Batteriespeicher in Deutschland: Boom auf dem Papier, Stau am Netz

Warum der Ausbau großer stationärer Batteriespeicher (BESS) am Netzanschluss hängt und was die Gesetzes- und Regulierungswelle der vergangenen Monate für Projektierer und Investoren bedeutet. Stand: Juni 2026.

1. Das Wichtigste in Kürze

Deutschland erlebt bei Großbatteriespeichern keinen normalen Ausbauzyklus, sondern einen Goldrausch. Tausende Projekte drängen gleichzeitig ans Netz und das Nadelöhr ist längst nicht mehr die Baugenehmigung, sondern die Netzanschlusszusage. Wer heute eine belastbare Anschlusskapazität in der Hand hält, besitzt das eigentlich knappe Gut.

Die Anzahl an Genehmigungsanfragen ist außergewöhnlich.
Die Bundesnetzagentur zählte allein für 2024 rund 9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab Mittelspannung mit etwa 400 GW geplanter Leistung und 661 GWh Kapazität. Dem standen Ende 2024 erst 921 in Betrieb befindliche Anlagen ab Mittelspannung mit rund 2,3 GW (Nettonenn-) Leistung gegenüber. Zugesagt wurden 2024 rund 3.800 Anschlüsse mit etwa 25 GW, wobei eine Zusage noch lange keine Realisierung ist. (Bundesnetzagentur)

Noch drastischer ist die jüngere Marktsicht. 
Laut BDEW-Umfrage unter den vier ÜNB und 17 großen VNB lagen Ende 2025 Anschlussanträge für Großbatteriespeicher ab 1 MW mit über 720 GW vor; bereits zugesagt waren mindestens 78 GW. Die angefragte Leistung übertrifft damit die heutige Jahreshöchstlast von rund 80 GW um ein Vielfaches. (BDEW)

Das Kernthema:
Netzbetreiber sind nicht per se restriktiv, weil sie Speicher ablehnen, sondern weil ein unbedingter, bidirektionaler Vollanschluss eine knappe Ressource blockiert. Speicher treten gleichzeitig als Großverbraucher und als Großerzeuger auf und brauchen Kapazität für Entnahme und Einspeisung. (Bundesnetzagentur)

2. Wer über den Netzanschluss entscheidet und wer nicht

Vorweg eine wichtige Klarstellung, weil sie in der Debatte oft durcheinandergeht. Über den Netzanschluss entscheiden die Netzbetreiber und nicht die Bilanzkreisverantwortlichen (BKV).

Bilanzkreisverantwortliche sind typischerweise Energieversorger, Direktvermarkter oder Händler. Sie bewirtschaften „virtuelle Energiekonten“ und müssen Einspeisung und Entnahme viertelstundenscharf ausgleichen. Sie vergeben aber keine Anschlusskapazität.

Die Restriktion entsteht im Netzanschluss- und Kapazitätsmanagement der Netzbetreiber. 
BKV wirken nur indirekt. Je aggressiver Speicher marktorientiert vermarktet werden, desto stärker können gleichzeitige Lade- und Entladefahrweisen lokale Engpässe verschärfen.

3. Warum die Pipeline explodiert

Der Boom hat mehrere Treiber, die sich gegenseitig verstärken:

• Stark verbesserte Wirtschaftlichkeit: Sinkende Batteriepreise, Arbitrage am Spot- und Intraday-Markt, Regelenergieerlöse und die durch PV- und Windzubau wachsende Volatilität machen BESS attraktiv.
• Netzentgeltliche Privilegien und Fristen: Speicher profitieren unter Voraussetzungen von Sonderregeln; das schafft den Anreiz, früh Anschlüsse zu sichern. Die Branche verweist zudem auf die Inbetriebnahmefrist 2029 als Treiber der Antragswelle. (pv magazine)
• Optionenlogik der Projektentwicklung: Viele Entwickler stellen parallele Anfragen für mehrere Standorte und so entstehen „Papier-Pipelines“, die die reale Baupipeline weit überzeichnen.
• Schwache Reifegradprüfung: Wo Kapazität nach „first come, first served“ reserviert wird, blockieren unreife Projekte knappe Netzkapazität.
• Regulatorische Dynamik: KraftNAV, Baukostenzuschüsse, flexible Anschlussvereinbarungen und Netzentgelte verändern die Projektkalkulation laufend (siehe Abschnitt 7).

