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Entwicklung der Batteriespeicherkapazität in Deutschland

Autorenbild: Holger RoswandowiczHolger Roswandowicz
3. Feb.16 Min. Lesezeit


Einleitung

Deutschland verfügt bereits über eine beträchtliche und rasch wachsende Batteriespeicherkapazität, die dazu beitragen kann, überschüssigen Wind- und Solarstrom aufzunehmen. Im Folgenden wird der aktuelle Stand (Stand Anfang 2025) der großskaligen Netzspeicher (z. B. Lithium-Ionen- und Redox-Flow-Batterien) sowie der dezentralen Heimspeicher untersucht. Dabei werden die Gesamtbatteriekapazität Deutschlands und deren jüngste Entwicklung, regionale Unterschiede zwischen Nord- und Süddeutschland im Kontext der Netzkapazitäten, Herausforderungen bei der Netz-Integration von Batteriespeichern, die politisch-wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, wichtige Großprojekte sowie Prognosen für die kommenden Jahre beleuchtet. Daten und Fakten werden in klaren Abschnitten dargestellt, teilweise tabellarisch zur Veranschaulichung der Kapazitätsverteilung.


In den vergangenen Jahren hat sich die installierte Batteriekapazität in Deutschland rasant erhöht. Insbesondere seit ca. 2020 verzeichnet der Markt für stationäre Speicher exponentielles Wachstum, getrieben vor allem durch private Haushalte mit Photovoltaik-Anlagen und Heimspeichern (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Standard) Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die Entwicklung der installierten Batteriespeicherleistung (Maximalleistung in GW) und -kapazität (Energiespeichervermögen in GWh) in Deutschland in den letzten Jahren:

¹ Quellen: Fraunhofer ISE / RWTH Aachen (Marktstammdaten)

Bereits Ende 2021 summierte sich die Batteriekapazität auf rund 4,5 GWh (Rekordjahr im Speichermarkt: Privathaushalte tragen 2021 Gesamtzubau von rund 1,4 Gigawattstunden – pv magazine Deutschland) Seitdem hat sich die Speicherkapazität mehr als vervierfacht, von etwa 4,5 GWh (2021) über 11,2 GWh (2023) bis etwa 18 GWh Ende 2024 (Öffentliche Stromerzeugung 2023: Erneuerbarer Energien decken erstmals Großteil des Stromverbrauchs - Fraunhofer ISE) (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) Die installierte Leistungsabgabe der Batteriespeicher stieg im gleichen Zeitraum von ca. 2–3 GW (Schätzung 2021) auf 7,6 GW (2023) und weiter auf rund 12 GW Ende 2024 (Öffentliche Stromerzeugung 2023: Erneuerbarer Energien decken erstmals Großteil des Stromverbrauchs - Fraunhofer ISE) (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) Dieses enorme Wachstum ist vor allem auf einen Boom von Heimspeichern zurückzuführen: Allein 2023 wurden über 0,5 Millionen neue Solarstromspeicher in Privathaushalten installiert (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) Insgesamt waren Ende 2023 bereits etwa 1,1 Millionen Batteriespeicher in deutschen Haushalten und Betrieben in Betrieb (Standard) – fast 70 % davon wurden in den Jahren 2022 und 2023 neu installiert (Standard)

