Beim Immobilienkauf heißt es: Lage, Lage, Lage. Bei Batteriespeichern gilt dasselbe Prinzip -- nur dass die Kriterien andere sind. Der Standort eines Großbatteriespeichers beeinflusst die Erlöse, die Kosten und damit die Rendite Ihres Investments erheblich. Und trotzdem wird dieses Thema von vielen Anbietern stiefmütterlich behandelt.
Als Investor haben Sie in der Regel keinen Einfluss auf den Standort -- der Anbieter wählt ihn aus. Umso wichtiger ist es, dass Sie verstehen, wovon die Standortqualität abhängt und wie Sie sie bewerten können. Dieser Artikel ist Teil unserer Risiken-Analyse für Batteriespeicher.
Standort bestimmt 20-30% der Rendite
Verschiedene Studien und Marktdaten zeigen: Die Renditeunterschiede zwischen einem guten und einem schlechten Standort in Deutschland betragen 20 bis 30 Prozent. Ein Speicher am falschen Standort kann dauerhaft unprofitabel sein, während der gleiche Speicher am richtigen Standort attraktive Erlöse erzielt.
Die fünf entscheidenden Standortfaktoren
Netzanschlusspunkt und Spannungsebene
Der Netzanschlusspunkt bestimmt gleich mehrere Kostenpositionen:
Spannungsebene: Großbatteriespeicher werden typischerweise an die Mittelspannung (10-30 kV) oder Hochspannung (110 kV) angeschlossen. Je höher die Spannungsebene, desto höher die Anschlusskosten, aber desto niedriger die Netzentgelte pro kWh.
Entfernung zum Netzverknüpfungspunkt: Liegt der Speicher weit vom nächsten Umspannwerk entfernt, müssen lange Kabelstrecken verlegt werden. Jeder zusätzliche Kilometer kann 50.000 bis 150.000 Euro kosten.
Netzkapazität: Nicht an jedem Punkt im Netz ist ausreichend Kapazität verfügbar, um einen Großspeicher anzuschließen. Wenn das Netz verstärkt werden muss, können die Kosten schnell sechsstellig werden -- und der Investor trägt sie häufig.
| Spannungsebene | Typische Anschlusskosten | Netzentgelte (Richtwert) | Eignung für |
|---|---|---|---|
| Niederspannung (0,4 kV) | 10.000-30.000 € | Höchste Netzentgelte | Kleine Speicher < 100 kW |
| Mittelspannung (10-30 kV) | 50.000-200.000 € | Mittlere Netzentgelte | Speicher 100 kW - 10 MW |
| Hochspannung (110 kV) | 200.000-1.000.000 € | Niedrigste Netzentgelte | Speicher > 10 MW |
Netzengpassgebiet: Chance und Risiko
Deutschland hat ein strukturelles Problem: Die Windenergie wird überwiegend im Norden produziert, der Strom aber vor allem im Süden verbraucht. Die Übertragungsnetze sind dieser Belastung nicht gewachsen -- es kommt zu Netzengpässen.
Für Batteriespeicher können Netzengpässe eine zusätzliche Erlösquelle sein: Durch sogenannten Redispatch können Speicher in Engpassgebieten bezahlt werden, um Strom aufzunehmen oder abzugeben und so das Netz zu stabilisieren.
Vorteile von Engpassgebieten:
- Zusätzliche Erlöse aus Redispatch-Maßnahmen
- Höhere lokale Preisvolatilität
- Strategische Bedeutung des Speichers für den Netzbetreiber
Risiken von Engpassgebieten:
- Die Engpasssituation kann sich durch Netzausbau ändern
- Regulatorische Änderungen können die Vergütung verändern
- Abhängigkeit von den Entscheidungen des Netzbetreibers
Netzengpass-Karte nutzen
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht regelmäßig Daten zu Netzengpässen. Auf der Plattform SMARD der Bundesnetzagentur können Sie nachvollziehen, wo und wie häufig Engpässe auftreten. Fragen Sie Ihren Anbieter, wie der Standort in Bezug auf Engpassgebiete positioniert ist.
Netzentgelte: Der unterschätzte Kostenfaktor
Die Netzentgelte variieren in Deutschland je nach Netzbetreiber erheblich. Da es über 800 Verteilnetzbetreiber gibt, können die Unterschiede beträchtlich sein. Für einen Großbatteriespeicher sind die Netzentgelte ein wesentlicher Betriebskostenfaktor.
