Wenn es ums Energiespeichern geht, ist Niedersachsen in Deutschland schon längst die Nummer eins. In den Kavernen- und Porenspeichern von Empelde bis Etzel lagert die Hälfte der deutschen Gasreserven – allein der Großspeicher in Rehden (Kreis Diepholz) kann so viel Gas aufnehmen wie alle polnischen und dänischen Lagerstätten zusammen. Doch die fossilen Brennstoffe rücken allmählich in den Hintergrund, und eine neue Form der Energieaufbewahrung gewinnt an Bedeutung: Der Bau von stationären Batteriespeichern nimmt in Deutschland rasant an Fahrt auf. Noch wird der deutsche Markt vor allem von Heimspeichern (bis 30 kWh) getragen, während Großspeicher (ab 1000 kWh) nur 13 Prozent der Speicherkapazität ausmachen. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) geht jedoch davon aus, dass sich die Großspeicherkapazität in den nächsten beiden Jahren von 2 auf über 8 GWh vervierfachen wird. Das Energieberatungsunternehmen Frontier Economics hält bis 2030 sogar eine Verdreißigfachung auf knapp 60 GWh für möglich. In Niedersachsen sehen die Experten vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) den bundesweit größten Speicherbedarf.
Der Siegeszug der Großbatteriespeicher hat mehrere Ursachen. Zum einen sind die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien seit 2010 um 90 Prozent gefallen und könnten laut Marktprognosen bis 2030 um weitere 40 Prozent sinken. Zum anderen gibt es immer größere Preisunterschiede an der Strombörse. Das Einspeichern von Wind- und Solarstrom, sobald dieser im Überfluss vorhanden ist, und die Abgabe zu einem späteren Zeitpunkt, wenn die Preise wieder steigen, sind zu einem lukrativen Geschäftsmodell geworden. Laut dem Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) erzielte die Branche im Jahr 2023 einen Umsatz von 15,7 Milliarden Euro – 46 Prozent mehr als 2022. „Geld verdienen mit Batteriespeichern ist einfacher denn je“, fasst das PV Magazine die Kernbotschaft des diesjährigen BVES-Investorengipfels zusammen. Die Finanzwelt zeige mittlerweile großes Interesse an Großbatteriespeichern, weshalb der Markt ohne öffentliche Förderung allein durch privates Kapital wachsen könne. Dass Betreiber von Stromspeichern oft weniger Steuern und Abgaben zahlen müssen, macht das Geschäftsmodell umso attraktiver.
„Der deutsche Markt ist ein Schlüsselmarkt für Batteriespeicher in Europa. Die Nachfrage nach Energiespeicherlösungen zum Ausgleich der schwankenden Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien steigt“, bestätigt Kilian Leykam, Leiter für kommerzielle Speicherlösungen beim Hamburger Energieprojektentwickler Aquila. Das Unternehmen hat in Wetzen (Kreis Lüneburg) mit dem Bau eines sogenannten „Zweistundenspeichers“ mit einer Kapazität von 112 MWh begonnen. Die Anlage wird etwa 135.000 Haushalte zwei Stunden lang mit Strom versorgen können und soll 2026 in Betrieb gehen. Die Hamburger planen insgesamt 14 Batteriegroßspeicher in Deutschland.
Marktführer Kyon Energy, hinter dem der französische Öl-, Gas- und Energiemulti TotalEnergies steht, geht noch eine Nummer größer vor: In Alfeld (Kreis Hildesheim) haben sich die Münchner den Bau von Europas bislang größtem Batteriegroßspeicher genehmigen lassen. Die Bauarbeiten sollen Anfang 2025 starten und noch im gleichen Jahr vollendet werden. Mit einer Speicherkapazität von 275 MWh reicht die Anlage rein rechnerisch aus, um eine Million Haushalte eine Stunde mit Strom zu versorgen, rechnet das Unternehmen vor. Betreiber der Anlage wird das dänische PV-Unternehmen Obton sein. „Kyon Energy wird in den kommenden Jahren mehr Speicherleistung realisieren, als derzeit am Markt in Betrieb ist. Teile der Projekt-Pipeline sollen selbst betrieben werden. Insgesamt werden so Investitionen in Milliardenhöhe in die deutsche Energieinfrastruktur fließen“, berichtet Unternehmenssprecherin Marta Bitti. Eines dieser Projekte ist ein Großbatteriespeicher mit 220 MWh in Helmstedt, der genauso wie der XXL-Batteriespeicher in Alfeld in direkter Nähe eines Umspannwerks entsteht und einen hohen zweistelligen Millionenbetrag kostet. Laut den Helmstedter Nachrichten wird die Anlage zwar keine neuen Arbeitsplätze in die Region bringen, da sie ohne festes Personal vor Ort betrieben wird. Dafür werde sich der Batteriegroßspeicher für die Gemeinde in anderer Hinsicht lohnen: Wie Kyon Energy erklärt, gilt ein Batteriegroßspeicher als Energieerzeugungsanlage, deren Gewinne zu 90 Prozent vor Ort versteuert werden.