Dominanz der Heimspeicher: Kleine dezentrale Batteriesysteme bis 30 kWh Kapazität („Heimspeicher“) stellen den Löwenanteil der installierten Speicherkapazität. Ende 2023 entfielen ca. 83 % der gesamten Batteriespeicherkapazität auf dieses Segment (Standard) Hingegen machen Großbatterien >1 MWh Kapazität erst rund 13 % der Kapazität aus (Standard) (Mittelgroße Gewerbespeicher dazwischen tragen die restlichen ~4 % bei.) Die Zahl der Heimspeicher wuchs parallel zum PV-Zubau im Privatbereich, während Großspeicher bisher nur eine geringe Zahl einzelner Projekte ausmachen (Standard) Noch 2021 betrug der Zubau an Batteriespeichern insgesamt rund 1,4 GWh (Rekordwert bis dato) – davon entfielen allein ~1,3 GWh auf neue Heimspeicher (Rekordjahr im Speichermarkt: Privathaushalte tragen 2021 Gesamtzubau von rund 1,4 Gigawattstunden – pv magazine Deutschland) (Rekordjahr im Speichermarkt: Privathaushalte tragen 2021 Gesamtzubau von rund 1,4 Gigawattstunden – pv magazine Deutschland) Die kumulierte Heimspeicher-Kapazität lag Ende 2021 bei etwa 3,54 GWh (mit 1,94 GW Entladeleistung) (Rekordjahr im Speichermarkt: Privathaushalte tragen 2021 Gesamtzubau von rund 1,4 Gigawattstunden – pv magazine Deutschland) und hat sich bis Ende 2024 auf deutlich über 10 GWh gesteigert.

Diese Entwicklung zeigt, dass Batteriespeicher – insbesondere in Privathaushalten – bereits heute substanziell zur Aufnahme überschüssiger Solarenergie beitragen. Typischerweise ermöglichen Heimbatterien, den Eigenverbrauch von PV-Strom zu verdoppeln und Überschüsse vom Mittag in die Abendstunden zu verschieben (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) Dadurch werden Einspeisespitzen ins Netz geglättet, was einen weiteren PV-Ausbau ohne Netzüberlastung begünstigt (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland)

Regionale Unterschiede: Nord vs. Süd und Netzkapazitäten

In Deutschland bestehen regionale Unterschiede sowohl bei der Erzeugung erneuerbarer Energien als auch bei der Verfügbarkeit von Speichern. Traditionell liegen die Schwerpunkte des PV-Ausbaus – und damit auch der Heimspeicher – im Süden (Bayern und Baden-Württemberg), während der Norden reich an Windenergie ist. Dies führt zu einem gewissen Missverhältnis: Im windreichen Norden fällt häufig Überschussstrom an, dem jedoch bislang vergleichsweise wenige Speicher gegenüberstehen. Im Süden hingegen sind sehr viele PV-Anlagen mit Batteriespeichern installiert, was lokal die Netze entlastet, jedoch den Engpass zwischen Nord und Süd nicht direkt löst.

Verteilung der Speicherkapazitäten nach Regionen: Die höchsten Kapazitäten an Pumpspeicherwerken (die größten Energiespeicher bisher) liegen in den Mittelgebirgsregionen – allen voran Baden-Württemberg, Thüringen und Sachsen () () Beispielsweise verfügt Bayern über die Hälfte der deutschen Wasserkraftleistung, und Baden-Württemberg hat rund 1.900 MW an Pumpspeicher-Leistung installiert (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (inkl. großer Anlagen im Schwarzwald). Thüringen beherbergt mit dem Pumpspeicher Goldisthal (≈8 GWh Energieinhalt) die größte Einzelanlage und kommt auf ~1.500 MW Pumpspeicher-Leistung (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) Diese traditionellen Speicher liegen also überwiegend im Süden und Osten.

Bei den modernen Großbatteriespeichern (>1 MW) zeigt sich ein etwas anderes Bild: Hier lag 2024 das Bundesland Nordrhein-Westfalen (NRW) mit ca. 181 MW installierter Leistung an der Spitze, gefolgt von Sachsen (130 MW) und Bayern (121 MW) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) NRW und Bayern profitieren von ersten großen Batterieparks (etwa RWEs Anlagen, siehe unten, bzw. Projekte in Bayern), während Sachsen zum Beispiel durch Batteriespeicher an Kraftwerksstandorten (z. B. in Lippendorf/Witznitz) sowie seinen Pumpspeichern hervorsticht. Norddeutsche Länder wie Niedersachsen oder Schleswig-Holstein haben bislang weniger Großbatterien installiert – ein Beispiel ist der 48 MWh-Batteriepark „EnspireME“ in Schleswig-Holstein (2018 in Betrieb genommen) – doch sind dort in Zukunft Projekte zu erwarten, um Windstrom-Überschüsse vor Ort zu puffern. Insgesamt befinden sich die größten Gesamtspeicherkapazitäten (Pumpspeicher + Batteriespeicher) in Baden-Württemberg, Thüringen und Sachsen (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) während z. B. Niedersachsen und Schleswig-Holstein noch Aufholbedarf haben.

