Batteriespeicher: Wie können Energiegenossenschaften sie nutzen?

Batteriespeicher galten lange als Nischenthema. Innerhalb weniger Jahre sind sie jedoch zu einem der zentralen Bausteine der Energiewende geworden – und zu einem eigenständigen Markt mit hoher Dynamik. Besonders sogenannte Graustromspeicher, also netzgekoppelte Batteriespeicher ohne direkte Anbindung an Erzeugungsanlagen, wurden zeitweise als regelrechter „Tsunami“ beschrieben: schnell, kapitalintensiv und hochprofitabel.

An dieser ersten Speicherwelle konnten Energiegenossenschaften nur in Ausnahmefällen teilhaben. Das hat weniger mit fehlendem Interesse zu tun als mit strukturellen Unterschieden: begrenzte Kapitalstrukturen, eine nachvollziehbare Risikoaversion und demokratische Entscheidungsprozesse, die Zeit benötigen. Parallel dazu agierten internationale, kapitalstarke Investoren mit hoher Geschwindigkeit, stellten tausendfach Netzanfragen und sicherten sich frühzeitig Anschlusskapazitäten. In vielen Regionen ging damit ein erheblicher Teil potenzieller Wertschöpfung an lokalen Akteuren vorbei.

Team EDDA (EDDA steht für Energie, Demokratisch, Dezentral für Alle) übernimmt die komplette Projektsteuerung von der Netzanfrage über Beschaffung und Bau bis zur Renditeverantwortung in den ersten 36 Monaten Betrieb. Als herstellerunabhängiger Batteriespeicher-Experte steht Team EDDA aufseiten der Genossenschaft und optimiert Kosten durch anbieterunabhängiges Ausschreibungsmanagement sowie gebündelte Beschaffung über ein Portfolio von 20+ Projekten. Die Umsetzung wird als zentraler Verantwortlicher beschleunigt, der alle Schnittstellen und Entscheidungen koordiniert – basierend auf Expertise aus einer 200 MWh Projektpipeline. Projektrisiken werden durch unabhängige Qualitätskontrolle bei Bau und Abnahme minimiert.

Zwei Modelle je nach Kapitalverfügbarkeit

EDDA.flex richtet sich an Genossenschaften, die Batteriespeicher im eigenen Bestand aufbauen wollen. Optimierte Beschaffung, unabhängige Qualitätskontrollen und Renditeverantwortung in den ersten 36 Monaten Betrieb sichern die Zielrendite ab.

EDDA.flex Zero: Mit diesem Modell bietet Team EDDA eine Lösung für Betreiber, die vom Speichereffekt profitieren möchten, ohne selbst zu investieren. Finanzierung, Bau und Betrieb erfolgen vollständig durch Team EDDA. Betreiber erhalten planbare Zusatzerlöse durch das transparente Erlösteilungsmodell.

Diese Entwicklung war in gewisser Weise systemisch. Energiegenossenschaften sind auf Langfristigkeit, Stabilität und Verlässlichkeit ausgerichtet. Genau diese Stärken werden in hochdynamischen Frühphasen neuer Märkte jedoch nicht immer belohnt. Der frühe Speichermarkt war von Unsicherheit geprägt: volatile Erlösmärkte, hohe Batteriepreise und ein regulatorisches Umfeld, das sich erst entwickelte. In dieser Situation war Zurückhaltung rational – auch wenn sie im Rückblick Marktanteile gekostet hat.

Heute stellt sich die Lage deutlich anders dar. Batteriespeicherpreise sind kontinuierlich gesunken, während sich die relevanten Erlösmärkte vergleichsweise stabil entwickelt haben. Gleichzeitig ist ein neues, zentrales Nadelöhr entstanden: das Stromnetz. Netzbetreiber wurden in kurzer Zeit mit einer Vielzahl von Graustrom-Anfragen konfrontiert. Ihr Fokus lag – und liegt – darauf, Speicher ans Netz zu bringen, ohne die Netzstabilität zu gefährden. Das führt dazu, dass neue Graustromspeicher zwar wirtschaftlich attraktiv sein können, die Wahrscheinlichkeit einer Netzzusage jedoch vielerorts gering ist.

Stand-alone-Graustromspeicher bieten weiterhin interessante Renditeperspektiven. Für viele Akteure sind sie jedoch kaum noch realistisch umzusetzen, da freie Netzkapazitäten fehlen. Dennoch kann es sinnvoll sein, dort, wo es möglich ist, proaktiv Anfragen zu stellen und Zusagen zu sichern. Selbst wenn diese zunächst nicht erteilt werden, kann eine frühe Positionierung helfen, handlungsfähig zu bleiben, falls sich Rahmenbedingungen durch Netzausbau oder regulatorische Anpassungen ändern.