4. Warum die Netzbetreiber so zurückhaltend sind

4.1 Speicher sind aus Netzsicht doppelt anspruchsvoll

Ein klassisches Kraftwerk belastet den Anschluss vor allem in Einspeiserichtung, ein Verbraucher vor allem in Entnahmerichtung. Ein Großspeicher kann beides; einerseits mit hoher Leistung aufnehmen andererseits später mit hoher Leistung einspeisen. Ein „100-MW-Speicher“ ist deshalb netzseitig kein 100-MW-Projekt, sondern potenziell:

• 100 MW zusätzliche Entnahmeleistung in Niedrigpreis-Phasen,
• 100 MW zusätzliche Einspeiseleistung in Hochpreis-Phasen,
• hohe Leistung in kurzer Zeit, mit Kurzschluss-, Schutz- und Spannungsanforderungen,
• ein Verstärker lokaler Engpässe.

Mit dem physischen Anschluss ist die Zuteilung der verlangten Anschlusskapazität nicht automatisch verbunden. (Bundesnetzagentur)

4.2 Marktoptimierung ist nicht automatisch netzdienlich

Ein Speicher lädt bei niedrigen oder negativen Preisen, entlädt bei hohen Preisen und optimiert gegen Viertelstundenpreise. Diese Signale spiegeln aber selten den lokalen Netzengpass wider. Ein bundesweit niedriger Preis kann gerade in einer ohnehin angespannten Wind- oder PV-Region auftreten. Laden dort viele Speicher gleichzeitig, kann das netzdienlich sein oder zusätzliche Engpässe erzeugen. Genau deshalb fordern Netzbetreiber und Verbände, knappe Kapazität nicht nur nach Antragseingang, sondern nach Systemnutzen, Projektreife und Netzverträglichkeit zu vergeben. (BDEW)

4.3 Speicher konkurrieren mit anderen wichtigen Anschlüssen

Großspeicher konkurrieren in Hoch- und Mittelspannung mit Industrieerweiterungen, Rechenzentren, Elektrolyseuren, Großwärmepumpen, Ladeparks und EE-Anlagen. Der BDEW weist ausdrücklich darauf hin, dass die Netzkapazität gerade wegen dieser Großverbraucher knapp geworden ist. Wer heute 500 MW für einen womöglich spekulativen Speicher reserviert, kann sie morgen keinem Industriekunden mehr zusagen. (BDEW)

4.4 Kein genereller EEG-Anschlussvorrang und echte Pflichten

Energiespeicheranlagen genießen nicht automatisch den Netzanschlussvorrang von EEG-Anlagen. Das § 17 Abs. 2a EnWG stellt klar, dass dieser Vorrang gegenüber Speichern nicht anzuwenden ist. (Dejure) Zugleich ist eine Anschlusszusage kein unverbindliches Signal, sondern löst Planungspflichten und Kapazitätsbindung beim Netzbetreiber aus. So entsteht eine asymmetrische Risikolage: Entwickler prüfen Standorte parallel, während der Netzbetreiber Kapazität seriös, diskriminierungsfrei und haftungssicher vergeben muss. (Bundesnetzagentur)

5. Der entscheidende Unterschied: Grünstrom- vs. Graustromspeicher

Diese Unterscheidung ist gesetzlich nicht immer trennscharf, für die Netzanschlussbewertung aber zentral und sie erklärt, warum manche Projekte leicht durchgehen und andere scheitern.