Netzkapazitäten und Engpässe: Die Übertragungsnetze zwischen Nord und Süd sind derzeit ein kritischer Faktor. Aufgrund verzögerten Netzausbaus müssen bei starkem Wind im Norden immer wieder Anlagen gedrosselt werden, da der Strom nicht vollständig in den Süden transportiert werden kann ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) 2023 mussten rund 4 % der erneuerbaren Stromproduktion abgeregelt werden (ca. 96 % konnten übertragen werden) ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) Das gesamte Volumen des Netzengpassmanagements (inkl. Redispatch) lag 2023 bei 34 TWh und verursachte 3,1 Mrd. € Kosten ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) Insbesondere Onshore-Wind wurde vermehrt abgeregelt, da 2023 ein windstarkes Jahr war (+18 % Einspeisung gegenüber Vorjahr) ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) Dieser Überschuss könnte prinzipiell von großen Speichern im Norden aufgenommen und zeitversetzt ins Netz gespeist werden. Allerdings befinden sich Speicher derzeit überwiegend im Süden – dort wo PV-Strom anfällt – sowie an Standorten ehemaliger Kraftwerke im Westen und Osten.

Die ungleiche regionale Verteilung führt dazu, dass im Süden Heimspeicher die Verteilnetze entlasten, während im Norden weiterhin Überschüsse ungenutzt bleiben und abgeregelt werden müssen. Hier setzt die Idee der „Netzbooster“ an: Große Batteriespeicher an strategischen Netzknoten sollen zeitweise Engpässe überbrücken und so den Leitungsausbau ergänzen. Ein Pilot ist der Netzbooster Kupferzell in Baden-Württemberg (Details siehe Großprojekte), der überschüssigen Windstrom zwischenspeichern und bei Bedarf ins süddeutsche Netz einspeisen soll (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Langfristig wird eine bessere räumliche Verteilung von Speichern angestrebt, um sowohl im Norden als auch im Süden ausreichend Pufferkapazität zu haben.

Integration ins Stromnetz: Herausforderungen und Engpässe

Trotz der technischen Machbarkeit bringen die Integration und der Betrieb von Batteriespeichern im Stromnetz verschiedene Herausforderungen mit sich:

  • Regulatorische Einordnung & Netzentgelte: Bisher gab es in Deutschland keine eigene Anlagenkategorie für Speicher im Energiemarktdesign. Batteriespeicher gelten rechtlich zugleich als Stromverbraucher (beim Laden) und als Erzeuger (beim Einspeisen). Diese doppelte Rolle führte lange Zeit zu einer Doppelbelastung mit Netzentgelten und Abgaben, da Speicher für bezogenen Strom genauso zahlen mussten wie für eingespeisten (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Diese Regelung wurde zwar entschärft (auf EU-Ebene sollen Speicher von Doppelgebühren ausgenommen werden), aber vollständige Klarheit besteht noch nicht überall. Die Bundesnetzagentur hat 2023 neue Leitlinien zu Netzanschlusskosten (Baukostenzuschüssen, BKZ) veröffentlicht, die regionale Unterschiede berücksichtigen: In Süddeutschland mit hoher Netzlast dürfen Netzbetreiber tendenziell höhere Anschlussbeiträge verlangen als in Norddeutschland (Neues zu Baukostenzuschüssen bei Batteriespeichern ) (Neues zu Baukostenzuschüssen bei Batteriespeichern ) Zwar soll dies Investitionen in „netzdienlichen“ Regionen fördern (Neues zu Baukostenzuschüssen bei Batteriespeichern ) doch besteht die Gefahr, dass ausgerechnet in südlichen Engpassgebieten Batteriespeicher durch höhere Anschlusskosten gebremst werden. Es bleibt eine Aufgabe, ein diskriminierungsfreies Regime zu schaffen, in dem Speicher weder doppelte Netzentgelte zahlen noch durch unverhältnismäßige BKZ belastet werden.

