Wirtschaftlichkeit und Marktdynamik:

• Hohe Rentabilität: Grossbatteriespeicher amortisieren sich aufgrund gesunkener Kosten oft schon nach ein bis zwei Jahren und gelten bei Lebensdauern von 15 bis 20 Jahren als "echte Gelddruckmaschine".
• Arbitrage-Geschäftsmodell: Das zentrale Geschäftsmodell basiert auf der Strompreisarbitrage. Speicher kaufen Strom, wenn er im Überfluss vorhanden (z. B. mittags bei viel Sonneneinstrahlung) und günstig ist, und speisen ihn wieder ein, wenn er benötigt wird (z. B. abends).
• Preissenkung: Durch diesen Mechanismus dämpfen Batteriespeicher Preisspitzen und senken tendenziell die durchschnittlichen Grosshandelspreise, indem sie teure (Gas-)Spitzenlastkraftwerke ersetzen.
• Private Finanzierung: Grosse Speicher finanzieren sich primär über den Markt und benötigen keine zusätzlichen Subventionen.

Systemrelevanz und Technologie:

• Netzstabilität: Batteriespeicher sind ein zentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende und die Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Sie dienen der Frequenzstützung, gleichen wetterbedingte Schwankungen aus und entlasten das Stromnetz (Peak Shaving).
• Technologische Dominanz: Lithium-Ionen-Batterien (insbesondere LFP) beherrschen den Markt. Alternative Technologien wie Redox-Flow-Batterien bieten Vorteile wie Nicht-Brennbarkeit und längere Lebensdauer und werden für Grossprojekte wie den geplanten weltgrössten Speicher in Laufenburg (800 MW Leistung) eingesetzt.
• Anwender-Nutzen: Bei Endverbrauchern (Ein- und Mehrfamilienhäusern) stehen die Steigerung des Eigenverbrauchs und der Autarkiegrad im Vordergrund. Im EFH-Bereich wird in der Schweiz bereits rund jede zweite neue PV-Anlage mit einem Speicher installiert.

Herausforderungen und Handlungsbedarf:

• Regulatorische Hürden und Netzanbindung: Der Ausbau wird oft trotz der Politik und nicht wegen ihr vorangetrieben. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Deutschland verzeichnen eine "Batterie-Tsunami" an Anschlussanfragen (z.B. über 90 GW allein bei 50Hertz), was die Bearbeitungskapazitäten übersteigt und neue Priorisierungsverfahren erfordert.
• Fehlende Anreize: Es fehlen ausreichende finanzielle Anreize und die notwendige Regulatorik, um Grossspeicher netzdienlich zu betreiben.
• Netzentgelte: Die Diskussion um die doppelte Verrechnung von Netzentgelten (beim Laden und Entladen) stellt für grosse Projekte ohne Nachfolgeregelung ab 2029 ein Risiko dar.
• Nachhaltigkeit und Sicherheit: Die Wiederverwendung von Second-Life-Batterien kann die CO2-Emissionen um bis zu 70 Prozent reduzieren. Studien belegen, dass das Brandrisiko von stationären Batteriespeichern extrem gering ist, beispielsweise 75-mal kleiner als bei Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor.

Fazit:

Batteriespeicher sind eine unverzichtbare Schlüsseltechnologie, deren Erfolg momentan primär durch die Marktattraktivität und sinkende Kosten getragen wird. Um das volle Potenzial für die Netzstabilisierung und Kostensenkung auszuschöpfen, ist jedoch eine beschleunigte Anpassung der politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie des Netzausbaus notwendig.

Die technologische Revolution der Batteriespeichersysteme (BESS).

Der Energiesektor in Mitteleuropa erlebt derzeit einen beispiellosen Wandel, angetrieben durch den massiven Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere der Photovoltaik (PV). Im Zentrum dieser Entwicklung stehen Batteriespeichersysteme (BESS), die sowohl in Deutschland als auch in der Schweiz einen exponentiellen Boom erleben. Experten sprechen von einem "Batterie-Tsunami" an Anfragen, was die strategische und wirtschaftliche Bedeutung dieser Technologie unterstreicht.

1. Marktdynamik und Wachstumstreiber.

Batteriespeicher werden als zentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende und die Gewährleistung der Versorgungssicherheit betrachtet.

1.1 Der Boom in Deutschland

Deutschland ist in Europa führend beim Zubau neuer Speicherkapazitäten und trug 2023 34 Prozent zur europaweit neu installierten Kapazität bei. Die installierte Kapazität an Grossspeichern soll sich bis 2030 voraussichtlich verfünfzehnfachen.

• Aktuelle Kapazitäten und Prognosen: Aktuell können die vorhandenen Grossspeicher in Deutschland 2,2 Gigawattstunden (GWh) aufnehmen. Prognosen zufolge soll dieser Wert in den nächsten zwei Jahren auf 5,9 GWh und bis zum Ende des Jahrzehnts auf 57 GWh steigen – 25 Mal so viel wie heute.
• Anfrageflut: Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Deutschland, wie 50Hertz, verzeichnen eine massive Flut an Anschlussanfragen. Allein bei 50Hertz lagen die Anträge Anfang 2024 bei über 85 GW, was ungefähr der Spitzenlast des gesamten deutschen Stromverbrauchs entspricht. Diese Zahl stieg kurz darauf sogar auf über 90 GW. Es ist jedoch unmöglich, dass diese grosse Menge an Anträgen in den kommenden Jahren tatsächlich ans Netz angeschlossen werden kann.
• Wachstum bei Heimspeichern: Der Heimspeichermarkt in Deutschland wuchs 2023 um 150 Prozent, und die Zahl der installierten Batteriespeicher überschritt Ende 2023 die Millionengrenze. Bei rund drei von vier neuen Photovoltaikanlagen wurde dort ein Speicher mitinstalliert.

