Beim diesjährigen PV-Symposium ging es weniger um Solarmodule und Wechselrichter. Die Mehrheit der Präsentationen drehte sich um Batteriespeicher. Denn klar ist: Die ungebremste Einspeisung von fluktuierenden Energiemengen aus Windturbinen und Photovoltaik hat keine Zukunft.
Nun geht es um die Stabilität der Netze und ihrer Spannungsebenen, um den Ausgleich zwischen Einspeisung und Strombedarf. Das ist die ureigene Aufgabe der Batteriespeicher. „Wenn wir Photovoltaik und Stromspeicher künftig immer zusammen denken, ist ein wichtiger Schritt getan“, sagte Achim Zerres von der Bundesnetzagentur. Dort ist er für die Stromnetze verantwortlich, für den sicheren Betrieb und die Modernisierung.
Anreize setzen für Investitionen
Zerres skizzierte verschiedene Ansätze, wie die Behörde den notwendigen Umbau der Netze flankiert. „Wir müssen Anreize setzen, um die intelligente Steuerung der Netze mit den erforderlichen Investitionen umzusetzen.“ Er forderte die Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern, Erzeugern und Verbrauchern und kritisierte: „Bisher diskutieren wir noch zu sehr in Lagern.“
Großspeicher am Umspannwerk
Wie Batteriespeicher die Systemstabilität von Netzen stützen können, stellte Volker Schöller eindrucksvoll vor. Er ist CTO von Schoenergie. Bevor er sich 2008 der Photovoltaik zuwandte, arbeitete er bei Westnetz, einem Verteilnetzbetreiber in NRW. Im Oktober 2025 hatte Schoenergie in Föhren eine 50-Megawatt-Batterie installiert, die unmittelbar an einem Umspannwerk agiert. In der Netzmasche sind 5.500 Verbraucher angeschlossen.
Schoenergie hat im Projekt Surevive gemeinsam mit Westnetz, der Universität Stuttgart und dem Fraunhofer ISE das Konzept der zellulären Versorgung verfeinert, das ursprünglich schon 2012 vom VDE entwickelt worden war. Die Idee: Jede Zelle – Gebäude oder Kommune oder Netzmasche – erzeugt, speichert und nutzt Energie möglichst selbst. Die Vernetzung der Maschen dient dem regionalen und überregionalen Ausgleich, um Unterdeckung oder Überangebote zu vermeiden.
Der Fokus lag auf der technischen Machbarkeit. Schöller schlug vor, dass Großspeicher direkt am Umspannwerk laufen, denn dort laufen alle Verbräuche und alle Einspeisungen zusammen. Auf diese Weise entstehen klar abgegrenzte, geschlossene Regelkreise. Der Speicher gleicht Strombedarf und Einspeisung sehr dynamisch ab, könnte sogar Lastspitzen kappen oder verschieben.
Kritische Fälle vermeiden
Kritisch aus Sicht der Netzbetreiber sind vor allem hoher Strombedarf mit geringer Einspeisung, geringer Bedarf mit hoher Einspeiseleistung sowie der sehr schnelle Abwurf von großen Verbrauchern. Das ist ein sehr dynamischer Prozess mit steilen Flanken in der Leistungsänderung, eine Herausforderung für die Leitwarte.
Solche Zellen sind technisch machbar, das hat Surevive bewiesen. „Damit sind durchaus interessante Geschäftsmodelle möglich“, urteilte Volker Schöller. „Ein Beispiel ist die Momentanreserve, für die bereits ein Markt existiert.“
BVES fordert mehr Flexibilität
Und: Das angeschlossene Umspannwerk wird auf diese Weise schwarzstartfähig. „Bei einem Zusammenbruch wie in Spanien sind wir mit solchen Zellen innerhalb einer Stunde wieder am Netz“, erläuterte der Experte. „Solche Multi-Use-Anwendungen von Speichern sind keine Zukunftsmusik, technologisch haben wir diese Lösung schon.“
In dieselbe Richtung argumentiert der Bundesverband Energiespeicher (BVES). In der aktuellen Debatte um die Neugestaltung der Netze fordert der Branchenverband dynamische Netzentgelte, um Anreize für wirtschaftliche Lösungen zu setzen. Ziel muss es sein, Stromspeicher als zentrale Bestandteile der Flexibilitäts- und Systeminfrastruktur zu stärken. Die Netzentgeltsystematik müsse Engpässe im Netz wirksam adressieren und dürfe zugleich den weiteren, privatwirtschaftlich getragenen Ausbau von Speichern nicht gefährden.