5.1 Grünstromspeicher: der „Dämpfer“

Ein Grünstromspeicher speichert im engen Sinne nur Strom einer zugeordneten Wind- oder PV-Anlage oder auch Co-Locations. Speicher für Solar- oder Windparks hinter demselben Netzanschlusspunkt bedeuten keine oder nur stark begrenzte Netzentnahme. Beispiel: Ein 100-MWp-Solarpark mit 70-MW-Anschluss wird durch einen Speicher ergänzt, der nur Überschüsse aus der PV-Stromerzeugung aufnimmt und innerhalb der 70-MW-Grenze einspeist. Aus Netzsicht ist das leicht zu akzeptieren und hierzu bedarf es keiner zusätzlichen Anschluss-kapazität. Der Preis: geringere Erlösoptionen, kein freies Laden bei negativen Preisen, eingeschränkte Arbitrage.

5.2 Graustromspeicher: Verbraucher und Kraftwerk zugleich

Ein Graustromspeicher ist netzgekoppelt und wird marktseitig optimiert. Diese Speicher laden aus dem öffentlichen Netz und speisen später wieder ein. Aus Systemsicht ist er flexibel (Intraday, Day-Ahead, Regelenergie, Frequenzhaltung) und wirtschaftlich attraktiv. Aus Netzsicht ist er anspruchsvoll, weil er echte bidirektionale Kapazität braucht und weil gleichzeitiges Laden bei negativen Preisen oder gleichzeitiges Entladen bei Preisspitzen zusätzliche Lastspitzen erzeugt. (Bundesnetzagentur)

Ein Grünstromspeicher wirkt wie ein Dämpfer, ein Graustromspeicher wie ein zusätzlicher Großverbraucher und ein zusätzliches Kraftwerk zugleich. Deshalb verlangen Netzbetreiber bei Graustromspeichern deutlich mehr technische, vertragliche und betriebliche Sicherheit.

6. Warum die Pipeline größer ist als das, was das System verkraftet

Schon die zugesagten 78 GW übersteigen nach BDEW-Darstellung die in den NEP-Szenarien A und B für 2037 und 2045 geplanten Speicherleistungen. Die gesamten Anträge von über 720 GW liegen weit jenseits jeder realistischen mittelfristigen Systemplanung; die Bundesnetzagentur selbst hatte im Szenario-Plan 2025–2037/2045 nur zwischen 41,1 und 94,1 GW im Zubau der Großspeicher angenommen. (BDEW; Bundesnetzagentur)

Die Antragswelle ist also nicht gleich volkswirtschaftlich sinnvoller Bedarf. Sie mischt reale, finanzierte Projekte mit spekulativen Standortoptionen, Mehrfachanfragen, Pipeline-Marketing und strategischer Reservierung von Netzkapazität.

7. Das Regulierungs-Beben der letzten Monate

Wer den Markt 2025 noch für unterreguliert hielt, wurde innerhalb weniger Monate eines Besseren belehrt. Zwischen November 2025 und Mai 2026 hat der Gesetz- und Verordnungsgeber gleich mehrfach den Kurs gewechselt, mal beschleunigend, mal bremsend. Die folgende Zeitleiste ordnet das Geschehen und die Details werden danach erörtert.

7.1 EnWG-Novelle und Baurechts-Privileg: Beschleunigung mit Rückzieher

Im November 2025 verabschiedete der Bundestag eine EnWG-Novelle, die ein Befreiungsschlag werden sollte. Großbatteriespeicher wurden erstmals baurechtlich als privilegierte Infrastruktur anerkannt, und der Gesetzgeber bekräftigte das Ziel, Genehmigungen zu beschleunigen und Anschlussverfahren bundesweit zu standardisieren und zu digitalisieren. (energy-storage.news)

Doch die Tinte war kaum trocken, da ruderte die Politik zurück. Nur Wochen später verschärfte das Geothermie-Beschleunigungsgesetz (GeoBG) die Kriterien wieder. Privilegiert sind seither nur noch Speicher innerhalb eines 200-Meter-Radius um Umspannwerke oder in unmittelbarer Nähe von Erzeugungsanlagen ab 50 MW. Wer auf den alten Rechtsrahmen vertraut hatte, stand plötzlich im Regen. (energy-storage.news)