Ein Speicher in einem Netzgebiet mit niedrigen Entgelten hat einen strukturellen Kostenvorteil gegenüber einem Speicher in einem teuren Netzgebiet. Die Unterschiede können bei einem Großspeicher mehrere tausend Euro pro Jahr betragen -- ein oft unterschätzter Faktor, der in vielen Angeboten fehlt. Mehr dazu in unserem Artikel zu versteckten Kosten bei Batteriespeicher-Investments.
Was die Netzentgelte beeinflusst:
- Spannungsebene des Anschlusses (höher = günstiger)
- Netzbetreiber und dessen Kostenstruktur
- Benutzungsstunden und Leistungspreis vs. Arbeitspreis
- Individuelle Netzentgeltvereinbarungen (bei Großverbrauchern möglich)
Regionale Unterschiede bei Netzentgelten -- ein Vergleich:
Die Spreizung der Netzentgelte ist enorm. Während ein Mittelspannungskunde bei einem günstigen Netzbetreiber in Norddeutschland rund 2,5 Cent pro kWh zahlt, können es bei einem teuren Netzbetreiber in ländlichen Gebieten Bayerns oder Thüringens 6 bis 8 Cent pro kWh sein. Für einen 1-MWh-Speicher mit rund 700 Vollzyklen pro Jahr (1.400 MWh Durchsatz) ergibt sich eine jährliche Kostendifferenz von 49.000 bis 77.000 Euro -- allein durch den Unterschied im Netzentgelt.
| Region | Netzentgelt MS (Richtwert ct/kWh) | Jährliche Netzkosten 1 MWh-Speicher | Relative Bewertung |
|---|---|---|---|
| Schleswig-Holstein (SH Netz) | 2,5 - 3,5 ct | 35.000 - 49.000 € | Günstig |
| Niedersachsen (Avacon) | 3,0 - 4,0 ct | 42.000 - 56.000 € | Günstig bis mittel |
| NRW (Westnetz) | 3,5 - 5,0 ct | 49.000 - 70.000 € | Mittel |
| Bayern (Bayernwerk) | 4,5 - 6,5 ct | 63.000 - 91.000 € | Teuer |
| Thüringen (TEN) | 5,0 - 7,0 ct | 70.000 - 98.000 € | Teuer |
| Brandenburg (E.DIS) | 4,0 - 5,5 ct | 56.000 - 77.000 € | Mittel bis teuer |
Netzentgeltbefreiung für Großspeicher
Seit 2023 sind Batteriespeicher von Netzentgelten befreit (§ 118 Abs. 6 EnWG). Die oben genannten Werte gelten nur als Szenario für den Fall, dass die Befreiung — wie von der BNetzA diskutiert — ab 2029 teilweise entfällt.
Nähe zu erneuerbaren Erzeugungsanlagen
Standorte in der Nähe großer Wind- oder Solarparks können Vorteile bieten:
Co-Location mit Erneuerbaren: Wenn der Speicher direkt an einem Wind- oder Solarpark angeschlossen ist, kann er:
- Erzeugungsspitzen abfangen und zeitversetzt einspeisen
- Von günstigem Strom direkt vom Erzeuger profitieren
- Netzanschlusskosten durch gemeinsame Nutzung reduzieren
Regionale Stromüberangebote nutzen: In Regionen mit viel erneuerbarer Erzeugung gibt es häufig Stunden mit sehr niedrigen oder negativen Strompreisen. Ein Speicher vor Ort kann diese Überschüsse günstig aufnehmen und zu besseren Zeiten einspeisen. Wie sich die Strompreise insgesamt entwickeln und was das für Speicher-Standorte bedeutet, analysieren wir unter Strompreis-Entwicklung und Auswirkungen auf Batteriespeicher.
Allerdings gibt es auch Risiken: Wenn der lokale Netzanschluss nicht ausreichend dimensioniert ist, können Einspeisebegrenzungen die Erlöse reduzieren.
Genehmigungsrechtliche Aspekte
Der Standort bestimmt auch den Genehmigungsaufwand:
- Bebauungsplan: Liegt der Standort in einem Gewerbegebiet oder auf freier Fläche? Im Außenbereich gelten strengere Genehmigungsvoraussetzungen.
