Warum scheitern so viele BESS-Projekte – und was machen ECO STOR und Münch Energie anders?

Markus Dietrich

24. Juli 2026 · 8 Min Lesezeit

Das Wichtigste auf einen Blick

Rekordzubau, aber Umsetzungslücke 2025 erreichte der Zubau an Batteriegroßspeichern laut Modo Energy mit 842 MW einen Rekordwert – blieb damit aber deutlich hinter den angekündigten Pipeline-Volumina zurück.
Netzanschluss als Bottleneck Über 720 GW Anschlussanträge stehen laut BDEW mindestens 78 GW an Zusagen gegenüber; 50Hertz vergibt für Projektstarts bis 2029 keine neuen Zusagen mehr.
ECO STOR: Förderstedt mit 300 MW / 718 MWh Deutschlands größter im Bau befindlicher Batteriespeicher entsteht in drei Blöcken bis 2027 – finanziert von Banco Santander und NORD/LB, vermarktet von Next Kraftwerke.
Münch Energie: 500-MWh-Speicherverbund Der größte zusammenhängende Batteriespeicherverbund Deutschlands in Sachsen-Anhalt wird bis Ende 2026 auf 800 MWh ausgebaut – inklusive selbst gebauter Umspannwerke.
Entwicklung und Bau aus einer Hand Beide Unternehmen vereinen Projektentwicklung, Bauausführung und Betrieb im eigenen Haus – das reduziert Schnittstellenrisiken und sichert Termintreue bis zur Inbetriebnahme.
Fristfenster 4. August 2029 Batteriespeicher mit Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 bleiben nach § 118 Abs. 6 EnWG für 20 Jahre von Netzentgelten befreit – Termintreue wird damit zum wirtschaftlichen Faktor.

Der deutsche Batteriespeicher-Markt hat ein Umsetzungsproblem: 2025 blieb der reale Zubau an Batteriegroßspeichern trotz Rekordwert deutlich hinter den angekündigten Pipeline-Volumina zurück. ECO STOR und Münch Energie gehören zu den wenigen Akteuren, die Großspeicher nicht nur entwickeln, sondern auch selbst bauen und betreiben – und genau deshalb zuverlässig liefern.

Der Zubau an Batteriegroßspeichern erreichte 2025 mit 842 MW einen Rekordwert – nahezu eine Verdopplung gegenüber dem Vorjahr. Ende 2025 waren laut Modo Energy rund 2,4 GW Leistung und 3,5 GWh Kapazität im Großspeichersegment installiert. Die Pipeline ist um ein Vielfaches größer – doch zwischen Ankündigung und Inbetriebnahme klafft eine Lücke, die vor allem eine Ursache hat: Viele Akteure können planen, aber nicht bauen. Dieser Beitrag porträtiert mit der ECO STOR GmbH und Münch Energie zwei Unternehmen, die den entgegengesetzten Weg gehen – und zeigt, warum ihr integriertes Modell im aktuellen Marktumfeld den Unterschied macht.

Warum ist die Entwicklung von Batteriegroßspeichern in Deutschland so komplex?

Ein Batteriegroßspeicher ist weniger ein Bau- als ein Koordinationsprojekt: Fläche, Netzanschluss, Genehmigung, Systemtechnik, Bauausführung und Vermarktung müssen parallel gelingen.

Was ist ein Batteriegroßspeicher (BESS)? Ein Battery Energy Storage System (BESS) ist ein netzgekoppelter Stromspeicher im Megawatt-Maßstab, meist auf Basis von Lithium-Eisenphosphat-Zellen in Containerbauweise. BESS kaufen Strom in Phasen niedriger Preise ein, speisen ihn in Hochpreisphasen zurück und stellen Regelleistung für die Stabilität des Stromnetzes bereit.

Ein typisches Projekt durchläuft Flächensicherung, Bauleitplanung oder Außenbereichsprivilegierung, den Netzanschlussantrag beim Netzbetreiber, die Beschaffung der Systemtechnik, Tiefbau und Elektromontage, Zertifizierung und Inbetriebnahme sowie schließlich die Vermarktung an Strom- und Regelenergiemärkten. In der Praxis sind daran häufig fünf bis sieben verschiedene Parteien beteiligt – Projektentwickler, Kommune, Netzbetreiber, Systemlieferant, Bauunternehmen, Zertifizierer und Vermarkter. Jede dieser Schnittstellen kostet Zeit. Und Zeit ist im aktuellen Regulierungsumfeld die knappste Ressource im deutschen Speichermarkt.

