Große Batteriespeicher: Warum 1,2 GW jetzt ein Signal sind

Wenn Politik oder Versorger heute von „1,2 GW“ Speicher sprechen, klingt das abstrakt. Für das Netz aber ist es ein klares Zeichen: Es geht nicht mehr nur um kurzzeitige Spitzenreduktion, sondern um planbare, großskalige Puffer, die mehrere Stunden Leistung liefern können. Solche Systeme sind wichtig, weil erneuerbare Quellen wie Wind und Sonne fluktuieren und das Netz zunehmend auf Speicher angewiesen ist, um Frequenz, Spannung und Versorgungssicherheit zu halten.

Technisch betrachtet sind Großspeicher nicht alle gleich. Die gebräuchliche Abkürzung BESS steht für “Battery Energy Storage System” und meint elektrochemische Speicher, meist Lithium‑Ion‑Batterien. Daneben gibt es langfristigere Optionen wie A‑CAES (adiabatic compressed air energy storage), ein Druckluft‑Speicherkonzept, das andere Zeiträume bedienen kann. Entscheidend für Betreiber und Planer sind Leistung (gemessen in MW) und Energiekapazität (in MWh): MW sagt, wie stark die Anlage gleichzeitig liefern kann; MWh, wie lange sie das tun kann.

Große Batteriespeicher liefern zwei Arten von Diensten: kurzfristige Regelleistung (Sekunden bis Minuten) und mittelfristige Energiespeicherung (Stunden). Kurzfristig stabilisieren sie Frequenz und Spannung; mittelfristig können sie Lastspitzen abfangen, Überschuss aus erneuerbaren Quellen aufnehmen und später abgeben. Netzbetreiber bewerten Speicher sowohl nach Leistung als auch nach Dauer: Eine Anlage mit 250 MW Leistung und 1.000 MWh Kapazität kann 250 MW über vier Stunden liefern. Solche Parameter entscheiden über Einsatzmöglichkeiten und Marktwert.

Große Speicher sind ein Werkzeug der Netzplanung: Sie verschieben, wann und wie Energie bereitgestellt werden kann, und reduzieren so die Abhängigkeit von Schnellstart‑Kraftwerken.

Die öffentliche Ausschreibungspraxis hat sich angepasst: Programme wie Section 83E in Massachusetts oder strategische Pläne großer Behörden sehen Beschaffungen in der GW‑Skala vor, nicht nur in Megawatt. Diese Käufe erfolgen oft unter Vorbehalt: Projekte werden ausgewählt, bekommen aber erst nach Vertragsverhandlungen, Netzanschlussprüfungen und regulatorischer Genehmigung eine endgültige Zusage.

Zur Verdeutlichung eine knappe Zahlenübersicht aus den aktuellen Fällen:

Die Medienberichte von Ende 2025 nennen zwei konsistente Signale: In Massachusetts wurde in einer ersten Auswahlrunde unter Section 83E ein Portfolio gemeldet, das rund 1.268 MW Batterieleistung umfasst. Solche Meldungen basieren auf Ausschreibungsdokumenten und Branchenberichten; die finale Vertragszusage bleibt abhängig von Verhandlungen mit den Distribution Companies (EDCs) und regulatorischer Genehmigung durch die DPU. Damit ist die Auswahl ein starkes Indiz, aber kein fertiges Projektportfolio.

In New York hat die staatliche Strombehörde (NYPA) ihren Renewables‑Plan aktualisiert; Fachmeldungen fassen Teile der Ergänzungen zusammen und sprechen von etwa 1,2 GW zusätzlicher Speicherkapazität. Im Plan sind auch großvolumige Projekte aufgeführt, darunter Konzepte für A‑CAES‑Projekte mit mehreren hundert Megawatt Leistung. Für Hydrostor etwa ist das genehmigte Willow‑Rock‑Projekt in Kalifornien ein praktischer Referenzfall: 500 MW Leistung bei 4.000 MWh Kapazität zeigt, wie Langzeitspeicher funktionieren können.

Wichtig ist: Berichte mischen oft Planwerte, Entwicklerangaben und politische Zielgrößen. Deshalb gilt es zu unterscheiden, was „ausgewählt“ wurde, was „geplant“ ist und was bereits eine regulatorische Baugenehmigung hat. In mehreren Fällen (Massachusetts, NYPA) sind öffentlich zugängliche Dokumente vorhanden (RFP‑Texte, Board‑Minutes, Projektseiten), aber Details zu Interkonnektion, Zeitplan und Finanzierung bleiben teils unscharf.