  • Technische Netzintegration & Steuerung: Die wachsende Zahl dezentraler Heimspeicher stellt die Verteilnetzbetreiber vor neue Anforderungen. Einerseits können Heimspeicher Spitzenlasten kappen (PV-Mittagsspitzen lokal puffern, abends Last decken) und so die Netzbelastung verringern (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) Andererseits muss verhindert werden, dass viele Speicher gleichzeitig ungünstig agieren (z. B. alle am späten Abend das Netz speisen und evtl. lokale Überspannungen verursachen). Hier sind intelligente Steuerungen und Aggregatoren gefragt: Virtuelle Kraftwerke können viele kleine Speicher zusammenschalten, um Regelenergie bereitzustellen oder lastabhängig zu steuern. Erste Ansätze dazu gibt es bereits – etwa die Schwarmbatterie-Konzepte einiger Hersteller. Dennoch steht die Standardisierung der Kommunikation und Regelung dezentraler Speicher mit dem Netzbetrieb erst am Anfang.

  • Wirtschaftlichkeit und Marktintegration: Die Erlösmodelle für große Batteriespeicher sind noch im Wandel. Aktuell erwirtschaften viele Großbatterien Einnahmen über Regelenergiemärkte (insb. Primärregelleistung/FCR) und durch Arbitrage (Strom günstiger Zeiten speichern und zu teuerer Zeit verkaufen). Mit zunehmender Speicherkapazität sinken jedoch die Preise auf dem Regelenergiemarkt – was die Gewinne schmälert. Eine Herausforderung ist, neue Geschäftsmodelle zu finden, z. B. Bereitstellung von Netzdienstleistungen (Spannungsstützung, Schwarzstartfähigkeit) oder Teilnahme an Kapazitätsmechanismen, falls solche in Zukunft geschaffen werden, um Versorgungssicherheit zu honorieren. Für Heimspeicher ist die Wirtschaftlichkeit in den letzten zwei Jahren erheblich gestiegen: Hohe Strompreise 2022/23 und neue Förderungen (z. B. 0 % Mehrwertsteuer auf PV+Batterie) haben dazu geführt, dass sich Batteriespeicher für Haushalte schneller amortisieren (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Dennoch bleiben hohe Anschaffungskosten ein Hemmnis, insbesondere ohne PV-Anlage. Die Senkung der Kosten (weiter fallende Batteriepreise, economies of scale) ist daher ein Schlüsselfaktor für die weitere Verbreitung (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE)

  • Technische Engpässe & Sicherheit: Beim großflächigen Einsatz von Batterien stellen sich auch technische Limitierungen: Die meisten Batteriespeicher können überschüssigen Strom nur über relativ kurze Zeiträume puffern (Stunden bis wenige Tage). Für saisonale Überschüsse (Sommer->Winter) reichen Batterien nicht aus – hier wären Langzeitspeicher oder Power-to-X nötig (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Außerdem müssen Brandschutz und Sicherheit in den Netzen gewährleistet sein, wenn immer mehr Speichersysteme angeschlossen werden. Bislang gab es hier keine größeren Probleme, doch mit der Skalierung ist einheitliches Normenwerk und Überwachung wichtig.

Zusammenfassend besteht zwar ein breiter Konsens, dass Speicher Netzdienste leisten und die Energiewende unterstützen können, jedoch erfordert die Integration angepasste Regelwerke und Technologien, um diese Potenziale voll auszuschöpfen. Aktuell arbeitet das Bundeswirtschaftsministerium an einer Stromspeicher-Strategie, die genau diese Punkte adressieren soll (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver)

Politische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die Bedeutung von Batteriespeichern für die Energiewende wird in der Politik zunehmend erkannt. Dennoch waren die Rahmenbedingungen lange Zeit nicht optimal, was Investitionen hemmte. Aktuell lassen sich folgende Aspekte hervorheben:

