Energiespeicher in Mehrfamilienhäusern: Technik & Förderung

Steigende Strompreise, verschärfte Klimaziele und neue ESG-Richtlinien erhöhen den Druck auf Eigentümer von Mehrfamilienhäusern im Großraum München. Wer heute saniert oder neu baut, muss die Wirtschaftlichkeit des Objekts langfristig sichern und zugleich regulatorische Vorgaben erfüllen. Moderne Energiespeicher bieten dabei einen wesentlichen Hebel: Sie erhöhen den Eigenverbrauch von Photovoltaikstrom, entlasten das Netz und schaffen Spielraum für Elektromobilität. Der folgende Fachbeitrag erklärt Technik, Wirtschaftlichkeit und rechtliche Rahmenbedingungen – praxisnah und faktenbasiert.

Warum das Thema jetzt wichtig ist

Der Anteil erneuerbarer Energie im Strommix steigt kontinuierlich. Netzdienliche Speicherlösungen gelten daher als Systemschlüssel, um volatile Einspeisung aus Photovoltaik oder Wind zu glätten. Gleichzeitig verzeichnet die Metropolregion München ein dynamisches Wachstum bei Wohnflächen und Ladeinfrastruktur für E-Autos. Ohne lokale Speicher kommt es zu Lastspitzen, die Netzerweiterungen oder teure Anschlussleistungen erfordern. Investoren betrachten Energiespeicher deshalb nicht mehr als Option, sondern als integralen Bestandteil moderner Quartierskonzepte.

Hinzu kommt der politische Druck: Die Bundesförderung Effiziente Gebäude (BEG) belohnt Eigenverbrauch ebenso wie Peak-Shaving. Ab 2024 verlangt die neue EnSiG-Novelle zudem Nachweise über Lastmanagement in Objekten mit mehr als zehn Ladepunkten. Wer jetzt plant, spart doppelt: einmal bei der Investitionsförderung, später bei den Betriebskosten.

Technologien und Funktionsweise moderner Energiespeicher

Energiespeicher wandeln elektrische Energie um und halten sie für späteren Verbrauch vor. In Mehrfamilienhäusern dominieren Batteriespeicher, weil sie eine hohe Energiedichte, modulare Bauformen und kurze Reaktionszeiten bieten. Doch nicht jede Technologie passt zu jedem Nutzungsszenario.

Batteriespeicher auf Lithium-Ionen-Basis

Lithium-Ionen-Zellen erreichen Wirkungsgrade von 92 bis 96 Prozent. Die gängigen Kathodenchemien (NMC, LFP) unterscheiden sich in Zyklenzahl, Temperaturtoleranz und Sicherheitsprofil. Für Mehrfamilienhäuser mit PV-Anlagen zwischen 30 und 500 kWp hat sich der Batterieraum als Technikzentrale durchgesetzt. Schranklösungen mit 50 bis 200 kWh lassen sich stapeln und in Brandschutzkonzepte integrieren. Die Wechselrichter kommunizieren über Modbus oder Sunspec und ermöglichen VDE-konformen Inselbetrieb bei Stromausfall.

Alternative Speichertechnologien

Für besondere Anwendungsfälle bieten sich Redox-Flow-Speicher an. Sie skalieren in der Kapazität nahezu linear und punkten mit unkritischem Brandschutz, weil das Elektrolyt wässrig ist. Allerdings liegen die Investitionskosten noch etwa 30 Prozent über Lithium-Systemen. Für Projekte mit begrenztem Bauraum kommen Hochtemperatur-NaNiCl-Batterien in Frage. Sie tolerieren bis zu 60 Grad Celsius Umgebungstemperatur, sodass Abwärme aus Blockheizkraftwerken genutzt werden kann.

Wirtschaftliche und energetische Kennzahlen

Die Rentabilität eines Speichers hängt von mehreren Variablen ab: Ladezyklen pro Jahr, Strompreissteigerung, Degradation und Fördersätze. Eine gängige Kennzahl ist die Levelized Cost of Storage (LCOS), also die Vollkosten je gespeicherter Kilowattstunde. Für Lithium-Systeme in der 100-kWh-Klasse liegt der LCOS bei 12 bis 18 ct/kWh, sofern mindestens 4.000 Vollzyklen erreicht werden. Vergleichbare Netzentgelte und Arbeitspreise in München liegen bei 25 bis 30 ct/kWh. Der Speicher liefert somit einen klaren Kostenvorteil, sobald die Eigenverbrauchsquote über 70 Prozent steigt.

Lastmanagement und Eigenverbrauchsquote

Ein smarter Energiemanager verteilt Strom je nach Priorität: erst Grundlast der Allgemeinstromzähler, dann Mieterstrom, danach Ladepunkte. Softwaregestützte Prognosen verbessern die Speicherbewirtschaftung um bis zu zehn Prozent. Bei einem 20-Parteien-Haus erhöht sich die PV-Eigenverbrauchsquote von 35 auf 75 Prozent, wenn ein 120-kWh-Speicher eingebunden ist. Gleichzeitig sinkt die Anschlussleistung um bis zu 30 Prozent, weil Lastspitzen gekappt werden.

Lebenszykluskosten und Renditeszenarien

Die Netto-Investition für ein schlüsselfertiges 100-kWh-System inklusive EMS liegt typischerweise im mittleren sechsstelligen Bereich. Durch BEG-Investitionszuschüsse von bis zu 10 Prozent und steuerfreie Einnahmen aus Mieterstromprojekten amortisiert sich die Anlage in sieben bis neun Jahren. Darüber hinaus steigert sie den Objektwert: Gutachter berücksichtigen die jährliche Nettoeinsparung kapitalisiert mit dem Liegenschaftszinssatz. Für Core-Objekte im Münchner Marktsegment führt das zu einem Wertzuwachs von rund drei Prozent.