Warum ist der Netzanschluss der größte Bottleneck?

Netzanschlussanträge über 720 GW stehen bundesweit mindestens 78 GW an Zusagen und rund 2,4 GW installierter Großspeicherleistung gegenüber. Laut einer Erhebung des BDEW vom November 2025 übersteigen die beantragten Anschlussleistungen für Großbatteriespeicher das Zweieinhalbfache der gesamten installierten Erzeugungsleistung Deutschlands von 263 GW. Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz erklärte bereits im Juli 2025: „Damit sind unsere Netzanschlusskapazitäten für Projektstarts 2025 bis 2029 erschöpft“ – rund 235 wartende Anschlussanträge mit zusammen 110 GW, davon etwa 95 Prozent Batteriespeicher, haben dort keine Perspektive vor Ende 2029.

Was ist das Reifegradverfahren? Seit dem 1. April 2026 priorisieren die vier Übertragungsnetzbetreiber Netzanschlussanträge nicht mehr nach Eingangsdatum („Windhundprinzip“), sondern nach Realisierungswahrscheinlichkeit. Bewertet werden unter anderem Flächensicherung, Genehmigungsstand, technisches Konzept und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Antragstellers (TenneT). Wer nachweisbare Bau- und Realisierungskompetenz mitbringt, rückt in der Warteschlange nach vorn – ein struktureller Vorteil für integrierte Anbieter.

Welche Genehmigungen und Fristen bestimmen den Zeitplan?

Seit Dezember 2025 sind Batteriespeicher im Außenbereich nur unter engen Voraussetzungen privilegiert – und die Netzentgeltbefreiung gilt nur für Anlagen, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen. Der Bundestag hatte am 13. November 2025 zunächst eine weitgehende Privilegierung von Speichern ab 1 MWh nach § 35 BauGB beschlossen, diese am 4. Dezember 2025 jedoch wieder eingeschränkt: Privilegiert sind seither im Kern Speicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit Erneuerbaren-Anlagen sowie Standorte in unmittelbarer Nähe zu Umspannwerken; zudem gelten Flächenobergrenzen. Parallel läuft die Uhr bei § 118 Abs. 6 EnWG: Speicher mit Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 sind für 20 Jahre von Netzentgelten befreit; die Bundesnetzagentur bestätigte im Mai 2026, diese Befreiung nicht vorzeitig zu beenden. Wer den Stichtag verfehlt, kalkuliert mit einer künftigen, noch nicht final definierten Entgeltsystematik. Termintreue bis zur Inbetriebnahme ist damit kein Projektmanagement-Detail, sondern ein wirtschaftlicher Kernfaktor.

Was bedeutet „Entwicklung und Bau aus einer Hand“?

Integrierte BESS-Anbieter vereinen Projektentwicklung, Bauausführung und Betrieb im eigenen Haus, statt die Errichtung an externe Generalunternehmer zu vergeben. Der Markt ist überwiegend arbeitsteilig organisiert: Entwickler sichern Flächen und Genehmigungen und verkaufen Projekte „ready to build“, die eigentliche Errichtung übernehmen EPC-Dienstleister, die Systemtechnik liefert ein dritter Partner. Dieses Modell funktioniert – erzeugt aber an jeder Schnittstelle Abstimmungsaufwand, Gewährleistungsfragen und Terminrisiken. Wer dagegen entwickelt und selbst baut, kontrolliert den kritischen Pfad vollständig: vom Netzanschlusstermin über die Baustellenlogistik bis zur Inbetriebnahmeprüfung. Die Vorteile sind messbar: kürzere Zeit bis zur Inbetriebnahme (COD), verlässliche Kostenkalkulation, durchgängige Qualitätssicherung und ein einziger Verantwortlicher gegenüber Kommunen, Netzbetreibern und Kapitalgebern. Im deutschen Markt beherrschen bislang nur wenige Akteure diese Fertigungstiefe – zwei davon stehen im Zentrum dieses Beitrags.

Wer ist ECO STOR – und was hat das Unternehmen bereits realisiert?