- Immissionsschutz: Großbatteriespeicher erzeugen Lärm (Kühlung, Wechselrichter). In der Nähe von Wohngebieten können Auflagen die Kosten erhöhen.
- Brandschutz: Immer strengere Brandschutzauflagen für Großspeicher können je nach Standort erhebliche Zusatzkosten verursachen.
- Naturschutz: Geschützte Flächen schließen eine Nutzung oft aus oder verteuern sie erheblich.
| Standortfaktor | Guter Standort | Schlechter Standort | Auswirkung auf Rendite |
|---|---|---|---|
| Netzanschluss | Nahe am Umspannwerk, Kapazität vorhanden | Weit entfernt, Netzausbau nötig | 50.000-300.000 € Mehrkosten |
| Netzengpass | In Engpassgebiet mit Redispatch-Erlösen | In gut versorgtem Gebiet ohne Zusatzerlöse | +/- 5.000-15.000 €/Jahr |
| Netzentgelte | Günstiger Netzbetreiber, MS-Anschluss | Teurer Netzbetreiber, NS-Anschluss | +/- 3.000-8.000 €/Jahr |
| Erneuerbare Nähe | Direkte Co-Location mit Wind-/Solarpark | Keine lokalen Erzeuger | +/- 2.000-10.000 €/Jahr |
| Genehmigung | Gewerbegebiet, unkompliziert | Außenbereich, Auflagen | 10.000-50.000 € Mehrkosten + Zeit |
Die Netzanschluss-Problematik im Detail
Der Netzanschluss ist einer der am häufigsten unterschätzten Risikofaktoren bei Batteriespeicher-Investments. Was auf dem Papier einfach klingt -- Speicher ans Netz anschließen -- entpuppt sich in der Praxis oft als komplexer, langwieriger und teurer Prozess.
Kosten: Die Bandbreite ist enorm
Die Netzanschlusskosten hängen von zahlreichen Faktoren ab und lassen sich im Vorfeld nur schwer exakt beziffern. Die Bandbreite reicht von 50.000 Euro bei einem einfachen Mittelspannungsanschluss in unmittelbarer Nähe eines Umspannwerks bis zu über 500.000 Euro, wenn eine eigene Trafostation errichtet und eine mehrere Kilometer lange Kabeltrasse verlegt werden muss.
Typische Kostenblöcke beim Netzanschluss:
- Netzanschlussbeitrag an den Netzbetreiber: 20.000 bis 80.000 Euro
- Trafostation (wenn nicht vorhanden): 30.000 bis 120.000 Euro
- Kabelverlegung: 50.000 bis 150.000 Euro pro Kilometer
- Tiefbauarbeiten: 15.000 bis 50.000 Euro
- Schaltanlagen und Messtechnik: 10.000 bis 40.000 Euro
- Planung und Gutachten: 5.000 bis 20.000 Euro
Wartezeiten: Der unsichtbare Renditekiller
Die Wartezeit auf den Netzanschluss ist ein oft übersehenes Risiko. Je nach Netzbetreiber und Region kann es 6 bis 24 Monate dauern, bis ein Netzanschlussangebot vorliegt -- und weitere 6 bis 18 Monate, bis der Anschluss tatsächlich realisiert ist.
In dieser Zeit verdient Ihr Speicher kein Geld. Gleichzeitig läuft die Drei-Jahres-Frist für den IAB weiter. Bei einem Investment von 200.000 Euro und einer erwarteten Rendite von 5 Prozent kostet jeder Monat Verzögerung rund 830 Euro an entgangenen Erlösen. Eine Verzögerung von 12 Monaten bedeutet knapp 10.000 Euro weniger Ertrag -- und das bei unverändertem Risiko.
Netzengpässe: Was der Anschluss nicht hergibt
Selbst wenn der Netzanschluss steht, garantiert er nicht unbegrenzte Ein- und Ausspeisung. In überlasteten Netzabschnitten kann der Netzbetreiber die Einspeiseleistung des Speichers temporär begrenzen -- sogenannte Einspeisemanagement-Maßnahmen.
Das Paradoxe: Gerade in Netzengpassgebieten, die für Redispatch-Erlöse attraktiv sind, sind die Netze am stärksten belastet. Es kann vorkommen, dass Ihr Speicher zu den lukrativsten Zeiten nicht die volle Leistung abrufen kann.
