Wo Deutschland steht: 33 Gigawattstunden im Land, 1.583 in der Warteschlange

Kurzfassung: In Deutschland stehen Batteriespeicher mit zusammen 33 Gigawattstunden, die meisten davon in Privathäusern. Allein 2025 haben Projektentwickler bei den Netzbetreibern Anschlüsse für 1.583 Gigawattstunden beantragt, das Zehnfache aller Batterien in unseren Elektroautos. Das Geld ist da, die Technik ist da, die Preise sind gefallen. Was fehlt, ist der Anschluss, und es fehlen Regeln, die Speicher an die Stelle bringen, an der das Netz sie braucht. Andere Länder zeigen, was dann möglich ist.

In den ersten Teilen dieser Serie ging es darum, was ein Speicher leistet, welche Batterien es gibt, was sie kosten und wer sie baut. Jetzt der Blick auf den Bestand: Wie viel Speicher hat Deutschland, wie viel soll noch kommen, und was hält es auf?

Was heute steht

Die RWTH Aachen wertet das Marktstammdatenregister laufend aus. Stand 30. September 2026:

Fast drei Viertel der Kapazität stehen also in Privathäusern, meist neben einer Solaranlage auf dem Dach. Ende 2024 waren es insgesamt 18,8 Gigawattstunden, Ende 2025 dann 25,6. Seit Jahresbeginn kamen noch einmal rund 7,6 Gigawattstunden dazu. Am schnellsten wachsen die Großspeicher: Ihre Kapazität hat sich 2026 fast verdoppelt, von 4,1 auf 7,7 Gigawattstunden. Weil Anlagen im Register oft verspätet gemeldet werden, dürften die jüngsten Zahlen noch steigen.

Was in der Warteschlange steht

Ganz andere Größenordnungen zeigt das Monitoring der Bundesnetzagentur. Im Jahr 2025 gingen bei den Netzbetreibern 18.158 Anträge für den Anschluss von Batteriespeichern ein. Zusammen 573,5 Gigawatt Leistung und 1.583 Gigawattstunden Speicherkapazität. Zugesagt wurden 1.937 Anschlüsse über 54,2 Gigawatt und 142,4 Gigawattstunden.

Die Summe ist kein Bauplan. Die Bundesnetzagentur weist selbst darauf hin, dass Projektentwickler „häufig für dasselbe Vorhaben mehrere Netzanschlussbegehren" stellen. Trotzdem zeigt sie, wie viel Kapital bereitsteht. Der Branchenverband BDEW kam im November 2025 mit einer eigenen Abfrage auf über 720 Gigawatt an Anträgen allein für Großbatteriespeicher ab einem Megawatt, gezählt bei den vier Übertragungsnetzbetreibern und 17 großen Verteilnetzbetreibern. Die beiden Zahlen messen Verschiedenes und lassen sich nicht addieren. Sie zeigen aber dasselbe: Die Nachfrage nach Anschlüssen übersteigt das, was das Netz aufnehmen kann, um ein Vielfaches. Zum Vergleich: Die höchste Last, die das deutsche Netz je gleichzeitig decken musste, liegt bei etwa 80 Gigawatt.

Foto: Umspannwerk Enniger in Nordrhein-Westfalen, hier wird von 380 auf 110 Kilovolt umgespannt. An solchen Punkten entscheidet sich, wer angeschlossen wird — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Dietmar Rabich, Bearbeitung Ain92

Die Regeln, nach denen angeschlossen wird

Lange galt beim Netzanschluss das Windhundprinzip: Wer zuerst beantragt, wird zuerst bedient. Weil ein Antrag fast nichts kostete, füllte sich die Schlange mit Projekten, die nie gebaut werden sollten. Seit dem 1. April 2026 vergeben die vier Übertragungsnetzbetreiber Anschlüsse im Reifegradverfahren: nicht mehr „first come, first served", sondern „first ready, first served". Es zählt, wie weit ein Projekt ist, mit Grundstück, Genehmigung und Finanzierung. Wie das Verfahren abläuft, was es kostet und wo es nicht gilt, steht in unserem Beitrag „Das Ende des Windhundrennens".