ECO STOR entwickelt, baut und betreibt schlüsselfertige Batteriegroßspeicher – darunter Deutschlands größten im Bau befindlichen Speicher in Förderstedt mit 300 MW und 718 MWh. Das Unternehmen hat deutsch-norwegische Wurzeln: Die Muttergesellschaft ECO STOR AS brachte Speicher-Know-how aus Norwegen mit, der Energiekonzern Å Energi war früh als Gesellschafter an Bord. Die deutsche ECO STOR GmbH hat ihren Sitz in Kirchheim bei München; seit 2024 halten der Infrastrukturinvestor Nature Infrastructure Capital und der Brookfield-eigene Entwickler X-ELIO die Mehrheit; Å Energi blieb als Bestandsgesellschafter beteiligt. Die Regelgröße einer Anlage beträgt 238 MWh Speicherkapazität, dank modularer Bauweise skalierbar auf über 700 MWh. Bis 2030 will ECO STOR rund 30 Standorte mit insgesamt 10 GWh in Deutschland realisieren.

Die Projektbilanz: Bollingstedt, Schuby, Förderstedt

In Bollingstedt (Schleswig-Holstein) betreibt ECO STOR seit April 2025 einen Speicher mit 103,5 MW und 238 MWh – zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme Deutschlands größte Anlage, finanziert von der GLS Bank und vollständig ohne Förderung errichtet. Als „gläserner Speicher“ macht die Anlage ihre Betriebsdaten öffentlich einsehbar. Das Schwesterprojekt Schuby (ebenfalls 103,5 MW / 238 MWh) geht Mitte 2026 in Betrieb; ein fünfjähriger Tolling-Vertrag mit Alpiq sichert planbare Erlöse, die NORD/LB stellte die Projektfinanzierung. In Förderstedt (Sachsen-Anhalt) entsteht seit dem Spatenstich im November 2025 der bislang größte Speicher des Unternehmens: 300 MW / 718 MWh in drei unabhängig betreibbaren Blöcken (Financial Close Juni 2026; frühere Planungswerte lagen bei 714 MWh), Investitionsvolumen rund 250 Millionen Euro. Bis Mitte 2026 sollen laut Projektplan rund 300 containerisierte Systemeinheiten geliefert werden; die Vermarktung übernimmt Next Kraftwerke ab November 2026, die vollständige Inbetriebnahme ist für 2027 geplant. Die Finanzierung stellen Banco Santander und NORD/LB – die bislang größte BESS-Projektfinanzierung Deutschlands.

Wer ist Münch Energie – und warum baut das Unternehmen eigene Umspannwerke?

Münch Energie aus dem oberfränkischen Rugendorf realisiert Solarparks, Batteriespeicher und die zugehörige Netzinfrastruktur bis 380 kV mit eigenen Teams – etwa alle zwei Monate entsteht ein neues Umspannwerk. Das Familienunternehmen wurde 2004 von Mario Münch gegründet, einem Elektrotechniker und Landwirtssohn, der auf dem elterlichen Hof eine der ersten Freiflächen-Photovoltaikanlagen Deutschlands errichtete. Heute beschäftigt die Gruppe rund 150 Mitarbeitende am oberfränkischen Stammsitz und wurde mehrfach als „Unternehmen mit Zukunft“ ausgezeichnet. Die Besonderheit liegt in der Fertigungstiefe: Münch plant und baut Umspannwerke, Trafostationen und Schaltanlagen selbst und hält Hoch- und Höchstspannungstransformatoren sowie gasisolierte Schaltanlagen auf Vorrat. Damit adressiert das Unternehmen exakt den Engpass, an dem die meisten Speicherprojekte hängen bleiben: die Infrastruktur, über die der Strom fließt.

Der 500-MWh-Speicherverbund in Sachsen-Anhalt

Seit März 2026 nimmt Münch Energie in Sachsen-Anhalt den größten zusammenhängenden Batteriespeicherverbund Deutschlands in Betrieb: rund 500 MWh, die bis Ende 2026 auf 800 MWh ausgebaut werden sollen. Für den Standort errichtete das Unternehmen die Anschlussinfrastruktur inklusive eigener Umspannwerke. Die Vermarktung ist breit aufgestellt: Suena Energy optimiert drei Speicher mit je 49,5 MW und 101 MWh – darunter einen Co-Location-Speicher, der sich rund 50 MW Netzanschlussleistung mit einer 60-MWp-Photovoltaikanlage teilt. Zwei weitere Speicher mit je 50 MW und 100 MWh vermarkten enspired und Entelios. Firmengründer Mario Münch begründet den Ausbau damit, dass mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien leistungsfähige Speicher für Flexibilität und Versorgungssicherheit immer wichtiger werden. Co-Location-Erfahrung hatte Münch zuvor bereits aufgebaut – etwa mit 34 MWp Photovoltaik plus 11,7-MW-Speicher in Beuna und dem rund 80-MW-Solarpark Sonnenberg in Issigau.