  • Regulatorische Initiativen: Ende 2023 hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) einen ersten Entwurf einer nationalen Stromspeicherstrategie vorgelegt (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) Darin soll die Rolle von Speichern im künftigen Stromsystem definiert und Hemmnisse abgebaut werden. Branchenverbände wie der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) fordern Nachbesserungen, da aus ihrer Sicht noch zentrale Fragen ungeklärt sind (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) Insbesondere vermisst der BSW eine klare Anerkennung der Speicher als eigenständige, dritte Säule neben Erzeugung und Verbrauch (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) Die Strategie-Entwicklung ist im Gange und wird voraussichtlich 2024 konkretisiert. Parallel dazu wurde im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in den letzten Jahren nachjustiert, um z. B. Doppelbelastungen für Speicher zu reduzieren und Eigenverbrauch zu erleichtern. Insgesamt bewegen sich die regulatorischen Rahmenbedingungen in Richtung speicherfreundlicher, sind aber noch im Wandel.

  • Förderungen und Anreize: Direkte Zuschussprogramme des Bundes für Batteriespeicher gab es zeitweise (z. B. KfW-Förderung für PV-Speicher bis 2018). Derzeit erfolgen Anreize eher indirekt: Seit 2023 gilt 0 % Mehrwertsteuer auf kleine PV-Anlagen inkl. Batteriespeicher, was Investoren ca. 19 % Kosten spart. Einige Bundesländer und Kommunen legen zusätzliche Förderprogramme für Heimspeicher auf (z. B. gab/gibt es regionale Speicherförderungen in Bayern, NRW, Berlin u.a. – oft gekoppelt an PV oder E-Mobilität) (Batterie- und Stromspeicher Förderung nach Bundesland - Solarwatt) Für Großspeicher existieren Fördermittel meist im Rahmen von Pilotprojekten oder Innovationsprogrammen (z. B. das Projekt „Netzbooster“ wird regulatorisch flankiert; Redox-Flow-Demonstratoren erhalten Forschungsförderung). Allerdings kritisiert die Branche, dass 2024 Mittel aus dem Klima- und Transformationsfonds für Batterieforschung gekürzt wurden (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) was Innovation bremsen könnte.

  • Markt und Preisentwicklung: Die Batteriekosten sind in der letzten Dekade drastisch gesunken. Laut einer RWTH-Studie kostete 2021 eine kWh Speicherkapazität im Heimspeicher etwa 1000 € – immer noch hoch, aber bereits 8 % weniger als 2020 (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Diese Kostendegression setzt sich fort, angetrieben auch durch den Massenmarkt Elektromobilität. Gleichzeitig haben hohe Strompreise den geschäftlichen Nutzen erhöht: Unternehmen können mit Batteriespeichern Lastspitzen kappen und Netzentgelte sparen, Haushalte ihren teuren Netzbezug reduzieren. Das macht Investitionen attraktiver. Der BSW spricht davon, dass Speicher bei neuen PV-Dachanlagen inzwischen Standard geworden sind (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) Wirtschaftlich waren Speicher lange ein „Luxus“, doch die Kombination aus Förderungen, gesunkenen Preisen und Energiepreisvolatilität schafft inzwischen viable Business Cases – erkennbar am Markthochlauf der letzten zwei Jahre.

  • Netzregeln und Marktzugang: Politisch wird diskutiert, wie flexible Verbraucher und Speicher besser am Strommarkt partizipieren können. Konzepte wie Spitzenglättung (§14a EnWG) sollen Netzbetreiber berechtigen, Ladeeinrichtungen und Speicher zeitweise zu steuern, um lokale Überlast zu vermeiden – im Gegenzug könnten Betreiber vergünstigte Netzentgelte erhalten. Auch virtuelle Kraftwerke werden regulatorisch erleichtert, damit Aggregatoren Schwärme von Heimspeichern am Regelenergiemarkt anbieten können. Derzeit formt sich hier ein neuer Markt, in dem zahlreiche Startups und Energieversorger aktiv sind. Die rechtliche Einbindung (Lizenzanforderungen, Datenkommunikation etc.) wird auf EU-Ebene (Stichwort Renewable Energy Directive und Electricity Market Design) und national definiert.

