Netz entscheidet über Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern

21.04.2026

Quelle: E & M powernews

Große Batteriespeicher sind zugleich Verbraucher und Erzeuger. Ob sie wirtschaftlich funktionieren, entscheidet sich daher maßgeblich an Anschlussbedingungen, Messkonzepten und Abgaben.

Großbatteriespeicher gelten beim Laden als Letztverbraucher und beim Entladen als Einspeiseanlage. Damit ist das grundlegende Dilemma benannt, das einer größeren Bedeutung im Strommarkt bislang im Weg steht − und das, obwohl die europäische Strombinnenmarktrichtlinie Energiespeicher mittlerweile ausdrücklich als eigenständige Kategorie definiert. In der nationalen Umsetzung bleibt die praktische Behandlung jedoch weiterhin funktionsbezogen.

Das Abgaben- und Entgeltregime ist auf diese Trennung ausgelegt − nicht jedoch darauf, Energie zeitlich zu verschieben. Zwar hat die Abschaffung der EEG-Umlage 2022 die Ladeseite entlastet, das strukturelle Problem der Doppelbelastung ist jedoch weiterhin ungelöst. Entscheidend für die Marktdurchsetzung bleibt daher die Frage, ob eine gespeicherte und wieder eingespeiste Kilowattstunde nur einmal bei den Netzentgelten erfasst wird.

Japan macht es vor

Ein Blick nach Fernost zeigt, welche Leistung Großbatteriespeicher für das Netz entfalten können, wenn sie regulatorisch sinnvoll eingebunden sind. In Japan werden Batteriespeicher deutlich technologiediverser zur Netzstabilisierung eingesetzt als in Deutschland. Insbesondere spielen dort Redox-Flow-Batterien, darunter Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VRFB), eine wichtige Rolle in Anwendungen, bei denen hohe Zyklenfestigkeit, Sicherheit und mehrstündige Energieverschiebung wichtiger sind als maximale Energiedichte. 

Ein Referenzbeispiel ist die Insel Hokkaido. Am Umspannwerk Minami-Hayakita betreibt Hepco Network seit April 2022 ein großskaliges VRFB-System mit 17 MW Leistung und 51 MWh Kapazität. Es wurde gezielt zur Stabilisierung eines Netzes mit stark schwankender Einspeisung aus erneuerbaren Energien konzipiert. Bereits zuvor wurde in derselben Region im Rahmen eines staatlich geförderten Demonstrationsprojekts eine VRFB-Großanlage mit 15 MW und 60 MWh installiert − als Reaktion auf Volatilität und Engpässe in einem regionalen Netz mit hoher Wind- und PV-Dynamik.

Auch außerhalb Hokkaidos entstehen neue Speicherprojekte. So wurde für ein Energieprojekt in Kumamoto (Kyushu) die VRFB-Technologie für ein System mit 2 MW Leistung und 8 MWh Kapazität ausgewählt, das ausdrücklich zur Netzstabilisierung betrieben werden soll. Ergänzend setzt Japan seit Jahren auf weitere „Nicht-Lithium“-Technologien, insbesondere auf Natrium-Schwefel(NAS)-Batterien. Diese zeichnen sich aus durch hohe Betriebstemperaturen, robuste Langzeitanwendungen und große Energieblöcke. Eine frühe kommerzielle Anwendung war eine Wind-Hybridanlage mit NAS-Speicher und einer Kapazität von 224 MWh.

Auch aktuelle Projekte zeigen, dass diese Technologie in Japan weiterhin als netzdienliche Speicheroption vermarktet wird. Gleichzeitig wächst, wie weltweit, auch der Anteil von Lithium-Ionen-Speichern. Sie werden vor allem für schnelle Systemdienstleistungen wie Frequenzregelung oder kurzfristige Engpassentlastung eingesetzt.

Deutschland setzt auf Lithium

In Deutschland dominieren dagegen Lithium-Ionen-Batterien − sowohl bei Heimspeichern als auch bei Großbatterieprojekten. Dadurch werden die systematischen Grenzen dieser Technologie zunehmend sichtbar. Lithium-Ionen-Systeme eignen sich hervorragend für schnelle Reaktionen und Kurzzeitspeicher. Für mehrstündige oder längerfristige Energieverschiebungen steigen jedoch die Kosten und der Materialbedarf deutlich.

Hinzu kommen Alterungseffekte durch kalendarische und zyklische Degradation. Bei hoher Zyklenzahl und intensiver Arbitrage kann dies die nutzbare Kapazität und damit die Rendite beeinflussen. Zudem erfordern potenzielle thermische Ereignisse ein aufwendiges Sicherheitsmanagement.

Dennoch bleiben Lithium-Ionen-Batterien kurzfristig unverzichtbar. Eine Studie von Neon Neue Energieökonomik und Consentec zur Systemdienlichkeit von Großbatterien zeigt, dass Speicher die Systemkosten senken, Preisspitzen glätten und die Integration erneuerbarer Energien verbessern. Gleichzeitig bleiben netzdienliche Potenziale bislang weitgehend ungenutzt. In der einheitlichen deutschen Preiszone reagieren Speicher kaum auf regionale Engpässe. Pauschale Betriebsauflagen schränkten diese Flexibilität zusätzlich ein. Stattdessen plädieren die Autoren für zeit- und ortsvariable Preissignale, einheitliche Anschlussregeln und transparente Vergütungssysteme.