7.2 Das KraftNAV-Aus für Speicher: Klarheit und neue Lücke zugleich

Bis Ende 2025 war heftig umstritten, ob die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) auf Großspeicher anwendbar ist. Der Bundesrat stimmte der Novelle am 19.12.2025 zu; seit dem 24.12.2025 sind Batteriespeicher ausdrücklich vom Anwendungsbereich der KraftNAV ausgenommen (neuer § 1 Abs. 1 Satz 2 KraftNAV). (Bundesnetzagentur; RÖDL)

Der politische Hintergrund:
Das BMWE wollte sogenannte „Zombie-Speicher“, somit Projekte ohne realistische Realisierungschance, eindämmen und kündigte das Ende des reinen „first come, first served“ für Projekte ab 100 MW an. Das Problem bestand darin, dass ohne Übergangsregeln und ohne definiertes Ersatzverfahren zunächst ein regulatorisches Vakuum entstand. Die vier ÜNB legten zwar einen Vorschlag für standardisierte Anschlussverfahren vor, doch eine angekündigte Konsultation zu neuen Kriterien verlängerte die Unsicherheit weiter. (energy-storage.news)

7.3 Der Praxis-Schock: Wenn das Netz „Nein“ sagen darf

Den bisher deutlichsten Warnschuss setzte die Bundesnetzagentur mit ihrem Beschluss vom 30.03.2026 (BK6-25-325), veröffentlicht im Mai 2026. Im besonderen Missbrauchsverfahren der BESS-Germany 1 GmbH gegen die E.DIS-Netz GmbH ging es um die Ablehnung eines Anschlussbegehrens für einen großen Graustromspeicher.

Das Ergebnis:
Die Beschlusskammer 6 hielt die Ablehnung für zulässig. Ein Netzbetreiber dürfe den Anschluss nach § 17 Abs. 2 Satz 1 EnWG verweigern, wenn der Netzbetrieb gefährdet würde. Zudem darf der Netzbetreiber die „Einspeiseseite“ und „Bezugsseite“ rechtlich getrennt bewerten und die Verweigerung allein auf die nachgefragte Bezugsleistung stützen. Selbst das kein flexibler Netzanschlussvertrag angeboten wurde, sei nicht zu beanstanden. Solche Vereinbarungen könnten angeboten werden, müssten es aber nicht. (pv magazine; RÖDL)

Die Branche reagiert alarmiert. Anwälte bewerten die Begründungstiefe als „erschreckend“ und fürchten einen Freifahrtschein, Anfragen mit Floskeln abzulehnen. Zwar kann der unterlegene Investor vor dem OLG Düsseldorf Beschwerde einlegen aber die Botschaft für Projektierer ist klar: Eine bloße Anfrage ist nichts wert, entscheidend ist die belastbare Zusage. (pv magazine)

7.4 Die große Netzentgeltreform „AgNes“ und wer künftig zahlt

Parallel arbeitet die Bundesnetzagentur an der Festlegung einer neuen Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes, Az. GBK-25-01-1), die ab 1. Januar 2029 die heutige StromNEV ablösen soll. Am 16. Januar 2026 veröffentlichte die Behörde „Orientierungspunkte Speichernetzentgelte“. (McDermott)

Zukünftig sollen alle Verbraucher und Erzeuger von Strom (somit auch Speicher) grundsätzlich mit verursachungsgerechten Netzkosten einbezogen werden. Anstatt der heutigen festen Netzentgelte ist ein systemspezifischer Kapazitätspreis für die bestellte Leistung und gestaffelte Arbeitspreise (niedriger innerhalb, höher oberhalb der bestellten Kapazität) vorgesehen, wobei nur saldierte Mengen zählen und Doppelbelastungen als Erzeuger und Verbraucher vermieden werden sollen. Ein dynamischer, anreizorientierter Arbeitspreis soll netzdienliches Verhalten zuerst bei Speichern erproben. (McDermott)

7.5 Das Hin und Her um die Netzentgeltbefreiung und die Entwarnung vom Mai

Am meisten Nerven kostete die Branche zuletzt die Frage der Netzentgeltbefreiung. Nach geltendem Recht sind Speicher für 20 Jahre von den Netzentgelten befreit, sofern sie bis spätestens 4. August 2029 in Betrieb gehen (§ 118 Abs. 6 EnWG).

