Rückblick auf die Panel-Diskussion der Windenergietage in Potsdam am 13. November 2025
Die Nachfrage nach Batteriespeichern steigt rasant. Sie sind das zentrale Flexibilitätsinstrument in einem Energiesystem, das von volatiler Erzeugung geprägt ist. Doch wie gelingt es, Speicherprojekte in Deutschland effizient zu entwickeln, genehmigen, realisieren und wirtschaftlich zu betreiben? Genau diese Fragen standen im Mittelpunkt der Panel-Diskussion auf den Windenergietagen in Potsdam – mit Experten von MVV Trading, JUWI und AXSOL.
Der überfüllte Raum zeigte eindeutig: Der Markt sucht Antworten. Und er braucht sie dringend.
Der Engpass: Netzanschluss als kritischer Erfolgsfaktor
Eine der deutlichsten Aussagen des Panels: Die größte Hürde ist und bleibt der Netzbetreiber.
Während die Genehmigungsbehörden in vielen Fällen kooperativ arbeiten, verlaufen Netzanschlussprozesse häufig zäh oder enden mit Einschränkungen – insbesondere bei Standalone-Speichern, die sowohl aus dem Netz beziehen als auch einspeisen möchten.
„Die größte Hürde in der Projektentwicklung ist eindeutig der Netzanschluss. Co-Location und hybride Ansätze kommen deutlich schneller ans Netz, weil sie die geringsten Auswirkungen auf das Netz haben.“
Felix Beyer (AXSOL GmbH)
Co-Location und Hybridprojekte sind klar im Vorteil.
Sie nutzen bestehende Netzinfrastruktur und reduzieren die Netzbelastung. Speicher, die ausschließlich einspeisen (Grünstromspeicher), erhalten vergleichsweise schneller Zusagen, während Graustromspeicher mit bidirektionaler Fahrweise oft auf mehr Skepsis stoßen.
Ein weiterer Trend:
Viele Netzbetreiber fordern bereits bei der Anschlussanfrage planungsreife Unterlagen – Schallgutachten, Pachtverträge oder Layouts. Damit sollen nicht belastbare Projekte früh ausgesiebt werden. Gute Vorbereitung verkürzt die Wartezeit erheblich.
Standortwahl und Dimensionierung: Die Netzlogik bestimmt die Projektgröße
Im Panel wurde klar: Speicher werden nicht theoretisch dimensioniert, sondern netzgetrieben.
Überbauung ist erlaubt und sinnvoll.
Hybride PV- oder Windparks können heute mit Batteriekapazitäten ergänzt werden, die deutlich über der Nennleistung der Erzeugungsanlage liegen. Die Mindererlöse durch Netzengpässe sind moderat:
- PV + Speicher: etwa 6 bis 8 Prozent
- Wind + Speicher: etwa 10 bis 17 Prozent
Wirtschaftlichkeitsbenchmarks aus dem Panel:
- Grünstromspeicher: ca. 100.000 Euro pro MW pro Jahr
- Graustromspeicher: ca. 280.000 Euro pro MW pro Jahr
(Basis: Marktjahre 2024/25)
Diese Differenz zeigt, welchen Wert Speicher mit Netzbezug entfalten können. Allerdings setzt das eine saubere Netz-, Mess- und Regelungslogik voraus.
Genehmigung: Komplex, aber beherrschbar
Zwar ist der Netzanschluss die größte Hürde, doch auch Genehmigungen sind anspruchsvoll.
Relevante Punkte:
- Schall
- Brandschutz
- Wasserrecht
- Abstandsflächen
- Zuwegung und Transportlogistik
Eine mögliche Zukunftserleichterung könnte die im EnWG diskutierte Privilegierung von Speichern im Außenbereich bringen. Würde sie beschlossen, wäre das ein echter Beschleuniger.
Realisierung: Die eigentliche Bauphase ist nicht das Problem
Ein überraschender Punkt aus der Diskussion:
Die physische Realisierung eines Speichers ist vergleichsweise unkompliziert – insbesondere im Vergleich zu Wind- oder PV-Anlagen.
Die Herausforderungen liegen an anderer Stelle:
- Lieferzeiten für Schaltanlagen: 30 bis 45 Wochen
- Containerlieferzeit: 6 bis 9 Monate
- Übergabestationen: größter Zeitfresser
- Gesamtprojektdauer: 18 bis 24 Monate
Die Kernbotschaft der Experten:
Frühzeitiges, paralleles Arbeiten ist entscheidend. Dazu gehören Gespräche mit Netzbetreiber, Vermarkter, EMS-Partner und Prüforganisationen. Projekte, die erst spät alle Beteiligten einbinden, verlieren wertvolle Monate.