In seiner Stellungnahme legt der BVES den Fokus auf Investitionsfähigkeit, Systemnutzen und Anreizkompatibilität. Denn Stromspeicher sind essenziell, um steigende Kosten für Redispatch, Solarspitzen, negative Strompreise und Systemstabilität zu bewältigen – gleichzeitig erzeugen sie erhebliche volkswirtschaftliche Mehrwerte, die in der Netzentgeltlogik berücksichtigt werden sollten.
Fünf Milliarden Euro bereits wirksam
Die positiven gesamtwirtschaftlichen Effekte für das Stromsystem addieren sich auf über fünf Milliarden Euro jährlich. „Deutschland hat eine einmalige Chance: Der dringend benötigte Ausbau von Flexibilität kann weitgehend privatwirtschaftlich erfolgen – ohne dauerhafte Subventionen. Dafür braucht es aber einen zukunftsfesten regulatorischen Rahmen, der die Finanzierung dieser Infrastrukturprojekte ermöglicht, statt sie zu untergraben“, sagte BVES-Vorstand Georg Gallmetzer von der Firma Ecostor. „Ein nicht gebauter Speicher zahlt auch keine Netzentgelte – vor allem senkt er keine System- und Netzkosten. Genau diese Logik muss sauber abgebildet werden, sonst wird das eine schiefe Milchmädchenrechnung.“
Lange Debatten schaffen Unsicherheit
Der BVES macht in seiner Stellungnahme deutlich, dass die langwierigen Diskussionen erhebliche Unsicherheit in einen kapitalintensiven Infrastrukturbereich tragen. Großspeicher werden lange entwickelt und vorfinanziert. Jedwede Unsicherheit lässt Investoren zögern. Derzeit werden nahezu täglich konkrete Projekte auf Halt gesetzt und Investitionen abgezogen.
Der BVES appelliert an die Bundesnetzagentur und die Politik, bereits getätigte Investitionen zu schützen und Bestandsschutz zu garantieren. Sonst enden viele notwendige Speicherprojekte bis 2029 im ökonomischen Nirwana. „Wer den Ausbau von Speichern politisch als überragendes öffentliches Interesse einordnet und notwendige Flexibilitätsbedarfe ausdrücklich beziffert, muss in der Regulierung konsequent dafür sorgen, dass diese Projekte auch finanzierbar bleiben“, forderte Urban Windelen. Er ist Bundesgeschäftsführer des BVES. „Die notwendige Flexibilitätsinfrastruktur kann jetzt kostenfrei und kostensenkend für alle errichtet werden“, sagte er. „Das ist eine tolle Chance. Man muss sie aber auch nutzen wollen.“ Dabei schreitet der Umbau der Netze bereits voran.
Traditionell wurden Netze in Deutschland und den meisten Ländern Europas von oben nach unten orientiert. Große Kraftwerke speisten in die Hochspannung ein, meist mit 110 Kilovolt oder mehr – bis 220 oder 380 Kilovolt. „Das hat sich komplett gedreht“, urteilte Philipp Döhring. Er ist Ingenieur in der Netzführung von Transnet BW. „Die Einspeisung von Windstrom oder Sonnenstrom erfolgt meistens in den unteren Spannungsebenen.“ Sprich: in der Niederspannung oder Mittelspannung. Regelkreise und Energieströme drehen sich also um.
Von unten nach oben
Transnet BW ist der Übertragungsnetzbetreiber für den reich bevölkerten und stark industrialisierten Südwesten Deutschlands. Die Regelzone schließt an die Netze in Frankreich und der Schweiz an. Insgesamt 3.111 Kilometer Transportnetze werden betreut und elf Millionen Menschen mit Strom versorgt. „Unsere Aufgabe ist es, die Spannung und die Frequenz von 50 Hertz in einem engen Korridor zu halten“, erläutert Döhring. „Und wir müssen Netzengpässe vermeiden, sie nach der Regel ‚n minus eins‘ aussteuern.“ Der Krisenfall „n minus eins“ stammt noch aus der Zeit der Großkraftwerke. Er betrifft den kompletten, plötzlichen Ausfall eines Kraftwerks. Dann mussten benachbarte Einheiten ihre Leistung hochregeln, damit das Netz nicht zusammenbricht.
Angst vor plötzlichem Lastabwurf
Ähnlich ist die Situation, wenn ein großer Verbraucher ganz plötzlich hohe Lasten abwirft. Dann entsteht im Netz plötzlich ein Überangebot von Strom, das Leitungen und Trafos zum Glühen bringen kann.