Beispiele von Projekten in Deutschland.

Batteriespeichersysteme (BESS) in Deutschland, darunter bereits in Betrieb genommene Anlagen, Projekte in Bau und spezifische Planungen.

Zusätzliche geplante Projekte ohne spezifische MWh-Angabe:

• Vattenfall plant eine Anlage am ehemaligen Kernkraftwerk Krümmel (am Elbufer) mit bis zu 400 Megawatt (MW) Leistung.
• Die Telekom plant weitere Batteriespeicher an den Standorten Hannover, Münster und München.
• Ein Speicher ist in Hausham (Oberbayern) auf dem Gelände des ehemaligen Gaskraftwerks in Planung.
• Ein neuer Grossspeicher wurde in Titling (Landkreis Passau) ans Netz angeschlossen.

Überblick über Gesamtkapazitäten und Anfragelage:

• Die vorhandenen Grossspeicher in Deutschland konnten aktuell (Stand Ende 2024/Anfang 2025) 2,2 Gigawattstunden (GWh) aufnehmen.
• Laut Prognosen soll dieser Wert in den nächsten zwei Jahren auf 5,9 GWh und bis Ende des Jahrzehnts auf 57 GWh steigen.
• Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), wie 50Hertz, verzeichneten zum Jahreswechsel 2024/2025 eine Antragslage von über 90 GW an Batterieanfragen allein in ihrem Netzgebiet.

1.2 Der Markt in der Schweiz.

Auch in der Schweiz wächst der Markt für stationäre BESS rasant. Solarenergie deckt 2025 bereits rund 14 Prozent des Schweizer Strombedarfs.

• Verdopplung des Bestands: In den vergangenen drei Jahren hat sich der Gesamtbestand an Batteriespeichern nahezu jährlich verdoppelt.
• Installationshäufigkeit: Mittlerweile wird rund jede zweite neue PV-Anlage in Einfamilienhäusern (EFH) in der Schweiz mit einem Batteriespeicher installiert (2023: 42% in EFH, 18% in MFH).
• Grösse der Anlagen: Die durchschnittliche Speichergrösse in der Schweiz stieg von 8,8 kWh im Jahr 2017 auf 13,5 kWh im Jahr 2023.
• Regionales Wachstum: Das grösste Wachstum wird weiterhin im EFH-Sektor erwartet. Regional wird in der Westschweiz und im Tessin ein mittleres Wachstum (10–20% Zunahme) prognostiziert.

Beispiele von Projekten in der Schweiz.

Batteriespeichersysteme (BESS) in der Schweiz, darunter bereits in Betrieb genommene Anlagen, Projekte in Bau und spezifische Planungen.

Hinweis zu Gesamtangaben:

Die erfassten Grossbatteriespeicher (über 1 MW) in der Schweiz stellen insgesamt über 430 MWh Speicherkapazität und fast 250 MW Leistung bereit. Zum Vergleich betrug die gesamte installierte Speicherkapazität in der Schweiz Ende 2023 insgesamt 607.312 kWh (ca. 0,6 GWh), ein Anstieg von 86,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Wichtigste geplante Anlage (international bedeutsam):

Das Projekt in Laufenburg (AG) mit 800 MW Leistung und 1,6 GWh Kapazität ist als weltweit grösste Redox-Flow-Batterie geplant. Die Batterie soll die Stabilität des Schweizer Stromnetzes gewährleisten, indem sie die Schwankungen durch PV-Anlagen und Wärmepumpen ausgleicht.

1.3 Triebkräfte des Booms.

Der Boom ist hauptsächlich auf zwei Faktoren zurückzuführen:

1. Sinkende Kosten: Die Preise für Batteriespeicher sind in den letzten Jahren erheblich gesunken. Dies liegt an technologischen Fortschritten, der zunehmenden Massenproduktion und dem vermehrten Einsatz kostengünstigerer Lithium-Eisen-Phosphat (LFP)-Batterien. Bis 2030 wird weltweit ein Preisniveau von etwa 80 USD/kWh prognostiziert.

2. Volatilität im Stromnetz: Der zunehmende Anteil erneuerbarer Energien, die wetterabhängig Strom produzieren, führt zu grösseren Schwankungen und Ausschlägen am Börsenstrompreis.

2. Wirtschaftlichkeit und Geschäftsmodelle.

Grossbatteriespeicher werden zu einem attraktiven Investitionsobjekt, da sie sich primär über den Markt refinanzieren und keine zusätzlichen Subventionen benötigen.

2.1 Arbitrage und Rentabilität.

Das zentrale Geschäftsmodell ist die Strompreisarbitrage.

