Batteriegroßspeicher in Deutschland: Was geht und was nicht?
Batteriegroßspeicher wachsen rasant: 574 GW wurden zum Netzanschluss angefragt. Was die Anlagen leisten, wo ihre Grenzen liegen und warum das Stromnetz zum Engpass wird.
Großbatteriespeicher wie hier in Leuna bestehen aus zahlreichen modularen Batterieeinheiten samt Wechselrichtern und weiterer Leistungselektronik. In Deutschland wächst die Zahl solcher Anlagen derzeit stark – zugleich werden geeignete Netzanschlüsse knapp.
Foto: picture alliance/dpa | Hendrik Schmidt
573,5 GW Batteriespeicherleistung wurden allein 2025 bei deutschen Netzbetreibern zum Anschluss angefragt. Das ist eine gewaltige Zahl. Zum Vergleich: Derzeit sind nach Angaben der Bundesnetzagentur 1.292 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene in Betrieb. Zusammen kommen sie auf rund 3,6 GW Leistung und etwa 6 GWh Speicherkapazität.
Die 573,5 GW sind allerdings keine Ausbauprognose. Für ein Projekt werden mitunter mehrere mögliche Anschlusspunkte angefragt. Wird einer davon zugesagt, erledigen sich die übrigen Anfragen. Ein besserer Hinweis auf den möglichen Ausbau sind deshalb die Anschlusszusagen: 2025 wurden 1.937 Zusagen für insgesamt 54,2 GW erteilt. Darunter waren auch Projekte aus früheren Antragsjahren.
Schon diese 54,2 GW zeigen, wie schnell Batteriegroßspeicher vom Nischenprodukt zu einem wichtigen Teil des Stromsystems werden. Zugleich wird deutlich, wo der Ausbau inzwischen an Grenzen stößt: Nicht die Verfügbarkeit der Batterien ist das größte Problem, sondern vielerorts der Netzanschluss.
Das Wichtigste in Kürze
- Batteriegroßspeicher wachsen rasant: 2025 wurden in Deutschland Netzanschlüsse für 573,5 GW Speicherleistung angefragt.
- Die reale Ausbaupipeline ist deutlich kleiner: Anschlusszusagen gab es für 54,2 GW; viele Anfragen betreffen alternative Standorte desselben Projekts.
- Der Netzanschluss wird zum Engpass: Große Speicher brauchen Kapazität zum Laden und Entladen. Flexible Anschlussvereinbarungen sollen helfen.
- Die Anlagen werden größer und länger: Projekte wie Boxberg, Jänschwalde und Klostermansfeld erreichen vier bis knapp sechs Stunden Speicherdauer.
- LFP dominiert: Lithium-Eisenphosphat hat sich bei stationären Großspeichern weitgehend durchgesetzt.
- Nicht jeder Speicher ist automatisch netzdienlich: Standort und Betriebsweise entscheiden, ob ein Speicher lokale Netze entlastet oder zusätzlich belastet.
- Für Dunkelflauten reichen Batterien allein nicht: Ihre Stärke liegt vor allem in der Verschiebung von Strom über Stunden sowie bei Regel- und Systemdienstleistungen.
Inhaltsverzeichnis
- MW und MWh: Was kann ein Großspeicher tatsächlich?
- Warum sich Milliardeninvestitionen in Batterien rechnen können
- LFP hat sich bei Großspeichern weitgehend durchgesetzt
- Wechselrichter übernehmen Aufgaben großer Generatoren
- Marktdienlich ist nicht automatisch netzdienlich
- Deutschlands Großspeicher werden immer größer
- Warum alte Kraftwerksstandorte so begehrt sind
- Nicht jeder Großspeicher verdient sein Geld am Strommarkt
- Der Netzanschluss wird zum Engpass
- Flexible Anschlüsse können mehr Speicher ins Netz bringen
- Co-Location als weitere Möglichkeit
- Was gilt bei Netzentgelten?
- Was passiert, wenn ein Großspeicher brennt?
- Können Batterien eine Dunkelflaute überbrücken?
- Wie viel von den 574 GW tatsächlich gebaut wird
- FAQ zu Batteriegroßspeichern
MW und MWh: Was kann ein Großspeicher tatsächlich?