Transnet BW hat 2025 rund sieben Gigawatt Einspeiseleistung von PV geregelt, dazu 1,7 Gigawatt von Windturbinen und drei Gigawatt fossile Kraftwerke. Die maximale Last, also die Entzugsleistung auf der Verbraucherseite, erreichte maximal elf Gigawatt. Die allermeisten Verbraucher sind in Niederspannung (400 Volt) und Mittelspannung (bis 20 Kilovolt) angeschlossen.
Trafos kehren Energieflüsse um
Wenn sich die Ströme im System umkehren, hat das erhebliche Konsequenzen für die Netzsteuerung. „Die Trafos speisen nicht genutzte Energie aus den unteren Spannungsebenen ins Transportnetz zurück“, nennt Döhring ein Beispiel. „Das war vor zehn oder 15 Jahren undenkbar. Die Herausforderung besteht darin, dass wir die Energiewende und Klimaneutralität nicht zulasten der Netzsicherheit bekommen können.“
Die Turbinen in den Großkraftwerken haben das System quasi nebenbei stabilisiert, vor allem bei kurzzeitigen Schwankungen. Die Turbinen sind tonnenschwer, ihre rotierende Masse brachte eine Trägheit ins System, die glättend auf Schwankungen wirkte. Man spricht von der Momentanreserve, der am schnellsten verfügbaren Regelleistung im Netz.
Spannung halten mit Blindleistung
Zudem fehlt die Regelung von Blindleistung durch große Kraftwerke. Über den Leistungsfaktor konnten sie Spannung und Stromstärke gegeneinander verschieben, um Netzreserven zu nutzen. „Die großen Kraftwerke gehen nun nach und nach vom Netz“, erzählte Philipp Döhring weiter. „Dafür bauen wir eigene Kompensatoren für die Blindleistung ein.“ Hinzu kommt: In städtischen Gebieten ist die Nachfrage nach Strom in der Regel höher als die Einspeisung durch Sonne und Wind.
In ländlichen Gebieten Baden-Württembergs ist das anders: Dort wird viel Solarstrom bis in die höchste Netzebene durchgereicht, weil er in unteren Ebenen nicht verbraucht werden kann. „Das ist im Winter nicht so akut wie im Sommer“, weiß Döhring. „Aber wir messen solche Effekte übers ganze Jahr.“
Bisher hat Transnet BW die Regelung gut im Griff. Blackouts oder kritische Zustände wurden weitgehend vermieden. Denn wenn die Einspeisung in der Niederspannung oder Mittelspannung erfolgt, kann der Übertragungsnetzbetreiber nicht auf diese Anlagen zugreifen. Das war früher einfacher, über den direkten Anschluss der Großkraftwerke mit 220 Kilovolt.
Blackouts bisher vermieden
Wenn Netze überlastet sind, müssen Verbraucher und Einspeiser gezielt angesprochen und abgeregelt werden. Grundlage ist Paragraf 13 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), Absätze 1 und 2. Damit weist der Gesetzgeber den Übertragungsnetzbetreibern die Pflicht zur Netzstabilisierung zu. Wenn normale Regelungstechnik und Routinen nicht greifen, müssen Verbraucher zwangsweise abgeschaltet werden, um den Zusammenbruch zu verhindern.
Dann spricht man von einer Engpass-Kaskade: Die angeschlossenen Verteilnetzbetreiber (VNB) müssen aktiv werden, um den Anforderungen aus den oberen Spannungsebenen in relativ kurzer Zeit zu entsprechen.
Kaskade greift auf Verteilnetze durch
Solch ein Verteilnetzbetreiber ist das Bayernwerk, der größte VNB von neun im Freistaat. Maximilian Nößner leitet dort das Performancemanagement. Seit 2022 hat das Bayernwerk rund 255.000 Photovoltaikanlagen in den Netzbetrieb aufgenommen, in Summe sind das sieben Gigawatt.
Mehr als 100.000 Batteriespeicher wurden angeschlossen. „Wir haben 240 Kilometer neue Hochspannungsleitungen gebaut, dazu 6.000 Kilometer in der Nieder- und Mittelspannung“, berichtete er. „3.500 digitale Ortsnetzstationen wurden gebaut.“ Insgesamt 52.000 Ortsnetztrafos hat Bayernwerk in seinem Netzgebiet, in diesem Jahr sollen 2.000 gegen digitale Stationen ausgetauscht werden.
