Neuigkeiten aus dem europäischen Batteriespeichermarkt

Der polnische Kapazitätsmarkt kommt zunehmend zum Einsatz. Am 30. Juni 2026 rief der polnische Übertragungsnetzbetreiber PSE erstmals Abrufzeiträume des Kapazitätsmarkts für die Abendstunden von 18:00 bis 21:00 Uhr aus und verlängerte diese später bis 22:00 Uhr. Nur fünf Wochen später, am 4. August, folgten weitere Abrufzeiträume von 17:00 bis 18:00 Uhr sowie von 18:00 bis 19:00 Uhr. Während dieser Zeiträume müssen alle Marktteilnehmer mit entsprechenden Kapazitätsverpflichtungen ihre zugesagte Leistung erbringen: Erzeugungsanlagen stellen ihre Kapazität bereit oder speisen Strom in das Netz ein, während vertraglich gebundene Demand-Response-Einheiten ihren Stromverbrauch reduzieren.

Beide Ereignisse wurden durch dieselben Faktoren ausgelöst: hitzebedingt hohe Stromnachfrage, eine geringe prognostizierte Windeinspeisung und die eingeschränkte Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke. PSE betonte zugleich, dass das Stromsystem stabil sei und auf die erhöhte Nachfrage vorbereitet war – der Abrufmechanismus habe genau wie vorgesehen funktioniert. Auch die Preisentwicklung unterstrich die angespannte Marktlage: Am 4. August öffnete sich eine außergewöhnlich große Preisspanne zwischen den Mittags- und Abendstunden. Zwischen 19:00 und 21:00 Uhr stiegen die Stundenpreise auf rund 1.850 PLN/MWh.

Abrufzeiträume im Kapazitätsmarkt galten bislang als Ausnahme. Seit Einführung des Mechanismus im Jahr 2021 hatte PSE diese lediglich zweimal aktiviert – im September 2022 und im November 2024. Nun kam es innerhalb eines einzigen Sommers bereits zu zwei Aktivierungen, jeweils während der Abendstunden, wenn die Solarstromerzeugung zurückgeht, die Stromnachfrage jedoch hoch bleibt. Also genau dann, wenn Batteriespeicher typischerweise Strom ins Netz einspeisen.

Für Betreiber von Batteriespeichern mit Kapazitätsmarktverträgen ist die Botschaft eindeutig. Zum einen sind Kapazitätsverpflichtungen mit konkreten Leistungsanforderungen verbunden. Ob Kapazitätszahlungen erzielt oder Sanktionen vermieden werden, hängt maßgeblich von der Einsatzbereitschaft der Anlage und einem präzisen Ladezustandsmanagement ab.

Zum anderen fallen die Abrufzeiträume mit den Stunden zusammen, in denen auch die höchsten Arbitrageerlöse erzielt werden können. Beide Erlösquellen optimal zu nutzen, erfordert eine Vermarktungsstrategie, die Kapazitätsverpflichtungen und Marktchancen integriert steuert. Mit der fortschreitenden Stilllegung von Kohlekraftwerken dürften solche Sommerabende im polnischen Strommarkt künftig eher zur Regel als zur Ausnahme werden.

Spanien hat zwei bedeutende regulatorische Änderungen für Batteriespeicher auf den Weg gebracht.

Mit dem Real Decreto-ley 18/2026 werden die Vorgaben für die Reservierung von Netzkapazitäten verschärft. Werden die entsprechenden Reservierungsgebühren nicht gezahlt, können Netzanschluss- und Netzzugangsgenehmigungen künftig automatisch verfallen. Übersteigen die Zahlungsrückstände 10 % der in einem Quartal fälligen Gebühren, ist der Entzug dieser Rechte verpflichtend. Zudem ändert das Gesetz die Stromerzeugungssteuer IVPEE. Der Steuersatz wird 2027 auf 3,5 % gesenkt und ab 2028 vollständig abgeschafft.

Darüber hinaus hat die Europäische Kommission einen Kapazitätsmarkt mit einem Gesamtvolumen von 9 Milliraden Euro für Spanien genehmigt. Über einen Zeitraum von zehn Jahren sollen jährlich rund 900 Millionen Euro im Rahmen von Auktionen vergeben werden. Teilnahmeberechtigt sind Erzeugungsanlagen, Demand-Response-Anlagen und Batteriespeicher, die ihre Verfügbarkeit in Knappheitssituationen zusichern.

Die Maßnahmen adressieren zwei der zentralen Herausforderungen für Spaniens Speicher-Pipeline: den Zugang zu knappen Netzkapazitäten und der langfristigen Planbarkeit von Erlösen.

