Autor: Mick Meyer

Je nach Größe: Baugenehmigung (ab bestimmten Gebäudegröße), Brandschutzkonzept nach Landesbauordnung, Anmeldung beim VNB (ab 30 kVA), ggf. Präqualifizierung bei Regelenergieangeboten, Anzeige nach BImSchG (sofern Emissionen relevant), sowie EEG-Registrierung wenn PV integriert.

Nach EDL-G sind Unternehmen, die kein ISO 50001-zertifiziertes Energiemanagementsystem haben und keine KMU sind, zur Durchführung eines Energieaudits alle 4 Jahre verpflichtet. Das Audit liefert die Datenbasis für die BESS-Auslegung und kann Fördermittel für die anschließende Umsetzung auslösen.

Redispatch 2.0 (seit 2021) verpflichtet Netzbetreiber, Engpässe durch Anpassung von Einspeise- und Verbrauchsplänen zu lösen. Anlagen ab 100 kW müssen Stammdaten melden und können für Redispatch-Maßnahmen abgerufen werden. Für BESS-Depots über 100 kW entsteht eine Meldepflicht, aber auch eine Vergütungsmöglichkeit.

Ein VPP bündelt viele dezentrale Erzeuger, Speicher und flexible Verbraucher zu einer virtuellen Einheit, die am Regelenergiemarkt teilnimmt. Ein Depot-BESS kann via VPP-Aggregator (z. B. Next Kraftwerke, Sonnen) Regelenergie vermarkten, ohne eigene Direktvermarktungskapazität aufbauen zu müssen.

FCR (Frequency Containment Reserve) dient der sofortigen Frequenzstabilisierung im Netz. BESS-Systeme können in Millisekunden reagieren und sind ideal für FCR geeignet. Voraussetzung ist eine Präqualifizierung beim ÜNB. Damit lässt sich der Batteriespeicher im Depot doppelt nutzen: Laden und Regelenergie.

Primärregelleistung (FCR), Sekundärregelleistung (aFRR), Spitzenlastkappung, Frequenzstützung und Blindleistungsbereitstellung. Diese Dienste kann der Betreiber an Regelenergiemärkten (z. B. über ENERTRAG, Next Kraftwerke) vermarkten und zusätzliche Einnahmen von 20.000–100.000 € pro Jahr erzielen.

Netzdienlichkeit bezeichnet die Fähigkeit eines Verbrauchers oder Speichers, das Stromnetz aktiv zu stabilisieren – z. B. durch Lastverschiebung, Frequenzregelung oder Blindleistungskompensation. Ein BESS im Depot kann netzdienlich betrieben werden und so zusätzliche Erlöse generieren oder Netznutzungsentgelte reduzieren.

ROI-Treiber sind: (1) Ersparnis durch vermiedenen Netzausbau, (2) Reduktion der Leistungspreiskomponente im Stromtarif, (3) Nutzung günstiger Stromtarife (Arbitrage), (4) Erlöse aus Regelenergievermarktung, (5) Eigenverbrauch von PV-Strom. Typischer ROI: 6–10 Jahre, bei hohen Netzausbaukosten auch 3–5 Jahre.

Lithium-Eisenphosphat (LFP) bietet hohe Zyklenfestigkeit (3.000–8.000 Zyklen), thermische Stabilität (kein Thermal Runaway), lange Lebensdauer (10–20 Jahre) und niedrigere Materialkosten als NMC-Chemie. Für tägliche Lade-/Entladevorgänge im Depot sind diese Eigenschaften ideal.

Die Systemkosten für industrielle Lithium-Ionen-Speicher (LFP-Chemie) lagen 2024 bei 250–400 €/kWh (inkl. BMS, Wechselrichter, Installation). 2026 werden Preise von 180–300 €/kWh erwartet. Bei einem 1-MWh-Speicher ergeben sich Investitionskosten von ca. 250.000–400.000 €.