Großbatteriespeicher in Maine: Preiseffekt und Blackout-Risiko

Wenn der Strompreis an heißen Sommertagen oder in eisigen Winternächten nach oben schießt, spüren Haushalte und Unternehmen das direkt. Gleichzeitig wächst die Sorge vor Versorgungsengpässen, wenn Kraftwerke ausfallen oder Leitungen überlastet sind. Genau hier setzt der Großbatteriespeicher in Maine an. Seit 2025 ist die Anlage im Ort Gorham mit 175 Megawatt Leistung und 350 Megawattstunden Speicherkapazität an das Netz von ISO New England angeschlossen.

Betreiber ist Plus Power. Laut Unternehmensangaben und lokaler Berichterstattung besteht die Anlage aus 156 Container-Einheiten mit Lithium-Eisenphosphat-Batterien und ist an eine 115-kV-Umspannanlage von Central Maine Power angebunden. Ziel ist es, Preisspitzen zu dämpfen, Reserveleistung bereitzustellen und das Netz in kritischen Situationen zu stabilisieren.

Die zentrale Frage lautet: Senkt dieser Großbatteriespeicher tatsächlich die Strompreise und reduziert er das Blackout-Risiko messbar, oder bleibt der Effekt auf einzelne Stunden begrenzt?

Die Anlage in Gorham hat eine Nennleistung von 175 MW. Das ist die maximale elektrische Leistung, die sie ins Netz einspeisen kann. Mit einer Kapazität von 350 MWh kann sie diese Leistung rechnerisch zwei Stunden lang liefern. Danach ist der Speicher leer und muss wieder geladen werden.

Technisch handelt es sich um ein sogenanntes BESS, also ein Battery Energy Storage System. Es ist direkt an das Übertragungsnetz von ISO New England angeschlossen. Dadurch kann es am Großhandelsmarkt teilnehmen und innerhalb von Sekunden auf Frequenzabweichungen reagieren.

Laut ISO New England übernehmen Batteriespeicher Aufgaben wie Frequenzhaltung, Reservebereitstellung und kurzfristige Energieeinspeisung bei Engpässen.

Der Standort neben einer 115-kV-Umspannanlage ist strategisch gewählt. In Regionen mit Engpässen kann ein Speicher Strom lokal einspeisen, wenn Leitungen ausgelastet sind. Umgekehrt nimmt er Strom auf, wenn viel Windenergie aus dem Norden Maines ins Netz drängt.

Ein Großbatteriespeicher wirkt auf mehrere Preismechanismen. Erstens betreibt er Arbitrage. Er lädt, wenn der Börsenpreis niedrig ist, und verkauft Strom, wenn der Preis steigt. Dadurch wird zusätzliche Energie in teuren Stunden angeboten. Das kann extreme Preisspitzen abflachen.

Zweitens nimmt er am Kapazitätsmarkt von ISO New England teil. Dort werden Kraftwerke und Speicher dafür bezahlt, dass sie im Bedarfsfall Leistung bereithalten. Diese Einnahmen fließen in die Wirtschaftlichkeit des Projekts ein, wirken aber nur indirekt auf Endkundenpreise.

Drittens erbringt der Speicher Regelleistung. Wenn die Netzfrequenz unter 60 Hertz fällt, speist er in Sekundenbruchteilen ein. Diese schnelle Reaktion reduziert den Bedarf an fossilen Spitzenkraftwerken.

Kurzfristig, in den ersten Betriebsmonaten, ist kein flächendeckender Rückgang der Haushaltsstrompreise zu erwarten. Die 350 MWh reichen für zwei Stunden Volllast. Bei großräumigen Engpässen über mehrere Stunden oder Tage ist der Effekt begrenzt. Spürbar wird der Einfluss eher in einzelnen Hochpreisstunden, nicht auf der gesamten Jahresrechnung.

Für die Versorgungssicherheit zählt vor allem die Geschwindigkeit. Batteriespeicher reagieren innerhalb von Sekunden. Das ist deutlich schneller als konventionelle Kraftwerke. Bei plötzlichen Kraftwerksausfällen kann der Speicher kurzfristig einspringen und so einen Frequenzeinbruch abbremsen.

ISO New England beschreibt Batteriespeicher als Baustein zur Stabilisierung eines Systems mit mehr Wind- und Solarenergie. Sie gleichen kurzfristige Schwankungen aus und helfen, Engpässe in bestimmten Netzabschnitten zu überbrücken.

Das Blackout-Risiko sinkt jedoch nicht automatisch auf null. Ein zweistündiger Speicher kann keine langanhaltende Unterdeckung ersetzen. Bei extremen Wetterlagen, in denen mehrere Kraftwerke gleichzeitig ausfallen, bleibt das System auf zusätzliche Reservekapazitäten angewiesen.

Realistisch betrachtet erhöht die Anlage die Resilienz gegen kurzfristige Störungen. Sie ist ein Puffer, kein Ersatz für Kraftwerksleistung über viele Stunden.

Jede Batterie altert. Häufige Lade- und Entladezyklen verringern über Jahre die nutzbare Kapazität. Wie stark dieser Effekt bei der Anlage in Maine ausfällt, ist öffentlich nicht im Detail dokumentiert. Klar ist: Die Wirtschaftlichkeit hängt davon ab, wie sich Preisunterschiede am Markt entwickeln.

Steigen immer mehr Speicher in den Markt ein, schrumpfen Arbitrage-Spannen. Dann sinken potenzielle Erlöse. Ein Teil der Einnahmen kommt aus dem Kapazitätsmarkt. Diese Zahlungen werden über Netzentgelte und Umlagen auf Verbraucher umgelegt.

Hinzu kommen Sicherheitsanforderungen. Lithium-Eisenphosphat gilt als vergleichsweise thermisch stabil, dennoch sind Brandschutz, Abstandsvorgaben und Notfallpläne fester Bestandteil des Genehmigungsverfahrens.

Für Deutschland ist das Projekt interessant, weil ähnliche Fragen hier gestellt werden. Auch im deutschen Netz geht es um Redispatch-Kosten, volatile Einspeisung und steigende Netzentgelte. Ein einzelner Großbatteriespeicher löst das Systemproblem nicht. In Kombination mit vielen Anlagen kann er jedoch teure Eingriffe ins Netz reduzieren.

Der Großbatteriespeicher in Maine mit 175 MW und 350 MWh stärkt die Netzstabilität und kann Preisspitzen in einzelnen Stunden abmildern. Eine direkte, sofortige Senkung der durchschnittlichen Haushaltsstrompreise ist kurzfristig nicht zu erwarten. Sein größter Nutzen liegt in schneller Reserveleistung und lokaler Entlastung bei Engpässen. Für Regionen mit wachsendem Anteil erneuerbarer Energien ist das ein wichtiger Baustein, aber kein Allheilmittel.