Unverbindliche Überschlagsrechnung
Wählen Sie Ihren Anwendungsfall und geben Sie Ihre Eckdaten ein. Sie erhalten eine erste Größenordnung für Kapazität, Leistung, C-Rate, Container- und Flächenbedarf – und, das ist der eigentliche Punkt, die planerischen Folgen: ob Ihr Vorhaben nach § 35 BauGB privilegiert ist oder einen Bebauungsplan braucht, welche Gutachten anfallen und welche Themen bei Brandschutz und Wasserrecht auf Sie zukommen. Alle Annahmen und Formeln sind offengelegt.
Der übliche Auslöser ist nicht die Batterie, sondern das Transformatoröl: ölgefüllte Trafos sind Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen. Daraus folgen Anforderungen an Bodenbefestigung und Stoffrückhaltung, deren Umfang von Menge, Wassergefährdungsklasse und Aufstellungsart abhängt. Für prüfpflichtige Anlagen gilt nach § 40 AwSV eine Anzeigepflicht bei der zuständigen Behörde, mindestens sechs Wochen vor Errichtung. Bei Transformatoren und Schaltanlagen der Elektrizitätsversorgung im Freien lässt § 19 AwSV (Anforderungen an die Entwässerung) das Ableiten von Niederschlagswasser zu, wenn bei einer Betriebsstörung austretende Stoffe zurückgehalten werden. Ölfreie Gießharztrafos vermeiden das Thema weitgehend; die Einstufung der Zellchemie selbst ist mit der unteren Wasserbehörde zu klären.
Es gibt keine bundeseinheitliche Speicher-Richtlinie; maßgeblich sind der Sicherheitsleitfaden von AGBF und BVES sowie VDE-AR-E 2510-50. Nach dem dort dokumentierten Kenntnisstand erscheinen 5 bis 10 m Abstand zu anderen Objekten ausreichend, mindestens 5 m zu brennbaren Stoffen – festzulegen ist das aber immer im Einzelfall. Druckentlastungsöffnungen gehören nach Möglichkeit direkt an die Außenwand, sonst über Dach ins Freie. Wichtig für die Planung: die Feuerwehren sagen keine objektspezifischen Einsatzmaßnahmen zur Löschwasserrückhaltung zu – die Rückhaltung muss baulich gelöst werden. Das Brandschutzkonzept früh mit der örtlichen Feuerwehr abstimmen.
Eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz ist nicht erforderlich: Batteriespeicher sind in Anhang 1 der 4. BImSchV nicht aufgeführt. Ausnahme ist der Speicher als Nebenanlage einer genehmigungsbedürftigen Hauptanlage. Der praktisch relevante Konflikt ist der Schall: Klimatisierung und Trafos laufen auch nachts, und die TA Lärm setzt für die Nachtzeit von 22 bis 6 Uhr im allgemeinen Wohngebiet 40 dB(A), im Mischgebiet 45 dB(A) und im Gewerbegebiet 50 dB(A) an. Bei Wohnbebauung in der Nähe ist ein Schallgutachten die Regel, nicht die Ausnahme.
Technisch maßgeblich sind die VDE-Anwendungsregeln: VDE-AR-N 4105 in der Niederspannung, VDE-AR-N 4110 in der Mittelspannung und VDE-AR-N 4120 in der Hoch- und Höchstspannung. Welche Spannungsebene zum Zuge kommt, legt der Netzbetreiber fest; in der Praxis wird ab einer Anschlussleistung in der Größenordnung von 100 kVA die Mittelspannung verlangt – eine feste gesetzliche Schwelle dafür gibt es nicht. In Mittel- und Hochspannung ist für Anlagen dieser Größenordnung regelmäßig ein Anlagenzertifikat zu erbringen (die genauen Schwellen ergeben sich aus der EAAV/NELEV in der jeweils geltenden Fassung); die Blindleistungsvorgabe des Netzbetreibers bestimmt die Scheinleistung von Umrichter und Trafo mit. Dazu kommen die Registrierung im Marktstammdatenregister sowie zwei kaufmännische Punkte, die früh geklärt gehören: der Baukostenzuschuss und die befristete Netzentgeltbefreiung für Stromspeicher nach § 118 Abs. 6 EnWG. Sie gilt nach derzeitigem Stand für Speicher, die bis zum 3. August 2029 in Betrieb genommen werden – der Inbetriebnahmetermin ist damit ein wirtschaftlich harter Meilenstein. Die Netzentgeltsystematik für Speicher wird bei der Bundesnetzagentur derzeit überarbeitet; den Stand vor der Investitionsentscheidung prüfen.