Bei großen Batteriespeichern stehen fast immer zwei Zahlen nebeneinander: Megawatt und Megawattstunden.
- Megawatt (MW) geben die maximale Leistung an. Sie sagen also, wie viel Strom ein Speicher in einem bestimmten Moment aufnehmen oder abgeben kann.
- Megawattstunden (MWh) beschreiben dagegen die gespeicherte Energiemenge.
Ein Beispiel macht den Unterschied deutlich: Der neue Batteriespeicher in Philippsburg soll 400 MW leisten und 800 MWh speichern. Rechnerisch kann er damit zwei Stunden lang seine volle Leistung abgeben. Die ebenfalls 400 MW starke GigaBattery Boxberg kommt mit 1600 MWh dagegen auf vier Stunden.
Noch größer sind die geplanten Anlagen in Jänschwalde und Klostermansfeld. Jänschwalde ist auf 1000 MW und 4000 MWh ausgelegt – ebenfalls vier Stunden. Klostermansfeld soll bei 1000 MW Leistung bis zu 5700 MWh speichern können. Das entspricht rechnerisch bis zu 5,7 Stunden.
Die Speicherdauer sagt viel darüber aus, wofür eine Anlage gedacht ist. Für extrem schnelle Systemdienstleistungen ist vor allem hohe Leistung wichtig. Soll Solarstrom vom Nachmittag bis in den Abend verschoben werden, zählt zusätzlich eine große Energiemenge.
Warum sich Milliardeninvestitionen in Batterien rechnen können
Ein Batteriespeicher erzeugt selbst keinen Strom. Er verschiebt ihn. Für Betreiber sind vor allem Preisunterschiede am Strommarkt interessant. Ist viel Wind- oder Solarstrom verfügbar und der Strom günstig, kann der Speicher laden. Einige Stunden später, bei höherer Nachfrage und höheren Preisen, gibt er die Energie wieder ab.
Für dieses Arbitragegeschäft ist nicht entscheidend, ob der Strompreis unter null fällt. Relevant ist die Differenz zwischen Einkaufs- und Verkaufspreis. Von diesem sogenannten Spread müssen unter anderem die Ladeverluste, die Alterung der Batterie und die Kosten der Vermarktung bezahlt werden.
Negative Preise können die Preisunterschiede allerdings vergrößern. Warum sie in Deutschland immer häufiger auftreten, zeigt unser Beitrag Negative Strompreise: Wenn Strom weniger als nichts wert ist.
Neben dem Stromhandel können Großspeicher weitere Einnahmen erzielen, etwa über Regelreserve und andere Systemdienstleistungen. Das macht sie flexibel. Gleichzeitig steigt mit jedem neuen Speicher der Wettbewerb um dieselben Erlösmöglichkeiten. Geschäftsmodelle, die heute hohe Einnahmen erzielen, müssen deshalb nicht auf Dauer genauso lukrativ bleiben.
LFP hat sich bei Großspeichern weitgehend durchgesetzt
Bei der Zellchemie ist die Entwicklung inzwischen eindeutig. Rund 90 % der weltweit 2025 neu installierten stationären Batteriespeicher basierten nach Angaben der Internationalen Energieagentur auf Lithium-Eisenphosphat-Zellen, kurz LFP. Fünf Jahre zuvor lag der Anteil noch deutlich unter 50 %.
LFP-Zellen speichern pro Kilogramm weniger Energie als einige nickelhaltige Lithium-Ionen-Akkus. Bei stationären Anlagen fällt dieser Nachteil jedoch weniger ins Gewicht als bei einem Elektroauto. Dafür sind LFP-Zellen vergleichsweise günstig, für häufige Ladezyklen geeignet und thermisch robuster als viele nickelreiche Zellchemien.
Auch viele der derzeit entstehenden deutschen Großspeicher nutzen LFP. Dazu gehören die Projekte in Gundremmingen, Jänschwalde und Boxberg. Bei der GigaBattery Boxberg 400 liefert HyperStrong sein HyperBlock-III-System mit LFP-Zellen.
