In Teil 2 unserer Serie „BESS: Zwischen Markt und Netz“ sprechen wir darüber, wie Batteriespeicher sinnvoll in das Energiesystem integriert werden können.

Nachdem es in Teil 1 um die Unterscheidung zwischen marktdienlich, netzneutral und netzdienlich ging, wird es jetzt operativer: flexible Anschlussmodelle, Grünstromspeicher, Redispatch und das Gartenzaun-Prinzip stehen im Mittelpunkt.

Gemeinsam mit Christoph Strasser von MaxSolar und Dr. Andreas Kießling vom Bayernwerk diskutieren wir, welche Regeln, technischen Voraussetzungen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen notwendig sind, damit Speicher schneller ins System kommen – ohne Netzstabilität und Investitionssicherheit gegeneinander auszuspielen.

Themen dieser Folge:

Zentrale Frage der Folge:

Wie bringen wir BESS schneller ins System – ohne Business Case, Netzstabilität und Regulatorik gegeneinander auszuspielen?

Gäste:

Christoph Strasser

Dr. Andreas Kießling

Hosts:

Michael Nöding

Podcast:

Nöding & Voges: Watt ’ne Law

Hinweis:

Dies ist Teil 2 unserer zweiteiligen Serie „BESS: Zwischen Markt und Netz“. Teil 1 behandelt die Grundlagen: marktdienlich, netzneutral, netzdienlich – und warum der Business Case eines Speichers nicht automatisch systemdienlich ist.

In dieser Folge sprechen wir über BESS – Battery Energy Storage Systems – und darüber, warum Batteriespeicher in der Energiewende zwar unverzichtbar sind, aber nicht automatisch jedes Netzproblem lösen.

Gemeinsam mit Christoph Strasser von MaxSolar und Dr. Andreas Kießling vom Bayernwerk diskutieren wir, was Speicher aus Sicht von Projektentwicklung, Netzbetrieb und Energiesystem leisten können – und wo die Grenzen liegen.

Themen dieser Folge:

Zentrale Frage der Folge:

Wann hilft ein Batteriespeicher wirklich dem Energiesystem – und wann ist er vor allem ein marktwirtschaftliches Asset?

Gäste:

Christoph Strasser

Dr. Andreas Kießling

Hosts:

Michael Nöding

Podcast:

Nöding & Voges: Watt ’ne Law

Hinweis:

Dies ist Teil 1 unserer zweiteiligen Serie „BESS: Zwischen Markt und Netz“. In Teil 2 geht es um flexible Anschlüsse, Grünstromspeicher, Redispatch und das sogenannte Gartenzaun-Prinzip.

Bremsen, laden, weiterfahren: Kaum ein Thema zeigt so klar, warum elektrische Lkw Sinn ergeben. Wir nehmen dich mit vom ersten Bergab‑Moment, in dem der Motor zum Generator wird, bis zum realen Business‑Case, der die Kilometerkosten dreht. Mit anschaulichen Beispielen aus Steinbruch und Stadtlogistik zeigen wir, wie 20–30 Prozent Energierückgewinnung den Verbrauch senken, Bremsen schonen und Sicherheit in langen Gefällen erhöhen. Dabei sprechen wir offen über Grenzen, etwa volle Batterien ohne Reku‑Reserve, und erklären, warum mechanische Systeme weiter eine Rolle spielen.

Gemeinsam ordnen wir Einsatzfelder von der letzten Meile über regionale Verkehre bis hin zur Autobahn ein. Wir teilen Erfahrungen aus Jahren Flottenpraxis, erläutern, wie modulare Batteriepakete à rund 90 kWh, AC‑Laden bis 43 kW und CCS mit 250–350 kW heute funktionieren, und welche Sprünge das Megawatt‑Charging‑System bringt. Der Blick auf Infrastruktur ist pragmatisch: Ladeparks wachsen rasant, große Hubs verkürzen Wartezeiten, dynamische Tarife nach Netzlast oder PV‑Erzeugung setzen Preisanker. Entscheidend ist die Strategie: Depotladen zu günstigen Tarifen, unterwegs nur nachladen, und Routen so planen, dass Pausen und Leistung zusammenpassen.

