Netzkapazität wird zum entscheidenden Asset der Energieinfrastruktur
EV Charging, Batteriespeicher und AI Data Center zeigen diese Woche denselben Trend: Netzkapazität entwickelt sich von einer Projektvoraussetzung zum entscheidenden Asset, das bestimmt, ob, wann und mit welchem Wert ein Projekt realisiert werden kann.
Ein gemeinsamer Trend über drei Märkte
In dieser Woche zeichnet sich auf den europäischen Märkten für Energieinfrastruktur ein zunehmend klarer gemeinsamer Trend ab.
Diese Entwicklung zeigt sich gleichzeitig in drei Märkten: Ladeinfrastruktur, Batteriespeicher und AI Data Center. Im Bereich der Ladeinfrastruktur verlagert sich der Fokus zunehmend von einer reinen Erhöhung der Ladeleistung hin zur effizienteren Nutzung begrenzter Netzkapazitäten durch Smart Charging, Energiemanagementsysteme und Batteriespeicher.
Im Speichermarkt rücken neben Leistung, Kapazität und Zellkosten zunehmend der Netzanschluss, Flexible Connection Agreements und die Finanzierbarkeit eines Projekts in den Mittelpunkt. Gleichzeitig verschärft das schnelle Wachstum von AI Data Centern den Wettbewerb um verfügbare Netzkapazitäten zusätzlich. Time-to-Power, Batteriespeicher und intelligentes Energiemanagement werden damit zu zentralen Infrastrukturthemen für neue Projekte.
Drei Märkte, ein gemeinsamer Engpass
EV Charging & Ladeinfrastruktur
Smart Charging, Speicher und Energiemanagement machen begrenzte Netzkapazität nutzbar – von Logistikflotten bis zu Fährhäfen.
BESS & Batteriespeicher
Flexible Connection Agreements, neue Batterietechnologien und die deutsche Anschluss-Realität verändern die Projektbewertung.
AI Data Center & Energieinfrastruktur
Spanien, Italien und der US-Markt PJM zeigen, wie Time-to-Power und Netzkapazität zum entscheidenden Standortfaktor werden.
EV Charging | Ladeinfrastruktur
Der Fokus verschiebt sich von reiner Ladeleistung hin zur intelligenten Nutzung begrenzter Netzkapazität durch Smart Charging, EMS und Speicher.
Entratek präsentiert Speicher- und Ladelösung für Logistikflotten
Auf der Veranstaltung Zukunft Transport in Hamburg präsentierte Entratek eine integrierte Speicher- und Ladelösung für Logistikflotten und elektrische Nutzfahrzeuge, bei der leistungsstarke DC-Ladeinfrastruktur, Batteriespeicher und Energiemanagement miteinander kombiniert werden.
Im Mittelpunkt steht eine Herausforderung, mit der immer mehr Logistikstandorte konfrontiert sind: Die Ladeanforderungen elektrifizierter Flotten wachsen häufig schneller als die lokal verfügbare Netzanschlussleistung. Für Standorte mit eigener PV-Anlage, begrenzter Netzkapazität und klar definierten Einsatz- und Standzeiten reicht es deshalb nicht, nur zusätzliche Ladepunkte zu installieren oder die Ladeleistung einzelner Charger zu erhöhen.
Ein sinnvolleres Systemkonzept kombiniert Netz und PV mit einem Batteriespeicher und einem übergeordneten EMS, das verfügbare Netzleistung, PV-Erzeugung, Speicherladezustand und Einsatzplan der Fahrzeuge berücksichtigt und die Ladeleistung dynamisch steuert – ohne vollständig von einem vorherigen Netzausbau abhängig zu sein.
Estland plant 5-MW-Ladeinfrastruktur für neue batterieelektrische Fähre
Estland plant für eine neue batterieelektrische Fähre eine landseitige Ladeinfrastruktur mit rund 5 MW Leistung. Im Vergleich zum Pkw-Laden weisen elektrische Fähren, Hafenfahrzeuge und künftig eLKW deutlich konzentriertere Leistungsanforderungen auf: Große Energiemengen müssen oft in kurzer Zeit übertragen werden, während Betriebs- und Fahrpläne relativ klar definiert sind.
Häfen entwickeln sich damit zu einem wichtigen Einsatzgebiet für High-Power-Charging. Während im öffentlichen Pkw-Laden bislang vor allem 150–400 kW relevant waren, werden bei eLKW, Häfen und elektrischen Schiffen künftig zunehmend 1, 5 oder sogar 10 MW Ladeleistung relevant – Charging bewegt sich damit immer stärker in den Bereich klassischer Energieinfrastruktur.
Niederlande: 1.500 öffentliche Ladepunkte werden zur flexiblen Last
Ubitricity und Deftpower führen an rund 1.500 öffentlichen Ladepunkten in den Niederlanden Smart Charging ein. Über den offenen Standard OCPI 2.2.1 Charging Profiles können Ladezeiten gezielt angepasst und Teile des Strombedarfs in Zeiträume mit geringerer Netzbelastung verschoben werden – besonders relevant, da begrenzte Netzkapazitäten in vielen niederländischen Regionen neue Anschlüsse nur eingeschränkt oder verzögert zulassen.