Was verbindet die beiden Unternehmen – und was unterscheidet sie?

ECO STOR und Münch Energie sind unabhängig voneinander – gemeinsam ist ihnen das integrierte Modell, unterschiedlich sind Herkunft und Fertigungstiefe. Es gibt keine gemeinsamen Projekte oder Beteiligungen; beide Unternehmen sind eigenständig zum selben Schluss gekommen, dass Entwicklung ohne eigene Bauausführung im deutschen Markt zu kurz greift. ECO STOR steht für die Skalierung standardisierter Großprojekte mit internationaler Kapitalbasis und Projektfinanzierungen im dreistelligen Millionenbereich. Münch Energie steht für ein regional verwurzeltes Familienunternehmen mit maximaler Wertschöpfungstiefe – bis hinein in den Höchstspannungsbau, den sonst fast ausschließlich Netzbetreiber und spezialisierte Konzerne beherrschen. Eine indirekte Gemeinsamkeit gibt es dennoch: Beide setzen bei der Vermarktung ihrer Speicher unter anderem auf die Optimierer enspired und Entelios – ein Hinweis darauf, wie professionell der deutsche Flexibilitätsmarkt inzwischen organisiert ist.

Warum honorieren Banken und Investoren den integrierten Ansatz?

Kapitalgeber bewerten bei Batteriespeichern vor allem Termintreue, Kostenkontrolle und Erlössicherheit – Faktoren, die integrierte Anbieter direkt selbst beeinflussen. Die Finanzierungshistorie belegt das: Bei ECO STOR haben mit der GLS Bank, der NORD/LB und Banco Santander bereits drei Institute Projektfinanzierungen bereitgestellt; Tolling-Verträge mit Alpiq und Next Kraftwerke sichern planbare Erlöse über jeweils fünf Jahre. Münch Energie verschafft sich über selbst gebaute Netzinfrastruktur und langfristige Vermarktungspartnerschaften die Planungssicherheit, die Kapitalgeber sehen wollen. Für Projekte, die vor dem Stichtag 4. August 2029 ans Netz müssen, ist die Fähigkeit, den Bauzeitenplan in Eigenregie zu kontrollieren, ein hartes Argument in jeder Kreditentscheidung. Wie sich BESS-Vorhaben jenseits klassischer Bankdarlehen strukturieren lassen, zeigt unsere Analyse zu Private Debt, Mezzanine und Anleihen für Batteriespeicher; einen Überblick über Senior-, Unitranche- und Junior-Strukturen finden Sie ebenfalls in unserem Blog.

Fazit: Umsetzung ist der neue Engpassfaktor

Der deutsche BESS-Markt hat kein Ideen-, sondern ein Umsetzungsproblem: Anschlussanträge über 720 GW, aber nur 842 MW realer Zubau im Rekordjahr 2025. In diesem Umfeld verschiebt sich der Wettbewerbsvorteil von der Projektidee zur Realisierungskompetenz. ECO STOR zeigt mit Bollingstedt, Schuby und Förderstedt, dass sich standardisierte Großspeicher termingerecht und bankenfinanziert errichten lassen. Münch Energie beweist, dass ein Familienunternehmen mit eigener Netzinfrastruktur-Kompetenz selbst den Engpass Netzanschluss in Eigenregie lösen kann. Beide stehen exemplarisch für ein Modell, das im Markt zunehmend zum Maßstab wird: entwickeln, bauen, betreiben – aus einer Hand.

DICAMA AG begleitet Projektentwickler, Energieunternehmen und Investoren bei der Strukturierung von Green-Energy-Vorhaben. Kontaktieren Sie uns für ein unverbindliches Erstgespräch zu Ihrem Batteriespeicher-Projekt.

Quellen

Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlageberatung oder Finanzierungsempfehlung dar. Die DICAMA AG übernimmt keine Haftung für die Vollständigkeit oder Aktualität der dargestellten Informationen. Für individuelle Finanzierungsentscheidungen konsultieren Sie bitte einen qualifizierten Berater.