Strengere Regelungen für die Reservierung von Netzkapazitäten könnten dazu beitragen, dass bislang blockierte Netzkapazitäten wieder verfügbar werden. Projekte ohne realistische Umsetzungspersepktive würden ihre Reservierungen verlieren. Dadurch könnten neue Kapazitäten für tatsächlich umsetzungsreife Vorhaben frei werden. Gleichzeitig schafft der Kapazitätsmarkt eine potenzielle Quelle langfristig gesicherter Erlöse, während die schrittweise Abschaffung der IVPEE die steuerliche Belastung der Stromerzeugung reduziert.

Eine effizientere Vergabe von Netzkapazitäten könnte Projekte voranbringen, die derzeit durch fehlende Netzanschlüsse ausgebremst werden. Da die Entladung von Batteriespeichern nach spanischem Steuerrecht als Stromerzeugung gilt, dürften die Senkung und spätere Abschaffung der IVPEE die Nettoerlöse pro Entladezyklus unmittelbar erhöhen.

Auch Erlöse aus dem Kapazitätsmarkt könnten künftig zu einem wichtigen Bestandteil des Erlösmodells von Batteriespeichern werden – insbesondere in den ersten Betriebsjahren, in denen die Projektfinanzierung häufig die größte Herausforderung darstellt. Gleichzeitig sind diese Zahlungen an Verfügbarkeitsverpflichtungen geknüpft. Ein zuverlässiger Betrieb, ein präzises Ladezustandsmanagement und eine marktübergreifende Optimierung werden dadurch noch wichtiger.

Insgesamt gehen diese Entwicklungen über die reine Förderung von Batteriespeichern hinaus: Sie schaffen die Voraussetzungen dafür, dass Batteriespeicherprojekte wirtschaftlich tragfähig und finanzierbar werden.

Am 29. Juli verabschiedete das Bundeskabinett die EEG-Novelle 2027 sowie das Netzanschlusspaket, nachdem am 17. Juli ein kurzes Konsultationsverfahren eingeleitet worden war. Beide Gesetzesentwürfe durchlaufen nun das parlamentarische Verfahren und können bis zu ihrem Inkrafttreten noch angepasst werden.

Gemeinsam verfolgen die Reformen das Ziel, den Ausbau von erneuerbaren Energien und Batteriespeichern stärker an Marktpreissignalen, verfügbaren Netzkapazitäten und den regionalen Anforderungen des Stromsystems auszurichten.

Die Reformen könnten die Entwicklung und den Netzanschluss von Erneuerbaren Energien und Batteriespeicherprojekten in Deutschland grundlegend verändern.

Die EEG-Novelle stärkt die Direktvermarktung und führt Maßnahmen ein, um hohe PV-Einspeisungen zu reduzieren. Dadurch steigt der Bedarf an Flexibilität im Stromnetz. Gleichzeitig besteht in der Branche noch Klärungsbedarf, wie sich einzelne Bestandteile des neuen Rechtsrahmens auf die Wirtschaftlichkeit und den Betrieb von Co-Location-Batteriespeichern auswirken werden.

Parallel dazu verabschiedet sich das Netzanschlusspaket vom bisherigen First-Come-First-Served-Prinzip. Netzbetreiber erhalten mehr Spielraum, Projekte zu priorisieren, flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) einzuführen und große Batteriespeicher gezielt an Standorten mit höherem Netznutzen anzuschließen.

Die geplanten Änderungen sind ein positives Signal für Co-Location-Projekte und netzdienliche Batteriespeicher. Gleichzeitig wird der Netzanschluss stärker von den jeweiligen Standortbedingungen und den Anschlussmodalitäten abhängen.

Projekte, die bestehende Netzkapazitäten gemeinsam nutzen oder flexible Netzanschlussbedingungen akzeptieren, könnten künftig schneller an das Netz angeschlossen werden. Gleichzeitig müssen Projektentwickler prüfen, welche Auswirkungen mögliche Einschränkungen beim Laden und Entladen auf Erlöse, die Teilnahme an Regelenergiemärkten und die Finanzierbarkeit ihrer Projekte haben.

Erst die endgültige Ausgestaltung des Rechtsrahmens wird zeigen, inwieweit diese neuen Netzanschlussmöglichkeiten die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeicherprojekten in Deutschland verbessern können.

Nächste Schritte: Beide Gesetzesentwürfe durchlaufen nun das parlamentarische Verfahren und können bis zu ihrer Verabschiedung noch geändert werden.

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