Batteriespeicher für Stadtwerke
TESVOLT liefert Großbatteriespeicher, mit denen Stadtwerke Netzengpässe entschärfen, neue Geschäftsmodelle im Regelenergie- und Spotmarkt erschließen und ihre Versorgungssicherheit in der dezentralen Energiewende absichern.
Ein Batteriespeicher für Stadtwerke ist eine Großanlage im Bereich von typischerweise 1–100+ MWh, die Netzdienstleistungen (Regelenergie, Redispatch, Peak Shaving), Handelserlöse am Spot- und Intraday-Markt sowie die Integration von Wind- und PV-Einspeisung in einem System vereint. Für kommunale Energieversorger ist er heute ein zentraler Baustein, um steigende Netzentgelte zu begrenzen, Genehmigungs- und Netzanschlussprozesse zu meistern und neue Erlösquellen jenseits des klassischen Netzgeschäfts zu erschließen.
Kostenloses Beratungsgespräch mit unseren Speicherexperten anfragen
Herausforderungen für Stadtwerke in Deutschland
Die größten Hürden für Stadtwerke beim Aufbau von Batteriespeicherkapazität sind lange Netzanschlussfristen, eine unklare Netzentgelt-Regulierung (AgNes-Verfahren), enger werdende Handelsspannen sowie der Fachkräfte- und Investitionsdruck der gleichzeitigen Strom-, Wärme- und Sektorkopplungswende.
Netzanschluss dauert zu lange und ist schwer planbar
Laut einer VKU-Umfrage (2026) benötigen 42 % der Stadtwerke 6–12 Monate für den Netzanschluss eines Speicherprojekts, 19 % sogar 12–18 Monate und 3 % über zwei Jahre. Gleichzeitig gingen bei deutschen Netzbetreibern 2024 rund 10.000 Anschlussanfragen für Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von ca. 400 GW ein – genehmigt wurden davon nur etwa 3.800 Anfragen (rund 25 GW). Das „First come, first served"-Prinzip unterscheidet dabei nicht zuverlässig zwischen realistischen und rein spekulativen Projekten, was zu langen Warteschlangen führt.
Regulatorische Unsicherheit bei Netzentgelten (AgNes-Verfahren)
Die Neuordnung der Netzentgelte für Speicher (AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur) sorgt für Planungsunsicherheit – insbesondere bei der Frage rückwirkender Entgelte und der Doppelbelastung von Einspeisung und Entnahme. Anlagen, die bis Sommer 2029 ans Netz gehen, genießen aktuell gewisse Bestandsschutz-Regelungen, was den Zeitdruck für Projektentscheidungen erhöht.
Unklare rechtliche Einordnung und Genehmigungsrecht
Batteriespeicher lassen sich rechtlich nicht eindeutig zwischen Erzeugung, Verbrauch und Netzbetrieb einordnen, was zu widersprüchlichen Regelungen bei Netzentgelten, Umlagen und Marktrollen führt. Baurechtlich dürfen Speicher aktuell nur innerhalb von 200 Metern um ein Umspannwerk ohne gesonderte Baugenehmigung errichtet werden – der VKU fordert hier eine Ausweitung auf 500 Meter, um mehr Standorte praktikabel zu machen.
Sinkende Margen im Handelsgeschäft
Die Spreads zwischen Ein- und Verkaufspreisen am Strommarkt verengen sich zunehmend (2025 gegenüber 2024 rückläufig), da immer mehr Speicherkapazität in den Markt drängt. Reine Arbitrage-Erlösmodelle werden dadurch unsicherer – Stadtwerke brauchen deshalb Systeme, die mehrere Erlösquellen gleichzeitig bedienen können (Multi-Use: Regelenergie, Redispatch, Bilanzkreismanagement, Spot-/Intraday-Handel).
Sektorkopplung, Wärmewende und Fachkräftemangel treffen gleichzeitig zu
Stadtwerke müssen parallel die Stromwende, die kommunale Wärmeplanung und den Ausbau von Ladeinfrastruktur stemmen – mit begrenzten Personalressourcen und unter dem Druck steigender Systemkosten. Laut VKU warnt Verbandsdirektor Ingbert Liebing: Wird der Speicherausbau nicht konsequent vorangetrieben, drohen steigende Systemkosten, die Netzstabilität und Verbraucher gleichermaßen belasten.
Die gute Nachricht: Stadtwerke investieren bereits
84 % der Stadtwerke beschäftigen sich aktuell mit Batteriespeichern: 11 % setzen bereits aktive Projekte um, 27 % planen konkret, 46 % prüfen den Einstieg. Bei Größenklassen dominieren Anlagen von 1–10 MW (je 34 % in den Klassen 1–5 MW und 5–10 MW), 23 % planen 10–100 MW und 7 % sogar 100–500 MW – vergleichbar mit klassischen Kraftwerksgrößen.
Warum TESVOLT-Lösungen die Antwort für Stadtwerke sind
TESVOLT verbindet zuverlässige Großbatteriespeicher-Hardware mit einer digitalen Steuerungsplattform, die Netzdienstleistungen, Handelserlöse und Sektorkopplung in einem System bündelt – von der Planung über die Finanzierung bis zum Betrieb, alles aus einer Hand.