Häufig gestellte Fragen

Warum kommen so viele Batteriespeicher-Projekte in Deutschland nicht ans Netz?

Der größte Engpass ist der Netzanschluss: Laut BDEW liegen Anschlussanträge über 720 GW vor, zugesagt sind aber nur mindestens 78 GW. Zwar erreichte der Zubau 2025 laut Modo Energy mit 842 MW einen Rekordwert, blieb aber deutlich hinter den angekündigten Pipeline-Volumina zurück. Hinzu kommen Genehmigungsfragen nach § 35 BauGB und der Koordinationsaufwand zwischen Entwicklern, Netzbetreibern, Baufirmen und Systemlieferanten.

Was macht ECO STOR?

Die ECO STOR GmbH aus Kirchheim bei München entwickelt, baut und betreibt schlüsselfertige Batteriegroßspeicher mit einer Regelgröße von 238 MWh. Das deutsch-norwegische Unternehmen betreibt seit 2025 den Speicher Bollingstedt (103,5 MW / 238 MWh) und errichtet in Förderstedt Deutschlands größten im Bau befindlichen Speicher (300 MW / 718 MWh). Ziel bis 2030: rund 30 Standorte mit 10 GWh.

Was macht Münch Energie?

Münch Energie ist ein 2004 gegründetes Familienunternehmen aus Rugendorf (Oberfranken), das Solarparks, Batteriespeicher und Netzinfrastruktur bis 380 kV mit eigenen Bauteams realisiert. Etwa alle zwei Monate errichtet das Unternehmen ein Umspannwerk. In Sachsen-Anhalt nimmt Münch seit März 2026 den größten zusammenhängenden Batteriespeicherverbund Deutschlands mit rund 500 MWh in Betrieb.

Was bedeutet Entwicklung und Bau aus einer Hand bei BESS-Projekten?

Integrierte BESS-Anbieter vereinen Projektentwicklung, Genehmigung, Netzanschluss, Bauausführung, Inbetriebnahme und Betrieb im eigenen Haus, statt die Errichtung an externe EPC-Dienstleister zu vergeben. Das reduziert Schnittstellenrisiken, verkürzt die Zeit bis zur Inbetriebnahme, sichert Kostenkontrolle und schafft einen einzigen Verantwortlichen gegenüber Kommunen, Netzbetreibern und Kapitalgebern.

Wie groß ist der Batteriespeicher in Förderstedt?

Der Batteriespeicher Förderstedt (Sachsen-Anhalt) von ECO STOR umfasst 300 MW Leistung und 718 MWh Kapazität in drei unabhängig betreibbaren Blöcken – Deutschlands größter im Bau befindlicher Speicher. Das Investitionsvolumen liegt bei rund 250 Millionen Euro, die Projektfinanzierung stellen Banco Santander und NORD/LB. Die vollständige Inbetriebnahme ist für 2027 geplant.

Warum baut Münch Energie eigene Umspannwerke?

Der Netzanschluss ist der größte Engpass im deutschen Speichermarkt. Münch Energie baut Umspannwerke, Trafostationen und Schaltanlagen bis 380 kV mit eigenen Teams und hält Transformatoren sowie gasisolierte Schaltanlagen auf Vorrat. Damit kontrolliert das Unternehmen die Anschlussinfrastruktur selbst und bringt Projekte schneller ans Netz – allein am Speicherstandort in Sachsen-Anhalt errichtete das Unternehmen die Anschlussinfrastruktur inklusive eigener Umspannwerke.

Bis wann gilt die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher?

Batteriespeicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind nach § 118 Abs. 6 EnWG für 20 Jahre von Netzentgelten auf den Strombezug befreit. Die Bundesnetzagentur bestätigte im Mai 2026, die Befreiung nicht vorzeitig zu beenden. Für Anlagen mit späterer Inbetriebnahme gilt eine künftige, noch nicht final festgelegte Entgeltsystematik – Termintreue ist damit ein wirtschaftlicher Kernfaktor.

Arbeiten ECO STOR und Münch Energie zusammen?

Nein. ECO STOR und Münch Energie sind unabhängige Unternehmen ohne gemeinsame Projekte oder Beteiligungen. Beide verfolgen den integrierten Ansatz aus Entwicklung, Bau und Betrieb eigenständig. Eine indirekte Gemeinsamkeit besteht in der Vermarktung: Beide setzen bei der Optimierung ihrer Speicher unter anderem auf enspired und Entelios.