Stromspeicher: Warum jetzt in Deutschland riesige Batterien gebaut werden

Du merkst das Thema selten direkt, aber es betrifft deinen Alltag: Strom muss in jeder Sekunde im Netz verfügbar sein, auch wenn Wind und Sonne schwanken und der Verbrauch am Abend hoch ist. Bis neue Leitungen gebaut sind, braucht das System schnelle, steuerbare Reserven. Genau an dieser Stelle kommen große Batteriespeicher ins Spiel.

Ein Stromspeicher im Netzmaßstab ist vereinfacht gesagt eine sehr große, technisch überwachte Akku-Anlage, die Strom aufnehmen und später wieder abgeben kann. Entscheidend sind dabei zwei Größen: die Leistung (in Megawatt, wie schnell Energie rein und raus kann) und die Speicherkapazität (in Megawattstunden, wie lange das durchgehalten wird). Je nachdem, wofür ein Projekt ausgelegt wird, sieht der „perfekte“ Speicher anders aus.

Warum entstehen solche Anlagen in Deutschland gerade jetzt so sichtbar? Aus den verfügbaren Quellen lässt sich ein klares Muster ableiten: Große Batteriespeicher sind attraktiv, weil sie sehr schnell reagieren können, weil die Marktregeln konkrete Produkte für diese Flexibilität anbieten und weil das Stromsystem mit wachsendem Anteil erneuerbarer Erzeugung stärker auf kurzfristigen Ausgleich angewiesen ist. Gleichzeitig zeigen technische Studien und offizielle Dokumente, dass der Erfolg stark davon abhängt, ob Betreiber mehrere Anwendungsfälle sauber kombinieren und die strengen Teilnahmebedingungen erfüllen.

Großbatterien wirken im Stromsystem oft wie ein „Stoßdämpfer“. Sie sind nicht dafür da, wochenlange Dunkelflauten zu überbrücken, sondern schnelle Ungleichgewichte auszugleichen. Das ist im Alltag schwer zu sehen, aber technisch sehr konkret: In Deutschland gibt es Regelenergiemärkte, über die Übertragungsnetzbetreiber Leistung beschaffen, um Frequenz und Systembilanz stabil zu halten. Dafür muss ein Speicher nicht nur Energie haben, sondern vor allem zuverlässig und innerhalb definierter Zeiten reagieren können.

Sinngemäß nach den Präqualifikationsbedingungen von Regelleistung.net (Version 2024-07-05): Für FCR (Primärregelleistung) muss die volle Aktivierung innerhalb von 30 Sekunden möglich sein; für aFRR (automatische Sekundärregelung) liegt das Zeitfenster bis zur vollständigen Bereitstellung bei 5 Minuten.

Damit diese Dienste im Ernstfall funktionieren, gibt es formale Präqualifikationstests. In den PQ-Bedingungen sind unter anderem Messauflösungen, Toleranzbänder und die Auswertung der Tests beschrieben. Für dich als Leser ist vor allem wichtig: Solche Regeln erklären, warum viele Projekte auf schnelle Leistungselektronik, robuste Steuerung (Leitsystem/Telemetrie) und definierte Betriebsstrategien setzen. Ein Batteriespeicher, der in Sekunden reagieren soll, ist ein anderes Produkt als ein Speicher, der über Stunden Engpässe abfedern soll.

Diese Anforderungen sind ein zentraler Grund, warum Batterien so attraktiv sind: Sie können sehr schnell hoch- und runterregeln und sind im Vergleich zu vielen anderen Anlagen gut automatisierbar. Gleichzeitig ist das kein Selbstläufer. Die Quellen betonen, dass Telemetrie, Zeitstempel, Messauflösung und die saubere Dokumentation Teil der Teilnahmebedingungen sind. Wer große Stromspeicher baut, baut also nicht nur Container mit Zellen, sondern auch ein System aus Leistungselektronik, Steuerung und nachweisbarer Betriebssicherheit.

Der zweite Treiber ist wirtschaftlich: Viele große Batteriespeicher werden nicht für genau einen Zweck geplant, sondern so, dass sie mehrere Märkte bedienen können. In der Fachliteratur wird das oft als „Revenue Stacking“ beschrieben, also das Stapeln verschiedener Einnahmequellen. Dazu zählen vor allem Systemdienstleistungen (wie FCR oder aFRR) und kurzfristiger Stromhandel (Arbitrage), bei dem ein Speicher Energie zu niedrigeren Preisen aufnimmt und später abgibt.