• Funktionsweise: Batteriespeicher kaufen Strom, wenn er im Überfluss vorhanden (z. B. mittags bei starker Sonneneinstrahlung) und günstig ist, und speisen ihn wieder ein, wenn die Nachfrage hoch und der Preis teuer ist (z. B. abends).
• Amortisation: Ein Grossbatteriespeicher amortisiert sich aufgrund der gesunkenen Kosten und der Volatilität an den Märkten oft schon nach ein bis zwei Jahren und wird bei Lebensdauern von 15 bis 20 Jahren als "echte Gelddruckmaschine" bezeichnet. Bei einer Projektlaufzeit von 20 Jahren erwarten Betreiber oft eine Eigenkapitalrendite von etwa 15 Prozent pro Jahr.
• Vorteile für Verbraucher und Netz: Durch den Arbitragehandel werden Preisspitzen gedämpft, und die Batteriespeicher tragen dazu bei, die durchschnittlichen Grosshandelspreise zu senken, indem sie teure (Gas-)Spitzenlastkraftwerke ersetzen. Dies reduziert auch die Kosten für Entschädigungszahlungen an Energieversorger für nicht eingespeisten Strom, die 2022 in Deutschland über 800 Millionen Euro betrugen.

2.2 Kostenstruktur und Preisentwicklung.

Die Endkundenpreise für stationäre Speicher in der Schweiz sind gesunken: Während sie 2016/2017 noch zwischen 1000 und 2500 CHF pro kWh lagen, sank der Durchschnittspreis (inkl. Installation) bis Dezember 2024 auf rund 800 CHF pro kWh. Die meisten Marktteilnehmer halten jedoch einen Preis zwischen 300 und 600 CHF/kWh als wirtschaftlich sinnvoll.

Die Materialkosten machen etwa 60 Prozent der Endkundenpreise aus, während Planung, Installation und administrative Arbeiten in der Schweiz etwa 40 Prozent der Kosten ausmachen. 

2.3 Motivation der Endkunden.

Bei Endverbrauchern stehen weniger die finanzielle Arbitrage, sondern primär der Wunsch nach Autarkie und Unabhängigkeit im Vordergrund.

• Die Steigerung des Eigenverbrauchs und der damit verbundene höhere Autarkiegrad ist der wichtigste Grund für die Installation eines BESS, insbesondere im Wohnsektor.
• Ein weiterer wichtiger Grund ist die Reaktion auf niedrige Abnahmevergütungen durch die Verteilnetzbetreiber.
• Die Eigenverbrauchsquote einer PV-Anlage kann durch den Einsatz eines Speichers von durchschnittlich 30 Prozent auf rund 50 Prozent erhöht werden. In Einzelfällen sind bis zu 90% möglich.
• Die Möglichkeit zur Notstromversorgung ist für knapp 30 Prozent der Käufer ein relevantes Motiv.

3. Schlüsseltechnologien und Grossprojekte.

Die vorherrschende Technologie auf dem Markt sind Lithium-Ionen-Batterien. Allerdings gewinnen Alternativen und Grossprojekte zur Netzstabilisierung zunehmend an Bedeutung.

3.1 Technologie-Trends.

• Lithium-Ionen (Li-Ion): Li-Ion-Batterien dominieren den Schweizer Markt mit 98,7 Prozent des Gesamtbestands (2023). Innerhalb dieser Kategorie setzen 80 Prozent der Schweizer Anbieter auf die Lithium-Eisen-Phosphat (LFP)-Technologie. LFP-Batterien sind aufgrund ihres Verzichts auf Kobalt und des geringeren Brandrisikos (im Vergleich zu NMC/NCA) besonders verbreitet.
• Redox-Flow-Batterien: Diese "Flüssigbatterien" speichern Energie in Elektrolytflüssigkeit in externen Tanks.
• • Vorteile: Sie sind nicht brennbar und nicht explosiv, benötigen keine kritischen Rohstoffe wie Lithium oder Kobalt und weisen eine sehr lange Lebensdauer (25–30 Jahre) auf.
  • Nachteile: Sie haben eine geringere Lade- und Entladegeschwindigkeit sowie einen niedrigeren Wirkungsgrad als Li-Ion-Batterien.
  • Grossprojekt Laufenburg: Im Aargau (CH) ist der Bau des weltweit grössten Redox-Flow-Speichers geplant, mit einer Leistung von 800 MW und einer Kapazität von 1,6 GWh.

3.2 Grossspeicher im Netz (Front-of-the-Meter).

Batteriespeicher mit eigenem Verteilnetzanschluss ("Front-of-the-meter") sind entscheidend für die Netzstabilität.

• Rolle für die Systemstabilität: Sie dienen der Frequenzstützung, dem Ausgleich wetterbedingter Schwankungen, dem Peak Shaving (Reduktion von Lastspitzen) und der Bereitstellung von Regelenergie.
• Grid-Forming-Fähigkeit: Grossspeicher, ausgestattet mit grid-forming-fähigen Wechselrichtern, können im Bedarfsfall netzbildend arbeiten. Das bedeutet, sie können Spannung und Frequenz im Netz stabilisieren und im Störfall sogar Schwarzstartfunktionen zur Wiederherstellung des Stromnetzes übernehmen.
• Schweizer Grossprojekte: Der derzeit grösste BESS der Schweiz in Ingenbohl (SZ) wurde kürzlich auf 28 MW Leistung erweitert und stabilisiert das europäische Stromnetz durch die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelleistung. Weitere grosse Projekte entstehen in Gurtnellen (UR) (50 MW / 100 MWh) und Kappel (SO) (65 MWh Kapazität).