Netzausbau kann Jahre dauern
Wenn am geplanten Standort ein Netzausbau notwendig ist, kann dies die Inbetriebnahme um Monate oder Jahre verzögern. In dieser Zeit verdient Ihr Speicher nichts. Gleichzeitig läuft die IAB-Frist von drei Jahren weiter. Fragen Sie den Anbieter konkret: Liegt eine Netzzusage vor? Ist der Netzanschluss gesichert?
Genehmigungsrisiken nach Bundesland
Die Genehmigungspraxis für Großbatteriespeicher unterscheidet sich je nach Bundesland erheblich. Das liegt an unterschiedlichen Landesbauordnungen, verschiedenen Zuständigkeiten und abweichender Verwaltungspraxis.
| Bundesland | Genehmigungspraxis | Typische Dauer | Besonderheiten |
|---|---|---|---|
| Schleswig-Holstein | Relativ unkompliziert, Erfahrung mit EE-Projekten | 3-6 Monate | Viele Speicher neben Windparks, etablierte Verfahren |
| Niedersachsen | Gut strukturiert, klare Zuständigkeiten | 4-8 Monate | Landkreise oft kooperativ bei EE-Projekten |
| NRW | Abhängig vom Kreis, teils langwierig | 6-12 Monate | Dichte Besiedlung erhöht Immissionsschutz-Auflagen |
| Bayern | Oft restriktiv, strenge Bauordnung | 6-14 Monate | 10H-Regelung betrifft zwar Wind, signalisiert aber restriktive Haltung |
| Brandenburg | Zunehmend erfahren, aber Personalmangel | 4-10 Monate | Viele Projektanfragen überlasten Behörden |
| Mecklenburg-Vorpommern | Eher unkompliziert bei Gewerbegebieten | 3-8 Monate | Wenig Erfahrung, aber kooperativ |
| Thüringen/Sachsen-Anhalt | Unterschiedlich, teils lange Verfahren | 6-12 Monate | Personalmangel in Behörden kann verzögern |
Besonders relevant: In einigen Bundesländern ist ab einer bestimmten Speichergröße ein immissionsschutzrechtliches Genehmigungsverfahren nach BImSchG erforderlich, das deutlich aufwendiger und teurer ist als eine einfache Baugenehmigung. Die Schwellenwerte und Anforderungen variieren und können sich durch neue Brandschutzvorschriften ändern.
Rechenbeispiel: Was ein schlechter Standort kostet
Betrachten wir zwei identische 1-MWh-Batteriespeicher mit einem Investitionsvolumen von jeweils 350.000 Euro. Der einzige Unterschied: der Standort.
Standort A -- Optimal: Schleswig-Holstein, direkt neben einem Windpark, 200 Meter zum Umspannwerk, Gewerbegebiet, Netzengpassregion.
Standort B -- Suboptimal: Mittelhessen, keine Erneuerbaren in der Nähe, 3,5 Kilometer zum Umspannwerk, Außenbereich, kein Engpassgebiet.
| Kostenposition | Standort A (optimal) | Standort B (suboptimal) | Differenz |
|---|---|---|---|
| Netzanschluss (einmalig) | 55.000 € | 210.000 € | +155.000 € |
| Genehmigung & Gutachten | 8.000 € | 28.000 € | +20.000 € |
| Netzentgelte (pro Jahr) | 38.000 € | 68.000 € | +30.000 € p.a. |
| Redispatch-Erlöse (pro Jahr) | +12.000 € | 0 € | -12.000 € p.a. |
| Arbitrage-Erlöse (pro Jahr) | 32.000 € | 28.000 € | -4.000 € p.a. |
| Pachtkosten Grundstück (pro Jahr) | 3.000 € | 2.500 € | -500 € p.a. |
| Mehrkosten über 15 Jahre | -- | -- | 857.500 € |
Die Rechnung im Detail: Standort B kostet einmalig 175.000 Euro mehr (Netzanschluss und Genehmigung). Dazu kommen jährliche Mehrkosten bzw. Mindererlöse von 45.500 Euro (30.000 Euro höhere Netzentgelte plus 12.000 Euro fehlende Redispatch-Erlöse plus 4.000 Euro geringere Arbitrage-Erlöse, abzüglich 500 Euro geringerer Pacht). Über 15 Jahre summiert sich die jährliche Differenz auf 682.500 Euro. Zusammen mit den einmaligen Mehrkosten ergibt sich ein Gesamtnachteil von rund 858.000 Euro.