- Netzdienlicher Betrieb statt Unsicherheit
Unsere Speichersysteme sind auf „netzdienliche Fahrweise" ausgelegt: Sie stabilisieren lokale Netzabschnitte, entlasten Umspannwerke bei Lastspitzen und unterstützen Stadtwerke dabei, regulatorische Anforderungen (Zertifizierung, Cybersicherheit, Netzverträglichkeit) von Anfang an zu erfüllen – ein Erfolgsfaktor, der sich im Referenzprojekt mit TEAG Solar bereits bewährt hat. - Mehrere Erlösquellen in einem System (Multi-Use)
Über das integrierte Batteriepark-Management-System und Marktzugänge lassen sich Erlöse aus Regelenergie, Redispatch, Spotmarkt- und Intraday-Handel sowie Peak Shaving kombinieren – wichtig, da einzelne Erlösquellen wie reine Arbitrage zunehmend volatiler werden. - TÜV-zertifiziert, seit 2014 im Feld bewährt
Als Marktführer im Bereich gewerblicher Batteriespeicher in Deutschland hat TESVOLT seit 2014 mehr als 6.000 Projekte weltweit realisiert. Die Systeme werden in Deutschland gefertigt und sind TÜV-zertifiziert – ein Pluspunkt gerade für kommunale Vergabeverfahren und Ausschreibungen, die Versorgungssicherheit und Lieferfähigkeit priorisieren.
Ihr Batteriepark ist angedacht – doch fehlen Zeit, Personal oder Know-how für die Umsetzung?
Mit TESVOLT Projects steht Stadtwerken ein spezialisierter Full-Service-Partner der TESVOLT-Gruppe zur Seite, der die Realisierung eines Batteriespeicher-Projekts von Planung und Genehmigung über Bau und Inbetriebnahme bis zu Betrieb, Wartung und Vermarktung begleitet – kompakt gebündelt und mit einem Ansprechpartner für das gesamte Projekt.
Full-Service für Ihren Batteriepark: Planung, Bau und Betrieb aus einer Hand
Anwendungsfälle für Stadtwerke
Batteriespeicher-Projekt für Ihr Stadtwerk planen
Ob Netzdienstleistungen, Regelenergie-Vermarktung oder Sektorkopplung: Unsere Speicherexperten entwickeln gemeinsam mit Ihrem Stadtwerk eine maßgeschneiderte, bankfähige Speicherlösung – von der ersten Machbarkeitsanalyse bis zum Betrieb.
Das hängt vom Anwendungsfall ab: Für Netzdienstleistungen und Peak Shaving auf Verteilnetzebene reichen häufig Anlagen im Bereich 1–10 MW, während Projekte mit Fokus auf Regelenergie- oder Redispatch-Vermarktung meist ab 10 MW aufwärts geplant werden. TESVOLT dimensioniert Speicherlösungen individuell auf Basis von Lastprofil, Netzsituation und Erlösstrategie des jeweiligen Stadtwerks.
Die Dauer variiert stark: Nach aktuellen Branchendaten schließen rund 27 % der Projekte den Netzanschluss in unter 6 Monaten ab, 42 % benötigen 6–12 Monate, 19 % 12–18 Monate und ein kleiner Teil über zwei Jahre. Eine frühzeitige Abstimmung mit dem Netzbetreiber und eine belastbare technische Planung von Anfang an verkürzen den Prozess erheblich.
Die Bundesnetzagentur arbeitet im sogenannten Agnes-Verfahren an einer Neuordnung der Netzentgelte für Speicher, u. a. zur Frage möglicher Doppelbelastung bei Einspeisung und Entnahme. Anlagen, die bis Sommer 2029 ans Netz gehen, profitieren aktuell von gewissen Bestandsschutzregelungen. Wir empfehlen, die Wirtschaftlichkeitsrechnung so zu gestalten, dass sie auch unter verschiedenen regulatorischen Szenarien tragfähig bleibt. Mehr lesen
Beide Modelle sind möglich. Beim Kauf bleibt die volle Kontrolle über Betrieb und Vermarktung beim Stadtwerk; beim Contracting übernimmt ein Partner Investition und/oder Betriebsrisiko und das Stadtwerk zahlt eine planbare Nutzungsgebühr oder beteiligt sich an den Erlösen. TESVOLT berät zu beiden Modellen und unterstützt bei der Erstellung bankfähiger Wirtschaftlichkeitsrechnungen. Kontakt aufnehmen
Typische Erlösquellen sind Regelenergiemärkte (Primär-, Sekundär- und Minutenreserve), Redispatch-Vermarktung, Spot- und Intraday-Handel sowie Peak Shaving für eigene oder Kundenlasten. Da einzelne Erlösquellen wie reine Arbitrage durch sinkende Preisspannen volatiler werden, empfiehlt sich eine Multi-Use-Strategie, die mehrere Erlösquellen gleichzeitig kombiniert.
Die Amortisationsdauer hängt von Anlagengröße, Erlösstrategie, Fördermitteln und regulatorischem Umfeld ab und wird projektspezifisch berechnet. TESVOLT erstellt gemeinsam mit dem Stadtwerk eine transparente, szenariobasierte Wirtschaftlichkeitsanalyse, statt pauschale Amortisationsversprechen zu machen.
Ja. TESVOLT-Systeme lassen sich mit Wärmepumpen, Nah-/Fernwärmenetzen und Ladeinfrastruktur koppeln, sodass Stadtwerke Strom-, Wärme- und Mobilitätswende in einer gemeinsamen digitalen Steuerungsplattform zusammenführen können.
Alle Systeme sind TÜV-zertifiziert und erfüllen die für kommunale Vergabeverfahren relevanten Anforderungen an Netzkonformität und Cybersicherheit – ein wichtiger Faktor bei öffentlichen Ausschreibungen.
Netzanschlusskapazitäten sind bereits stark nachgefragt (rund 10.000 Anfragen bei Netzbetreibern 2024), und Bestandsschutzregelungen für Netzentgelte gelten aktuell nur für Anlagen, die bis Sommer 2029 ans Netz gehen. Wer frühzeitig plant, sichert sich sowohl Netzanschlusskapazität als auch regulatorische Planungssicherheit.