Die Details sind kompliziert, aber die Kernaussage ist gut nachvollziehbar: Ein Speicher verdient nicht automatisch Geld, nur weil er existiert. Studien und Analysen zeigen, dass einzelne Erlösquellen schwanken können und dass sich Marktbedingungen ändern. Die RWTH-Arbeit zur Teilnahme von Batteriespeichern am aFRR-Markt beschreibt beispielsweise, dass die Profitabilität stark von den Kostenannahmen und dem Marktdesign abhängt und dass bei den dort betrachteten Rahmenbedingungen aFRR-Betrieb in vielen Fällen knapp oder nicht profitabel sein kann. Gleichzeitig verweist die Arbeit darauf, dass sinkende Kostenprojektionen (dort als Projektion in Richtung 2025 diskutiert) die Lage deutlich verbessern können.

Ein weiteres Motiv für die „Jetzt“-Dynamik: Technisch und organisatorisch sind Batteriespeicher heute so weit, dass sie die Anforderungen in Regelenergiemärkten erfüllen können, sofern sie präqualifiziert sind. In den PQ-Bedingungen wird sehr konkret festgelegt, welche Testphasen, Messauflösungen und Toleranzen eingehalten werden müssen. Das zwingt Projekte zu hoher technischer Reife, erleichtert aber gleichzeitig den Marktzugang für Anlagen, die diese Hürden nehmen.

Wichtig ist auch der Hinweis aus technischen Analysen, dass die Auslegung (Leistung vs. Kapazität) direkt bestimmt, welche Erlösmöglichkeiten realistisch sind. Ein sehr leistungsstarker, aber kurz laufender Speicher passt gut zu schnellen Systemdienstleistungen. Ein Speicher mit mehr Megawattstunden kann bei länger anhaltenden Situationen helfen, etwa bei lokalen Engpässen oder über längere Handelsfenster. Viele Projekte versuchen daher, eine Größe zu wählen, die mehrere Anwendungen erlaubt, ohne die Batterie durch ungünstige Zyklen übermäßig zu belasten.

Zu dieser Belastung gehört die Alterung. Die RWTH-Arbeit integriert explizit Alterungs- bzw. Degradationskosten in Optimierungs- und Gebotsstrategien. Das ist ein Punkt, der in öffentlichen Debatten oft untergeht: Jeder Lade- und Entladevorgang hat nicht nur eine Stromkosten- und Erlösseite, sondern auch einen „Verschleißpreis“. Diese Logik erklärt, warum Betreiber so stark auf Steuerungssoftware und optimierte Fahrpläne setzen.

Der dritte Grund ist systemisch: Deutschland baut viele erneuerbare Erzeuger zu, und das verändert die Anforderungen an den Ausgleich. Wind und Photovoltaik liefern nicht „schlecht“, aber sie liefern nicht beliebig steuerbar. Je mehr davon im System ist, desto wertvoller werden schnelle, flexible Anlagen, die Schwankungen glätten oder kurzfristig Leistung bereitstellen können.

Das Fraunhofer ISI beschreibt in seinem Überblick zu Energiespeichern, dass Speicher nicht nur für Märkte relevant sind, sondern auch netzseitig wirken können: Sie können helfen, Netzausbau zu vermeiden oder zu verschieben, indem sie lokale Spitzen abfangen oder Last- und Erzeugungsspitzen zeitlich entkoppeln. Diese Perspektive ist wichtig, weil sie erklärt, warum Standorte nahe an Engpässen und Knotenpunkten attraktiv werden. Ein Speicher, der „richtig“ im Netz sitzt, kann den Betrieb erleichtern, auch wenn die gleiche Batterie an einem anderen Ort weniger Nutzen stiftet.

Die Dokumentation der Übertragungsnetzbetreiber zum deutschen Ausgleichs- und Regelreserveprozess ordnet das in den Marktmechanismus ein: Regelenergie und Regelreserve werden beschafft, um das System auszugleichen und die Frequenz zu stabilisieren. Solche Prozesse sind für Außenstehende oft abstrakt. Praktisch heißt es: Es gibt definierte Produkte, Zeitfenster und Abwicklungen, in denen flexible Anlagen teilnehmen können, sofern sie die Anforderungen erfüllen.

Für die große Welle an Projekten ist auch der Engpass-Kontext relevant. In den Quellen wird Redispatch als ein Instrument beschrieben, das bei Netzengpässen zum Einsatz kommt. Wenn Engpässe häufiger auftreten oder teurer werden, steigt der Wert von Flexibilität in den betroffenen Regionen. Großbatterien sind dafür interessant, weil sie schnell steuerbar sind und sich im Vergleich zu vielen anderen Infrastrukturmaßnahmen relativ modular planen lassen.