Wirtschaftlichkeit steht im Mittelpunkt. Wir rechnen den Trade‑off zwischen Reichweite, Leergewicht, Nutzlast und Anschaffungskosten durch und zeigen, ab welchen Strompreisen – oft unter etwa 40 Cent je kWh – der E‑Truck gegenüber dem Diesel die Nase vorn hat. Weniger Verschleiß, geringere Wartung, leiser Betrieb und planbare Umläufe machen den Umstieg greifbar. Batterietausch? Klingt attraktiv, hat aber Hürden bei Standardisierung und Logistik. Realistischer sind intelligente Ladefenster, skalierbare Parks und ein Joint‑Venture‑Netz entlang der Autobahnen, das MCS bereitstellt und den Fernverkehr öffnet.

Wenn dich Rekuperation, Ladeleistung und echte Betriebskosten interessieren, ist diese Folge für dich. Hör rein, teile die Episode mit Kolleginnen und Kollegen in Logistik und Fuhrpark, und hinterlasse uns eine Bewertung. Abonniere den Podcast, damit du keine neuen Einblicke zu E‑Mobilität im Schwerlastverkehr verpasst.

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Ein weit verbreiteter Irrtum fällt zuerst: Batterien in E‑Fahrzeugen enthalten keine seltenen Erden. Wir zeigen klar, wo Neodym und Samarium tatsächlich stecken, und warum diese Unterscheidung für Kosten, Versorgungssicherheit und die Debatte um Elektro‑Lkws wichtig ist. Danach gehen wir dorthin, wo Entscheidungen wirklich kippen: zu Förderlogiken, zur Maut und zu Regeln, die den Markt entweder anschieben oder ausbremsen. Das vielgelobte KSNI‑Programm klingt großzügig, scheiterte aber für viele an engen Antragsfenstern und Verzögerungen. Planbarkeit wird zur Währung, denn sie verhindert das kollektive Abwarten und macht Investitionen in Ladeinfrastruktur und Fahrzeuge belastbar.

Auf Herstellerseite schlagen die EU‑CO2‑Ziele mit voller Wucht durch: 15 Prozent Reduktion bis 2025, 30 Prozent bis 2030 gegenüber 2019. Weil sich CO2 nicht über Abgasnachbehandlung „wegzaubern“ lässt, führt kein Weg an Zero‑Emission‑Fahrzeugen vorbei. Genau hier treffen Technik und Betriebspraxis aufeinander: sinkende Preise für stationäre Batteriespeicher, intelligente Laststeuerung und dynamische Stromtarife machen aus hoher Capex eine steuerbare Opex. Wir erzählen aus Projekten, in denen PV‑Anlagen, Speicher und Ladepunkte vernetzt laufen, Leistungsspitzen glätten und mit PPA‑Stromkosten um 12 Cent je kWh echte Vorteile liefern. Ein Energiemanagementsystem lernt Touren, Wetter und Tarife und lädt dann, wenn Energie günstig ist.

Auch die Finanzen bekommen Tiefe: Die THG‑Quote bringt jährlich spürbare Zusatzerlöse pro Lkw, besonders bei früher Vermarktung. Und wer Power‑as‑a‑Service nutzt, verschiebt Investitionsdruck zum Energiepreis an der Säule, oft zwischen 18 und 24 Cent je kWh. So entsteht ein Gesamtpaket, das die Wirtschaftlichkeit greifbar macht. Unser Fazit: Rund 60 Prozent der heutigen Einsätze im Nutzfahrzeugbereich sind bereits elektrifizierbar, sofern Infrastruktur, Beschaffung und Prozesse zusammenspielen. Hör rein, wenn du wissen willst, wie du Lastspitzen vermeidest, negative Preise nutzt und deinen ROI vorziehst. Abonniere den Podcast, teile die Folge mit deinem Team und sag uns: Welche Hürde hält dich noch auf?

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Mehr Kilometer, weniger Dieselpreisdrama: Wir nehmen dich mit in die Praxis der Elektrifizierung von Lkw und zeigen, warum der eigentliche Engpass nicht im Fahrzeug, sondern im Netz steckt. Statt Schlagworten liefern wir klare Entscheidungen: Mission first, Reichweite danach. Wir vergleichen Battery Swapping als chinesisches Hochtempo‑Konzept mit europäischen Realitäten wie Lenkzeiten, Platzbedarf und Netzanschlüssen und erklären, weshalb 500‑Kilometer‑Reichweiten heute schon viel abdecken und mit Feststoff und Natrium‑Ionen noch wachsen.