4. Regulatorische und Infrastrukturelle Herausforderungen.

Obwohl Batteriespeicher eine unverzichtbare Schlüsseltechnologie darstellen, wird ihr volles Potenzial durch regulatorische und infrastrukturelle Hürden gebremst.

4.1 Der deutsche Engpass: Netzanschluss und Bürokratie.

Der massive Anstieg der Anschlussanfragen in Deutschland (der "Batterie-Tsunami") übersteigt die Bearbeitungskapazitäten der ÜNB bei Weitem.

• Priorisierung notwendig: ÜNB wie 50Hertz müssen von der bisherigen "First Come, First Served"-Regel abrücken und ein neues Zuteilungsverfahren einführen, um Projekte anhand ihres Reifegrads zu priorisieren.
• Infrastrukturkosten und Zeitrahmen: Der Anschluss eines Grossspeichers erfordert in der Regel den Bau oder die Erweiterung eines Umspannwerks, was mehrere Jahre dauern kann. Die Realisierungszeiträume der Investoren sind oft kürzer als die für den Netzanschluss benötigte Zeit.
• Fehlende Allokationssignale: Die einheitliche Strompreiszone in Deutschland führt dazu, dass sich Speicher überall ansiedeln können, auch an Orten, die aus Netzsicht ungünstig sind.
• Baukostenzuschüsse (BKZ): Die Bundesnetzagentur hat differenzierte BKZ eingeführt, um ein Preissignal an Investoren zu senden, damit diese an netzdienlicheren Standorten bauen. Die Höhe dieser Zuschüsse variiert je nach Anschlussort.

4.2 Regulatorische Verbesserungen in der Schweiz.

Die Schweiz reagiert mit neuen Gesetzen auf die wachsende Bedeutung der BESS:

• Rückerstattung des Netzentgelts: Ab 2026 soll das Netzentgelt für gespeicherten und wieder eingespeisten Strom zurückerstattet werden, wodurch die doppelte Verrechnung der Netzgebühr entfällt. Dies verbessert die Wirtschaftlichkeit von BESS erheblich.
• Netzdienlicher Betrieb: Das revidierte Stromversorgungsgesetz (StromVG) schafft ab 2026 die Grundlage für zeitlich oder örtlich differenzierte Netztarife, um Anreize für einen netzoptimierten Ladebetrieb (z. B. Laden mittags bei maximaler PV-Produktion) zu schaffen.
• Datenaustausch: Eine zentrale Herausforderung bleibt die fehlende Standardisierung der Datenschnittstelle zwischen Netzbetreibern (Flexibilitätsmanager) und Energiemanagementsystemen (EMS) in Gebäuden, was für die effiziente Steuerung von BESS essenziell ist.

5. Ökologie, Sicherheit und Innovation.

5.1 Nachhaltigkeit und Rohstoffe.

• Second-Life-Batterien: Gebrauchte Batterien aus Elektrofahrzeugen können als stationäre Speicher weiterverwendet werden, da sie oft noch 80 Prozent ihrer ursprünglichen Kapazität besitzen. Die Wiederverwendung reduziert die CO2-Emissionen im Vergleich zu neuen Batterien um bis zu 70 Prozent.
• Recycling und Entsorgung: In der Schweiz ist die Entsorgung über die vorgezogene Entsorgungsgebühr (VEG) geregelt, die beim Kauf entrichtet wird. Ziel ist es, Rückgewinnungsraten von über 90% für Rohstoffe wie Kobalt und Nickel zu erreichen.

5.2 Brandschutz und Sicherheit.

Das Thema Brandschutz wird durch Studien sachlich eingeordnet:

• Geringes Brandrisiko: Die Wahrscheinlichkeit eines Brandes durch stationäre Batteriespeicher in deutschen Haushalten lag 2023 bei nur 0,0049 Prozent. Die Wahrscheinlichkeit eines Brandes an einem Verbrennungsmotorfahrzeug ist 75-mal grösser als die eines BESS-Brandes.
• Ursachen: Brandursachen sind selten die Batteriezellen selbst, sondern oft das Betriebssystem, Steuerungen, Beschädigungen oder unsachgemässe Handhabung. Nicht-brennbare Technologien wie Redox-Flow-Batterien reduzieren das Risiko zusätzlich.

5.3 Zukünftige Innovationen.

• Bidirektionales Laden: Elektrofahrzeuge können als mobile Speicher genutzt werden. Vehicle-to-Home (V2H) ist in der Schweiz bereits technisch möglich und wird vermehrt genutzt. Vehicle-to-Grid (V2G) ist regulatorisch noch eine Herausforderung, wird aber als wichtig für die Netzstabilisierung angesehen.
• Organische Batterien: Neue Technologien, basierend auf organischen und festen Komponenten, kommen ohne Lithium aus und eignen sich zur Langzeitspeicherung. Diese werden derzeit in Pilotprojekten in Deutschland getestet, um deren wirtschaftliche und technische Leistungsfähigkeit zu prüfen.

Kosten bidirektionales Laden Schweiz.

2.12.2025

Kosten bidirektionales Laden Schweiz: Vehicle-to-Grid (V2G), Netzstabilität, Pilotprojekt Zug, Besteuerung von E-Autos. Stromüberschüsse speichern, wieder ins Netz einspeisen, Lastspitzen abzufedern, Integration erneuerbare Energien.

Kosten bidirektionales Laden Schweiz.

E-Autos, bidirektionales Laden.