Netzdienliche Speicher in der Praxis

Dass ein netzdienlicher Betrieb bereits heute möglich ist, zeigen verschiedene Projekte in Deutschland − über unterschiedliche Leistungsklassen hinweg.
Ein gemeinsames Projekt von Voltfang und Icecreek Energy in Alsdorf bei Aachen (Nordrhein-Westfalen) kombiniert Markt- und Netzfunktionen. Der Speicher mit 9,5 MW und 20 MWh ist direkt im Mittelspannungsnetz angeschlossen und übernimmt Handelsoptimierung, Regelenergie sowie lokales Engpassmanagement. Das Beispiel zeigt, dass Systemdienlichkeit nicht nur im Übertragungsnetz entsteht.

 In Ahlerstedt nahe Stade (Niedersachsen) betreibt Terra One einen Speicher mit einer Leistung von 15 MW und einer Kapazität von 30 MWh. Er nimmt regionale Wind- und PV-Spitzen auf und speist bedarfsgerecht aus. Die Betriebsführung erfolgt über eine KI-Plattform. Planung, Bau und Finanzierung wurden arbeitsteilig organisiert. Das Projekt verdeutlicht, wie Standardisierung und Digitalisierung auch kleinere Stand-alone-Anlagen wirtschaftlich machen können.

Der Speicher von Aquila Capital in Wetzen im Landkreis Hildesheim (Niedersachsen) mit 56 MW und 112 MWh ist auf schnelle Zyklen ausgelegt. Er zielt ab auf Regelenergie sowie den Intraday-Handel. Hier wirkt sich jeder zusätzliche Preisbestandteil der Ladeenergie unmittelbar margensenkend aus. Entscheidend ist daher eine präzise Zuordnung der rückgespeisten Strommengen. 
Im industriellen Maßstab betreibt der Energiekonzern RWE in Hamm und Neurath (beide in Nordrhein-Westfalen) Anlagen mit einer Gesamtleistung von 220 MW. Die Vermarktung erfolgt primär über Regelenergiemärkte. Eigene Hochspannungsanschlüsse und professionelle Bilanzierungssysteme sichern die Prozessqualität. Mit wachsender Größe steigt auch die Bedeutung der administrativen Präzision. Systemrelevante Flexibilität darf nicht wie gewöhnlicher Endverbrauch behandelt werden.

Ein 137,5-MW-Speicher von Kyon Energy im niedersächsischen Alfeld ist als eigenständiger Marktakteur konzipiert. Die Erlöse stammen aus Primärregelleistung, Spotmarkt und vermiedenen Netzentgelten. Anschluss, Messung und Bilanzierung sind komplex. Abgaben fallen grundsätzlich beim Laden an, Netzentgeltbefreiungen greifen jedoch nur für nachweislich rückgespeiste Strommengen.

Der Netzbooster in Kupferzell (Baden-Württemberg) von Transnet BW ist dagegen ein reines Infrastrukturprojekt im Übertragungsnetz. Mit 250 MW Leistung dient er dem Engpassmanagement und der Reduzierung von Redispatchmaßnahmen. Das Geschäftsmodell basiert nicht auf Marktpreisen, sondern auf systemischen Anforderungen. Anschluss, Schutzkonzept und Verfügbarkeit orientieren sich an den Maßgaben kritischer Infrastrukturen. Ob Netzentgelte anfallen, hängt auch hier vom Mess- und Bilanzierungskonzept ab.

In Förderstedt (Sachsen-Anhalt) plant Eco Stor einen 300-MW-Speicher mit 716 MWh Kapazität, um Wind- und PV-Überschüsse zeitlich zu verschieben. Eine prüffähige Dokumentation der Rückspeisung gewinnt dabei mit steigender Betriebsintensität an Bedeutung.

Am Kraftwerksstandort Philippsburg im Landkreis Karlsruhe (Baden-Württemberg) setzt EnBW auf ein Projekt mit 400 MW und 800 MWh. Der Standort bietet Netzanschlusskompetenz und Genehmigungserfahrung. Die Vermarktung erfolgt ohne Zuschüsse. Die Skalierung bleibt jedoch begrenzt, solange die Zwischenspeicherung regulatorisch nicht als eigenständige Systemfunktion anerkannt wird.

​Fazit

Die aktuellen Großbatteriespeicher scheitern nicht an der Technik. Netzengpässe, volatile Erzeugung und der Bedarf an Frequenzhaltung liefern ausreichend Einsatzfelder. Geschäftsmodelle über Regelenergie, Intraday und Arbitrage sind etabliert. Das wirtschaftliche Risiko liegt vor allem in Anschluss, Messung und Abgaben. Investitionssicherheit entsteht erst, wenn Privilegierungen für Zwischenspeicherung praktisch funktionieren, verlässlich prüfbar sind und Doppelbelastungen im laufenden Betrieb tatsächlich vermeiden.

Autor: Frank Urbansky