Zwischenzeitlich drohte das Aus: 
Die Bundesnetzagentur hielt das Nebeneinander von Befreiung bis 2049 und neuem AgNes-System für nicht sachgerecht und erwog, die Befreiung vorzeitig zu beenden, gestützt auf ihr Abweichungsrecht nach § 118 Abs. 6 Satz 12 EnWG. Für Projektfinanzierungen wäre das ein schwerer Schlag gewesen. (McDermott)

Die Entwarnung kam am 27. Mai 2026: 
BNetzA-Präsident Klaus Müller bestätigte, dass Speicher mit Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 die 20-jährige Befreiung für Lade- und Entladeentgelte behalten. Investoren müssen jedoch die finale Investitionsentscheidung (FID) treffen, bevor die Neuregelung AgNes (voraussichtlich 2027) in Kraft tritt. Dynamische Netzentgelte für Speicher sind erst für die Jahre 2030 bis 2033 vorgesehen. (Handelsblatt; energy-storage.news)

7.6 Die BNetzA-FAQ als „lebendes Dokument“

Um Rechtsunsicherheit zu dämpfen, steuert die Bundesnetzagentur zunehmend über unverbindliche FAQ. Nach einer ersten Sammlung im Oktober 2025 (u. a. zu Realisierungskautionen, flexiblen Anschlussvereinbarungen und Baukostenzuschüssen) wurden die FAQ am 11.12.2025 um die Eigentumsfrage von Speichern, ihre Einordnung im Redispatch (§§ 11a, 11b EnWG) und die EEG-Förderung von „Zwischengespeichertem“ erweitert. Bestätigt wurde auch, dass Baukostenzuschüsse für netzgekoppelte Speicher oberhalb der Niederspannung zulässig sind. Der BGH hat dies am 15. Juli 2025 bestätigt (Az. EnVR 1/24). (Bundesnetzagentur; BGH)

8. Was passieren müsste, damit Netzbetreiber schneller zusagen

Die gute Nachricht: Die Werkzeuge liegen weitgehend auf dem Tisch und müssen nur konsequent genutzt werden.

• Verbindliche Reifegradverfahren statt Papierpipeline: Klare Stufen von der Voranfrage bis zur Realisierung, abgesichert durch angemessene Kautionen. Die BNetzA nennt 1.500 Euro pro MW als jedenfalls nicht unangemessen. (Bundesnetzagentur)
• Abkehr von „first come, first served“: Sinnvoller ist „first ready, first served“ mit Projektreife, Finanzierung, Standortqualität und volkswirtschaftlichem Nutzen als Kriterien. (BDEW)
• Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA) als Standard: § 17 Abs. 2b EnWG erlaubt statische oder dynamische Begrenzungen der Entnahme-/Einspeiseleistung; ein FCA kann auch dauerhaft geschlossen werden. So lässt sich mehr installierte Leistung an begrenzter Anschlusskapazität betreiben. (Gesetze im Internet; Bundesnetzagentur)
• Standortlenkung: Speicher dorthin, wo Anschlussleistung frei wird. Fraunhofer ISE zufolge könnten bis zu 65 % des bis 2030 nötigen Speicherbedarfs an ehemaligen Kraftwerksstandorten gedeckt werden. (Fraunhofer ISE)
• Netzdienlichkeitsnachweise für Graustromspeicher: Belastbare Betriebskonzepte, Redispatch-Fähigkeit, Fernsteuerbarkeit und Sanktionen bei Verstößen.
• Bessere lokale Preissignale: Dynamische Netzentgelte, regionale Flexibilitätsmärkte und Redispatch-Einbindung, damit Speicher betriebswirtschaftlich und netztechnisch in dieselbe Richtung fahren.
• Digitalisierung und Standardisierung: Einheitliche Antragsdatenblätter, digitale Portale, transparente Kapazitätskarten und nachvollziehbare Queue-Positionen.

