Beim Netzanschluss großer Batteriespeicher im Höchstspannungsnetz beginnt in diesem Frühjahr eine neue Phase. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW wollen ihre Vergabepraxis für Netzanschlüsse grundlegend ändern. Ab 1. April 2026 soll für neue Netzanschlussbegehren ein sogenanntes Reifegradverfahren gelten. Hintergrund ist die stark gestiegene Zahl von Anschlussanfragen für Großanlagen, insbesondere für Batteriespeicher. Nach Branchenangaben summieren sich die gemeldeten Projekte inzwischen auf deutlich über 200 Gigawatt Leistung und übersteigen damit die derzeitigen Planungsannahmen des Netzentwicklungsplans um ein Vielfaches. Ein Teil dieser Anträge wurde in den vergangenen Jahren im bisherigen Windhundverfahren gestellt, häufig in sehr frühen Projektstadien und teilweise ohne gesicherte Flächen oder belastbare Genehmigungsperspektiven. Mit dem neuen Verfahren wollen die Übertragungsnetzbetreiber sicherstellen, dass künftig vor allem Projekte mit realistischer Umsetzungsperspektive berücksichtigt werden. Netzanschlussbegehren sollen künftig nach klar definierten Kriterien bewertet werden. Dazu zählen insbesondere der Stand der Flächensicherung und der Genehmigungsplanung, ein technisches Anlagen- und Anschlusskonzept, die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Antragstellers sowie der erwartete Beitrag des Projekts zur Netz- und Systemstabilität. Für viele bereits angemeldete Projekte bedeutet die Umstellung einen Neustart. Branchenvertreter gehen davon aus, dass zahlreiche frühere Anfragen im neuen Verfahren ihre bisherige Priorität verlieren und neu eingereicht werden müssen. Für Projektentwickler und Standortkommunen ergibt sich daraus ein ambitionierter Zeitplan. Mit dem Start des neuen Verfahrens ab dem 1. April 2026 beginnt die erste Bewertungsrunde. Projekte, die berücksichtigt werden wollen, müssen anschließend ihre vollständigen Unterlagen einreichen. Als maßgeblicher Termin gilt derzeit der 30. Juni 2026.  Damit entsteht für mögliche Speicherstandorte ein enges Zeitfenster. Projekte müssen innerhalb weniger Monate ausreichend vorbereitet sein, um im neuen Verfahren überhaupt bewertet werden zu können. Eine zentrale Voraussetzung dafür ist die Sicherung geeigneter Flächen in der Nähe großer Umspannwerke. Für Städte und Gemeinden im Umfeld solcher Netzknoten kann die Entwicklung daher unmittelbare Bedeutung bekommen. Wo geeignete Flächen vorhanden sind und kurzfristig für eine Projektentwicklung bereitgestellt werden können, besteht die Möglichkeit, dass entsprechende Vorhaben bereits in der ersten Runde des neuen Netzanschlussverfahrens berücksichtigt werden. (DEKOM, 10.03.2026) Mehr Infos hier…

2,8 Hektar Ackerfläche, 40 Meter Abstand zur nächsten 110-kV-Leitung, ein Bebauungsplan in Aufstellung: Die Gemeinde Rohlstorf im Kreis Segeberg erfüllt damit nahezu lehrbuchhaft jene Voraussetzungen, die im neuen Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber künftig besonders stark gewichtet werden. Das Unternehmen Southside Battery GmbH plant hier einen großen Batteriespeicher mit 500 Megawattstunden Kapazität und 125 Megawatt Anschlussleistung. Das Investitionsvolumen liegt bei rund 125 Millionen Euro. Die Inbetriebnahme ist für das Jahr 2030 vorgesehen, möglicherweise früher. Der entscheidende Faktor ist die Lage. Unmittelbar neben dem geplanten Batteriepark entsteht ein neues Umspannwerk, das an eine bestehende 110-kV-Leitung angebunden wird. Fläche und Netzinfrastruktur fallen damit räumlich zusammen – eine Konstellation, die Projektentwickler gezielt suchen und die im Reifegradverfahren insbesondere in der Kategorie Flächensicherung und Genehmigungsstand positiv bewertet wird. Die Gemeinde hat frühzeitig planungsrechtliche Voraussetzungen geschaffen. Mit nur einer Gegenstimme fasste die Gemeindevertretung die Aufstellungsbeschlüsse für Flächennutzungsplan und Bebauungsplan. Planungsrechtliche Klarheit ist damit bereits in einer frühen Projektphase gegeben – ein wichtiger Faktor im Wettbewerb um Netzanschlusskapazitäten. Die Investoren stellen Gewerbesteuereinnahmen von rund 50 Millionen Euro über einen Zeitraum von 30 Jahren in Aussicht. Die Pachteinnahmen für die Fläche sind bislang nicht öffentlich beziffert – auch sie können jedoch erheblich sein und sollten vertraglich sauber geregelt werden. Der rasch wachsende Markt hat einen strukturellen Grund. Die Kosten für Batteriespeicher sind in den vergangenen Jahren stark gefallen. Eine Megawattstunde Speicherkapazität kostete vor wenigen Jahren noch rund 900.000 Euro, heute liegt der Preis bei etwa 120.000 Euro. Was lange als wirtschaftlich schwierig galt, entwickelt sich damit zunehmend zu einem skalierbaren Infrastrukturgeschäft. (DEKOM, 10.03.2026) Mehr Infos hier…