Insgesamt verbessert sich das Marktumfeld für Batteriespeicher deutlich: Politische Strategien nehmen Speicher explizit in den Fokus, rechtliche Hürden (Doppelgebühren, fehlende Kategorie) werden angegangen, und wirtschaftliche Anreize durch Strompreis-Signale steigen. Diese Rahmenbedingungen sollen sicherstellen, dass Speicher ihre Rolle als „unverzichtbare Zeitmaschinen des Stromsystems“ (Zitat BSW) erfüllen können (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) indem sie überschüssigen Ökostrom zeitlich verfügbar machen und das Netz stabilisieren.

Laufende und geplante Großprojekte

Zur Veranschaulichung der großskaligen Batteriespeicher in Deutschland sind im Folgenden einige relevante Projekte aufgeführt – sowohl bereits realisierte als auch geplante Vorhaben. Diese Projekte demonstrieren die steigende Leistungsgröße und Vielfalt (Lithium-Ionen, Redox-Flow) der Speicher:

Projekt (Standort)

Typ

Größe (Leistung / Kapazität)

Status (Inbetriebnahme)

Netzbooster Kupferzell (Baden-Württemberg)

Lithium-Ionen

250 MW / 250 MWh ([Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich

MDR.DE](https://www.mdr.de/wissen/klima-energiewende-stromspeicher-stand-heute-102.html#:~:text=M%C3%B6glich%20werden%20soll%20das%20vor,bislang%20gr%C3%B6%C3%9Fte%20Speicher%20der%20Welt)) (Netzbooster Kupferzell (Hohenlohekreis))

RWE Megabatterie Lingen & Werne (NI/NRW)

Lithium-Ionen

117 MW / 128 MWh (RWE stellt Megabatterie in Lingen und Werne fertig)

In Betrieb seit Anfang 2023 (RWE stellt Megabatterie in Lingen und Werne fertig)

BESS Wunsiedel/Arzberg (Bayern)

Lithium-Ionen

100 MW / 200 MWh (Big Fluence BESS in Germany inaugurated by investors, utilities - Energy-Storage.News)

In Betrieb seit Ende 2024 (Big Fluence BESS in Germany inaugurated by investors, utilities - Energy-Storage.News)

LEAG/ESS Big Battery Boxberg (Sachsen)

Eisen-Redox-Flow

50 MW / 500 MWh (Leag und ESS wollen Eisen-Redox-Flow-Batterie mit 500 Megawattstunden Kapazität installieren – pv magazine Deutschland)

Geplant (Vertrag 2023, Betrieb ~2027) (Leag und ESS wollen Eisen-Redox-Flow-Batterie mit 500 Megawattstunden Kapazität installieren – pv magazine Deutschland)

Diese Auswahl zeigt die Spannweite aktueller Großspeicher-Projekte:

Daneben gibt es zahlreiche weitere Projekte: zum Beispiel hat STEAG bereits 2017 ein verteiltes Batteriesystem von 90 MW (6 Standorte à 15 MW) zur Bereitstellung von Primärregelleistung aufgebaut. Energieversorger wie EnBW, Vattenfall und 50Hertz betreiben mittelgroße Batteriespeicher (5–20 MW) zur Netzstabilisierung. Zudem werden Second-Life-Batteriespeicher erprobt (etwa BMW/Warmbach 2022 mit gebrauchten BMW i3 Akkus) und mobile Speichercontainer für temporäre Bedarfe (z. B. für Schnellladeparks (EnBW testet mobilen Speicher an Schnellladepark | E&M) . Die Bandbreite an Projekten zeigt, dass Batteriespeicher inzwischen vom Pilotstadium in den breiten Einsatz übergehen.