Selbst wenn man die Hälfte der Netzentgeltdifferenz durch eine mögliche Netzentgeltbefreiung herausrechnet, bleibt ein Standortnachteil von über 500.000 Euro über die Laufzeit -- bei identischem Speicher und identischem Betreiber.
Der Standort entscheidet über Gewinn oder Verlust
In unserem Rechenbeispiel ist der identische Speicher am guten Standort hochprofitabel und am schlechten Standort ein Verlustgeschäft. Der Standort allein kann den Unterschied zwischen 6 Prozent Rendite und einem Totalverlust ausmachen. Was bei einem Totalverlust konkret passiert, rechnen wir im Detail unter Worst Case durchgerechnet vor.
Gute vs. schlechte Standorte in Deutschland
Ohne konkrete Standortadressen zu nennen, lassen sich generelle Muster identifizieren:
Tendenziell günstige Regionen:
- Norddeutschland (Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern): Viel Windenergie, häufig Netzengpässe, negative Strompreise
- Regionen mit hoher Solareinspeisung und gleichzeitig gutem Netzanschluss
- Standorte in der Nähe großer Industriegebiete mit schwankender Nachfrage
- Gebiete nahe geplanter oder bestehender Umspannwerke mit verfügbarer Kapazität
Tendenziell ungünstige Regionen:
- Innerstädtische Standorte (hohe Grundstückskosten, strenger Immissionsschutz)
- Regionen mit wenig erneuerbarer Erzeugung und wenig Netzengpässen
- Gebiete mit sehr teuren Netzentgelten
- Standorte mit unzureichender Netzinfrastruktur und langen Netzausbauzeiten
Standort-Checkliste: Die 12 wichtigsten Prüfpunkte
Konkreten Standort erfragen
Fragen Sie den Anbieter nach dem konkreten Standort -- Adresse oder zumindest Gemeinde und Gemarkung. Wenn der Anbieter den Standort nicht nennen will oder noch keinen hat, ist das ein Warnsignal.
Netzanschlussangebot prüfen
Liegt ein verbindliches Netzanschlussangebot des Netzbetreibers vor? Wenn nein: Wie realistisch ist die Zeitplanung? Welche Kosten sind zu erwarten? Ein verbindliches Angebot ist Gold wert.
Netzbetreiber und Netzentgelte recherchieren
Finden Sie heraus, welcher Netzbetreiber zuständig ist und wie hoch die Netzentgelte in dem Gebiet sind. Die Netzentgelte werden jährlich veröffentlicht. Vergleichen Sie mit dem Bundesdurchschnitt.
Engpasssituation prüfen
Nutzen Sie öffentlich verfügbare Daten der Bundesnetzagentur auf SMARD.de, um die Engpasssituation in der Region zu beurteilen. Prüfen Sie zudem im Marktstammdatenregister, welche Speicherprojekte in der Region bereits registriert sind. Fragen Sie den Anbieter, ob Redispatch-Erlöse in der Kalkulation berücksichtigt sind.
Entfernung zum Umspannwerk ermitteln
Je näher der Speicher am Umspannwerk steht, desto günstiger der Netzanschluss. Mehr als 2 Kilometer Entfernung bedeuten erhebliche Mehrkosten für Kabelverlegung.
Netzkapazität klären
Ist am vorgesehenen Anschlusspunkt ausreichend Kapazität für den Speicher vorhanden? Wenn nicht, sind Netzverstärkungsmaßnahmen erforderlich -- und die kosten Zeit und Geld.
Genehmigungsstatus klären
Liegt bereits eine Baugenehmigung vor? Sind die immissionsschutzrechtlichen Voraussetzungen geklärt? Ein fehlendes Genehmigungsverfahren kann die Inbetriebnahme erheblich verzögern.
Bebauungsplan prüfen
Liegt der Standort in einem Gewerbe- oder Industriegebiet (ideal) oder im Außenbereich (aufwendiger)? Im Außenbereich sind Genehmigungsverfahren langwieriger und teurer.
Erneuerbare Erzeugung in der Nähe
Gibt es Wind- oder Solarparks in unmittelbarer Nähe? Co-Location kann Kosten senken und Erlöse steigern. Prüfen Sie auch geplante Projekte in der Region.