Beispiel für einen flexiblen Anschluss: Ein 200-MW-Speicher erhält statt eines unbedingten Vollanschlusses 200 MW technische Leistung, davon 100 MW garantierte Entnahme und 150 MW garantierte Einspeisung, mit dynamischer Reduktion bei lokalen Engpässen. Das senkt das Risiko des Netzbetreibers und erhöht die Chance auf eine Zusage.

9. Handlungsempfehlungen für Projektentwickler und Investoren

Der kommerzielle Schluss aus alldem ist eindeutig. Die bloße Pipelinegröße sagt wenig aus. Entscheidend ist die Qualität des Netzanschlusses.
Diese Prüfkriterien gehören in jede Due Diligence:

Faustregel: Ein Projekt mit 15 % niedrigerem erwarteten Marktumsatz, aber verbindlicher, flexibler Anschlussvereinbarung kann wertvoller sein als ein theoretisch hochprofitabler Standort ohne belastbare Zusage.

10. Fazit

Der Engpass beim Ausbau großer Batteriespeicher ist kein Zeichen mangelnder Speicher-akzeptanz, sondern Folge einer extremen Überzeichnung knapper Netzkapazität durch eine Pipeline, die weit über den realisierbaren und teils über den systemisch geplanten Bedarf hinausschießt. Netzbetreiber agieren restriktiv, weil sie knappe Kapazität diskriminierungsfrei vergeben, konkurrierende Anschlüsse berücksichtigen und ihre Zusagen technisch wie rechtlich verantworten müssen.

Die letzten Monate haben gezeigt, wie volatil der gesetzliche und regulative Rahmen ist. Privilegien werden geschaffen und gleich wieder verengt, die KraftNAV für Speicher abgeschafft, ein Anschluss-„Nein“ höchstrichterlich abgesegnet und im selben Atemzug die Netzentgeltbefreiung gerettet. Wer FID vor 2027 und Inbetriebnahme bis August 2029 schafft und auf einen belastbaren, flexiblen Netzanschluss setzt, gewinnt. Wer auf reine Marktarbitrage ohne netzdienliches Konzept baut, wird es zunehmend schwer haben.

Die Lösung liegt nicht in pauschaler Bevorzugung oder Ablehnung von BESS, sondern in einem neuen Anschlussregime: Reifegradverfahren statt Papierpipeline, flexible Vereinbarungen statt unbedingter Vollanschlüsse, Standortlenkung, Netzdienlichkeitsnachweise und vor allem verlässliche, planbare Regeln.

Stand: Juni 2026. Quellen u. a.: Bundesnetzagentur, BDEW, BGH (Az. EnVR 1/24), Fraunhofer ISE, Handelsblatt, energy-storage.news, pv magazine, McDermott, RÖDL. Aktualisierungen gegenüber der Vorfassung betreffen insbesondere die regulatorischen Entwicklungen von November 2025 bis Mai 2026 (Abschnitt 7).

Quellen:  Zitate und Referenzen des Artikels geprüft. Ergebnis: Alle Belege lassen sich auf funktionierende Quellen zurückführen. Drei Hinweise vorab, der Rest steht in der Liste:
– Die Fraunhofer-ISE-Studie zu Speichern an Kraftwerksstandorten stammt von 2022, inhaltlich weiter gültig, aber kein aktueller Beleg. 1
– Die BDEW-Zahlen (720 GW / 78 GW) stammen aus einer BDEW-Umfrage von Ende 2025; unten die belastbaren Fundstellen. 2
– In Abschnitt 3 (Treiber „Inbetriebnahmefrist 2029″) verweist die Originalfassung auf einen älteren pv-magazine-Beitrag, für den kein eindeutiger Link vorlag — der pv-magazine-Link unten belegt den BNetzA-Verweigerungsbeschluss aus Abschnitt 7.3.