Der Rechner arbeitet bewusst mit Spannen. Wo eine Größe nicht sauber belegbar ist, steht das ausdrücklich dabei. Rechtsstand der planungsrechtlichen Aussagen: 17. August 2026.
Ein Speicher hat zwei unabhängige Kenngrößen: Leistung (kW oder MW, begrenzt durch Umrichter und Netzanschluss) und Kapazität (kWh oder MWh, begrenzt durch die Zellen). Ihr Verhältnis ist die C-Rate:
C-Rate = Leistung [kW] / Nennkapazität [kWh]
Entladedauer [h] = 1 / C-Rate
1,0 C = 1 Stunde 0,5 C = 2 Stunden 0,25 C = 4 Stunden
Zwischen Nennkapazität (brutto, auf dem Typenschild) und nutzbarer Kapazität (netto) liegen Entladetiefe und Betriebsreserve. Der Rechner setzt eine nutzbare Kapazität von 90 Prozent der Nennkapazität an. Für den AC-AC-Wirkungsgrad (Round-Trip, gemessen am Netzanschlusspunkt inklusive Umrichter- und Trafoverlusten) werden 85 bis 92 Prozent angesetzt; für den reinen Entladepfad rund 95 Prozent.
Die Leistung des Speichers ergibt sich aus der zu kappenden Leistungsdifferenz, die Kapazität aus deren Dauer. Der Zuschlag von 1,2 bis 1,6 deckt ab, dass Spitzen dicht aufeinander folgen können und der Speicher dann nicht vollständig nachgeladen ist:
Kappungsleistung dP = Ist-Spitze - Zielspitze
nutzbare Kapazitaet = dP x Spitzendauer[h] x (1,2 ... 1,6)
Nennkapazitaet = nutzbare Kapazitaet / 0,90
Jahresbenutzungsdauer = Jahresverbrauch / Jahreshoechstleistung
Warum das Netzentgelt und nicht der Strompreis entscheidet. Nach § 17 Abs. 2 StromNEV gilt: „Das Netzentgelt pro Entnahmestelle besteht aus einem Jahresleistungspreis in Euro pro Kilowatt und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde." Das Jahresleistungsentgelt ist das Produkt aus Jahresleistungspreis und der Jahreshöchstleistung – dem höchsten 15-Minuten-Mittelwert des Abrechnungsjahres. Eine einzige Viertelstunde im Jahr bestimmt also den gesamten Leistungspreis. Genau das macht Lastspitzenkappung wirtschaftlich interessant und gleichzeitig riskant: Wird die Spitze einmal nicht gekappt, ist der Effekt für das ganze Jahr weg.
Die 2.500-Stunden-Schwelle. Die Gleichzeitigkeitsfunktion nach Anlage 4 zu § 16 Abs. 2 StromNEV besteht aus zwei Geradenabschnitten – einem zwischen 0 und 2.500 Jahresbenutzungsstunden und einem zwischen 2.500 und 8.760 Stunden. Deshalb weisen die Preisblätter der Netzbetreiber für beide Bereiche unterschiedliche Leistungs- und Arbeitspreise aus. Lastspitzenkappung senkt die Höchstlast und hebt damit die Benutzungsdauer – wer die Schwelle überschreitet, wechselt die Preisspalte. Das kann den Effekt verstärken oder auffressen. Ohne das konkrete Preisblatt Ihres Netzbetreibers ist keine seriöse Euro-Aussage möglich, deshalb nennt dieser Rechner bewusst keine Einsparung in Euro, sondern nur die erreichte Leistungsreduktion in Kilowatt. Diesen Wert mit dem Jahresleistungspreis Ihres Preisblatts multiplizieren – das ist die erste, noch grobe Näherung.
Voraussetzung. Einen Leistungspreis zahlt nur, wer registrierend leistungsgemessen abgerechnet wird; die übliche Schwelle liegt bei 100.000 kWh im Jahr. Darunter gilt das Standardlastprofil ohne Leistungspreis – dann bringt Lastspitzenkappung netzentgeltseitig nichts. Zusätzliche Hebel können individuelle Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV sein: bei atypischer Netznutzung (Satz 1, mindestens 20 Prozent des veröffentlichten Entgelts) oder bei intensiver Netznutzung (Satz 2, mindestens 7.000 Benutzungsstunden und mehr als 10 GWh Verbrauch, gestaffelt auf 20, 15 und 10 Prozent bei 7.000, 7.500 und 8.000 Stunden). Ein Speicher kann beide Wege beeinflussen – in beide Richtungen.