Wechselrichter übernehmen Aufgaben großer Generatoren
Ein Batteriespeicher speichert Gleichstrom. Das öffentliche Stromnetz arbeitet mit Wechselstrom. Dazwischen sitzen leistungsstarke Wechselrichter. Ihre Aufgabe geht inzwischen weit über die reine Umwandlung von Gleich- in Wechselstrom hinaus.
Im deutschen Stromsystem sinkt mit dem Umbau des Kraftwerksparks der Anteil großer Synchrongeneratoren. Deren rotierende Massen reagieren unmittelbar auf Änderungen der Netzfrequenz und liefern damit Momentanreserve.
Moderne netzbildende Wechselrichter können entsprechende Funktionen elektronisch bereitstellen. Sie orientieren sich nicht nur an einer vorhandenen Netzspannung, sondern können selbst eine Spannungsreferenz aufbauen.
Seit dem 1. Juni 2026 ist die Ergänzung A1 der Technischen Anschlussregel VDE-AR-N 4130 für das Höchstspannungsnetz in Kraft. Sie enthält erstmals Anforderungen an netzbildende Eigenschaften von Kundenanlagen, darunter Batteriespeichersysteme.
Das macht einen Speicher allerdings nicht automatisch schwarzstartfähig. Soll eine Anlage nach einem großflächigen Stromausfall ein spannungsloses Netz wieder mit aufbauen, müssen auch Hilfsenergieversorgung, Schutztechnik, Regelung und das Gesamtsystem darauf ausgelegt sein.
Marktdienlich ist nicht automatisch netzdienlich
Ein Speicher kann wirtschaftlich sinnvoll betrieben werden und gleichzeitig am falschen Ort das Stromnetz zusätzlich belasten. Das klingt zunächst widersprüchlich. Der Grund liegt in unterschiedlichen Signalen.
Ein marktoptimierter Speicher reagiert vor allem auf Strompreise. Niedriger Preis bedeutet laden, hoher Preis bedeutet entladen. Der Börsenpreis zeigt aber nicht automatisch, ob die Leitung oder der Transformator am Standort gerade stark belastet ist.
Das Fraunhofer ISE weist darauf hin, dass ein rein marktoptimierter Betrieb lokale Leistungsspitzen verstärken kann. Lädt ein großer Speicher zu einem Zeitpunkt, an dem das Netz vor Ort ohnehin stark belastet ist, verschärft er den Engpass.
Drei Begriffe sollte man deshalb auseinanderhalten:
- marktdienlich: Der Speicher reagiert auf Preissignale am Strommarkt.
- systemdienlich: Er liefert beispielsweise Regelreserve oder Momentanreserve für das Gesamtsystem.
- netzdienlich: Sein Betrieb entlastet konkret das Netz am jeweiligen Standort.
Ein Speicher kann systemdienlich arbeiten und trotzdem lokal einen Engpass verschärfen.
Deutschlands Großspeicher werden immer größer
Noch vor wenigen Jahren galten Anlagen mit 100 MW als außergewöhnlich. Inzwischen entstehen mehrere Projekte mit 400 MW und mehr.
| Projekt | Leistung | Speicherkapazität | Stand September 2026 |
| Klostermansfeld, Sachsen-Anhalt | 1000 MW | bis 5700 MWh | seit Juli 2026 im Bau |
| Jänschwalde, Brandenburg | 1000 MW | 4000 MWh | in Vorbereitung, Inbetriebnahme Ende 2027 bis Anfang 2028 vorgesehen |
| Waltrop, NRW | 900 MW | mindestens 1800 MWh | seit August 2026 im Bau, Inbetriebnahme Ende 2028 geplant |
| Boxberg, Sachsen | 400 MW | 1600 MWh | seit August 2026 im Bau, Inbetriebnahme Ende 2027 bis Anfang 2028 vorgesehen |
| Philippsburg, Baden-Württemberg | 400 MW | 800 MWh | im Bau, Inbetriebnahme Ende 2027 geplant |
| Förderstedt, Sachsen-Anhalt | 300 MW | 718 MWh | im Bau, Vollbetrieb 2027 geplant |
Klostermansfeld führt die Liste bei der geplanten Speicherkapazität an. BW ESS begann dort am 1. Juli 2026 mit dem Bau einer Anlage mit bis zu 5,7 GWh.