A) Gesetze, Behörden & Gerichtsentscheidungen
1. BNetzA — Stromspeicher / FAQ (Doppelrolle, BKZ, FCA, Kommunikationspflichten) 3 | https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Speicher/start.html
2. BNetzA — Szenariorahmen 2025–2037/2045 (41,1–94,1 GW) 4 | https://www.bundesnetzagentur.de/1018126
3.  NEP Strom 2037/2045 (V2025) — Beleg „41 bis 94 GW“ 5 | https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2025-12/NEP_2037_2045_V2025_1_Entwurf_0.pdf
4. BGH, Beschluss v. 15.07.2025, Az. EnVR 1/24 (BKZ zulässig) — PM Nr. 129/2025 6 | https://www.bundesgerichtshof.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/2025129.html
5. § 17 EnWG (Abs. 2 Anschlussverweigerung; Abs. 2a kein EEG-Vorrang; Abs. 2b flexible Anschlussvereinbarung) | https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__17.html · alt.: https://dejure.org/gesetze/EnWG/17.html
6. § 118 Abs. 6 EnWG (20-jährige Netzentgeltbefreiung, Frist 4.8.2029) | https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__118.html
7. KraftNAV (Ausnahme für Energiespeicher, § 1 Abs. 1 S. 2) | https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav/
8. SMARD, Status quo der Batteriespeicheranfragen 2024 (9.710 Anfragen) 7 | https://www.smard.de/page/home/topic-article/216804/218412/status-quo-der-batteriespeicheranfragen-2024

B) Verband & Forschung
9. BDEW-Umfrage (720 GW Anträge / 78 GW zugesagt) 8 | https://www.ess-news.com/2025/11/28/at-least-78-gw-of-large-battery-storage-already-approved-in-germany/ · https://www.batteriesinternational.com/news/germany-regulatory-shake-up-call-for-720gw-bess-boost/
10. Fraunhofer ISE — Kurzstudie „Batteriespeicher an ehemaligen Kraftwerksstandorten“ (bis 65 % bis 2030; 2022) 1 | https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Fraunhofer-ISE-Batteriespeicher-an-ehemaligen-Kraftwerkstandorten.pdf

C) Fachmedien & Kanzlei-Analysen (v. a. für die Updates in Abschnitt 7)
11. energy-storage.news; EnWG-Novelle, Baurechts-Privileg & GeoBG-Verengung (200-m-Radius) 9 | https://www.energy-storage.news/moment-of-truth-the-2026-regulatory-agenda-for-large-battery-storage-in-germany/
12. BBH-Blog; KraftNAV-Aus (24.12.2025), erweiterte BNetzA-FAQ (11.12.2025), BKZ/BGH 7 | https://www.bbh-blog.de/alle-themen/energie/bundesnetzagentur-reagiert-auf-netzanschlussboom-von-batteriespeichern-neue-faq-zur-einordnung-zentraler-praxisfragen/
13. RÖDL, BNetzA-Beschluss v. 30.3.2026, § 17 Abs. 2 EnWG, KraftNAV-Klarstellung 10 | https://www.roedl.com/insights/netzanschluss-gross-batteriespeicher-pflicht/
14. pv magazine; „BNetzA billigt Verweigerung von Netzanschluss“ (Beschluss BK6-25-325) 11 | https://www.pv-magazine.de/2026/05/22/bundesnetzagentur-billigt-verweigerung-von-netzanschluss-fuer-batteriespeicher/
15. McDermott; AgNes-Reform & Orientierungspunkte Speichernetzentgelte (16.1.2026), § 118 (6) 12 | https://www.mcdermottlaw.com/insights/bess-update-grid-charges-for-bess-and-re-evaluation-of-grid-charge-exemptions/
16. energy-storage.news; Netzentgeltbefreiung bestätigt (Inbetriebnahme bis 4.8.2029, FID vor 2027) 13 | https://www.energy-storage.news/german-government-confirms-august-2029-grid-fee-exemption-date-for-storage-but-sets-2027-fid-deadline/
17. Handelsblatt; „BNetzA lässt Netzprivileg für Batteriespeicher bestehen“ (27.5.2026) 14 | https://www.handelsblatt.com/unternehmen/energie/energie-bundesnetzagentur-laesst-netzprivileg-fuer-batteriespeicher-bestehen/100227904.html

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