Der Markt für Großbatteriespeicher in Deutschland zieht zunehmend institutionelles Kapital an. Im März 2026 kündigte Allianz Global Investors an, 50 Prozent an einem Portfolio von elf Batteriespeicherprojekten von TotalEnergies zu übernehmen. Die Anlagen verfügen zusammen über 789 Megawatt Leistung und 1.628 Megawattstunden Speicherkapazität. Das Investitionsvolumen beträgt rund 500 Millionen Euro, davon etwa 70 Prozent fremdfinanziert. Für den Markt ist die Transaktion ein deutliches Signal. Allianz Global Investors zählt zu den größten Vermögensverwaltern Europas und investiert üblicherweise nur in langfristige Infrastrukturprojekte mit stabilen Einnahmestrukturen. Die elf Speicherprojekte wurden von Kyon Energy, einer deutschen Projektiertochter von TotalEnergies, entwickelt. Sie befinden sich an verschiedenen Standorten in Deutschland und sollen bis spätestens 2028 in Betrieb gehen. Für institutionelle Investoren sind solche Projekte vor allem dann attraktiv, wenn grundlegende Voraussetzungen bereits erfüllt sind: gesicherte Flächen, eine klare Genehmigungsperspektive, technisch ausgearbeitete Anlagenkonzepte und eine solide Finanzierung. Genau diese Faktoren werden künftig auch im neuen Bewertungsverfahren der Übertragungsnetzbetreiber stärker gewichtet. Der Deal zeigt damit exemplarisch, wohin sich der Markt entwickelt. Großbatteriespeicher sind keine experimentellen Pilotanlagen mehr, sondern zunehmend ein eigenständiges Infrastruktursegment, das langfristige Investitionen anzieht. erhalten und institutionelle Finanzierung finden. Geeignete Flächen in der Nähe von Umspannwerken werden zum strategischen Standortfaktor.  Gemeinden, die solche Areale identifizieren und planungsrechtlich vorbereiten, können sich als Standort für Projekte positionieren, die künftig bevorzugt Netzanschlüsse erhalten und institutionelle Finanzierung finden. (DEKOM/AllianzGI, 03.03.2026) Mehr Infos hier…

Das Land Nordrhein-Westfalen plant, einen Großteil der Mittel aus dem Bundesinfrastruktur-Sondervermögen an seine Kommunen weiterzureichen – mit gezielter Ausrichtung auf Energieprojekte. NRW-Wirtschafts- und Energieministerin Mona Neubaur kündigte beim Stadtwerkeforum der sowohl pauschale Auszahlungen als auch spezifische Förderprogramme für konkrete Vorhaben an. Kommunen, die bislang durch hohe Kassenkredite an Investitionen gehindert wurden, sollen dabei ausdrücklich entlastet werden: Das Land will entsprechende Schuldlasten auf die Landesseite übernehmen. Für Kommunen, die Batteriespeicherprojekte planen oder bereits in Aufstellung befindliche Bebauungspläne vorantreiben, ist das eine relevante Rahmenbedingung. Denn der Aufbau von Speicherkapazitäten erfordert nicht nur planungsrechtliche Klarheit, sondern auch kommunale Handlungsfähigkeit – beides war in finanzschwachen Gemeinden bislang schwer zu kombinieren. Neubaur sprach sich zugleich für ein Ende des sogenannten Windhundprinzips beim Bau neuer Batteriespeicher aus. Künftig sollten Standorte nach klaren Kriterien der System- und Netzdienlichkeit vergeben werden – also dort, wo Speicher aus Sicht des Gesamtnetzes den größten Nutzen bringen. Das deckt sich mit der Logik des Reifegradverfahrens der Übertragungsnetzbetreiber, das Standorte mit bereits gesicherter Netzanbindung und fortgeschrittenem Planungsstand bevorzugt behandelt. Für die Finanzierung der Energiewende insgesamt verwies die Ministerin auf europäisches Kapital, das auf Investitionsmöglichkeiten warte – darunter ausdrücklich skandinavische Pensionsfonds, die Interesse an deutschen Energiewendeprojekten signalisiert hätten. Die regulatorischen Hürden für die Einbindung privaten Kapitals in Deutschland seien zwar hoch, böten aber Gestaltungspotenzial. (DEKOM, 10.03.2026) Mehr Infos hier…