3.12.2025

E-Autos, bidirektionales Laden, mobiler Stromspeicher: Vehicle-to-Load (V2L), Vehicle-to-Home (V2H), Vehicle-to-Grid (V2G). Ermöglicht Elektrofahrzeugen (E-Autos), Strom nicht nur aufzunehmen, sondern diesen auch aus der Batterie abzugeben.

E-Autos, bidirektionales Laden.

Welche Batterietechnologie wird sich in Zukunft für welche Anwendung durchsetzen? 

Die Auswahl der zukünftig dominierenden Batterietechnologie hängt stark von der spezifischen Anwendung und den geforderten Eigenschaften ab (wie Energiedichte, Sicherheit, Lebensdauer und Kosten). Die Quellen zeigen einen klaren Trend zur Vorherrschaft von Lithium-Ionen-Batterien für die Kurzzeitspeicherung, während alternative Technologien wie Redox-Flow-Batterien und organische Batterien ihre Nische bei Grossprojekten und der Langzeitspeicherung finden.

Die Lithium-Eisen-Phosphat (LFP)-Technologie hat sich innerhalb der Lithium-Ionen-Kategorie aufgrund von Kostenvorteilen, Sicherheit und dem Verzicht auf Kobalt zur meistverwendeten Technologie entwickelt, insbesondere in stationären Speichern.

Zukünftige Batterietechnologien nach Anwendung. 

Hinweis zu Blei- und Salzbatterien:

Blei-Batterien verzeichnen in der Schweiz einen starken Rückgang (Anteil 2023: 0,3%).

Natrium-Nickelchlorid-Batterien (Salzbatterien) machen etwa 1% des Schweizer Marktes aus und bieten Vorteile bei den Materialien und der Lebensdauer, haben jedoch Nachteile beim Wirkungsgrad und der Lade-/Entladegeschwindigkeit. Ihre geringere Energiedichte erfordert mehr Platz.

Zukunfstszenario Schweiz.

Die zukünftige Energielandschaft der Schweiz wird massgeblich durch den exponentiellen Boom der Batteriespeichersysteme (BESS) geprägt, die als zentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende und die Gewährleistung der Versorgungssicherheit gelten. Die Schweiz verfolgt im Rahmen der Energiestrategie 2050 das ehrgeizige Ziel, bis 2050 klimaneutral zu werden, wofür rund 35 TWh erneuerbarer Strom zusätzlich zur Wasserkraft benötigt werden.

Das Zukunftsszenario für die Schweiz konzentriert sich auf eine tiefgreifende technologische Transformation, die durch angepasste regulatorische Rahmenbedingungen und massive Investitionen in Kurzzeitspeicher gekennzeichnet ist.

I. Marktdynamik und Ausbauziele.

Der Ausbau von Batteriespeichern wird sich in den kommenden Jahren dynamisch fortsetzen, primär getrieben durch sinkende Kosten und die Notwendigkeit, wetterabhängigen Solarstrom intelligent zu nutzen:

• Massive Marktdurchdringung: Bis 2050 wird erwartet, dass etwa 70 Prozent aller Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) in der Schweiz mit einem Batteriespeicher ausgestattet sein werden.
• Wachstum im EFH-Sektor: Das grösste Wachstum wird weiterhin im Sektor der Einfamilienhäuser (EFH) prognostiziert. Bei Neubauten von PV-Anlagen im EFH-Bereich wird bereits heute rund jede zweite Anlage mit einem Speicher kombiniert.
• Erhöhter Autarkiegrad: Für private Verbraucher wird der Autarkiegrad und die Steigerung des Eigenverbrauchs das Hauptmotiv bleiben. Mithilfe von BESS kann die Eigenverbrauchsquote von durchschnittlich 30 Prozent auf rund 50 Prozent (in Einzelfällen bis zu 90%) erhöht werden.
• Kurz- und Langzeitspeicherbedarf: Um die Flexibilität im Stromnetz zu gewährleisten, muss die installierte Batterieleistung zwischen 2030 und 2040 voraussichtlich vervierfacht werden. Gleichzeitig bleiben Speicherseen für die saisonale Absicherung essenziell, da Batterien bisher nur für Kurzzeitspeicherung (Stunden bis wenige Tage) geeignet sind.

II. Regulatorische Weichenstellungen.

Um das volle Potenzial der BESS auszuschöpfen, wird der regulatorische Rahmen bis 2026 massgeblich angepasst, um netzdienliches Verhalten finanziell zu incentivieren:

• Rückerstattung der Netzentgelte (ab 2026): Ab dem 1. Januar 2026 tritt das zweite Verordnungspaket des revidierten Stromversorgungsgesetzes (StromVG) in Kraft. Die wichtigste Massnahme ist die Rückerstattung des Netzentgelts für gespeicherten und wieder eingespeisten Strom, was die Rentabilität von BESS deutlich steigert und die doppelte Verrechnung der Netzgebühr beseitigt.
• Netzdienlicher Betrieb durch Tarife: Ab 2026 werden zeitlich oder örtlich differenzierte Netztarife (dynamische Stromtarife) möglich. Dies schafft Anreize, Strom zu Niedrigpreiszeiten (z. B. mittags bei maximaler PV-Produktion) zu speichern und ihn zu Hochpreiszeiten (z. B. abends) zu nutzen.
• Förderung von Quartier- und Gewerbespeichern: Um die dezentrale Nutzung und die Netzentlastung zu fördern, könnten künftig Auktionsverfahren (analog zu PV-Anlagen) zur Förderung von Quartier- und Gewerbespeichern eingeführt werden.
• Datenaustausch und Flexibilität: Es werden Bestrebungen laufen, verbindliche Kommunikationsstandards (z. B. über SmartGridready) zu etablieren. Dies ist notwendig, damit Verteilnetzbetreiber (VNB) die Flexibilität von Speichern in Gebäuden (via Energiemanagementsystemen, EMS) effektiv steuern können.
• Bidirektionales Laden (V2G): Bidirektionales Laden (V2H, Nutzung des E-Autos als Hausspeicher) ist bereits heute möglich. Damit jedoch Vehicle-to-Grid (V2G), also die Rückspeisung in das allgemeine Netz, flächendeckend umgesetzt werden kann, sind weitere regulatorische Schritte, wie die Rückerstattung der Netzentgelte, erforderlich.

III. Technologische Führung und Systemstabilität.

Die Schweiz positioniert sich strategisch mit innovativen Grossprojekten und netzbildenden Technologien, die die Abhängigkeit von konventionellen Kraftwerken zur Stabilisierung des Netzes reduzieren sollen.

• Weltweit grösster Redox-Flow-Speicher: Im aargauischen Laufenburg (AG), einem historischen Knotenpunkt der europäischen Stromnetze, wird der Bau des weltweit grössten Redox-Flow-Batteriespeichers mit 800 MW Leistung und 1,6 GWh Kapazität geplant. Die Inbetriebnahme ist für Sommer 2028 vorgesehen.
• Technologische Vorzüge: Der Einsatz von Redox-Flow-Technologie in Laufenburg ist strategisch bedeutsam, da diese Batterien nicht brennbar und nicht explosiv sind, keine kritischen Rohstoffe wie Lithium oder Kobalt benötigen und eine sehr lange Lebensdauer (25 bis 30 Jahre) aufweisen.
• Netzbildende Funktionen (Grid-Forming): Batteriespeicher werden künftig verstärkt mit grid-forming-fähigen Wechselrichtern ausgestattet sein. Dadurch können sie die Systemstabilität gewährleisten, indem sie:

1. Die Netzfrequenz und Spannung stabilisieren (Momentanreserve).
2. Im Störfall Schwarzstartfunktionen zur Wiederherstellung des Stromnetzes übernehmen.
3. Die Notstromversorgung gewährleisten.

Schwarmspeicher und Regelenergie: Aggregierte Batteriespeicher (Schwarmspeicher) von Haushalten oder grösseren Stromerzeugern werden eine wachsende Rolle im Regelenergiemarkt (Primär- und Sekundärregelleistung) spielen, um Schwankungen im europäischen Netz auszugleichen und mehr Wettbewerb in diesen Markt zu bringen.

IV. Ökologische und infrastrukturelle Aspekte.

Die Nachhaltigkeit und die sichere Handhabung der Technologie sind zentrale Zukunftsaspekte.

• Second-Life und Kreislaufwirtschaft: Die Wiederverwendung von Batterien aus Elektrofahrzeugen (Second-Life-Batterien) als stationäre Speicher wird zur Reduktion von CO2-Emissionen um bis zu 70 Prozent beitragen. Die obligatorische vorgezogene Entsorgungsgebühr (VEG) sichert das Recycling von Lithium-Ionen-Akkus.
• Sicherheit: Das Brandrisiko von stationären Batteriespeichern in Haushalten wird als extrem gering eingestuft. Neue Brandschutzvorschriften (BSV 2026) und die Weiterentwicklung nicht brennbarer Technologien (Redox-Flow) werden das Vertrauen in die Technologie weiter stärken.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Schweiz auf dem Weg ist, Batteriespeicher von einer Nischenlösung zur Eigenverbrauchsoptimierung zu einem zentralen und unverzichtbaren Pfeiler der nationalen Energieinfrastruktur zu machen. Der technologische Fortschritt, insbesondere bei netzbildenden Funktionen und innovativen Grossspeicherprojekten, wird die Schweiz in die Lage versetzen, ihre Energieziele zu erreichen und die Systemstabilität in einem zunehmend volatilen europäischen Netz zu sichern. Das zentrale Zukunftsziel ist es, ein flexibles, emissionsfreies und modulares Energiesystem zu schaffen, in dem Strom nicht mehr nur in Kraftwerksblöcken gedacht wird, sondern in vernetzten Systemen aus Sonne, Wind, KI, Wasserstoff und Batterien.

Zukunfstszenario Deutschland.

Die künftige Rolle von Batteriespeichersystemen (BESS) in Deutschland, gestützt auf den aktuellen exponentiellen Boom, die wirtschaftlichen Treiber und die notwendigen infrastrukturellen sowie regulatorischen Anpassungen.

Zukunftsszenario Deutschland: Batteriespeicher als Rückgrat der Energiewende.

Deutschland sieht sich einer massiven, marktgetriebenen Umwälzung der Energieinfrastruktur gegenüber, in deren Zentrum der Ausbau von Batteriespeichern steht. Experten bezeichnen die aktuelle Entwicklung als "Batterie-Tsunami", da die Zahl der Grossspeicherprojekte die Kapazitäten der Netzbetreiber und die bestehenden regulatorischen Rahmenbedingungen weit übersteigt.