Auf dem Hof entscheidet die TCO. Die Mautbefreiung für E‑Lkw bis Ende 2030 kippt die Rechnung, besonders auf Autobahnen. Wer PV, Speicher und Lastmanagement klug kombiniert, macht sich unabhängig vom Dieselpreis und von Engpässen an Schnellladern. Wir zeigen, wie man vom Bedarf aus plant: Tageskilometer, Stopps, Nebenantriebe, Temperaturfenster und Degradation. Daraus ergeben sich Batteriemodule, Ladefenster und Netzleistung, die Tag 1 bis Jahr 8 tragen. Beispiele aus der Kommunalwirtschaft verdeutlichen den Hebel: Ein Müllsammler verbraucht im Diesel 60 bis 80 Liter pro 100 Kilometer, elektrisch 200 bis 300 kWh – physikalisch effizienter und betriebswirtschaftlich kalkulierbar.

Dann wird es konkret bei der Infrastruktur: 50 DC‑Ladepunkte brauchen nicht nur Baufläche, sondern Zusagen am Netz. Anfragen konkurrieren mit Rechenzentren und Speichern, Antwortzeiten ziehen sich, und regionale Kapazitäten sind oft Jahre im Voraus verplant. Wir sprechen über Inselnetze als Brückentechnologie, über Grenzen der Einspeisung und darüber, wie Betreiber heute schon Autarkiegrade heben können. Gleichzeitig blicken wir auf Batteriekosten, Zyklen und Rohstoffe: Mit Natrium‑Ionen sinken Abhängigkeiten und Materialkosten, auch wenn die Energiedichte moderat bleibt. Für den Lkw zählen am Ende Kilometerkosten, Zuverlässigkeit und Planbarkeit – und genau da spielen E‑Antriebe ihre Stärken aus.

Wenn dich interessiert, wie du aus Netz, Fahrzeug und Prozessen ein stimmiges System baust, hör rein und nimm dir unsere Checkliste im Kopf mit: Bedarf modellieren, Infrastruktur sichern, flexible Energiequellen koppeln, TCO laufend validieren. Abonniere den Podcast, teile die Folge mit deinem Team und sag uns in einer Bewertung, wo bei dir der größte Hebel liegt.

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Klimaschutz wird greifbar, wenn Werte, Zahlen und Projekte zusammenfinden. Wir nehmen dich mit in die Praxis der evangelischen Kirchen: klare CO2-Ziele bis 2045, harte Bestandsarbeit an mehr als 5000 Gebäuden, ein neuer Fonds der Evangelischen Bank und eine frische Projektstruktur namens „Gemeindekraft“. Dort werden mit GIS-Daten geeignete Flächen für PV und Wind identifiziert, Partner an Bord geholt und Finanzierungen organisiert – ohne Pathos, dafür mit belastbaren Plänen, die Betriebskosten senken und Handlungsfähigkeit sichern.

Wir sprechen offen über den Spagat zwischen Schöpfungsverantwortung und Denkmalschutz, über Eigenversorgung mit Speichern und Ladepunkten und über die Chance, dass kirchliche Liegenschaften zu sichtbaren Leuchttürmen der Energiewende werden. Während politische Signale schwanken und Netzausbau-Fragen Abregelungen verursachen, bauen Gemeinden von unten Tempo auf: Zählerstände werden systematisch erfasst, Effizienz priorisiert, Fördermittel kombiniert. Die Kirche wird so zum verlässlichen Investitionspartner mit langem Atem, günstigen Kreditkonditionen und einem ethischen Rahmen, der Glaubwürdigkeit in konkrete CO2-Reduktion übersetzt.

Besonders spannend: die Rolle der Nordkirche. Mit „Gemeindekraft“ entsteht eine Infrastruktur, die Projekte skaliert und lokale Akzeptanz stärkt – von PV auf Dächern über Parkplätze mit Ladeinfrastruktur bis zu netzdienlichen Speichern. Diese Mischung aus Praxisnähe und Weitblick zeigt, wie Energiewende funktioniert, wenn viele Verantwortung übernehmen und Finanzierung, Monitoring und Kommunikation zusammenspielen. Dazu kommt ein menschlicher Akzent: das Friedenslicht, ehrenamtliche Wärme und die Erinnerung, dass Transformation auch sozial trägt.