Ausblick und Prognosen

Für die kommenden Jahre wird erwartet, dass die Bedeutung von Batteriespeichern in Deutschland weiter rapide zunimmt – sowohl in Bezug auf installierte Kapazität als auch auf deren Rolle im Energiesystem. Wichtige Prognosen und Trends sind:

Kapazitätsausbau: Studien des Fraunhofer ISE zeigen, dass bis 2030 ein Bedarf von rund 100 GWh Speicherkapazität in Deutschland besteht, um die Stromversorgung mit hohem Erneuerbaren-Anteil abzusichern (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Das wäre mehr als das Fünffache der heutigen Kapazität. Dieses Ziel erscheint ambitioniert, aber erreichbar, falls der derzeitige Wachstumstrend anhält – der MDR rechnet damit, dass Deutschland dem Ziel von „100 GW Speichern¹ bis 2030“ deutlich näherkommen könnte (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Tatsächlich müsste der Zubau weiter exponentiell verlaufen: Nach ~7 GWh Zuwachs 2024 wäre durchschnittlich etwa 10 GWh pro Jahr bis 2030 erforderlich. Vieles spricht dafür, dass insbesondere Großspeicher jetzt verstärkt kommen, da dieses Segment bislang nur ~13 % ausmacht (Standard) aber nun wirtschaftlich interessanter wird (Industrie und Netz nutzen vermehrt Speicher bei schwankenden Strompreisen) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) So erwarten die RWTH-Forscher um Jan Figgener eine starke Zunahme industriell genutzter Speicher in den nächsten Jahren (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Auch die ersten Netzbooster sollen bis 2025 voll einsatzfähig sein (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) und ggf. weitere bis 2030 folgen.

¹ Anmerkung: In einigen Quellen wird von 100 GW Speicherleistung bis 2030 gesprochen (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) was vermutlich die gleiche Zielmarke meint (entspricht grob 100 GWh bei etwa 1 Stunde Entladezeit).

Technologie-Entwicklung & Effizienz: Lithium-Ionen-Batterien werden auf absehbare Zeit die Technologie der Wahl bleiben (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Weiterentwicklungen innerhalb dieser Familie (z. B. hin zu LFP- oder Natrium-Ionen-Chemien) könnten Kosten senken und Ressourcenprobleme (Lithium, Kobalt) entschärfen. Die Round-Trip-Wirkungsgrade bleiben bei Lithium-Systemen hoch (~90 %), während Redox-Flow und andere Ansätze noch etwas niedriger liegen (~75–85 %). Redox-Flow-Batterien gelten langfristig als attraktiv für Anwendungen, wo es auf hohe Zyklenzahl und lange Speicherzeit ankommt – hier könnten Pilotprojekte wie das in Boxberg den Durchbruch ebnen (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Auch Power-to-X-Speicher (z. B. Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetisches Gas) werden für saisonale Speicherbedarfe ab etwa 2030+ an Bedeutung gewinnen (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) Kurzfristig konzentriert sich die Effizienzsteigerung aber auf besseres Batteriemanagement, höhere Ladezyklen-Lebensdauer und Recycling. Zudem werden Second-Life-Batterien aus dem boomenden E-Auto-Markt ein Thema: ausrangierte Fahrzeugbatterien können stationär noch jahrelang genutzt werden (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) was Ressourcen schont. Schon heute summiert sich die Kapazität aller in Deutschland in E-Autos verbauten Batterien auf ca. 64 GWh (bei ~1,6 Mio. E-Fahrzeugen Ende 2024) (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) – ein enormes Potenzial, das perspektivisch via Vehicle-to-Grid (V2G) teilweise nutzbar wäre. Hier werden in den nächsten Jahren Pilotprojekte erwartet, die Autobatterien in das Stromnetz einbinden.