Die Stadtwerke Jülich haben vom Technologie-Zentrum Jülich ein rund 1.500 Quadratmeter großes Grundstück am Königskamp erworben. Geplant ist dort der Bau eines zwei Megawatt großen Batteriespeichers, der die Energieeffizienz der Stadtwerke erhöhen und das lokale Stromnetz zukunftsfähig machen soll. Das Investitionsvolumen ist überschaubar, die strategische Bedeutung des Schritts jedoch nicht. Das Projekt setzt eine langjährige Zusammenarbeit fort. Beide Unternehmen kooperieren seit mehr als 30 Jahren. Der Grundstücksverkauf erweitert diese Partnerschaft nun in den Bereich Speichertechnologie. Batteriespeicher ermöglichen es, überschüssige Energie zwischenzuspeichern und bedarfsgerecht wieder ins Netz einzuspeisen. Wer Strom dann einkauft, wenn er günstig ist, und ihn dann einspeist oder nutzt, wenn die Nachfrage hoch ist, kann Beschaffungskosten senken und zusätzliche Erlöse erzielen. Die Teilnahme an Regelenergiemärkten, also der kurzfristigen Bereitstellung von Ausgleichsleistungen für das Netz, eröffnet dabei ein Geschäftsfeld, das bislang vor allem größeren Akteuren vorbehalten war. Sinkende Speicherkosten verändern diese Logik grundlegend. Eine Megawattstunde Kapazität kostet heute einen Bruchteil dessen, was noch vor wenigen Jahren üblich war. Kleinteilige Projekte mit gesicherter Fläche, eingespielter Partnerstruktur und geklärter Netzanbindung sind realisierbar und wirtschaftlich tragfähig. Der Markt ist bereits in Bewegung – die Frage ist, wer planungsrechtlich bereit ist, wenn Projektentwickler anklopfen. (DEKOM/Stadt Jülich 03.03.2026) Mehr Infos hier…

Während die Kosten für Wind- und Solaranlagen 2025 gestiegen sind, hat die Batterietechnologie einen beispiellosen Preisverfall erlebt. Das geht aus dem aktuellen „Levelized Cost of Electricity 2026″-Bericht von BloombergNEF hervor. Die Kosten für vierstündige Batteriespeicherprojekte sanken im vergangenen Jahr um 27 Prozent auf einen globalen Benchmark von 78 US-Dollar je Megawattstunde – der niedrigste Wert seit Beginn der Datenerfassung 2009. Ursache des Preisverfalls sind Produktionsüberkapazitäten im E-Auto-Markt sowie effizientere Systemdesigns. Projektentwickler koppelten 2025 bereits 87 Gigawatt Solarleistung direkt mit Speichern – zu einem Durchschnittspreis von 57 US-Dollar je Megawattstunde. Die Kombination aus Erneuerbaren und Speichern wird damit gegenüber konventioneller Erzeugung zunehmend konkurrenzfähig. Auf der anderen Seite verteuerten sich fossile Kraftwerke erheblich. Gas- und Dampfturbinenkraftwerke erreichten mit 102 US-Dollar je Megawattstunde ein Rekordhoch, getrieben durch die stark gestiegene Nachfrage von KI-Rechenzentren nach gesicherter Leistung. In den USA haben erneuerbare Energien Gaskraftwerke als günstigste Stromquelle bereits wieder überholt. Langfristig erwartet BloombergNEF eine weitere Kostendegression: bis 2035 rechnen die Analysten bei Solaranlagen mit einem Rückgang von 30 Prozent, bei Batteriespeichern von 25 Prozent, bei Onshore-Wind von 23 Prozent. Der Übergang von fossilen Spitzenlastkraftwerken zu speicherbasierten Systemen beschleunigt sich damit strukturell – unabhängig von kurzfristigen Lieferketteneffekten bei Wind und Solar. (DEKOM, 10.03.2026) Mehr Infos hier…