In Waltrop laufen seit dem 24. August die Bauarbeiten. Trianel, Luxcara und BKW planen dort 900 MW Leistung und mindestens 1800 MWh Kapazität. Die Großkomponenten sollen ab Juli 2027 angeliefert werden, die Inbetriebnahme ist für Ende 2028 vorgesehen.
Nur eine Woche später, am 31. August, folgte der Spatenstich in Boxberg. Dort entstehen auf einer früheren Kraftwerksfläche 400 MW Leistung und 1,6 GWh Kapazität. Wie der Vier-Stunden-Speicher aufgebaut wird und warum die alte Kraftwerksfläche für das Projekt interessant ist, erklären wir ausführlich im Beitrag Wo einst Kühltürme standen, entsteht jetzt ein 1,6-GWh-Stromspeicher.
Noch größer plant LEAG im brandenburgischen Jänschwalde: Die GigaBattery Jänschwalde 1000 soll 1000 MW leisten und 4000 MWh speichern. LEAG nennt für Jänschwalde und Boxberg derzeit eine geplante Inbetriebnahme zwischen Ende 2027 und Anfang 2028.
In Förderstedt ist der Bau bereits weit fortgeschritten. Mit 300 MW und 718 MWh war das Projekt noch im Frühjahr 2026 Deutschlands größter im Bau befindlicher Batteriespeicher. Inzwischen zeigen Boxberg, Waltrop und Klostermansfeld, wie schnell solche Größenrekorde überholt sind. Mehr zum Projekt Förderstedt steht in unserem Beitrag Deutschlands größter Batteriespeicher nimmt Form an.
Warum alte Kraftwerksstandorte so begehrt sind
Boxberg, Jänschwalde, Gundremmingen und Philippsburg verbindet mehr als ihre Größe: Sie liegen an bestehenden oder ehemaligen Kraftwerksstandorten. Das hat praktische Vorteile. Dort gibt es energiewirtschaftlich genutzte Flächen, Hochspannungsleitungen und Umspanntechnik. Große elektrische Leistungen wurden an diesen Standorten schon früher übertragen.
Ein vorhandener Kraftwerksanschluss macht einen neuen Speicher trotzdem nicht zum Plug-and-play-Projekt. In Boxberg baut Siemens Energy beispielsweise eine neue gasisolierte 380-kV-Schaltanlage, über die die Batterie an das Höchstspannungsnetz von 50Hertz angeschlossen werden soll.
RWE kann in Gundremmingen dagegen den bestehenden Netzanschluss des im Rückbau befindlichen Kernkraftwerks für seinen 400-MW-Speicher nutzen. Die Anlage mit 700 MWh soll 2027 in Betrieb gehen.
Nicht jeder Großspeicher verdient sein Geld am Strommarkt
Eine Sonderrolle spielt der Netzbooster in Kupferzell. TransnetBW baut dort einen Batteriespeicher mit 250 MW Leistung und 250 MWh Kapazität. Er ist nicht in erster Linie für den Stromhandel gedacht. Bei bestimmten Netzstörungen soll er kurzfristig einspringen und so zusätzliche Sicherheitsreserven bereitstellen.
Das zeigt, wie unterschiedlich Großbatterien eingesetzt werden können. Während kommerzielle Speicher Strompreise und verschiedene Systemdienstleistungsmärkte nutzen, kann ein Netzspeicher gezielt eine technische Aufgabe im Übertragungsnetz übernehmen.
Der Netzanschluss wird zum Engpass
Die Projektwelle stellt die Netzbetreiber vor ein Problem. Allein 2025 gingen 18.158 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ein. 17.775 davon entfielen auf die Verteilnetze und 383 auf das Übertragungsnetz. Bei den vier Übertragungsnetzbetreibern war die Situation bereits 2025 so angespannt, dass sie ihr Verfahren geändert haben.