Große Batteriespeicher eröffnen praktische Vorteile. Sie verkürzen die Zeit bis zur Reduktion fossiler Backup‑Kapazitäten, sie stabilisieren Verteilnetze in Regionen mit hohem erneuerbarem Ausbau und sie können volkswirtschaftlich sinnvoll sein, wenn sie teure Spitzenkraftwerke ersetzen. Betreiber erzielen Einnahmen nicht nur über reine Energieverkäufe, sondern auch über Systemdienstleistungen wie Frequenzhaltung oder Netzengpässe‑Management.

Gleichzeitig sind Risiken nicht zu unterschätzen. Interkonnektion ist oft Engpass: Netzanschlüsse großer Anlagen erfordern Studien, Netzverstärkungen und lange Genehmigungsverfahren. Lieferketten‑ und Rohstofffragen (bei Lithium‑Ion) können Kosten und Zeitpläne beeinflussen. Bei alternativen Technologien wie A‑CAES kommen zusätzliche Umwelt‑ und Genehmigungsauflagen ins Spiel, etwa für geotechnische Eingriffe oder Wasserhaushalt.

Auch soziale Faktoren spielen eine Rolle. Große Projekte brauchen Flächen, Anwohnerbeteiligung und transparente Kommunikation zu Lärm, Verkehr oder Landschaftsveränderung. Technische Sicherheit (Brandschutz, Recyclingkonzepte) ist für Genehmigungen und Akzeptanz entscheidend. Abschließend: Ökonomische Risiken ergeben sich aus Marktpreisen, Subventionsbedingungen und der Reife neuartiger Speichertechnologien.

Die nächsten Jahre werden zeigen, ob die genannten 1,2 GW in tatsächliche, netzdienliche Kapazität übergehen. Drei Szenarien sind plausibel: Möglich ist eine zügige Umsetzung, wenn Vertragsverhandlungen, Interkonnektion und Finanzierung klappen; ein weiteres realistisches Szenario sind Verzögerungen von 12–36 Monaten durch Prüfungen und Netzmaßnahmen; im ungünstigsten Fall werden einzelne Projekte umgeplant oder reduziert, weil Kosten steigen oder Genehmigungen ausbleiben.

Für Städte, Gemeinden und Interessierte sind zwei Aspekte wichtig: Erstens die Transparenz der Planungsdokumente (RFPs, Board‑Minutes, Interconnection‑Dockets) — dort stehen Zeitpläne und Auflagen. Zweitens die Technologieauswahl: Kurzzeitspeicher (Li‑Ion BESS) decken Stundenbedarf, langfristige Lösungen (z. B. A‑CAES) können mehrere Stunden bis Tage liefern und sind damit für Netzstabilität in saisonalen Fällen nützlicher. Beide Klassen haben ihren Platz, abhängig von Netzbedarf und Wirtschaftlichkeit.

Für Verlässlichkeit und langfristige Wirkung brauchen Regulierer klare Kriterien für Auktionen, standardisierte Bewertungsmethoden und Mechanismen, um Interkonnektion schneller zu bearbeiten. Die Praxis der öffentlichen Beschaffung, wie in Section 83E, liefert dafür nützliche Erfahrungen: größere Ausschreibungen bündeln Projekte, erhöhen Marktmacht und können Preise drücken — vorausgesetzt, die Abwicklung gelingt.

Die Erwähnung von rund 1,2 GW in öffentlichen Programmen und Plänen ist mehr als eine Zahl: Sie steht für einen systematischen Schritt hin zu großskaliger Energiespeicherung als regulärem Bestandteil der Netzplanung. Solche Projekte zeigen, dass Speicher heute nicht nur Nischenlösungen sind, sondern strategische Infrastruktur mit komplexen Entscheidungsprozessen, die technische, ökonomische und gesellschaftliche Aspekte verbinden. Entscheidend wird sein, wie zuverlässig Verträge, Interkonnektion und Genehmigungen umgesetzt werden. Gelingt das, können große Batteriespeicher und ergänzende Langzeitspeicher ernsthaft dazu beitragen, fluktuierende Erneuerbare in planbare Energie umzuwandeln.