Regulatorik, Normen und Förderprogramme

Energiespeicher unterliegen einer komplexen Normenlandschaft. Verantwortliche müssen technische Vorgaben und Förderbedingungen frühzeitig abstimmen, um Reibungsverluste im Bauablauf zu vermeiden.

Nationale Förderlandschaft (KfW, BAFA, Bayern)

Die KfW fördert Batteriespeicher im Rahmen des BEG WG mit zinsgünstigen Darlehen und Tilgungszuschüssen. Für Quartiersprojekte greift das Programm 297/298. Zusätzlich unterstützt das bayerische 10.000-Häuser-Programm Speicher in Verbindung mit PV, sofern die Anlage mindestens 10 kWp Leistung hat. Das BAFA bezuschusst darüber hinaus systemdienliche Leistungen wie Spitzenlastkappung gemäß § 7 der Spitzenausgleich-Effizienzverordnung.

EU-Taxonomie und ESG-Aspekte

Kapitalverwaltungsgesellschaften, die Immobilienfonds in der EU vermarkten, müssen Taxonomie-Konformität nachweisen. Ein Energiespeicher kann hier helfen, weil er den Primärenergiebedarf senkt und die Erfüllung der NRWB-Grenzwerte erleichtert. Zudem verbessert sich der GRESB-Score, weil die Asset-Klasse „Residential“ stärker auf direkte Emissionen und Verbrauchswerte gewichtet wird.

Praxisleitfaden für Projektverantwortliche

Bedarfsanalyse und Planung

Zu Beginn steht eine Lastprofilanalyse, idealerweise über 12 Monate gemessen. Daraus leitet der Fachplaner die Speichergröße ab. Wichtig ist die korrekte Dimensionierung der Wechselrichterleistung: Eine Überdimensionierung führt zu unnötigen Kosten, eine Unterdimensionierung begrenzt die Lade- und Entladeleistung. In der frühen Phase sollte auch der Netzbetreiber eingebunden werden, um Verknüpfungspunkte und Entnahmemessungen abzustimmen.

Integration in Bestandsgebäude

Brandschutz und Statik spielen zentrale Rollen. Moderne Batterieschränke erreichen Feuerwiderstandsklasse F90, benötigen aber Zu- und Abluftöffnungen. In Gründerzeitobjekten muss oft eine Bodenplatte verstärkt werden, da die Lastaufnahme bei 300 bis 500 kg/m² liegt. Betontechnische Gutachten sichern die Genehmigung. Des Weiteren muss die Leitungsführung VDE 0100-420 entsprechen, inklusive Kurzschluss- und Erdschlussüberwachung.

Betrieb, Monitoring und Wartung

Ein web-basiertes Monitoring reduziert Störungszeiten. Viele Betreiber setzen auf Serviceverträge mit Fernwartung. Die Wartungsintervalle umfassen Sichtprüfung, Software-Update und Isolationsmessung. Eine Garantieverlängerung auf 15 Jahre kostet rund fünf Prozent Aufschlag, rechnet sich aber durch den Werterhalt. Im Störfall lässt sich ein Modul in weniger als zwei Stunden tauschen, wodurch Kapitalbindung und Mieterstromumsätze geschützt bleiben.

Best-Practice-Beispiele aus dem Großraum München

Erfolgreiche Projekte zeigen, wie sich Technik, Wirtschaftlichkeit und Architektur vereinen lassen.

Sanierte Gründerzeit-Mehrfamilienhäuser in Schwabing

Ein privater Family-Office-Investor modernisierte drei denkmalgeschützte Wohnhäuser mit insgesamt 48 Einheiten. Neben Dach-PV mit 240 kWp installierte das Planungsteam einen 150-kWh-Lithium-Speicher. Ergebnis: Die Nebenkosten sanken um 28 Prozent. Der Leerstand während der Sanierung blieb unter zwei Monaten pro Einheit, weil Mieter die Vorteile transparent vermittelt bekamen. Die Objekte erhielten das DGNB-Zertifikat in Gold.

Neubau-Quartiere in der Airport-Region

Ein Projektentwickler errichtete 120 Wohnungen in Freising. Ein zentrales Speichercluster von 600 kWh puffert Solarstrom und versorgt 40 Ladepunkte. Die Anschlussleistung konnte von 800 auf 400 kVA reduziert werden. Die wirtschaftliche Bewertung ergab eine interne Verzinsung von 9,2 Prozent über 20 Jahre. Besonders wichtig war der kombinierte Betrieb mit einer Wärmepumpe, die Strom aus dem Speicher in Niedertarifzeiten abnimmt.

Fazit

Energiespeicher in Mehrfamilienhäusern gewährleisten Planungssicherheit bei steigenden Strompreisen, steigern den Immobilienwert und erleichtern die Einhaltung von ESG-Vorgaben. Wer frühzeitig Lastprofile analysiert, Förderprogramme nutzt und auf bewährte Systempartner setzt, realisiert nachhaltige Renditen und reduziert Risiken im Gebäudebetrieb. Als Generalunternehmer mit regionaler Expertise begleitet BETSA schlüsselfertig – von der Machbarkeitsstudie bis zur Inbetriebnahme.

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