Seit dem 1. April 2026 gilt dort ein Reifegradverfahren. Netzanschlussanträge für Großspeicher und andere große Verbraucher werden nicht mehr allein danach abgearbeitet, wer zuerst angefragt hat. Stattdessen sammeln die Netzbetreiber Anträge in festen Zyklen und bewerten unter anderem, wie weit ein Projekt entwickelt ist und wie wahrscheinlich seine Umsetzung erscheint.
Für Batteriespeicher kommt hinzu, dass sie Netzkapazität in zwei Richtungen benötigen. Beim Laden sind sie Verbraucher, beim Entladen Einspeiser. Die Bundesnetzagentur stellt deshalb klar: Ein physischer Netzanschluss bedeutet noch nicht, dass automatisch die gewünschte Leistung in beiden Richtungen zur Verfügung steht.
Seit Ende 2025 ist außerdem geklärt, dass die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung nicht auf Batteriespeicher angewendet wird.
Flexible Anschlüsse können mehr Speicher ins Netz bringen
Ein möglicher Ausweg sind flexible Netzanschlussvereinbarungen, häufig mit der englischen Abkürzung FCA bezeichnet. Dabei garantiert der Netzbetreiber nicht zu jeder Zeit die volle beantragte Leistung. Er kann mit dem Betreiber vereinbaren, die Einspeisung oder den Strombezug zeitweise statisch oder dynamisch zu begrenzen.
Das klingt für den Speicherbetreiber zunächst unattraktiv. In einem ausgelasteten Netz kann ein solcher Vertrag aber darüber entscheiden, ob ein Projekt überhaupt angeschlossen werden kann.
§ 17 Abs. 2b EnWG erlaubt solche Vereinbarungen ausdrücklich. Die Bundesnetzagentur sieht sie als Möglichkeit, knappe Netzkapazitäten effizienter zu nutzen. Sie können befristet oder dauerhaft vereinbart werden.
Co-Location als weitere Möglichkeit
Ein weiterer Ansatz ist Co-Location. Dabei teilen sich mehrere Anlagen einen Netzanschluss – beispielsweise ein Solarpark und ein Batteriespeicher.
Wie das praktisch aussehen kann, zeigt ein aktuelles LEAG-Projekt bei Heinersbrück. Dort sollen ein Batteriespeicher, ein Windpark und eine Photovoltaikanlage gemeinsam über einen Netzanschlusspunkt angebunden werden.
Die Deutsche Energie-Agentur sieht sowohl flexible Netzanschlüsse als auch Co-Location als wichtige Mittel, um vorhandene Netzanschlusskapazitäten besser auszunutzen.
Was gilt bei Netzentgelten?
Für die Wirtschaftlichkeit neuer Speicher spielt § 118 Abs. 6 EnWG weiterhin eine große Rolle. Nach geltendem Recht können neu errichtete Speicher, die die gesetzlichen Bedingungen erfüllen und innerhalb von 18 Jahren nach dem 4. August 2011 in Betrieb genommen werden, für 20 Jahre hinsichtlich des Strombezugs zur Speicherung von den Netzentgelten befreit werden. Daraus ergibt sich derzeit der 4. August 2029 als maßgeblicher Termin. Die Regeln werden allerdings gerade neu geordnet.
Die Bundesnetzagentur konsultiert seit dem 6. August 2026 ihren Festlegungsentwurf für die neue Netzentgeltsystematik AgNes. Die neue Systematik soll ab 2029 gelten. Für Speicher sind Kapazitätsentgelte vorgesehen, während Arbeitspreise zur Finanzierung der Netze entfallen sollen. Für bestehende und weit fortgeschrittene Projekte sind Vertrauensschutzregeln geplant. Die endgültige Festlegung soll Ende 2026 folgen.
Die Details sind noch nicht endgültig. Mehr zur Reform steht im Beitrag Neue Netzentgelte ab 2029: Wer künftig mehr für Strom zahlen soll. Auch eine Befreiung von Netzentgelten macht den Netzanschluss nicht kostenlos. Für netzgekoppelte Batteriespeicher oberhalb der Niederspannung können Baukostenzuschüsse verlangt werden. Der Bundesgerichtshof bestätigte 2025 die Rechtmäßigkeit eines nach dem Leistungspreismodell berechneten Baukostenzuschusses für einen Batteriespeicher.