I. Der Exponentielle Markthochlauf und Quantitative Ziele.

Die Zukunft Deutschlands ist von einem massiven, teils unkontrollierten Ausbau der Speicherkapazitäten gekennzeichnet, der von Industrie und privaten Investoren getragen wird.

1. Kapazitätssteigerung bis 2030.

Die Prognosen für den Ausbau der Grossspeicher sind beeindruckend und zeigen die Geschwindigkeit der Transformation:

• Massiver Kapazitätszuwachs: Aktuell können die vorhandenen Grossspeicher in Deutschland 2,2 Gigawattstunden (GWh) aufnehmen. Dieser Wert soll sich laut Prognosen bis Ende des Jahrzehnts auf 57 GWh erhöhen, was 25 Mal so viel ist wie heute.
• Wachstumstreiber Photovoltaik (PV): Dieser Boom ist notwendig, da bereits rund 82 Gigawatt (GW) an PV-Anlagen installiert sind. Die Speicherung dieser volatilen Energie ist essenziell. Deutschland trägt 34 Prozent zur europaweit neu installierten Kapazität bei.
• Heimspeichermarkt: Der Heimspeichermarkt hat sich ebenfalls rasant entwickelt: Die Zahl der installierten Batteriespeicher überschritt Ende 2023 die Millionengrenze. Bei rund drei von vier neuen PV-Anlagen wurde 2023 ein Speicher mitinstalliert.

2. Der "Batterie-Tsunami" und Infrastrukturelle Engpässe.

Der Hochlauf wird durch massive Anfragen an die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) untermauert, die jedoch das grösste Hindernis für die kurzfristige Umsetzung darstellen.

• Antragsflut: Allein beim ÜNB 50Hertz beliefen sich die Anschlussanfragen zum Jahreswechsel 2024/2025 auf über 90 GW Leistung. Zum Vergleich: Dies entspricht etwa der Spitzenlast des gesamten deutschen Stromverbrauchs.
• Realisierungs-Inkongruenz: Es ist vollkommen klar, dass diese grosse Menge an Anträgen in den kommenden Jahren unmöglich an das Netz angeschlossen werden kann. Die Realisierungszeiträume der Investoren sind oft kürzer als die Bauzeit für den Netzanschluss, da fast jedes Mal ein Umspannwerk erweitert oder neu gebaut werden muss.
• Realistische Prognosen: Der Netzentwicklungsplan geht beim ÜNB 50Hertz bis 2045 von einer Grossbatterieleistung zwischen 8 GW und 15 GW aus – was die Diskrepanz zur aktuellen Antragslage von über 90 GW verdeutlicht.

II. Ökonomische Basis und Finanzierung.

Das Zukunftsszenario ist geprägt von der Finanzierung der BESS durch den Markt, was die Technologie zu einem wettbewerbsfähigen Pfeiler der Energieversorgung macht.

1. Die Rolle der Arbitrage.

Das zentrale Geschäftsmodell bleibt die Strompreisarbitrage:

• Amortisation und Rendite: Batteriespeicher amortisieren sich oft schon nach ein bis zwei Jahren. Bei einer Lebensdauer von 15 bis 20 Jahren gelten sie als "echte Gelddruckmaschine". Es wird im Markt mit Projekt-Renditen von etwa 15 Prozent pro Jahr gerechnet.
• Preissenkung: Die Speicher kaufen Strom, wenn er günstig ist (z. B. mittags bei viel PV-Strom), und verkaufen ihn, wenn er teuer ist (z. B. abends). Die Preise bei der Wiedereinspeisung liegen dabei unterhalb der Preise von (Gas-)Spitzenlastkraftwerken.
• Wettbewerbsfähigkeit: Modellrechnungen zeigen, dass grosse PV-Speicher-Kombinationen Stromgestehungskosten von 2,5 bis 4,0 Cent pro Kilowattstunde erreichen könnten – und damit günstiger als alle Arten der Stromerzeugung aus nicht erneuerbaren Quellen wären.

2. Finanzierung und Kosten.

Der Boom wird dadurch getragen, dass Grossspeicher keine zusätzlichen Subventionen benötigen.

• Kostenreduktion: Der Preistrend bei Batterien zeigt etwa alle drei Jahre eine Halbierung der Kosten. Die Investitionskosten pro installierter Megawattstunde (MWh) liegen grob bei 400.000 bis 500.000 Euro.
• Geringe Strompreiseffekte: Obwohl BESS die Gesamtpreise senken, wird für die Verbraucher in den ersten Jahren keine starke Wirkung auf den Marktpreis erwartet, da das deutsche Marktgebiet sehr robust und liquide ist.

III. Regulatorische Transformation und Priorisierung.

Die politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen, die teilweise noch aus den 1980er oder 90er Jahren stammen, müssen dringend an die neuen Gegebenheiten angepasst werden.

1. Bewältigung der Antragsflut.

Der Umstieg auf neue Verfahren ist unumgänglich, um eine sinnvolle Netzentwicklung zu gewährleisten.

• Abschied von "First Come, First Served": Die ÜNB müssen von diesem Prinzip abrücken, da die Kapazitäten begrenzt sind.
• Zuteilungsverfahren und Reifegrad: Neue Verfahren müssen ab Sommer 2025 die Projekte nach ihrem Reifegrad beurteilen und priorisieren.
• Allokationssignale: Die einheitliche Strompreiszone begünstigt die Ansiedlung von Speichern an Orten, die netztechnisch ungünstig sein können. Die Bundesnetzagentur hat daher differenzierte Baukostenzuschüsse eingeführt, die als Preissignal wirken sollen, um Investoren zu netzdienlicheren Standorten zu lenken.