Das ist auch ganz im Sinne von Umwelt- und Energieminister Christian Meyer (Grüne), der betont: „Die Menschen vor Ort müssen von der Energiewende profitieren.“ Meyer verspricht sich vom Ausbau der Batteriespeicher vor allem mehr Versorgungssicherheit und Netzstabilität. Laut einer Frontier-Economics-Studie im Auftrag der Energiespeicherbranche halten Großbatteriespeicher außerdem die Preise stabil. „Wir haben berechnet, dass Großbatteriespeicher zwischen 2030 und 2050 im Durchschnitt den Großhandelspreis in Deutschland um circa 1 Euro pro MWh senken“, schreiben die Autoren. Weiterhin verweisen die Energieexperten auf niedrigere Investitionskosten für Gaskraftwerke und geringere Preisschwankungen im Tagesverlauf. Mit Batteriespeichern könne vor allem die alltägliche Preisspitze in der Zeit zwischen 16 und 20 Uhr reduziert werden. Den volkswirtschaftlichen Nutzen dieser Anlagen schätzen die Frontier-Economics-Analysten bis 2050 auf mindestens zwölf Milliarden Euro.
Vom Siegeszug der Großspeichersysteme will auch der Volkswagen-Konzern profitieren, der mit seiner Lade- und Energiemarke Elli in den Stromhandel einsteigt. Ursprünglich wurde das Tochterunternehmen 2018 gegründet, um Wallboxen und Ladestationen zu vermarkten, damit sich die Elektroautos des Autokonzerns besser verkaufen. Die Wachstumschancen im Markt für Speicherlösungen sind jedoch zu verlockend, um sich allein aufs Kerngeschäft zu konzentrieren. „Wir sehen in diesem Geschäftsfeld ein hohes finanzielles Potenzial und die Chance, Elli zu einem holistischen Energieanbieter Europas auszubauen“, sagt Elli-CEO Giovanni Palazzo. Laut Unternehmen befinden sich mehrere Projekte mit einer Speicherkapazität von 700 MWh in der Pipeline. Die ersten Batteriegroßspeicher könnten bereits im kommenden Jahr gebaut werden, hieß es im Sommer 2024. Bisher sind allerdings keine konkreten Vorhaben bekannt geworden.
Ein Jahr älter als Elli ist die EWE-Tochter Bestoraged, die ebenso wie der Mutterkonzern in Oldenburg ansässig ist. Bestoraged machte vor allem mit zwei Projekten auf sich aufmerksam: Kürzlich stellte das Unternehmen einen Batteriespeichercontainer mit einer Kapazität von 4 MWh im Elektrobusdepot der Hamburger Hochbahn auf, der in Kombination mit einer Photovoltaikanlage rund 240 Busse aufladen soll. Zuvor hatte Bestoraged zusammen mit dem Forschungszentrum Jülich (ZFJ) das erste „Megapack“ des Elektroautoherstellers Tesla in Deutschland in Betrieb genommen. Die 24 Tonnen schwere Batterie mit einer Kapazität von 2.616 kWh wird im „Living Lab Energy Campus“ (LLEC) für die Zwischenspeicherung von PV- und Windenergie sowie als Testplattform für Netzanwendungen eingesetzt. Die Energieforscher wollen herausfinden, wie sich die Langzeiteigenschaften und die Zellalterung entwickeln, um die Batteriesysteme der Zukunft weiter zu optimieren. Laut Tesla kann jedes Megapack über 3,9 MWh Energie speichern, womit etwa 3600 Haushalte eine Stunde lang mit Strom versorgt werden können. Die Stromspeicher lassen sich in beliebiger Menge kombinieren, wie ein Batteriepark im australischen Victoria zeigt. Mit 212 Tesla-Batteriespeichern ist die Anlage einer der größten Speicherparks für Erneuerbare Energien weltweit und dient als Strom-Backup für die zweitgrößte Stadt Australiens.