Gleichzeitig ist es wichtig, die Grenzen realistisch zu sehen. Batteriespeicher ersetzen keinen vollständigen Netzausbau und sie lösen nicht jedes Langzeitproblem. Ihre Stärke liegt in Reaktionsgeschwindigkeit, Regelbarkeit und in der Möglichkeit, unterschiedliche Zeitskalen abzudecken. Genau deshalb sieht man häufig Projekte, die nicht nur „eine Batterie“ sind, sondern ein Netzbaustein aus Hardware, Software, Betriebsstrategie und Marktzugang.

Wer wissen will, welche Stromspeicher und Großbatterien in Deutschland tatsächlich gemeldet sind, landet schnell beim Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur. Das MaStR ist das zentrale Register für Stammdaten von Erzeugungsanlagen, Speichern und großen Verbrauchern. Für Journalismus, Forschung und Projektbeobachtung ist es deshalb eine wichtige Grundlage.

Allerdings zeigen aktuelle wissenschaftliche Auswertungen, dass man MaStR-Daten nicht blind aggregieren sollte. Kotthoff und Mitautoren analysieren die Datenqualität des Registers und berichten über erkennbare Fehlerbilder, etwa Standort-Unstimmigkeiten (bei Windeinträgen berichten sie von mehr als 3 % Fällen mit Koordinaten, die nicht zum angegebenen Landkreis passen) sowie einzelne Größenordnungs- und Plausibilitätsprobleme. Für Speicher nennen sie unter anderem eine Anzahl von rund 770 Speichereinträgen, bei denen Leistungsangaben stark auseinanderlaufen (Faktor größer als 20 zwischen zwei Leistungsfeldern). Für dich als Leser heißt das: Wenn du Zahlen zu „wie viele Batteriespeicher es gibt“ aus öffentlichen Registern liest, ist die Frage entscheidend, ob diese Daten vorher geprüft und bereinigt wurden.

Trotz dieser Einschränkungen zeigen Projektmeldungen und Branchenberichte, dass in Deutschland sehr große Anlagen geplant werden. Ein konkretes Beispiel ist ein von PV-Magazine 2025 beschriebenes Projekt mit 4 GWh Speicherkapazität, das als eines der größten Vorhaben in Europa eingeordnet wird. Solche Größenordnungen erklären, warum das Thema auch außerhalb von Fachkreisen sichtbar wird: Bei mehreren Gigawattstunden handelt es sich nicht mehr um „ein paar Container“, sondern um Infrastruktur mit eigener Netz- und Sicherheitsplanung.

Damit diese Projekte funktionieren, kristallisieren sich aus den Quellen mehrere kritische Punkte heraus. Erstens: Präqualifikation und Betriebsvorgaben sind anspruchsvoll, besonders bei Mess- und Telemetrieanforderungen. Zweitens: Die Wirtschaftlichkeit hängt oft an mehreren Märkten und an der Fähigkeit, Alterungskosten sauber zu modellieren. Drittens: Standort und Netzanschluss entscheiden mit darüber, ob ein Speicher systemisch hilft und ob er überhaupt rechtzeitig ans Netz kommt.

Wenn du die Entwicklung in Deutschland einordnen willst, lohnt daher ein mentaler Perspektivwechsel: Großbatterien sind weniger „Ersatz für Kraftwerke“, sondern eher eine neue Schicht im Stromsystem, die schnelle Regelung, Handel und Engpassmanagement miteinander verbindet. Genau diese Kombination macht sie in der aktuellen Energiewende-Phase so attraktiv.

Riesige Batteriespeicher werden in Deutschland vor allem deshalb gebaut, weil das Stromsystem mehr Flexibilität braucht und weil es dafür konkrete Märkte und technische Regeln gibt. Die PQ-Anforderungen zeigen, wie präzise die Teilnahme an Regelenergie definiert ist, und erklären, warum moderne Großbatterien so stark auf Steuerung, Telemetrie und schnelle Leistungselektronik setzen. Wirtschaftlich ist meist nicht ein einzelner Trick entscheidend, sondern die Fähigkeit, mehrere Anwendungen zu kombinieren und dabei Batteriealterung und Betriebsgrenzen realistisch zu berücksichtigen. Und wer die Entwicklung über Registerdaten verfolgt, sollte sich bewusst sein, dass selbst offizielle Stammdaten überprüft werden müssen, bevor man daraus belastbare Trends ableitet.