Während sich das Zeitfenster für Graustrom zunehmend schließt, öffnet sich parallel ein neues: Batteriespeicher in grüner Co-Lokation, also in direkter Verbindung mit bestehenden Erzeugungsanlagen wie Photovoltaik- oder Windparks. Aus Sicht vieler Netzbetreiber sind solche Konzepte attraktiver, da sie keine zusätzliche Einspeise- oder Bezugsleistung verursachen und im besten Fall sogar netzdienlich wirken.

Diese Verschiebung ist im Markt deutlich spürbar. Auch hier positionieren sich bereits große Akteure, um sich geeignete Standorte zu sichern. Für Energiegenossenschaften ist das ein entscheidender Moment: Die zweite Speicherwelle hat begonnen – und sie wird sich nicht dauerhaft offenhalten.

Gerade Energiegenossenschaften bringen für grüne Co-Lokationsprojekte ideale Voraussetzungen mit. In vielen Fällen sind Netzverknüpfungspunkte bereits vorhanden, ebenso Erzeugungsanlagen, Flächenverträge und Genehmigungsstrukturen. Gleichzeitig stehen zahlreiche Photovoltaikparks unter Druck: negative Strompreise und Abschaltungen führen zu Erlösausfällen.

Ein Batteriespeicher kann hier mehrere Effekte kombinieren. Er stabilisiert die Erträge der Erzeugungsanlage, indem er Strom zwischenspeichert, der sonst abgeregelt würde. Umgekehrt profitiert der Speicher von der vorhandenen Infrastruktur, was Investitionskosten reduziert. Das resultierende Risikoprofil ist häufig ausgewogener als bei reinen Stand-alone-Projekten – ein Aspekt, der besonders gut zur genossenschaftlichen Logik passt.

So vielversprechend grüne Co-Lokationen sind, so wichtig ist eine nüchterne Einzelfallbetrachtung. Pauschale Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern führen in die Irre. Jedes Projekt hat eigene Stärken und Schwächen. Aus unserer Erfahrung mit über 200 MWh Projektpipeline zeigt sich, dass bestimmte Faktoren die Wirtschaftlichkeit begünstigen können: hohe Erlösausfälle durch Negativstunden, niedrigere EEG-Vergütungen, ausreichend große Anlagenleistungen im Megawattbereich oder technische Anschlussmöglichkeiten auf der Niederspannungsseite.

Erst das Zusammenspiel mehrerer solcher Kriterien macht ein Projekt tragfähig. Wer einfache Faustformeln verspricht, unterschätzt die Komplexität von Speicherprojekten. Das klingt komplex – und das ist es auch. Die gute Nachricht: Energiegenossenschaften müssen diese Komplexität nicht alleine bewältigen. Erfahrene Partner können die Projektsteuerung übernehmen, Risiken durch unabhängige Qualitätskontrolle minimieren und die Wirtschaftlichkeit durch Renditeverantwortung absichern.

Ist eine Netzzusage einmal erteilt, eröffnen sich weitere Entwicklungsmöglichkeiten. Batteriespeicher sind keine statischen Assets. Neben heutigen Erlösmodellen gewinnen perspektivisch zusätzliche Systemdienstleistungen wie Blindleistungsbereitstellung oder Schwarzstartfähigkeit an Bedeutung. Auch rechtlich eröffnen sich neue Optionen, etwa durch Multi-Use-Konzepte. Flexibilität wird damit selbst zu einem wirtschaftlichen Wert.

Der erste Schritt ist einfach und schnell umsetzbar: Lassen Sie Ihre Situation von erfahrenen Partnern prüfen – idealerweise, bevor Sie viel Kapital binden.

Eine fundierte Erstanalyse kann innerhalb weniger Wochen klären, ob ein grünstromgekoppelter Speicher für Ihre Anlage wirtschaftlich sinnvoll ist. Ist dies der Fall, sollte die Netzanfrage priorisiert werden. Alternativ kann auch eine Graustrom-Anfrage sinnvoll sein, um Optionen offen zu halten. Nach einer Netzzusage wird Geschwindigkeit zum Erfolgsfaktor.

Speicherprojekte sind deutlich komplexer als klassische PV-Vorhaben. Partner mit Expertise in Speicherprojekten machen hier den entscheidenden Unterschied. Durch Benchmarks, unabhängige Qualitätskontrolle und ganzheitliche Projektsteuerung vermeiden sie kostspielige Fehler in Planung, Genehmigung oder Vermarktung.

Die zweite Speicherwelle läuft bereits. Große Akteure sichern sich Standorte. Wer jetzt die Weichen stellt, kann noch teilhaben.

• Webseite von Team EDDA