2. Netzdienlichkeit und Gewerbesteuer.

Die zukünftige Regulierung muss Anreize für einen netzdienlichen Betrieb schaffen.

• Fehlende Anreize: Derzeit erhalten Grossspeicher keine ausreichenden Anreize, um sich netzdienlich zu integrieren, was die Kostensenkung im System bremst. Die Speichersysteme handeln primär zur Profitmaximierung, anstatt Engpässen entgegenzuwirken.
• Netzentgelt-Regelung: Die Befreiung der Grossspeicher von der doppelten Verrechnung der Netzentgelte (beim Laden und Entladen) ist bis 2029 verlängert worden. Es wird jedoch eine Nachfolgeregelung benötigt, die netzdienliches Verhalten belohnt.
• Gewerbesteuer: Ein dringender Appell an die Politik ist die notwendige Reform der Gewerbesteuer. Aktuell profitieren die Gemeinden vor Ort, die die Lasten tragen, nicht von den Gewerbesteuern der Grossspeicher, da diese oft an günstigen Orten (wie Grünwald) angemeldet sind. Es wird eine 90/10-Aufteilung zugunsten der Standortgemeinden gefordert.

IV. Technologische Entwicklung und Systemrolle.

BESS werden ihre Rolle von reinen Arbitrage-Maschinen zu zentralen Stützen des Stromnetzes ausweiten.

1. Stabilisierung und Redispatch-Reduktion.

Die Speicher sind unerlässlich, um die volatile Einspeisung von PV und Wind zu beherrschen.

• Systemdienstleistungen: BESS leisten heute schon Frequenzstützung und Regelenergie. Zukünftig werden sie durch grid-forming-fähige Wechselrichter ausgestattet sein, die netzbildend arbeiten und Spannung sowie Frequenz stabilisieren können, eine Funktion, die bisher konventionellen Kraftwerken vorbehalten war.
• Reduzierung von Abregelungen: Durch die Pufferfunktion der Batterien kann die Abregelung (Redispatch) von PV- und Windparks reduziert werden, wodurch Entschädigungszahlungen, die 2022 bei über 800 Millionen Euro lagen, gesenkt werden.

2. Neue Technologien und Speichertiefe.

Die Technologie wird sich über Lithium-Ionen hinaus diversifizieren, um auch längere Speicherzeiten abzudecken.

• LFP-Dominanz: Lithium-Eisen-Phosphat (LFP)-Batterien sind aufgrund ihrer Sicherheit und Kosteneffizienz die vorherrschende Technologie.
• Langzeitspeicher-Pilotprojekte: Für die Langzeitspeicherung (über Stunden hinaus) gibt es Pilotprojekte, die neue Technologien testen, z.B.:
• • Organische Solid Flow Batterien: CM Blu testet am Uniper Kraftwerk in Grosskrotzenburg organische Flüssigbatterien, die ohne Lithium auskommen und auf Langzeitspeicherung ausgelegt sind.
  • Eisen-Redox-Flow: Die LEAG plant am Standort Boxberg den ersten Gigaspeicher (500 MWh) in Kombination aus Lithium-Ionen- und Eisen-Redox-Flow-Batterien, um Langzeit- und Kurzzeitspeicherung zu kombinieren.
• V2G und Sektorenkopplung: Die bidirektionale Einbindung von Elektroautos (V2G) wird zukünftig deutlich an Bedeutung gewinnen und als mobile Speicher Flexibilität ins System bringen.

Fazit.

Das Energiesystem Deutschlands bewegt sich in Richtung eines flexiblen, emissionsfreien und modularen Systems. Die Batteriespeicher sind die unverzichtbare Schlüsseltechnologie, die das Land international wieder an die Spitze der Energiespeicherentwicklung bringen soll.

Das zentrale zukünftige Dilemma ist die Auflösung des Engpasses zwischen der exponentiellen Marktdynamik (getrieben durch Wirtschaftlichkeit) und der trägeren Infrastruktur- und Regulierungsentwicklung (gebremst durch Bürokratie). Die erfolgreiche Zukunft hängt davon ab, ob die Politik schnell genug die notwendigen Rahmenbedingungen (Priorisierung, Netzdienlichkeit, Gewerbesteuer) schafft, um das volle Marktpotenzial zur Netzstabilisierung und Kostensenkung auszuschöpfen.

Der Boom bei Batteriespeichersystemen ist eine marktgetriebene und ökonomisch sinnvolle Entwicklung. Durch sinkende Kosten und attraktive Geschäftsmodelle in der Arbitrage amortisieren sich Grossspeicher extrem schnell. Sie sind nicht nur wirtschaftlich attraktiv, sondern essenziell für die Integration erneuerbarer Energien und die Stabilität des Stromnetzes, indem sie Frequenzhaltung, Peak Shaving und bald auch netzbildende Funktionen übernehmen. Um das volle Potenzial auszuschöpfen und Engpässe zu vermeiden, sind jedoch eine Beschleunigung der Netzanschlussverfahren und eine Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen notwendig.

Disclaimer / Abgrenzung

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