Gewaltige Investitionen nötig
An diesen Zahlen erkennt man, welche gewaltigen Investitionen notwendig sind, um die Netze zu modernisieren. Bayern hat derzeit rund 29 Gigawatt Solarleistung installiert. „Bis 2045 werden es 85 Gigawatt sein“, gibt Nößner einen Ausblick. „Damit rechnen wir, danach entscheiden wir den Umbau des Netzes.“
Für ihn sind Stromspeicher der wesentliche Hebel, um die Kosten zu senken und die Energiewende wirtschaftlich zu erreichen. Der Ansturm von Projektierern ist enorm. „Bis zum dritten Quartal 2025 hatten wir Netzanfragen für 7 Gigawatt Speicherleistung“, sagte er. „Ich denke, wir werden keine Photovoltaikanlage ohne Speicher mehr installieren.“
Jede Anlage mit Speicher bauen
Um die Speicher schneller und wirtschaftlich anzuschließen und zu betreiben, fordert er die netzneutrale Betriebsweise als Standard, um Bezugsengpässe in den Netzen nicht zu verschärfen. Zudem müsse es einen Mechanismus geben, um die Ernsthaftigkeit der Anschlussanfragen zu prüfen. Auch sollte die Reservierungsdauer eines Anschlusspunktes gesetzlich befristet werden.
Einer der größten Hebel ist die Überbauung von Anschlusspunkten, an denen Windturbinen oder Solarfelder einspeisen. Man könnte beispielsweise Speicher nachrüsten, am selben Anschlusspunkt. Bayernwerk hat dafür ein spezielles Messkonzept entwickelt, das Photovoltaik, Windkraft und Speicher zusammen betrachtet.
Speicher ausgeschrieben
Der VNB hat begonnen, netzdienliche Speicher auszuschreiben. Es wurde eine Karte erstellt, die das Potenzial bestehender Netzanschlüsse darstellt. Bayernwerk will die Einspeiser gezielt ansprechen, um die Installation von Speichern zu erlauben oder an Dritte auszuschreiben. „Wir wollen mehr Speicher und mehr Blindleistung ausschreiben“, sagte Maximilian Nößner.
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Foto: Solar Promotion
Foto: Heiko Schwarzburger
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EES Europe
Speicher senken Energiekosten und erzielen Erlöse
Batteriespeicher werden für die Energiewende immer wichtiger. In der Europäischen Union hat sich die installierte Kapazität seit 2021 fast verzehnfacht. Im Jahr 2025 lag der Anstieg nach Angaben von Solar Power Europe bei 45 Prozent.
Für den Boom sorgten vor allem große Speichersysteme. Ein Plus von 31 Prozent gab es bei Gewerbespeichern. Ihr Potenzial wird aber noch nicht voll ausgeschöpft. Welche Rolle Gewerbespeicher künftig im Energiesystem spielen und wie sich ihr wirtschaftlicher Einsatz konkret gestalten lässt, steht im Jahr 2026 im Mittelpunkt der EES Europe.
Größte Fachmesse Europas
Europas größte Fachmesse für Batterien und Energiespeichersysteme findet vom 23. bis 25. Juni 2026 in München statt – als Teil von The smarter E Europe, zu der auch die Intersolar, EM-Power und Power2Drive gehören.
Unternehmen präsentieren dort ihre neuesten Technologien und Geschäftsmodelle. Fachbesucher erhalten Einblicke in Markttrends, regulatorische Entwicklungen und konkrete Anwendungsbeispiele und können sich mit Herstellern, Projektentwicklern, Investoren und Energieversorgern vernetzen. Die Veranstalter erwarten rund 2.800 Aussteller und mehr als 100.000 Besucher aus aller Welt.
Weiteres Wachstum erwartet
In Europa wird ein weiteres Wachstum bei Speichern für Industrie und Gewerbe erwartet – angetrieben durch gestiegene Energiekosten, aber auch durch die gesunkenen Batteriepreise. Seit 2010 haben sie sich um 75 Prozent verringert. Die größten Märkte für Gewerbespeicher in Europa sind Deutschland, die Niederlande und Italien.
Ihr Leistungsbereich liegt zwischen 20 Kilowattstunden und einer Megawattstunde. Sie sichern die Energieversorgung, stabilisieren die Netze, reduzieren Abregelungen und senken die Stromkosten. Das macht Gewerbespeicher besonders für Unternehmen interessant, die einen hohen Stromverbrauch und hohe Lastspitzen haben.