Skalierbarkeit und Netzintegration: Mit zunehmender Speicherdichte im Netz wird die Koordination zum Schlüsselfaktor. Prognosen sehen vor, dass intelligente Netze („Smart Grids“) mit Echtzeit-Management von Erzeugern, Verbrauchern und Speichern nötig sind, um Optimierungspotenziale zu heben. Viele kleine Speicher könnten z.B. über Preissignale dazu gebracht werden, netzdienlich zu laden/entladen. Die Digitalisierung und Implementierung von Smart-Meter-Gateways in den nächsten Jahren wird hier die Grundlage legen. Aggregierte Speicherpools könnten bis 2030 regelbar Leistung in der Größenordnung mehrerer Gigawatt bereitstellen, was heute noch von konventionellen Kraftwerken erbracht wird. Dies könnte auch den Bau neuer Gaskraftwerke im Süden reduzieren – die Agentur für Erneuerbare Energien weist darauf hin, dass man das Flexibilitäts- und Speicherpotenzial berücksichtigen sollte, bevor zu viele neue Reservekraftwerke geplant werden (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver) (Stromspeicher: NRW, Sachsen und Bayern liegen vorn - Solarserver)

Politische Zielsetzungen: Auf EU-Ebene wurden ambitionierte Ziele formuliert (z. B. die European Battery Alliance und Förderungen im Rahmen von IPCEI-Projekten), um die Batterieproduktion und -anwendung zu stärken. Deutschland selbst hat zwar (noch) kein quantitatives Ausbauziel für Speicher gesetzlich verankert, aber mit Fortschreibung der Netzentwicklungspläne und Klimaziele wird implizit eine große Speicherquote benötigt. Experten mahnen, den regulatorischen Rahmen weiter zu verbessern – z. B. könnten Speicher von Netzentgelten befreit oder sogar vergütet werden für nachgewiesene Netzdienstleistungen. Die Umsetzung der Stromspeicherstrategie 2024/25 wird hier Weichen stellen. Wirtschaftlich wird erwartet, dass Speicher ein integraler Bestandteil von Geschäftsmodellen der Energieversorger werden: RWE etwa plant weltweit 3 GW Batteriespeicher bis 2030 zu installieren (RWE stellt Megabatterie in Lingen und Werne fertig) (RWE stellt Megabatterie in Lingen und Werne fertig) Ähnliche Ankündigungen gibt es von EnBW und E.ON für dezentrale Speicherprodukte.

Abschließend lässt sich festhalten, dass Deutschland auf dem Weg ist, ein führender Markt für stationäre Batteriespeicher zu werden. Die vorhandene Kapazität von ~18 GWh (Stand Ende 2024) (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) ermöglicht bereits jetzt spürbar mehr Flexibilität im Stromsystem – sei es durch Speicherung von PV-Mittagsspitzen in Heimspeichern oder Bereitstellung von Regelleistung durch Großbatterien. In den nächsten Jahren wird die Effizienz weiter steigen (sinkende Kosten pro kWh, längere Lebensdauer, bessere Einbindung) und die Skalierbarkeit erprobt (Speicher im GWh-Maßstab, sektorübergreifende Kopplung). Damit können Batteriespeicher eine Schlüsselrolle übernehmen, um überschüssige Wind- und Solarenergie voll auszunutzen und die Klimaziele zu erreichen. Die Herausforderungen – von Technik bis Regulierung – sind dabei durchaus adressierbar und werden aktuell Schritt für Schritt angegangen.

Quellen: Die Aussagen basieren auf aktuellen Studien und Pressemitteilungen, u.a. von Fraunhofer ISE (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland) (Öffentliche Stromerzeugung 2023: Erneuerbarer Energien decken erstmals Großteil des Stromverbrauchs - Fraunhofer ISE) RWTH Aachen (Rekordjahr im Speichermarkt: Privathaushalte tragen 2021 Gesamtzubau von rund 1,4 Gigawattstunden – pv magazine Deutschland) (Standard) Bundesverband Solarwirtschaft (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) (BSW: Zahl solarer Stromspeicher hat sich 2023 verdoppelt - Solarserver) MDR (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) (Stromspeicher: Speicherkapazität in Deutschland steigt deutlich | MDR.DE) sowie Branchenmedien (pv magazine, Solarserver) und Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) ( SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023 ) Diese liefern konsistente Befunde zur rasanten Entwicklung und den Rahmenbedingungen von Batteriespeichern in Deutschland.

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