Brandschutzanforderungen klären
Welche Brandschutzauflagen gelten am Standort? Müssen Abstände zu Gebäuden eingehalten werden? Sind zusätzliche Löscheinrichtungen erforderlich? Diese Kosten werden häufig unterschätzt.
Pachtvertrag prüfen
Wenn der Speicher auf gepachtetem Grund steht: Wie lange läuft der Pachtvertrag? Gibt es Verlängerungsoptionen? Was passiert bei Kündigung des Pachtvertrags? Die Pachtlaufzeit sollte mindestens die Investitionslaufzeit abdecken.
Standort persönlich besuchen
Fahren Sie hin und machen Sie sich selbst ein Bild. Prüfen Sie die Zugänglichkeit, die Nachbarschaft (Wohnbebauung?), die Infrastruktur und ob die Angaben des Anbieters mit der Realität übereinstimmen.
Das Risiko der Standortkonzentration
Viele Anbieter entwickeln ihre Projekte in bestimmten Regionen, weil sie dort Kontakte, Erfahrung und Zugang zu Flächen haben. Das kann dazu führen, dass mehrere Speicher desselben Anbieters in derselben Region stehen.
Für Sie als Investor bedeutet das ein Konzentrationsrisiko: Wenn sich die regulatorischen oder wirtschaftlichen Bedingungen in dieser Region verschlechtern, sind alle Ihre Investments gleichzeitig betroffen. Im schlimmsten Fall kann die Insolvenz eines regional konzentrierten Anbieters mehrere Ihrer Speicher gleichzeitig gefährden.
Ein Beispiel: Wenn der zuständige Netzbetreiber die Netzentgelte deutlich erhöht oder wenn geplanter Netzausbau die Engpasssituation beseitigt, sinken die Erlöse für alle Speicher in der Region gleichzeitig. Konkret: Zwei Speicher à 200.000 Euro im selben Netzgebiet in Schleswig-Holstein. Der SuedLink-Korridor wird 2028 fertiggestellt und reduziert die Netzengpässe im Norden erheblich. Die Redispatch-Erlöse beider Speicher sinken um 10.000 Euro pro Jahr -- insgesamt 20.000 Euro jährlich weniger für Ihr Portfolio.
| Kriterium | Standort-Information transparent | Standort-Information intransparent |
|---|---|---|
| Standort bekannt | Nur ungefähre Region oder gar nicht genannt | |
| Netzanschluss gesichert | Verbindliches Netzanschlussangebot vorhanden | Nur Schätzungen oder Absichtserklärungen |
| Genehmigung erteilt | Noch im Verfahren oder nicht beantragt | |
| Pachtvertrag vorhanden | Langfristiger Vertrag mit Verlängerungsoption | Kein Vertrag oder nur Absichtserklärung |
| Standortanalyse verfügbar | Unabhängiges Gutachten zu Erlöspotenzial | Nur interne Kalkulationen des Anbieters |
Standortqualität schlägt Management-Qualität
Die Standortqualität macht in der Praxis den entscheidenden Unterschied. Ein hervorragend gemanagter Speicher an einem schlechten Standort kann weniger erwirtschaften als ein durchschnittlich gemanagter Speicher an einem Top-Standort. Investoren unterschätzen diesen Faktor regelmäßig.
Die zeitliche Dimension: Standortvorteile können verschwinden
Ein heute guter Standort muss nicht dauerhaft gut sein. Die Rahmenbedingungen können sich ändern:
- Netzausbau: Wenn neue Leitungen gebaut werden, können sich Engpasssituationen auflösen -- und damit die Zusatzerlöse entfallen. Die geplanten HGÜ-Trassen SuedLink und SuedOstLink werden ab 2028/2029 die Nord-Süd-Kapazität erheblich erweitern. Für Speicher in norddeutschen Engpassgebieten könnten die Redispatch-Erlöse um 30 bis 60 Prozent sinken.
- Wettbewerb: Wenn weitere Speicher in der Nähe ans Netz gehen, konkurrieren sie um dieselben Marktchancen und drücken die lokalen Erlöse. In beliebten Standortregionen wie Schleswig-Holstein sind bereits Dutzende Großspeicherprojekte in der Pipeline.