Neue Lösungen für die Wirtschaft
Typische Anwender sind Transport- und Logistikzentren, Flughäfen, Häfen, Rechenzentren, Krankenhäuser, Universitäten, Einzelhandel, Supermärkte, Handwerks- und Landwirtschaftsbetriebe, aber auch Kommunen. „Wir stehen erst am Anfang des Batteriezeitalters“, sagt Daniel Hannemann, CEO und Co-Founder von Tesvolt, einem Anbieter von Batteriespeichersystemen aus Wittenberg. „Bereits durch Lastspitzenkappung erreichen Gewerbespeicher Amortisationszeiten von unter vier Jahren. Setzen Unternehmen ihren Speicher für den Energiehandel ein, können sie monatliche Erlöse im vier- bis sechsstelligen Bereich erzielen.“
Entscheidend sei, Speicher als wirtschaftliches Asset zu verstehen, das flexibel für verschiedene Anwendungen eingesetzt werden kann. Daniel Hannemann ergänzt: „Wichtige Voraussetzung sind verlässliche politische Rahmenbedingungen, die Investitionssicherheit schaffen.“
Einheitliche Regeln fehlen
In der EU fehlt es jedoch an einheitlichen Regeln, Netzentgelten und Tarifen. Das erschwert die Planung und Finanzierung für Entwickler und Investoren. In einigen Ländern gibt es bereits dynamische Netzentgelte und flexible Strompreise. In Deutschland müssen alle Stromlieferanten seit Januar 2025 dynamische Stromtarife anbieten.
Und die Netzbetreiber müssen seit April 2025 ein Modul mit variablen Netzentgelten und drei Tarifstufen bieten: Niedertarif (NT), Standardtarif (ST) und Hochtarif (HT). Die Tarife orientieren sich an der Netzauslastung, die Zeiträume variieren je nach Netzgebiet.
Handel mit Strom
Gewerbespeicher werden meist mit einer Photovoltaikanlage kombiniert, um die Kostenreduktion durch selbst erzeugten Strom voll auszuschöpfen. Sie lohnen sich aber auch alleine, indem sie Strom aus dem Netz kaufen und wieder verkaufen.
Unternehmen können benötigte Energie genau dann kaufen und speichern, wenn sie günstig ist – in den Sommermonaten vor allem in der Mittagszeit. Das entlastet die Stromnetze, denn die Netzentgelte rutschen teilweise unter einen Cent – der Strompreis sogar unter null. Unternehmen können ihre Betriebskosten so deutlich senken.
Solarstrom von anderen Anbietern zu speichern und keinen eigenen zu produzieren – diesen Trend sieht Franz-Josef Feilmeier, Geschäftsführer von Fenecon. „2026 wird das erste Jahr der Speicher ohne Photovoltaik sein“, sagt er. „Nicht, weil Sonnenstrom etwas Schlechtes wäre. Natürlich sollen weiterhin überall, wo es geht, Photovoltaikanlagen gebaut werden. Aber die Kombination aus quartalsweise variablen Modul-3-Netzentgelten mit sehr geringen NT-Preisen und viertelstündlichen dynamischen Stromtarifen ist ein wahres Fest für Gewerbespeicher in der Niederspannung.“
Angebot für Installateure
Sie lohnen sich auch dort, wo Eigentums- oder Mietkonstellationen, Statik, Verschattung oder zu kleine Dachflächen bisher eine aktive Nutzung kostengünstiger Photovoltaik verhindert haben. „Mit einem dafür geeigneten Zeitraum- und Energiefahrplan-basierten Energiemanagementsystem lässt sich auch von Dritten produzierter Solarstrom unglaublich günstig nutzen“, ergänzt Feilmeier.
Investitionen in Gewerbespeicher rechnen sich – auch für Handwerksbetriebe. Gezielt an sie richtet sich eine Veranstaltung auf dem EES Forum am 25. Juni 2026 in München. Die Teilnehmerinnen und Teilnehmer erfahren alles Wissenswerte zu regulatorischen Neuerungen. Installationsbetriebe stellen Praxisbeispiele vor und Hersteller präsentieren technische Neuerungen.
Neue Chancen und Märkte eröffnen sich zudem für Entwickler von Großspeichern, Anbieter aus der Wohnungswirtschaft oder Akteure aus dem Bereich Elektrofahrzeuge, die Speicher in Ladeinfrastrukturen integrieren möchten. Wie sie vom Trend der Gewerbespeicher profitieren können, ist eine zentrale Frage nicht nur auf der Fachmesse, sondern auch auf der begleitenden EES Europe Conference, die am 22. und 23. Juni 2026 stattfindet.
https://www.ees-europe.com/start
Foto: Heiko Schwarzburger