Zwei Dinge sind für diesen Beitrag wichtig. Erstens gilt das Verfahren nur für das Übertragungsnetz. 17.775 der 18.158 Anträge gingen aber an Verteilnetzbetreiber, und für die bleibt die Priorisierung auch nach dem Netzpaket, das gerade im Bundestag liegt, eine Kann-Regelung. Zweitens fragt das Verfahren nach der Reife eines Projekts, kaum nach seinem Ort im Netz. Warum das ein blinder Fleck ist, steht in „Die Kupferplatte im Kopf".

Drei weitere Regeln bestimmen, ob sich ein Speicher rechnet:

• Baukostenzuschuss: Der Bundesgerichtshof hat am 15. Juli 2025 entschieden (EnVR 1/24), dass Netzbetreiber auch von Batteriespeichern einen Baukostenzuschuss verlangen dürfen, also eine einmalige Beteiligung am Ausbau des vorgelagerten Netzes. Speicher werden dabei wie andere Kunden behandelt.
• Netzentgeltbefreiung: Nach § 118 Abs. 6 des Energiewirtschaftsgesetzes zahlen Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, für den Strom, den sie einspeichern, 20 Jahre lang kein Netzentgelt.
• Was danach kommt: Die Bundesnetzagentur will Speicher künftig über einen Leistungspreis an den Netzkosten beteiligen, aber erst nach Auslaufen dieser Befreiung. Arbeitsbezogene Entgelte soll es für Speicher nicht geben. Und: „Die Regelung gilt nicht für Heimspeicher in der Niederspannung. Diese zahlen weiterhin kein gesondertes Netzentgelt."

Die Dimension: drei Zahlen nebeneinander

Die Warteschlange eines einzigen Jahres ist zehnmal so groß wie alle Batterien, die schon in deutschen Garagen und auf deutschen Straßen stehen. Die Fahrzeugbatterien wiederum fassen fast fünfmal so viel wie alle stationären Speicher zusammen. Die RWTH schätzt sie auf 158,7 Gigawattstunden, mit einer Bandbreite von 150 bis 165.

Das heißt: Der größte Speicher Deutschlands braucht keinen neuen Anschluss. Er hängt schon an Wallboxen und Ladesäulen. Er wird nur nicht als Speicher genutzt, weil es sich für niemanden lohnt, in den Stunden zu laden, in denen Strom übrig ist.

Wer schon weiter ist

Australien

Australien hat 2017 gezeigt, was eine Großbatterie kann. Die Hornsdale Power Reserve in Südaustralien ging im Dezember 2017 mit 100 Megawatt und 129 Megawattstunden in Betrieb, später wurde sie auf 150 Megawatt und 194 Megawattstunden erweitert. Eine Studie nach dem ersten Betriebsjahr kam zu dem Ergebnis, dass mit dem Speicher eine lokale Reservevorgabe entfallen konnte, die 2016 und 2017 jeweils fast 40 Millionen australische Dollar gekostet hatte.

Heute baut Australien in einer anderen Liga. Die Waratah Super Battery in New South Wales läuft seit dem 28. September 2026 mit voller Leistung: 850 Megawatt und 1.680 Megawattstunden, auf dem Gelände des früheren Kohlekraftwerks Munmorah. Sie dient dem Netz um Sydney, Newcastle und Wollongong als Stoßdämpfer. Und seit dem 1. Juli 2025 fördert der Staat Heimspeicher mit rund 30 Prozent Rabatt. Nach gut einem Jahr meldete die Regierung über 500.000 Installationen.

Die Wirkung ist in den Daten des Netzbetreibers AEMO zu sehen. Im zweiten Quartal 2026 gaben Batterien im Mittel 476 Megawatt ab, fast dreimal so viel wie ein Jahr zuvor. In 36 Prozent der Abrechnungsintervalle setzten sie den Strompreis. Gaskraftwerke liefen so wenig wie in keinem zweiten Quartal seit 2003, und der Großhandelspreis fiel im Mittel um 47 Prozent. Mehr über den australischen Strommarkt steht in „Australiens Batterie-Boom".