Die Flexibilität kann sich stufenweise weiterentwickeln: von der reinen Steuerung des Ladezeitpunkts über eine höhere Ladeleistung dank Batteriespeicher bis hin zu einer Architektur, die auf Signale des Netzbetreibers reagiert und selbst zur Netzflexibilität beiträgt.
BESS | Batteriespeicher
Netzanschluss, Flexible Connection Agreements und Finanzierbarkeit rücken neben Leistung, Kapazität und Zellkosten in den Mittelpunkt.
Flexible Connection Agreements: die wirtschaftliche Frage zwischen BKZ und eingeschränktem Netzanschluss
Der deutsche Speicherentwickler Kyon Energy bringt eine zunehmend relevante Frage in die Diskussion: Wenn ein Batteriespeicher ein Flexible Connection Agreement (FCA) akzeptiert und dem Netzbetreiber damit ermöglicht, die Lade- oder Entladeleistung unter bestimmten Netzbedingungen einzuschränken, sollte ein solches Projekt dann denselben Baukostenzuschuss (BKZ) zahlen wie ein Speicher mit uneingeschränktem Netzanschluss? Kyon Energy argumentiert, dass Projekte mit betrieblichen Einschränkungen entsprechend niedrigere Netzanschlusskosten erhalten sollten.
Gleichzeitig entwickelt sich auch die Vergabe von Netzkapazitäten weiter: An die Stelle eines klassischen „First Come, First Served“-Ansatzes tritt zunehmend eine stärkere Bewertung der tatsächlichen Projektreife – gesicherte Flächen, technisches Konzept, Finanzierung und Netzstudien könnten künftig wichtiger werden als der Zeitpunkt der Antragstellung.
CATL sichert sich 60-GWh-Natrium-Ionen-Auftrag – Langzeitspeicher rücken in den Fokus
CATL und HyperStrong haben einen dreijährigen Liefervertrag über insgesamt 60 GWh Natrium-Ionen-Batterien abgeschlossen – eine der bislang größten kommerziellen Vereinbarungen für diese Technologie weltweit. Da Gewicht und Volumen bei stationären Speichersystemen meist eine geringere Rolle spielen als bei Elektrofahrzeugen, eignet sich Natrium-Ionen besonders für Langzeitspeicher, Data-Center-Anwendungen und weitere stationäre Einsatzbereiche.
Mit wachsender Industrialisierung wird erwartet, dass sich die Kosten der Kathodenmaterialien bis etwa 2028 dem Niveau von LFP annähern könnten. Sollte sich diese Entwicklung bestätigen, dürfte der erste große Markt der Technologie eher im stationären Energiespeicher liegen als im Elektrofahrzeug.
573,5 GW BESS-Anfragen treffen auf nur 54,2 GW Anschlusszusagen
Die Zahl der Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher in Deutschland wächst weiter massiv: 2025 erhielten deutsche Netzbetreiber 18.158 Anfragen mit insgesamt 573,5 GW Leistung und 1.583 GWh Kapazität. Demgegenüber standen lediglich 1.937 Anschlusszusagen mit 54,2 GW und 142,4 GWh. Im Verteilnetz fällt die Differenz noch deutlicher aus: Nur rund 8 % der Projekte – etwa 4 % der beantragten Leistung – erhielten eine Anschlusszusage.
Diese Zahlen zeigen: Deutschland hat keinen Mangel an BESS-Pipelines. Knapp ist vielmehr die Zahl tatsächlich anschlussfähiger und realisierbarer Projekte. Eine große Projektpipeline ist deshalb allein kein Qualitätsmerkmal – zunehmend entscheidend werden Standort, Netzstudie, Projektreife, Anschlusskonzept und Betriebsstrategie.
Bollingstedt-Deal: Ein guter Netzanschluss wird zum Bestandteil des BESS-Asset-Werts
Alpiq hat das von Eco Stor entwickelte Speicherprojekt Bollingstedt in Schleswig-Holstein (103 MW / 238 MWh) übernommen. Besonders interessant ist das mit Schleswig-Holstein Netz entwickelte Flexible Connection Agreement: Der Speicher kann seine Leistung entsprechend der jeweils verfügbaren Netzkapazität anpassen. Eco Stor weist darauf hin, dass bei der Bewertung von BESS-Projekten künftig Betriebskonzept, Vermarktungsstrategie und Netzanschlusskonzept eine immer größere Rolle spielen werden.
Damit erweitert sich der Asset-Wert eines Speicherprojekts über reine Batteriekapazität und Zellkosten hinaus: Zunehmend relevant wird die Kombination aus Batteriesystem, PCS, EMS, Netzanschlussbedingungen und Vermarktungsverträgen. Ein Projekt mit gesichertem, hochwertigem Netzanschluss kann so deutlich wertvoller sein als eines mit gesicherter Fläche, aber ungeklärtem Anschluss.