Was passiert, wenn ein Großspeicher brennt?
Lithium-Ionen-Batterien können bei schweren Defekten in einen sogenannten Thermal Runaway geraten. Eine Zelle erwärmt sich dabei unkontrolliert. Die Reaktion kann auf weitere Zellen übergreifen.
Die pauschale Aussage, Batteriebrände ließen sich nicht mit Wasser bekämpfen, ist falsch. Wasser kann vor allem zur Kühlung eingesetzt werden, um eine weitere Ausbreitung zu begrenzen. Wie aufwendig solche Einsätze werden können, zeigte im Juli 2026 der Brand einer Batteriespeicheranlage in Bautzen.
Dort dauerte der Feuerwehreinsatz mehr als einen Tag. Die technischen Hintergründe erläutern wir ausführlich im Beitrag Großbrand in Bautzen: Warum ein Batteriespeicher-Brand kein normales Feuer ist.
Bei großen Batteriespeichern setzt der Brandschutz deshalb nicht erst beim Löschen an. Batterie-Management-Systeme, Temperaturüberwachung, elektrische Trennmöglichkeiten und die Anordnung der Speichereinheiten sollen verhindern, dass sich ein einzelner Fehler auf größere Teile der Anlage ausbreitet.
Können Batterien eine Dunkelflaute überbrücken?
Die heute geplanten Lithium-Ionen-Großspeicher sind vor allem für Stunden ausgelegt. Philippsburg erreicht rechnerisch zwei Stunden, Boxberg und Jänschwalde vier Stunden, Klostermansfeld bis zu 5,7 Stunden. Damit können die Anlagen große Energiemengen vom Mittag in den Abend verschieben oder kurzfristige Schwankungen ausgleichen. Eine mehrtägige Dunkelflaute ist eine andere Größenordnung.
Technisch ließen sich auch Lithium-Ionen-Speicher mit wesentlich mehr Kapazität bauen. Wirtschaftlich würde das allerdings sehr teuer: Für mehrere Tage müsste eine enorme Batteriemenge vorgehalten werden, deren vollständige Kapazität nur selten gebraucht würde.
Für solche Zeiträume braucht das Stromsystem deshalb weitere Möglichkeiten – etwa flexible Verbraucher, Stromimporte, steuerbare Erzeugung und Langzeitspeicher. Einen Überblick gibt unser Beitrag Wie lässt sich Strom speichern gegen Dunkelflauten?.
Wie viel von den 574 GW tatsächlich gebaut wird
Die 573,5 GW Anschlussanfragen wirken spektakulär. Sie dürfen aber nicht mit einer realen Projektpipeline gleichgesetzt werden. Viele Anfragen betreffen alternative Standorte für dasselbe Projekt. Auch eine Netzanschlusszusage garantiert noch keinen Bau. Finanzierung, Genehmigung, Fläche, Lieferverträge und wirtschaftliche Erwartungen müssen ebenfalls stimmen.
Trotzdem ist der Trend klar: Projekte mit mehreren hundert Megawatt Leistung und mehreren Gigawattstunden Kapazität sind keine Zukunftsmusik mehr. Boxberg und Waltrop sind im Bau. In Klostermansfeld haben die Arbeiten für einen Speicher mit bis zu 5,7 GWh begonnen.
FAQ zu Batteriegroßspeichern
Wie viele Batteriegroßspeicher gibt es in Deutschland?
Nach Angaben der Bundesnetzagentur sind derzeit 1292 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene in Betrieb. Zusammen verfügen sie über rund 3,6 GW Leistung und etwa 6 GWh Speicherkapazität. Der geplante Ausbau ist deutlich größer: Allein 2025 wurden Netzanschlüsse für insgesamt 573,5 GW Speicherleistung angefragt.
Warum gibt es Netzanschlussanfragen für 574 GW Batteriespeicher?
Die Zahl entspricht nicht der tatsächlich geplanten Ausbauleistung. Projektentwickler fragen teilweise mehrere mögliche Netzanschlusspunkte für dasselbe Projekt an. Aussagekräftiger sind die Anschlusszusagen: 2025 wurden Zusagen für insgesamt 54,2 GW erteilt.