Ein Speicher kann nur verschieben, was auf beiden Seiten vorhanden ist: Überschuss am Tag und Restbezug in der Nacht. Das Minimum aus beiden begrenzt das Potenzial.
PV-Ertrag = PV-Leistung [kWp] x spez. Ertrag [kWh/kWp]
Direktverbrauch = Eigenverbrauchsanteil x PV-Ertrag
Ueberschuss = PV-Ertrag - Direktverbrauch
Restbezug = Jahresverbrauch - Direktverbrauch
Verlagerbar = min(Ueberschuss, Restbezug)
nutzbare Kapazitaet = Verlagerbar / 365 x (1,0 ... 1,8)
Der Faktor 1,0 bis 1,8 auf den Tagesmittelwert bildet ab, dass Sommertage deutlich über und Wintertage deutlich unter dem Jahresmittel liegen. Wer auf den Sommer auslegt, hat im Winter tote Kapazität; wer auf das Jahresmittel auslegt, verschenkt im Sommer Ertrag. Das ist eine Faustregel, keine Simulation. Die tatsächliche Sättigungskurve – ab welcher Kapazität jede weitere kWh nichts mehr bringt – kennt nur eine Rechnung mit dem realen 15-Minuten-Lastgang.
Für den spezifischen Ertrag rechnet das Tool mit 950 bis 1.080 kWh je kWp und Jahr (Mittelwert 1.015); Niederbayern liegt im oberen Teil dieser Spanne. Die tatsächlich verlagerte Energiemenge wird dreifach begrenzt: auf höchstens einen Zyklus je nutzbarem Speichertag (rund 300 Tage mit nennenswertem Überschuss), auf einen Ausnutzungsgrad von 0,60 bis 0,80 für Wochenenden, Betriebsferien und das Auseinanderfallen von sonnigen und verbrauchsstarken Tagen – und auf den Round-Trip-Wirkungsgrad von 85 bis 92 Prozent, denn was hineingeht, kommt nicht vollständig wieder heraus. Die Ladeleistung wird zusätzlich auf 80 Prozent der PV-Leistung gedeckelt: schneller, als der Überschuss anfällt, lässt sich nicht laden. Der neue Eigenverbrauchsanteil wird als Spanne ausgegeben und bei 97 Prozent gekappt – ein Restexport bleibt immer.
nutzbare Kapazitaet = Leistung [MW] x Entladedauer [h]
Nennkapazitaet = nutzbare Kapazitaet / 0,90
C-Rate = 1 / Entladedauer (bezogen auf die NUTZBARE Kapazitaet)
Scheinleistung Trafo/Umrichter >= Leistung / cos phi (Richtwert cos phi = 0,90)
Ein Hinweis zur C-Rate, weil hier oft aneinander vorbeigeredet wird: Marktüblich – und so auch hier in Fall C – wird die C-Rate auf die nutzbare Kapazität bezogen; ein „2-Stunden-System“ ist dann 0,5 C. Bezieht man sie stattdessen auf die Nennkapazität, fällt sie um denselben Faktor kleiner aus wie die Entladetiefe – bei 90 Prozent also 0,45 statt 0,50 C. In Fall A rechnet dieses Werkzeug die C-Rate auf die Nennkapazität, weil dort die Nennkapazität die gesuchte Größe ist. Beim Vergleich von Herstellerangaben immer prüfen, welche Bezugsgröße gemeint ist.
Die Scheinleistung ist der Punkt, an dem 1-Stunden- und 4-Stunden-Systeme auseinanderlaufen: Umrichter, Transformator, Schaltanlage und Netzanschluss richten sich nach der Leistung, die Zellen und damit der Containerbedarf nach der Kapazität. Ein 1-Stunden-System hat je MWh deutlich mehr Leistungstechnik und damit mehr Fläche und Kosten je gespeicherter Kilowattstunde als ein 4-Stunden-System. Der Blindleistungsbereich gibt der Netzbetreiber nach VDE-AR-N 4110 oder 4120 vor; der Richtwert cos phi = 0,90 ist ein üblicher Ansatz, kein Ersatz für die Netzanschlusszusage. Hinzu kommt der Eigenbedarf für Klimatisierung und Hilfsbetriebe in der Größenordnung weniger Prozent – Faustregel, herstellerabhängig.
