eisen toe te staan. Ten derde moeten de proceskosten eerlijk worden verdeeld – subsidies voor de bouwkosten mogen projectontwikkelaars niet zodanig belasten dat investeringen onrendabel worden, zoals de Duitse Vereniging voor Batterij-energie (BVES) terecht opmerkt.

Ten vierde is een duidelijke set regels voor netvriendelijke bedrijfsvoering al lang nodig. Opslagfaciliteiten die aantoonbaar netvriendelijk opereren, zouden niet alleen beloond moeten worden met dynamische nettarieven, maar ook preferentiële toegang tot het net moeten krijgen. Dit creëert prikkels voor economisch wenselijk gedrag en voorkomt de grillige arbitrage-opslagsystemen die door het Bundesnetbeheer (BNA) bekritiseerd worden. Ten vijfde is een onafhankelijke regelgevende instantie met daadwerkelijke sanctiebevoegdheden nodig – en hier heeft het BNA al de verplichting om zijn bestaande instrumenten consequenter te gebruiken. De parallel met 2005 is ook hier duidelijk: pas toen de regelgevende instantie daadwerkelijk bevoegdheden had en deze gebruikte, veranderde het gedrag van de netbeheerders.

Politieke verantwoordelijkheid in een tijd van grote veranderingen

De politieke dimensie van deze kwestie mag niet worden onderschat. Duitsland maakt een periode van versnelde structurele veranderingen in zijn energievoorziening door. Het aandeel hernieuwbare energie in de elektriciteitsproductie neemt voortdurend toe, de volatiliteit van de teruglevering groeit en de behoefte aan regelbare flexibiliteit neemt evenredig toe. Batterijopslag is in deze context geen aanvullende technologie, maar eerder een systeeminfrastructuur die steeds meer de functie overneemt die voorheen werd vervuld door fossiele piekbelastingscentrales. Beleidsmakers hebben benadrukt dat de uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen beter moet worden afgestemd op de uitbreiding van het elektriciteitsnet, zowel ruimtelijk als temporeel. Batterijopslag is een kosteneffectiever en sneller te implementeren instrument dan netuitbreiding – maar alleen als het daadwerkelijk in het net kan worden geïntegreerd.

De politieke paradox schuilt in het feit dat wetgevers enerzijds ambitieuze klimaatdoelstellingen en uitbreidingsdoelen voor hernieuwbare energie vaststellen, terwijl ze anderzijds het regelgevingskader voor de noodzakelijke systeeminfrastructuur onvolledig laten. Dit is geen toeval, maar het resultaat van een complex web van belangen: gevestigde netbeheerders profiteren van de status quo en hebben weinig reden om hun manoeuvreerruimte te beperken door middel van bindende regels. Nieuwe spelers daarentegen – projectontwikkelaars, investeerders, technologiebedrijven – zijn talrijk en kapitaalkrachtig, maar minder politiek vertegenwoordigd dan de traditionele energiesector. Wetgevers staan ​​dus voor de klassieke reguleringsuitdaging: ze moeten een markt creëren die marktdeelnemers niet zelf kunnen of willen creëren.

De tijdshorizon is doorslaggevend: regelgeving nu of miljarden aan kosten later

De timing van deze beslissing is cruciaal. Elk jaar zonder gereguleerde toegang tot het elektriciteitsnet voor batterijopslag is een jaar waarin het beheer van netcongestie miljarden kost, waarin investeringen niet worden gedaan of naar het buitenland vloeien, en waarin de kloof tussen de uitbreidingsdoelstelling en de realiteit groter wordt. De Duitse overheid heeft als doel gesteld de geïnstalleerde batterijopslagcapaciteit tegen 2030 te verhogen tot ongeveer 100 gigawattuur. Met het huidige tempo van uitbreiding en het bestaande regelgevingskader is dit doel nauwelijks haalbaar. De pijplijn is er, het kapitaal is er, de technologie is er – wat ontbreekt is de regelgevende sleutel die de deur opent.

De geschiedenis leert ons dat de wijziging van de Energiewet (EnWG) in 2005 maanden, en geen jaren, nodig had om effect te sorteren. Uniforme regels, afdwingbare normen en een bevoegde regelgevende instantie kunnen markten snel transformeren. Wat Duitsland nodig heeft voor de batterijboom van 2026 is niet meer geduld, maar meer vastberadenheid. Het federale ministerie van Economische Zaken en Energie en het Federaal Netwerkagentschap beschikken gezamenlijk over de wettelijke instrumenten om deze transformatie te bewerkstelligen. De vraag is noch technisch, noch institutioneel. Het is een politieke kwestie.

Dertig jaar na de eerste poging tot liberalisering van de Duitse elektriciteitsmarkt, en twintig jaar na het succes van de reguleringsoplossing, staat Duitsland opnieuw voor een kruispunt. De batterijboom is een feit, de vraag is urgent en het blauwdruk voor de oplossing ligt in het Bundesarchief. Het zou een buitengewone mislukking zijn om dezelfde les twee keer te moeten leren.