2 GWh Batteriespeicher: Was das für Strompreise heißt

Wenn der Strompreis an der Börse stark schwankt, spürst du das indirekt über Tarife, Umlagen und Netzentgelte. In Phasen mit viel Wind- oder Solarstrom fallen die Preise teils deutlich, bei Engpässen schnellen sie nach oben. Genau hier setzen große Batteriespeicher an. Sie laden, wenn Strom im Überfluss vorhanden und günstig ist, und geben Energie wieder ab, wenn sie knapp und teuer wird.

Laut Branchenberichten wurde für die Ukraine eine Liefervereinbarung über insgesamt 2 Gigawattstunden Batteriespeicher geschlossen. Erste 400 Megawattstunden sollen 2026 geliefert werden. Parallel entstehen in Estland, Finnland und Südosteuropa weitere Projekte mit zusammen rund 700 Megawattstunden. Das wirft eine berechtigte Frage auf: Kann dieser Batteriespeicher-Boom in Europa die Strompreise messbar dämpfen – auch für Haushalte und Industrie in Deutschland?

2 Gigawattstunden entsprechen 2.000 Megawattstunden gespeicherter Energie. Das beschreibt die Energiemenge, nicht die Leistung. Leistung gibt an, wie schnell Strom eingespeist oder entnommen werden kann. Je nach Auslegung können solche Anlagen mehrere hundert Megawatt gleichzeitig ins Netz bringen.

In den Berichten ist von modularen Containern mit 5 oder 6,25 Megawattstunden pro Einheit die Rede. Um auf 2.000 Megawattstunden zu kommen, wären rechnerisch etwa 320 bis 400 solcher Module nötig. Die erste Tranche von 400 Megawattstunden entspräche etwa einem Fünftel des Gesamtvolumens.

Ein Blick auf Kosten hilft bei der Einordnung. Der estnische Projektabschnitt mit 200 Megawattstunden wird mit rund 35 Millionen Euro beziffert. Das entspricht etwa 175 Euro pro Kilowattstunde installierter Kapazität. Internationale Analysen wie von IRENA nennen für 2024 und 2025 typische Investitionskosten für große Lithium-Ionen-Speicher um rund 192 US-Dollar pro Kilowattstunde. Rechnet man diesen Wert grob auf 2.000.000 Kilowattstunden hoch, landet man in einer Größenordnung von knapp 384 Millionen US-Dollar für 2 GWh, ohne Details zu Standort und Netzanbindung.

Großbatterien verdienen ihr Geld häufig mit sogenannter Arbitrage. Sie kaufen Strom zu niedrigen Preisen und verkaufen ihn zu höheren. Wenn viele Speicher gleichzeitig günstig laden, steigt die Nachfrage in Niedrigpreisphasen leicht an. Wenn sie in Hochpreisphasen einspeisen, steigt das Angebot. Beides wirkt preisdämpfend auf extreme Ausschläge.

Hinzu kommen Erlöse aus Regelenergie. Netzbetreiber bezahlen Anlagen, die kurzfristig Leistung bereitstellen, um Frequenz und Spannung stabil zu halten. Laut ENTSO-E spielen Batteriespeicher im europäischen Ausgleichsmarkt eine wachsende Rolle, weil sie sehr schnell reagieren können.

Für Endkunden bedeutet das jedoch keine direkte Eins-zu-eins-Weitergabe. Der Börsenstrompreis ist nur ein Teil des Haushaltsstrompreises. Netzentgelte, Steuern und Umlagen machen ebenfalls einen erheblichen Anteil aus. Wenn Speicher Preisspitzen glätten, sinkt vor allem das Risiko sehr teurer Stunden. Das kann Industrieunternehmen mit Spotmarkt-Verträgen unmittelbar helfen. Bei Haushalten wirkt es eher indirekt über langfristige Beschaffung und geringere Systemkosten.

Neben dem Preis spielt Sicherheit eine zentrale Rolle. In der Ukraine geht es um die Stabilisierung eines Netzes, das unter hoher Belastung steht. Speicher können bei plötzlichen Ausfällen kurzfristig einspringen. Sie liefern innerhalb von Sekunden Energie und helfen, die Netzfrequenz bei 50 Hertz zu halten.

Auch in der EU gewinnen solche Anlagen an Bedeutung. Mit wachsendem Anteil von Wind- und Solarstrom steigt der Bedarf an flexiblen Ausgleichsoptionen. Laut Berichten der EU-Forschungsstelle JRC sind große Batteriespeicher ein Baustein, um erneuerbare Energien besser zu integrieren und Engpässe zu überbrücken.

Ein Speicher mit mehreren hundert Megawatt Leistung kann lokale Engpässe entschärfen, ersetzt aber kein robustes Netz. Wenn Leitungen fehlen oder Kraftwerke großflächig ausfallen, stoßen auch große Batterien an Grenzen. Sie überbrücken Stunden, nicht Tage oder Wochen. Für das Risiko eines flächendeckenden Blackouts zählt daher das Zusammenspiel aus Netzausbau, Reservekraftwerken und Speichern.

Projektierer und Investoren setzen auf stabile Erlösmodelle. Neben Arbitrage sind das Kapazitätszahlungen oder langfristige Verträge. Damit solche Großspeicher finanziert werden, brauchen sie planbare Einnahmen. Reine Spekulation auf Preisschwankungen reicht selten aus, um Investitionen in dreistelliger Millionenhöhe abzusichern.

Netzbetreiber profitieren, wenn Speicher helfen, teure Netzeingriffe zu reduzieren. Weniger Eingriffe können mittelfristig die Systemkosten senken. Diese Kosten fließen in die Netzentgelte ein, die du auf deiner Stromrechnung siehst.

Bezahlen müssen solche Projekte am Ende die Stromkunden über Marktpreise oder Netzentgelte, sofern keine staatlichen Förderprogramme greifen. Ob sich das lohnt, hängt davon ab, wie stark Speicher Preisspitzen und Ausgleichskosten tatsächlich reduzieren. Je mehr volatile Erzeugung im System ist, desto größer wird der Wert von Flexibilität.

2 GWh Batteriespeicher in der Ukraine und weitere 700 MWh in Nordeuropa verändern nicht allein den europäischen Strommarkt. Sie sind jedoch Teil eines Trends, der spürbare Effekte haben kann. Großbatterien glätten Preisspitzen, stabilisieren Netze und erleichtern die Integration von Wind- und Solarstrom. Für Industrie mit flexiblen Beschaffungsmodellen können die Effekte direkter sein als für Haushalte.

Entscheidend bleibt, wie schnell Projekte genehmigt, ans Netz angeschlossen und in Marktmechanismen eingebunden werden. Speicher sind kein Allheilmittel. Sie sind ein Werkzeug, das in einem zunehmend erneuerbaren Energiesystem an Gewicht gewinnt.