Der Flächenbedarf lässt sich nicht sinnvoll als einzelner Wert je MWh angeben, weil er aus zwei Anteilen besteht. Der Rechner trennt sie:
Mittelwert der technischen Flaeche
= 10 m2 Sockel
+ 12 m2 je MWh Nennkapazitaet (Zellen, Container, Gassen)
+ 55 m2 je MW Leistung (Umrichter, Trafo, Schaltanlage)
technische Aufstellflaeche = Mittelwert x 0,7 bis 1,4
Grundstuecksbedarf = Mittelwert x 2,0 bis 3,4
Der Sockel von 10 m² bildet ab, dass auch die kleinste Anlage Bedien-, Zugangs- und Trennabstände braucht. Der Grundstücksbedarf wird bewusst auf den Mittelwert bezogen und nicht auf die bereits gespreizte Technikfläche aufmultipliziert – sonst addieren sich zwei Unsicherheiten zu einer Spanne, die nichts mehr aussagt.
| Referenz | Angabe | m² je MWh |
|---|---|---|
| Containerstellfläche allein | 20-Fuß-Container mit rund 5 MWh, Grundfläche rund 15 m² | rd. 3 |
| Herstellerangabe Tesla Megablock | 248 MWh AC je Acre einschließlich Service- und Sicherheitsabständen (US-Praxis, sehr dicht) | rd. 16 |
| Bebauungsplan-Praxis | Bemessung mit rund 25 m² je Speichercontainer einschließlich Umgebungsflächen und Nebenanlagen | rd. 5 |
| Realprojekt Förderstedt | 300 MW / 716 MWh auf ca. 8 ha Grundstücksfläche (inkl. Umspannwerk, Eingrünung, Rückhaltung) | rd. 112 |
| Entwicklerpraxis Deutschland | industrielle Speicherprojekte belegen üblicherweise 0,5 bis 2 ha | – |
| Eigenes Projekt (107 MW / 216 MWh) | Entwurfs- und Anordnungsplanung mit 48 Containern zu je 4,5 MWh und 16 Trafostationen – rund 6,7 MW je Trafostation | – |
Die große Streuung ist kein Rechenfehler, sondern die Realität: die reine Technikfläche ist klein, das Grundstück wird durch Fahrgassen und Feuerwehrumfahrt, Sicherheitsabstände, Übergabestation, Löschwasserrückhaltung, Eingrünung und Zaun bestimmt. Für die Containerzahl rechnet das Tool mit 3 bis 6 MWh je Einheit – marktübliche flüssigkeitsgekühlte 20-Fuß-Systeme liegen heute in dieser Spanne. Zum Vergleich aus der eigenen Projektarbeit: In der Entwurfs- und Anordnungsplanung eines Speichers mit 107 MW und 216 MWh haben wir mit 48 Containern zu je 4,5 MWh und 16 Trafostationen gerechnet – also rund 6,7 MW je Trafostation.
Moderne LFP-Zellen erreichen nach Herstellerangaben 6.000 bis 10.000 Vollzyklen bis zu einer Restkapazität von 80 Prozent; die kalendarische Lebensdauer wird mit 15 bis 20 Jahren angegeben. Beide Grenzen wirken gleichzeitig – maßgeblich ist immer die zuerst erreichte. Bei Lastspitzenkappung liegt die rechnerische Obergrenze bei rund 250 Vollzyklen im Jahr (ein Arbeitstag, ein Zyklus); real liegen die Werte meist deutlich darunter, weil Spitzen sich auf einzelne Monate konzentrieren und selten die volle Kapazität ziehen. Für Großspeicher im Handelsbetrieb werden marktseitig 1 bis 2 Zyklen je Tag angesetzt, also rund 300 bis 600 Vollzyklen im Jahr – das ist eine Marktannahme des Betriebsmodells, kein technischer Auslegungswert und gehört in den Business Case, nicht in die Anlagenplanung.
Durch das Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung sowie zur Änderung des Baugesetzbuchs und zur Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vom 22. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 348) wurden zwei neue Privilegierungstatbestände in § 35 Abs. 1 BauGB eingefügt. Sie gelten seit dem 23. Dezember 2025. Im Wortlaut privilegiert ist ein Vorhaben, das
Nummer 11 – „der Speicherung von elektrischer Energie in einer Batteriespeicheranlage dient und das Vorhaben in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien steht". Hier gibt es keine Schwelle für Leistung oder Kapazität. Entscheidend sind zwei Wörter: die Erneuerbaren-Anlage muss vorhanden sein, und der Zusammenhang muss räumlich und funktional bestehen.