Integration: Warum Speicher keine Plug-and-Play-Technologie sind
In der Diskussion wurde deutlich:
Speicher unterscheiden sich grundlegend von anderen Erzeugungsanlagen.
Sie sind dynamische Systeme, die tagtäglich auf Preissignale, Netzanforderungen und Regelenergie reagieren.
„Batteriespeicher sind kein Plug-and-Play. Jedes Co-Location-Projekt ist Manufaktur. Nur wenn alle Beteiligten früh an einem Tisch sitzen, funktioniert das System am Ende zuverlässig.“
Vivien Klein-Campailla (MVV Trading GmbH)
Jedes Projekt ist eine maßgeschneiderte Manufaktur:
- Individuelle Schnittstellen zwischen BMS, PCS, EMS und EZA-Regelung
- Unterschiedliche Netzschutzlogiken
- Vermarkteranforderungen
- Kommunikationsprotokolle
- Reglerarchitekturen
Standardisierung entsteht erst, sie ist noch nicht am Markt etabliert.
Daher gilt: Vermarkter, EMS-Anbieter und EPC frühzeitig gemeinsam planen lassen.
AXSOL konnte in diesem Bereich Einblicke geben, wie ein integriertes EMS (AXOS) Schnittstellen standardisieren kann und welche Rolle KI-basierte Optimierung (ADONYS) im Betrieb spielt.
Betrieb: Wo Wirtschaftlichkeit gewonnen oder verloren wird
Speicher erwirtschaften Erlöse nur, wenn sie verfügbar sind.
Fehlertoleranz gibt es kaum.
Zielwerte im Markt:
Verfügbarkeit zwischen 95 und 97 Prozent.
Dafür braucht es:
- Ersatzteilverfügbarkeit binnen 24 Stunden
- Strukturierte Eskalationsketten
- Präzises Degradationsmanagement
- Intelligente Zyklenstrategie
Verstärkt wurde betont, wie eng Vermarktung und technischer Betrieb verzahnt sind.
Ein Vermarkter kann die besten Fahrpläne planen – wenn ein Modul ausfällt, braucht es schnelle Kommunikation und technische Lösungen.
„Die Erlöse eines Speichers entstehen nur bei hoher Verfügbarkeit. Alles steht und fällt mit sauberer Integration, schnellen Reaktionszeiten und einem durchdachten Service- und Störungsmanagement.“
Leon Jacob (AXSOL GmbH)
Die Diskussion hob hervor, wie wichtig es ist, Zyklen über die Jahre flexibel zu planen.
Ein typischer Speicher fährt heute etwa zwei Zyklen pro Tag, in Extremfällen mehr.
Doch entscheidend ist die Lebensdauerstrategie, die Hersteller- und Vermarkterlogik berücksichtigen muss.
Vermarktungsmodelle: Mehr Vielfalt, mehr Optionen
Der Markt entwickelt unterschiedliche Vergütungsmodelle für Speicherbetreiber.
Drei Modelle dominieren:
- Profit Share / Fully Merchant
Maximale Chancen, maximales Risiko. - Profit Share mit Mindestgarantie (Floor)
Stabile Planung mit reduzierter Volatilität. - Tolling-Modell
Feste Vergütung pro MW pro Jahr, typische Werte: ab rund 118.000 Euro.
Gerade für Projektierer mit Investorenhintergrund ist das interessant – Planbarkeit ermöglicht Finanzierungssicherheit.
Fazit: Speicher sind Systemprojekte – keine Einzelprodukte
Die zentrale Erkenntnis des Panels lässt sich in einem Satz zusammenfassen:
Erfolgreiche Speicherprojekte entstehen nur dann, wenn Technik, Regulierung, Vermarktung und Betrieb von Anfang an gemeinsam gedacht werden.
Batteriespeicher sind keine isolierten Systeme.
Sie sind die Schnittstelle zwischen Markt, Netz und Erzeugung.
Projekte, die diese Perspektive einnehmen und Stakeholder früh unterstützen, werden schneller realisiert, verursachen weniger Risiken und erzielen deutlich höhere Erlöse.
Die Branche steht am Anfang einer massiven Skalierung.
Mit dem richtigen Setup können Speicher eine tragende Rolle in der zukünftigen Energieinfrastruktur einnehmen – flexibel, wirtschaftlich und sicher.
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