Was ist der Unterschied zwischen MW und MWh bei einem Batteriespeicher?
Megawatt (MW) geben die maximale Leistung an, Megawattstunden (MWh) die gespeicherte Energiemenge. Ein Speicher mit 400 MW und 800 MWh kann rechnerisch zwei Stunden lang mit voller Leistung Strom abgeben. Bei 400 MW und 1600 MWh wären es vier Stunden.
Wie verdienen Betreiber von Großbatteriespeichern Geld?
Ein wichtiges Geschäftsmodell ist der Stromhandel: Speicher laden bei niedrigen Strompreisen und verkaufen die Energie später bei höheren Preisen. Hinzu kommen Einnahmen aus Regelreserve und anderen Systemdienstleistungen. Mit wachsender Zahl der Speicher steigt allerdings auch der Wettbewerb um diese Erlöse.
Sind Großbatteriespeicher automatisch gut für das Stromnetz?
Nein. Ein Speicher kann für den Strommarkt oder das Gesamtsystem nützlich sein und trotzdem einen lokalen Netzengpass verschärfen. Ob er netzdienlich wirkt, hängt vor allem von Standort, Netzsituation und Betriebsweise ab.
Warum werden viele Batteriespeicher an alten Kraftwerksstandorten gebaut?
Ehemalige Kohle- und Kernkraftwerksstandorte verfügen häufig bereits über leistungsfähige Stromleitungen, Umspannwerke und geeignete Flächen. Das kann den Anschluss großer Speicher erleichtern. Trotzdem muss für jedes Projekt geprüft werden, welche Netzkapazität tatsächlich verfügbar ist.
Können Batteriespeicher eine Dunkelflaute überbrücken?
Die derzeit gebauten Lithium-Ionen-Großspeicher sind hauptsächlich für wenige Stunden ausgelegt. Sie können etwa Solarstrom vom Nachmittag in den Abend verschieben, aber keine mehrtägige Dunkelflaute allein absichern. Dafür sind weitere flexible Erzeuger, Stromimporte, Lastmanagement und Langzeitspeicher notwendig.
Welche Batterietechnik wird bei Großspeichern eingesetzt?
Bei stationären Anlagen dominiert inzwischen Lithium-Eisenphosphat, kurz LFP. Die Zellchemie ist vergleichsweise kostengünstig, zyklenfest und thermisch robust. Auch zahlreiche aktuelle deutsche Großprojekte setzen auf LFP-Batterien.
Warum ist der Netzanschluss zum Problem geworden?
Die Zahl der Speicherprojekte wächst wesentlich schneller als die verfügbare Anschlusskapazität. Große Speicher benötigen zudem Netzleistung in beide Richtungen: beim Laden als Verbraucher und beim Entladen als Einspeiser. Flexible Netzanschlussvereinbarungen und die gemeinsame Nutzung eines Anschlusses mit Wind- oder Solarparks können helfen, vorhandene Kapazitäten besser auszunutzen.
Wie groß ist der größte geplante Batteriespeicher in Deutschland?
Zu den größten derzeit bekannten Projekten gehört Klostermansfeld in Sachsen-Anhalt mit 1000 MW Leistung und bis zu 5700 MWh Speicherkapazität. Rechnerisch könnte die Anlage ihre maximale Leistung bis zu 5,7 Stunden lang abgeben.
Quellen
- Bundesnetzagentur/SMARD: Stand der Batteriespeicheranfragen 2025/2026
- Bundesnetzagentur: Netzanschluss und flexible Netzanschlussvereinbarungen für Speicher
- Bundesnetzagentur: Netzentgelte und Baukostenzuschüsse für Batteriespeicher
- Deutsche Energie-Agentur: Großbatteriespeicher effizient integrieren
- VDE FNN: Technische Anschlussregel Höchstspannung VDE-AR-N 4130/A1
- International Energy Agency: Global Energy Review 2026 – Battery Storage
- LEAG: GigaBattery Jänschwalde 1000 und GigaBattery Boxberg 400
- BW ESS: Baustart des Großbatteriespeichers Klostermansfeld
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