Abonniere den Podcast, teile die Folge mit deinem Netzwerk und hinterlasse uns deine Gedanken: Wo siehst du das größte Potenzial auf kirchlichen Flächen – Effizienz, Eigenstrom oder Speicher? Deine Perspektive hilft, die nächsten Projekte klug zu priorisieren.

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In dieser Folge von Watt ’ne Law sprechen wir mit Fokke Peters (ENERPARC) über die nächste Ausbaustufe der Energiewende – und darüber, warum Regulatorik aktuell eher Slalomlauf als Spaziergang ist. Ausgangspunkt ist die neue Abgrenzungsoption (NISPL-Prozess) der Bundesnetzagentur: Sie ermöglicht erstmals, Grünstromspeicher so zu fahren, dass Graustrom mitgedacht wird, ohne die Förderlogik komplett zu sprengen. Ein Hebel für zusätzliche Wirtschaftlichkeit – aber mit offenen Flanken bei Herkunftsnachweisen und Detailvorgaben.

Wir diskutieren, wie sich der permanente Regelungs-Takt – vom geplanten EEG 2027 bis zu § 8a EEG (flexible Netzanschlussverträge/FCA) – auf Marktteilnehmer auswirkt. Einerseits braucht das System schnelle Anpassungen, um negative Strompreise, Redispatch-Kosten und den massiven Roll-out von BESS in den Griff zu bekommen. Andererseits überfordert die Komplexität kleinere Player und verschiebt Markteintrittsbarrieren nach oben.

Ein Schwerpunkt liegt auf der Rolle der Netzbetreiber: von überlasteten Anschlussabteilungen mit „Wir prüfen in fünf Jahren“-Bannern hin zu ersten Beispielen für KI-gestützte Netzanschlussprozesse und intelligenter Netzentgelt-Systematik. Wir sprechen über FCAs als Brückentechnologie zwischen sofortigem Anschluss und spätem Netzausbau, über Fachkräftemangel und Systemkosten – und darüber, warum Deutschlands mühsam erarbeitete Lösungen für voll erneuerbare Energiesysteme perspektivisch ein Exportprodukt erster Güte werden können.

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Hochsommerliche Temperaturen über 30 Grad und gleißender Sonnenschein – perfekte Bedingungen für Solarenergie? Tatsächlich ein Irrglaube! In dieser aufschlussreichen Folge decken wir auf, warum Photovoltaikmodule an heißen Sommertagen deutlich weniger Leistung erbringen als erwartet. 

Die Ursache liegt in der Diskrepanz zwischen Laborwerten und Realität: Während Module unter Standardtestbedingungen bei angenehmen 25°C geprüft werden, erreichen sie im Betrieb locker 80°C – mit erheblichen Auswirkungen auf die Leistung. Ein 450-Watt-Modul bringt unter realistischen Bedingungen (NMOT) gerade einmal 343 Watt. Für Projektierer, Investoren und Betreiber hat dies weitreichende Konsequenzen, besonders in der vertraglichen Gestaltung.

Wir wenden uns zudem der EU-Richtlinie RED 3 zu, die den Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigen soll. Durch die Ausweisung von "Beschleunigungsgebieten" außerhalb von Naturschutzflächen sollen Genehmigungsverfahren verkürzt werden. Doch die Branche sieht andere Herausforderungen: Der stockende Netzausbau und fehlende Netzanschlusspunkte erweisen sich als die eigentlichen Flaschenhälse. Eine mögliche Lösung – gemeinsame Umspannwerke mehrerer Projektentwickler – bringt jedoch ihre eigenen komplexen rechtlichen und wirtschaftlichen Hürden mit sich.

Mit unserer Expertise aus Technik und Recht beleuchten wir diese praxisrelevanten Themen und geben Einblicke, warum aus ambitionierten Projektpipelines oft nur ein Bruchteil realisiert wird. Für alle, die verstehen möchten, wo die wahren Herausforderungen der Energiewende liegen und welche Lösungsansätze vielversprechend sind – eine unverzichtbare Episode.

