Vom Überschuss zur Chance: Batteriespeicher als Schlüsselfaktor der Energiewende Interview mit Ilona Dickschas von TÜV Nord im Vorfeld der Cross-Cluster Konferenz am 4.2.26 in Hamburg

Batteriespeicher sind der Schlüssel, um die fluktuierende Solar‑ und Windenergie zuverlässig ins Netz zu integrieren und gleichzeitig Kosten zu senken. Sie können in Sekundenbruchteilen Regelleistung übernehmen, verhindern teure Netzüberlastungen und ermöglichen eine intelligente Eigenverbrauchs‑Optimierung. Doch regulatorische Hürden, komplexe Genehmigungsverfahren und Interessenkonflikte verzögern ihre breite Einführung. Im Interview erklärt Ilona Dickschas von TÜV Nord, welche regionalen Potenziale bestehen, wie Second‑Life‑Batterien bewertet werden und welche Rolle Business Continuity Management (BCM) für die Resilienz kritischer Infrastrukturen spielt.

Warum ist der Aufbau von Batteriespeichern ein integraler Bestandteil einer nachhaltigen Energiewende?

Durch den verstärkten Ausbau erneuerbarer Energien ist unser Stromnetz immer größeren und vielfältigeren Schwankungen unterworfen – sei es stündlich, täglich oder im jahreszeitlichen Verlauf. Da Wind- und Sonnenenergie naturgemäß nicht permanent zur Verfügung stehen, ist eine flexible Ausgleichsstrategie erforderlich. Im Jahr 2025 stammten bereits 62 % der Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, und dieser Anteil wird in den kommenden Jahren weiter steigen. Batteriespeicher bieten hier eine entscheidende Lösung: Sie ermöglichen es, überschüssigen Strom, der beispielsweise tagsüber erzeugt wird, gezielt in Zeiten mit höherem Verbrauch – etwa in den Abendstunden – zu verschieben. Damit leisten sie nicht nur einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität, sondern erhöhen zugleich die Wirtschaftlichkeit durch eine Optimierung des Eigenverbrauchs. So können erneuerbare Energiequellen effizienter genutzt und die Abhängigkeit von konventionellen Kraftwerken weiter reduziert werden.

 

Was können diese Speicher sowohl im Hinblick auf eine (regionale) Netzstabilisierung als auch auf eine Kostenreduktion unserer Netze leisten? Welche Kompromisse sind dafür mit den Netzbetreibern nötig, welche marktwirtschaftlichen Anreize?

Batteriespeicher sind in der Lage, innerhalb von Sekunden Strom aus dem Netz zu entnehmen oder einzuspeisen und spielen damit eine zentrale Rolle bei der Bereitstellung von Regelleistung. Während bisher vor allem Pumpspeicherkraftwerke für diese Aufgabe genutzt wurden, übernehmen inzwischen auch großskalige Batteriespeicher zunehmend diese Funktion und erhalten dafür eine Vergütung. Darüber hinaus ermöglichen Batteriespeicher im Rahmen von Co-Location, dass Solar- und Windkraftanlagen nicht abgeregelt werden müssen, wenn das Netz an seine Kapazitätsgrenzen stößt. So kann die erzeugte erneuerbare Energie effizient genutzt und Netzüberlastungen vermieden werden. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist es essenziell, bereits in der Planungsphase eines Batteriespeichers frühzeitig den Dialog mit dem Netzbetreiber zu suchen. So lassen sich sowohl netzdienliche als auch marktdienliche Aspekte gemeinsam abstimmen und optimal berücksichtigen.

 

Gibt es aktuell regulatorische Hürden, um das Potenzial von Batteriespeichern voll auszuschöpfen? Sind dabei Interessenskonflikte zu erkennen?

Ja, es bestehen derzeit zahlreiche regulatorische Hürden, die sowohl für Investoren als auch für Projektentwickler die Realisierung von Batteriespeicherprojekten deutlich erschweren. Die Herausforderungen reichen von komplexen und langwierigen Genehmigungsverfahren über die rechtliche Einstufung von Batteriespeichern als getrennte Erzeuger und Verbraucher bis hin zum Fehlen eines einheitlichen und klaren Rechtsrahmens. Diese Unklarheiten führen zu zeitaufwendigen Planungsprozessen und verlangsamen die Umsetzung dringend benötigter Speicherprojekte erheblich. In der Praxis zeigt sich das häufig besonders beim Netzanschluss: Verfahren, Anforderungen und verfügbare Anschlusskapazitäten sind teils komplex und zeitintensiv.

Interessenskonflikte entstehen auf verschiedenen Ebenen, da zahlreiche Akteure wie Gemeinden, Netzbetreiber, Projektentwickler, Investoren und Anlagenbetreiber involviert sind. Umso wichtiger ist es, frühzeitig einen offenen und transparenten Dialog zwischen allen Beteiligten zu initiieren. Nur so lassen sich Missverständnisse ausräumen, Vorurteile abbauen und gemeinsam tragfähige Lösungen für den Einsatz von Batteriespeichern entwickeln.

 

In welchen Regionen werden die Projekte umgesetzt und wo ist lokal eine Integration am sinnvollsten?

Derzeit werden in sämtlichen Bundesländern Großbatteriespeicherprojekte betrieben, realisiert oder befinden sich in der Planung. Lokal ist eine Integration insbesondere dort sinnvoll, wo Speicher einen konkreten netz- und systemdienlichen Nutzen stiften – zum Beispiel in Regionen mit hoher Einspeisung aus Wind- und Photovoltaikanlagen (um Abregelungen zu reduzieren) sowie an netztechnisch relevanten Knotenpunkten wie Umspannwerken oder in Engpassbereichen der Verteil- und Übertragungsnetze. Spannend ist, dass im vergangenen Jahr verstärkt Batteriespeicher mit einer Leistung von über 50 MW installiert wurden und auch die ersten 100MW Projekte in Betrieb gegangen sind. Zudem zeichnet sich ein Trend ab, dass die Speicherdauer von bislang einstündigen Systemen zunehmend auf zweistündige Systeme erweitert wird.