Foto: Das frühere Kohlekraftwerk Munmorah in New South Wales. Auf seinem Gelände steht heute die Waratah Super Battery — via Wikimedia Commons — Public Domain / Webaware

Kalifornien

Im Netzgebiet des kalifornischen Netzbetreibers CAISO standen am 2. September 2026 Batterien mit 17.225 Megawatt Leistung. Seit 2020 sind über 16.000 Megawatt dazugekommen. Damit hat Kalifornien allein fast viermal so viel Batterieleistung wie alle deutschen Großspeicher zusammen.

Foto: Batteriespeicher am Solarpark Desert Sunlight in Kalifornien — via Wikimedia Commons — Public Domain / Bureau of Land Management California

Zur Geschichte gehört auch der Brand in Moss Landing. Am 16. Januar 2025 geriet dort ein Batteriespeicher des Betreibers Vistra mit 300 Megawatt in Brand, am 18. Februar flammte er erneut auf. Rund 55 Prozent der etwa 100.000 Lithium-Ionen-Module wurden beschädigt. Die letzte Phase der Räumung läuft seit dem 8. September 2026 und soll Mitte 2027 abgeschlossen sein. Die Ursache ist bisher nicht veröffentlicht. Vistra hat die Anlage abgeschrieben und will sie nicht wieder in Betrieb nehmen. Der Brand hat die Debatte über Brandschutz und Standortwahl verschärft, den Ausbau in Kalifornien aber nicht gestoppt.

Foto: Kraftwerksstandort Moss Landing in Kalifornien im August 2019 — via Wikimedia Commons — CC0 / Thomson200

Texas, Großbritannien, China, Italien, Chile

• Texas hat 2025 rund 6 Gigawatt Batterien zugebaut und kam Anfang 2026 auf 13,9 Gigawatt und 22,9 Gigawattstunden. Am 22. Juli 2026 speisten die Batterien dort gleichzeitig 11.980 Megawatt ein. Texas hat einen reinen Energiemarkt ohne Kapazitätsmarkt.
• Großbritannien hatte Ende März 2026 Batterien mit 7,2 Gigawatt und 11,8 Gigawattstunden am Netz. Die britische Reform der Anschlusswarteschlange nach Projektreife ist das Vorbild, auf das sich die deutschen Übertragungsnetzbetreiber ausdrücklich berufen.
• China kam laut Energiebehörde Ende 2025 auf 136 Gigawatt neuartige Speicher, überwiegend Lithium-Ionen, und Ende Juni 2026 auf rund 153 Gigawatt. Das sind 61 Prozent mehr als ein Jahr zuvor.
• Italien hat Speicher ausgeschrieben, statt auf Anträge zu warten. In der ersten Auktion am 30. September 2025 kaufte der Netzbetreiber Terna 10 Gigawattstunden Speicher für Süditalien und die Inseln ein. Die Gebote übertrafen den Bedarf um mehr als das Vierfache, der Durchschnittspreis lag bei rund einem Drittel des zulässigen Höchstpreises.
• Chile hatte Ende Juli 2026 Speicher mit 2.655 Megawatt und 11.250 Megawattstunden in Betrieb, weitere 21.721 Megawattstunden sind im Bau, die meisten davon an Solarparks. Gleichzeitig wurden dort allein von Januar bis Juli 2026 rund 2.680 Gigawattstunden Wind- und Solarstrom nicht erzeugt, weil die Anlagen gedrosselt werden mussten. Speicher an den Solarparks sollen einen Teil dieses Stroms künftig aufnehmen, statt dass die Anlagen gedrosselt werden.

Was daraus folgt

Geld ist da: Die Warteschlange ist voller Investoren. Technik ist da: Batterien für stationäre Speicher kosten heute einen Bruchteil dessen, was sie vor zehn Jahren kosteten. Was fehlt, sind zwei Dinge.

Erstens der Anschluss. Auf jede zugesagte Gigawattstunde kamen 2025 mehr als zehn beantragte. Wer wartet, baut nicht.