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Der energiepolitische Horizont Deutschlands wird von einem Phänomen geprägt, das Experten als "Tsunami" bezeichnen: Batteriespeichersysteme (BESS) revolutionieren unsere Energieinfrastruktur. Mit Marion Jäger (Ignis Energy Germany) und Dr. Fokke Peters (enerparc AG) tauchen wir tief in die Welt dieser Schlüsseltechnologie ein, die bereits mit weit über 1,5 Gigawatt in der Projektpipeline steht.

Der Podcast deckt die Spannung zwischen technologischem Potenzial und regulatorischen Hürden schonungslos auf. Besonders die undurchsichtige Handhabung von Baukostenzuschüssen durch die rund 900 deutschen Netzbetreiber sorgt für Frustration: "Es ist wie eine Blackbox - wir wissen oft nicht, ob unsere Projekte am Ende wirtschaftlich sein werden," erklärt Marion Jäger. Die Experten diskutieren kontrovers, ob Batteriespeicher als reine Verbraucher oder als Erzeuger-Verbraucher-Hybride betrachtet werden sollten – eine Frage mit weitreichenden finanziellen Konsequenzen.

Besonders faszinierend sind die Erkenntnisse zur Netzdienlichkeit: Selbst wenn Speicher primär nach wirtschaftlichen Kriterien betrieben werden, führt ihr Verhalten statistisch zu einer Netzentlastung. Neben großen Standalone-Lösungen rücken auch innovative Konzepte wie das Pooling privater Kleinspeicher oder bidirektionales Laden von E-Fahrzeugen in den Fokus. Der Schlüsselgedanke kristallisiert sich klar heraus: Nicht mehr Regulierung, sondern bessere Kommunikation und mutigere Kooperationen zwischen allen Beteiligten werden entscheidend sein.

Was bedeutet dieser Speicher-Tsunami für unsere Energiezukunft? Hören Sie rein und erfahren Sie, wie diese Technologie nicht nur Strom speichert, sondern das gesamte Fundament unserer Energieversorgung neu gestaltet. Teilen Sie Ihre Gedanken mit uns und werden Sie Teil der Diskussion über eine der spannendsten Entwicklungen der Energiewende.

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Die Kombination von Landwirtschaft und Solarenergie eröffnet spannende Perspektiven für die Energiewende. Mit Ursula Meyer von Kumandra Energy und Jonas Lowag von gunnercook tauchen wir tief in die Welt der Agri-PV ein – eine innovative Lösung, die landwirtschaftliche Flächen doppelt nutzt.

Was genau bedeutet Agri-PV? Es handelt sich um Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen, die parallel weiter bewirtschaftet werden. Von hochaufgeständerten Systemen, unter denen Getreide wächst, bis hin zu vertikalen Zaunsystemen zwischen denen Traktoren operieren – die Vielfalt der technischen Lösungen ist beeindruckend. Besonders interessant sind die praktischen Erfahrungen aus dem Staatsgut Grub, wo bereits erste Ernten mit Mähdreschern unter PV-Anlagen stattfanden.

Die rechtlichen Rahmenbedingungen stellen allerdings eine echte Herausforderung dar. Die neue Privilegierung im Baugesetzbuch für "hofnahe Agri-PV" wird von den Behörden höchst unterschiedlich ausgelegt. Während einige Landkreise eine Distanz von 100 Metern als Grenze definieren, scheitern Projekte andernorts bereits an einer dazwischenliegenden Straße. Dieser "bunte Flickenteppich" an Regelungen bremst den dringend benötigten Ausbau.

Dennoch gibt es Hoffnung: Das überragende öffentliche Interesse am Ausbau erneuerbarer Energien sollte eigentlich zu einer großzügigeren Auslegung führen. Erfolgreiche Projekte mit unterschiedlichen Investitionsmodellen zeigen, dass Agri-PV funktionieren kann. Teilt eure positiven Erfahrungen mit Behörden und helft mit, diese zukunftsweisende Technologie voranzubringen! Nur gemeinsam können wir die wertvolle doppelte Nutzung unserer landwirtschaftlichen Flächen realisieren und die Energiewende beschleunigen.

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