- Regulierung: Änderungen bei Netzentgelten, Redispatch-Vergütung oder anderen Rahmenbedingungen können standortabhängig wirken. Die Einführung von lokalen Preiszonen (diskutiert auf EU-Ebene) würde die Standortrelevanz weiter verschärfen.
- Infrastruktur: Neue Industrieansiedlungen oder der Wegfall großer Verbraucher verändern die lokale Nachfragestruktur.
Diese Unsicherheiten können Sie nicht eliminieren. Aber ein Standort mit mehreren Erlösquellen (Arbitrage plus Regelenergie plus Redispatch) ist robuster als einer, der nur von einem einzigen Faktor abhängt.
So bewerten Sie das Standort-Risiko Ihres Investments
Für eine fundierte Standortbewertung empfehlen wir folgendes Bewertungsschema:
| Kriterium | Gut (3 Punkte) | Mittel (2 Punkte) | Schlecht (1 Punkt) |
|---|---|---|---|
| Netzanschluss | Verbindliches Angebot < 80.000 € | Schätzung 80.000-200.000 € | Kein Angebot oder > 200.000 € |
| Entfernung Umspannwerk | < 500 m | 500 m - 2 km | > 2 km |
| Netzentgelte | Unter Bundesdurchschnitt | Im Bundesdurchschnitt | Über Bundesdurchschnitt |
| Engpassgebiet | Ja, mit dokumentierten Erlösen | Teilweise | Nein |
| Genehmigung | Erteilt | Im Verfahren, fortgeschritten | Nicht beantragt |
| Erneuerbare Nähe | Co-Location möglich | Im Umkreis von 10 km | Keine in der Nähe |
| Pachtvertrag | > 20 Jahre mit Option | 15-20 Jahre | < 15 Jahre oder unsicher |
Bewertung: 18-21 Punkte = Guter Standort. 13-17 Punkte = Akzeptabler Standort, aber Risikozuschlag einplanen. Unter 13 Punkte = Erhöhtes Standortrisiko, besonders kritisch prüfen.
Standort-Risiko minimieren
Sie können den Standort als Investor meist nicht wählen. Aber Sie können den Standort bewerten und Ihre Investitionsentscheidung davon abhängig machen. Fordern Sie detaillierte Informationen zum Standort ein: konkreter Ort, Netzanschlusssituation, Genehmigungsstatus, regionale Besonderheiten. Wenn der Anbieter diese Informationen nicht liefern kann oder will, investieren Sie nicht.
Häufige Fragen zum Standort-Risiko
Kompakte Antworten auf die Fragen, die uns zu diesem Thema am häufigsten erreichen.
Bei den meisten Investmentmodellen nicht. Der Anbieter wählt den Standort basierend auf seiner Projektentwicklung. Bei einem Direktkauf mit eigenem Projekt hätten Sie theoretisch die Wahl, aber das erfordert erhebliche eigene Expertise in der Projektentwicklung.
Prüfen Sie die Nähe zum Netzanschluss, die regionalen Netzentgelte, die Engpasssituation und die Genehmigungslage. Öffentliche Daten der Bundesnetzagentur und der Netzbetreiber helfen bei der Einschätzung. Im Zweifel einen unabhängigen Energieberater hinzuziehen. Nutzen Sie unser Bewertungsschema mit den 7 Kriterien als Orientierung.
Der häufigste Fehler ist, dass Anbieter Standorte wählen, an denen sie günstig an Flächen kommen -- ohne ausreichend zu prüfen, ob Netzanschluss, Netzkapazität und Marktbedingungen stimmen. Ein günstiges Grundstück hilft nichts, wenn der Netzanschluss 200.000 Euro kostet.
Theoretisch ja, aber praktisch extrem teuer und aufwendig. Der Rückbau, Transport und Neuaufbau inklusive neuem Netzanschluss und Genehmigungen kann mehr kosten als der ursprüngliche Aufbau. Ein Standortwechsel ist in aller Regel wirtschaftlich nicht sinnvoll.
Der Netzausbau -- insbesondere die HGÜ-Trassen SuedLink und SuedOstLink -- wird die Engpasssituation im Norden voraussichtlich ab 2028/2029 entschärfen. Für Speicher, deren Kalkulation wesentlich auf Redispatch-Erlösen basiert, kann das die Einnahmen um 30 bis 60 Prozent reduzieren. Gleichzeitig verbessert sich die Situation für Speicher im Süden.