 

Zur verwendeten Technik: Ist es für die Betreiber noch attraktiv, Second-Life-Autobatterien zu nutzen?

Durch die anhaltenden Kostensenkungen bei Großbatteriespeichern ist es inzwischen deutlich attraktiver, auf neue Systeme zu setzen. Besonders die zunehmende Standardisierung und der Einsatz containerbasierter Lösungen führen zu stetigen weiteren Kostensenkungen und ermöglichen eine effiziente und wirtschaftliche Integration moderner Speichertechnologien.

 

Stichwort BCM (Business Continuity Management): Vor dem Hintergrund einer von Krisen und Konflikten geprägten Welt wird die Sicherung kritischer Infrastrukturen immer wichtiger. Welche Aspekte betrachten Sie im BCM und wie unterstützen Sie die Betreiber von Energieinfrastrukturen?

Wenn wir über Business Continuity Management im Energiesektor sprechen, dann geht es heute weit über klassische Risikoanalysen hinaus. Wir sehen, dass Energieinfrastrukturen zunehmend Ziel hybrider Angriffe werden. Ein sehr aktuelles Beispiel ist der Berliner Stromausfall Anfang 2026, durch den mehrere Stadtteile tagelang lahmgelegt und über 45.000 Haushalte ohne Strom, ohne Heizung, und mit teils massiv eingeschränktem Mobilfunkempfang waren. Für uns im Themenfeld BCM bedeutet so ein Ereignis: Wir müssen physische, digitale, operative und systemische Risiken gleichermaßen betrachten. Genau das zeigt auch die Analyse des Fraunhofer IEE, das betont, dass Resilienz im Energiesystem weit über technische Defekte hinausgeht und auch Sabotage, Kaskadeneffekte oder digitale Angriffe einschließt. Unsere Unterstützung für Infrastrukturbetreiber beginnt deshalb immer mit einer strukturierten systematischen Analyse: Welche Komponenten sind kritisch, welche Abhängigkeiten bestehen, welche Ausfälle hätten Kaskadeneffekte? Danach entwickeln wir Redundanz- und Wiederanlaufkonzepte – sehr konkret von der Notstromversorgung über Ersatzteilstrategien bis zur Kommunikationssicherung in einem Blackout-Szenario. Denn der Berliner Fall hat gezeigt: Wenn Mobilfunk und Internet beeinträchtigt sind, wird selbst die Koordination der Helfer zur Herausforderung.

Dabei ist wichtig zu beachten, es reicht nicht aus, Pläne zu schreiben. Diese müssen regelmäßig geübt werden. Wir trainieren regelmäßig mit Krisenstäbe Notfallszenarien und Wiederanläufe. Dabei zeigt sich, dass es meistens auf die Details ankommt. Details wie Treibstofflogistik, Bedienpersonal für Aggregate oder die Versorgung kritischer Einrichtungen entscheiden über Erfolg oder Scheitern – Unternehmen, die solche Szenarien vorher geübt haben, kommen deutlich besser durch die Lage.

 

Sind zentrale oder dezentrale Energieversorgungsanlagen im Hinblick auf den Sicherheitsaspekt und die Ausfallsicherheit einfacher zu schützen? (Gibt es für Sie spannende Aspekte, die der Berliner Stromausfall für ein BCM als Learnings geliefert hat)?

Das ist eine spannende Frage, und die Antwort liegt in einer ausgewogenen Mischung. Zentrale Energieversorgungsanlagen sind grundsätzlich leichter zu überwachen, weil wir es mit weniger, dafür hochprofessionell betriebenen Standorten zu tun haben. Das Problem ist aber ihre Anfälligkeit für sogenannte Single Points of Failure, also kritische Einzelkomponenten, deren Ausfall große Teile der Versorgung beeinträchtigen können. Der Berliner Blackout hat das eindrücklich gezeigt: Ein einziger Anschlag auf eine Kabelbrücke hat rund 45.000 Haushalte und über 2.200 Gewerbebetriebe vom Netz getrennt – und das mitten im Winter. Die Reparaturen dauerten Tage, die vollständige Wiederherstellung sogar Wochen oder Monate. Das macht deutlich, wie verwundbar zentrale Knotenpunkte sein können. Dezentrale Systeme hingegen – zum Beispiel Photovoltaik mit Batteriespeichern, Microgrids oder Inselnetze – erhöhen die Resilienz spürbar. Gleichzeitig bringt Dezentralisierung aber auch Herausforderungen mit sich, etwa bei IT-Sicherheit, Standardisierung oder Betreiberqualifikation. Das wichtigste Learning aus Berlin ist daher: Wir brauchen beides. Ein robustes zentrales Netz – aber ergänzt durch dezentrale Resilienzinseln, die in Krisen autark weiterlaufen können. Dazu gehören technische Maßnahmen wie Ringleitungen oder zusätzliche Transformatoren, aber auch organisatorische Resilienz: klare Krisenkommunikation, gesicherte Notstromkapazitäten und geübte Krisenstäbe.

Kurz gesagt: Zentrale Systeme sind einfacher zu schützen, aber dezentralere Strukturen machen das Gesamtsystem widerstandsfähiger. Und der Berliner Stromausfall hat uns deutlich vor Augen geführt, dass wir von reiner Schutzlogik hin zu echter Resilienzlogik wechseln müssen.