Zweitens Regeln für den richtigen Ort. Italien legt fest, wo es Speicher braucht, und schreibt sie dort aus. Australien setzt seine größte Batterie gezielt an einen Engpass. In Deutschland entscheidet am Übertragungsnetz die Projektreife und am Verteilnetz meist noch das Eingangsdatum. Ob ein Speicher dort steht, wo das Netz ihn braucht, spielt kaum eine Rolle. Dass Speicher Netzausbau verkleinern können, wenn sie am richtigen Ort stehen, steht in „Netzausbau oder Speicher?".

Daraus ergeben sich unsere Forderungen:

• Ein Ortstarif im Netzentgelt. Strom, der im Quartier erzeugt und verbraucht oder gespeichert wird, zahlt nur das Ortsnetz. Dann lohnt sich ein Speicher dort, wo Solarspitze und Ladelast zusammentreffen.
• Quartierspeicher an der Ortsnetzstation. Sie brauchen keinen Anschluss am Übertragungsnetz und keinen Platz in der großen Warteschlange. Wie das gehen kann, steht in „Der Platz neben dem Trafohäuschen".
• § 13k „Nutzen statt Abregeln" für E-Autos öffnen. Die 158,7 Gigawattstunden in den Fahrzeugen sind schon angeschlossen. Wenn Laden in Überschussstunden belohnt wird, wird aus der größten Batterie des Landes ein Speicher, ohne eine einzige neue Anschlusszusage.

Unsere Serie über Batteriespeicher: 1. Was ein Speicher leistet · 2. Von Blei bis Natrium · 3. Preise und Mengen · 4. Wer die Zellen baut · 5. Deutschland und die Batterie · 6. Wo Deutschland steht · 7. Was der Batterieforscher sagt · 8. Blockgebote und der Speicher-Simulator

Steht das Windrad, steht der Standort!

Quellen

• RWTH Aachen, ISEA: Battery Charts, Stand 30. September 2026 — battery-charts.de
• RWTH Aachen: Mobility Charts, Batteriekapazität der Elektrofahrzeuge, Stand 1. August 2026 — battery-charts.de
• SMARD (Bundesnetzagentur): Entwicklung bei ÜNB und VNB, 20. August 2026 — smard.de
• BDEW: Netzanschlussboom bei Großbatteriespeichern erfordert schnell neue Regeln, 27. November 2025 — bdew.de
• 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW: Pressemitteilung Reifegradverfahren, 5. Februar 2026 — 50hertz.com
• VKU: BGH – Baukostenzuschuss auch bei netzgekoppelten Speichern zulässig — vku.de
• § 118 Energiewirtschaftsgesetz — gesetze-im-internet.de
• Bundesnetzagentur: Hintergrundpapier AgNes, 27. Mai 2026 — bundesnetzagentur.de
• Neoen: Hornsdale Power Reserve nach dem ersten Betriebsjahr — neoen.com
• Aurecon: Hornsdale Power Reserve Impact Study 2018 — aurecongroup.com
• Hitachi Energy: Waratah Super Battery reaches full capacity, September 2026 — hitachienergy.com
• Australischer Premierminister: Half a million Cheaper Home Batteries, 14. August 2026 — pm.gov.au
• AEMO: Quarterly Energy Dynamics Q2 2026 — aemo.com.au
• CAISO: Key Statistics August 2026 — caiso.com
• CAISO: 2026 Summer Loads and Resources Assessment — caiso.com
• US EPA: EPA begins final phase of post-fire battery cleanup at Moss Landing — epa.gov
• Vistra: Geschäftsbericht 10-K 2025 — sec.gov
• Modo Energy: ERCOT battery buildout 2025 — modoenergy.com
• GridStatus: ERCOT record, July 2026 — gridstatus.io
• Modo Energy: GB BESS buildout Q1 2026 — modoenergy.com
• Chinesische Regierung (Xinhua/NEA): Speicherstatistik, 31. Juli 2026 — gov.cn
• Terna: Erste MACSE-Auktion abgeschlossen, 1. Oktober 2025 — terna.it
• pv magazine: Solar and wind curtailment on the rise in Chile, 10. September 2026 — pv-magazine.com

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