Nummer 12 – „der Speicherung von elektrischer Energie in einer nicht unter Nummer 11 fallenden Batteriespeicheranlage dient", unter drei Voraussetzungen, die kumulativ erfüllt sein müssen:
| Buchstabe | Voraussetzung |
|---|---|
| a | Entfernung von höchstens 200 Metern zur Grundstücksgrenze einer Umspannanlage von Höchst- zu Hochspannung oder von Hoch- zu Mittelspannung – oder zur Grundstücksgrenze eines in Betrieb befindlichen oder aufgegebenen Kraftwerks mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt |
| b | Nennleistung der Batteriespeicheranlage von mindestens 4 Megawatt |
| c | Die von allen nach dieser Nummer zugelassenen Batteriespeicheranlagen einschließlich Nebenanlagen und Freiflächen insgesamt in Anspruch genommene Gesamtfläche in derselben Gemeinde überschreitet nicht 0,5 Prozent der Gemeindefläche und beträgt höchstens 50.000 Quadratmeter |
Buchstabe c ist der in der Praxis unterschätzte Punkt: das Kontingent ist gemeindeweit und kumulativ, nicht projektbezogen. Bindend ist der kleinere der beiden Werte – bei Gemeinden ab 10 km² Fläche wirkt die 50.000-m²-Grenze, darunter die 0,5-Prozent-Grenze. Wer zuerst genehmigt ist, verbraucht das Kontingent für alle nachfolgenden Vorhaben. Das erzeugt in der Praxis ein Windhundrennen, und es ist ein Grund, den Antrag nicht zu spät zu stellen.
Für Vorhaben, die weder unter Nummer 11 noch unter Nummer 12 fallen – klassisch der reine Standalone-Speicher ohne Umspannwerksnähe – bleibt es beim Bebauungsplan, in der Regel als vorhabenbezogener Bebauungsplan nach § 12 BauGB, häufig mit Flächennutzungsplanänderung im Parallelverfahren nach § 8 Abs. 3 BauGB. Das setzt einen Aufstellungsbeschluss der Gemeinde voraus und ist damit zuerst eine politische, dann eine planerische Aufgabe.
Zu beachten für alle privilegierten Speicher: § 35 Abs. 5 Satz 2 BauGB erfasst inzwischen ausdrücklich die Nummern 9 bis 12. Als weitere Zulässigkeitsvoraussetzung ist deshalb eine Verpflichtungserklärung zum Rückbau abzugeben und die Bodenversiegelung nach dauerhafter Nutzungsaufgabe zu beseitigen. Die Behörde soll die Erfüllung durch Baulast oder Sicherheitsleistung sichern.
Die Regelung ist jung und war schon einmal in Bewegung. Der Bundestag hatte am 13. November 2025 eine deutlich weitergehende Privilegierung beschlossen und sie am 4. Dezember 2025 wieder eingeschränkt; wirksam geworden ist nur die eingeschränkte Fassung. Der Bundesrat hat am 19. Dezember 2025 die Bundesregierung aufgefordert, den Begriff des räumlich-funktionalen Zusammenhangs zu konkretisieren und die 200-Meter-Regel zu überprüfen. Mit weiteren Änderungen ist zu rechnen, und entscheidend ist ohnehin die Auslegung der zuständigen Genehmigungsbehörde. Deshalb gilt: vor der Flächenbindung den Rechtsstand und die Behördenpraxis prüfen, nicht danach.
Liegt der Standort im Innenbereich oder im Geltungsbereich eines Bebauungsplans, spielt § 35 BauGB keine Rolle. Dann ist zu prüfen, ob die festgesetzte Art der baulichen Nutzung einen Speicher trägt, ob Baugrenzen und Grundflächenzahl eingehalten sind und ob gegebenenfalls eine Befreiung nach § 31 Abs. 2 BauGB nötig wird. Eine Baugenehmigung nach der jeweiligen Landesbauordnung ist in beiden Fällen die Regel.
Schicken Sie uns Gemarkung und Flurstück oder die Adresse Ihres Betriebs. Wir prüfen kostenfrei und unverbindlich, welcher Genehmigungsweg an Ihrem Standort tatsächlich greift, wie die Netzanschluss-Situation aussieht und was das Verfahren realistisch an Zeit kostet.
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Unverbindliche Überschlagsrechnung ohne Gewähr. Die Ergebnisse ersetzen weder eine Fachplanung noch eine Rechtsberatung. Rechtsstand der planungsrechtlichen Aussagen: 17. August 2026. Änderungen des Bau- und Energierechts sind in diesem Feld häufig – prüfen Sie den Stand vor einer Investitionsentscheidung.