AI Data Center | Energieinfrastruktur
Spanien, Italien und der US-Markt PJM zeigen, wie Time-to-Power und Netzkapazität zunehmend über die Realisierbarkeit von Data-Center-Projekten entscheiden.
Spanien: Data Center könnten zu stündlich 80 % zusätzlicher erneuerbarer Energie verpflichtet werden
Die spanische Regierung hat am 25. August die Weiterentwicklung eines neuen regulatorischen Rahmens vorangetrieben. Nach dem diskutierten Modell sollen Data Center über 1 MW mindestens 80 % ihres Verbrauchs aus erneuerbaren Quellen decken – bemerkenswert sind dabei zwei Anforderungen: Zusätzliche Last soll mit zusätzlicher Erzeugungskapazität verbunden werden, und die Erneuerbaren-Quote könnte künftig stündlich statt nur im Jahresdurchschnitt nachgewiesen werden müssen.
Seit 2021 wurden Data-Center-Projekten in Spanien bereits Netzanschlussrechte für mehr als 12 GW gewährt. Sollte die stündliche Bilanzierung eingeführt werden, reichen klassische jährliche PPAs oder Herkunftsnachweise nicht mehr aus – Batteriespeicher könnten zum wichtigen Bindeglied zwischen schwankender erneuerbarer Erzeugung und konstantem Data-Center-Verbrauch werden.
Italien: 95,38 GW Data-Center-Netzanschlussanfragen – nur 15 Projekte nahe der finalen Genehmigung
Der italienische Übertragungsnetzbetreiber Terna verzeichnet inzwischen Data-Center-Netzanschlussanfragen mit 95,38 GW Gesamtleistung – 2021 lag das Volumen noch bei rund 1 GW, 2024 bei 31,28 GW. Seit 2021 wurden 531 Anschlussanträge eingereicht, rund 300 davon allein in den vergangenen acht Monaten. Trotz dieser enormen Pipeline befinden sich Berichten zufolge derzeit lediglich 15 Projekte nahe an einer finalen Genehmigung.
Besonders stark konzentriert sich die Nachfrage auf die Lombardei mit rund 49 GW an Anfragen; Terna plant dort 27 neue Umspannwerke. Die Zahlen verdeutlichen die erhebliche Differenz zwischen angekündigter Pipeline und tatsächlich realisierbarer Kapazität – entscheidend wird zunehmend nicht die Größe der Pipeline, sondern die Time-to-Power.
PJM: Data Center verursachen bereits rund 9 % der Wholesale-Power-Kosten
Der US-amerikanische PJM-Strommarkt zeigt bereits, welche Auswirkungen der steigende Strombedarf von AI Data Centern haben kann: Nach Angaben des unabhängigen PJM Market Monitor entfielen bis Juli rund 9 % der Wholesale-Power-Kosten auf Data-Center-Lasten – rund 10,48 US-Dollar/MWh. Die gesamten Großhandelsstromkosten im PJM-Gebiet stiegen im bisherigen Jahresverlauf um rund 46 % auf 56,7 Mrd. US-Dollar.
Bislang wurde der Einfluss von AI Data Centern vor allem als langfristige Nachfrageprognose diskutiert – inzwischen werden die Auswirkungen bereits direkt in Capacity Markets, Großhandelspreisen und Netzinvestitionen sichtbar. Die Energieoptimierung von Data Centern darf sich damit nicht mehr allein auf Strompreis-Arbitrage beschränken.
Energieinfrastruktur tritt in das Zeitalter des Netzkapazitätsmanagements ein
Betrachtet man EV Charging, Batteriespeicher und AI Data Center dieser Woche gemeinsam, zeigt sich ein sehr ähnliches Muster: Die knappste Ressource zukünftiger Energieinfrastruktur sind möglicherweise nicht Charger, Batterien oder Server – sondern verfügbare elektrische Leistung.
Bei der Ladeinfrastruktur schreitet die Elektrifizierung der Fahrzeuge schneller voran als der Netzausbau. Bei Batteriespeichern übersteigt die Zahl und Leistung der Anschlussanfragen die tatsächlich verfügbaren Netzanschlusskapazitäten um ein Vielfaches. Bei AI Data Centern wiederum wächst die Nachfrage nach Rechenleistung wesentlich schneller als die kurzfristig verfügbare elektrische Infrastruktur.
Für Entratek bedeutet dies eine weitere Entwicklung vom Vertrieb einzelner Produkte hin zu integrierten Systemlösungen: Ladeinfrastruktur kann mit Batteriespeichern kombiniert werden, Speicher benötigen intelligentes Energiemanagement, und das Gesamtsystem muss zunehmend flexibel auf die Bedingungen des Stromnetzes reagieren.
Bei großen Projekten lautet die entscheidende Frage deshalb nicht mehr nur „Wie groß muss der Charger oder Batteriespeicher sein?“, sondern vielmehr: Wie können wir unter begrenzten Netzbedingungen durch Ladeinfrastruktur, Batteriespeicher und Energiemanagement mehr elektrische Last früher und wirtschaftlicher an das Netz bringen?
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