Wie Batteriespeicher in Kalifornien Erdgas aus dem Markt drängen

Von Peter Ringel

Container mit mehr als 120.000 Lithium-Batterien, die über 650 Kilometer Kabel mit fast zwei Millionen Solarmodulen verbunden sind – der weltweit größte Batteriespeicher steht im Sand der kalifornischen Mojave-Wüste. Tagsüber laden die Akkus mit Sonnenenergie. Abends werden bis zu 3,3 Gigawattstunden ins Netz gespeist und versorgen die Silicon-Valley-Metropole San José.

In Kalifornien gleichen solche Großspeicher mit zusammen rund 16 Gigawatt Leistung stundenweise Last und Erzeugung aus. Tagsüber nicht verbrauchter Solarstrom sorgt abends dafür, dass die Kraftwerke weniger Gas verbrennen. Beim bisherigen Rekord lieferten Batterien rund 43 Prozent des abendlichen Strombedarfs. Im Schnitt decken sie dem Thinktank Ember zufolge mehr als ein Fünftel dieser Verbrauchsspitze – vier Jahre zuvor waren es noch drei Prozent. Möglich wurde der Boom durch den Preisverfall bei der Lithium-Ionen-Technologie.

Ähnlich rasant wie in Kalifornien verläuft die Entwicklung in Australien. Die tägliche Lastverschiebung durch Batterieparks hat sich laut dem Energiemarktbetreiber Aemo binnen eines Jahres verdreifacht. Kohle und Gas werden dagegen weniger verstromt.

Auch Deutschland verfügt über enorme Speicherkapazität. In den Kellern der Einfamilienhäuser mit Solardächern summen Hunderttausende Heimspeicher für den Eigenverbrauch. Deren Leistung summiert sich laut Batterie-Charts auf rund 30 Gigawatt, während die Bundesrepublik bei Akkuparks mit 3,8 Gigawatt hinter Australien und Kalifornien liegt. Bleiben dadurch Chancen für die Energiewende ungenutzt?

Mittags verdienen PV-Anlagen kaum Geld. Das macht Speicher attraktiv

„Der Hintergrund des starken Zubaus von Batteriespeichern in Kalifornien war ein labiles Stromnetz mit häufigen Ausfällen“, erklärt Batterieforscher Dirk Uwe Sauer von der RWTH Aachen. Als Reaktion haben Regulierer gesicherte Leistung ausgeschrieben. Dabei sind sowohl große Akkus als auch neue Gaskraftwerke zum Zug gekommen. Großspeicher mit Fotovoltaik zu kombinieren, ist in Ländern mit verlässlichem Sonnenschein wie Kalifornien oder Italien besonders attraktiv.

Auch in Deutschland lohnt sich dieser Mix: „Solarparks werden zunehmend mit gekoppeltem Speicher geplant“, beobachtet Sauer. „In den Mittagsstunden lässt sich mit Fotovoltaik sonst kein Geld mehr verdienen.“ Das Überangebot drückt die Preise an den Strombörsen.

Bei niedrigen Preisen laden die Akkus. Bei hohen geben sie ihren Strom ab

Auf diesen Schwankungen im Day-Ahead- und Intraday-Handel beruht das Geschäftsmodell mit den Batterieparks: Einspeichern, wenn Wind und Sonne für niedrige oder sogar für negative Preise sorgen. Ausspeichern bei höheren Preisen. Das kann sich für die Betreiber wie für die Volkswirtschaft lohnen. Preisspitzen werden geglättet, weniger grüner Strom wird abgeregelt, fossile Energie wird verdrängt und die EEG-Förderkosten sinken: Eine Fraunhofer-Studie nennt knapp vier Milliarden Euro Einsparungen pro Jahr, wenn es 20 Gigawatt Speicherleistung gäbe.

Zumindest ein Teil dieser Leistung könnte bald installiert sein. Denn die Dynamik und die Projekt-Pipeline sind groß. Batteriespeicher entstehen auf Industriebrachen, neben Solarfeldern im Allgäu und bei Windparks in Nordfriesland. Der Konzern RWE, der auch in Kalifornien mit Großspeichern vertreten ist, baut einen 600-Megawatt-Batteriepark auf dem Gelände des einstigen Kohlekraftwerks in Hamm. Im Kohlerevier der Lausitz sollen Speicher mit insgesamt 800 Megawatt Leistung ans Netz gehen. Und der Bau von Deutschlands künftig größtem Batteriepark in Sachsen-Anhalt schreitet zügig voran.

Wie entwickelt sich der Speichermarkt langfristig? Das ist derzeit unsicher

Mit solchen Projekten wird die Kapazität schon bis Ende 2028 von aktuell sechs auf rund 36 Gigawattstunden steigen. Das entspricht etwa dem, was Pumpspeicherkraftwerke hierzulande leisten können. Für das rund 20-Fache dieser Kapazität gab es bei den Netzbetreibern allein im Jahr 2024 viele Tausend Anschlussanfragen – weit mehr als gebraucht wird. Viele dieser Anfragen dürften rein spekulativ sein. Während früher der Antragseingang zählte, wird inzwischen nach „Reifegrad“ und Netzdienlichkeit entschieden. Batterien werden auch gebraucht, um damit sekundenschnell das Stromnetz zu stabilisieren.

„In Batteriespeicher investiert derzeit nur, wer mit einer kurzen Amortisation von drei bis sechs Jahren rechnet“, sagt Sauer. Denn es ist unsicher, wie lange das Geschäftsmodell trägt. Mit jedem zusätzlichen Speicher, der die Preise glättet, verdienen die anderen weniger Geld. Außerdem könnten weitere flexible Akteure auf den Markt kommen: E-Autos, die künftig Strom ins Netz zurückspeisen. Haushalte, die mit Smart-Metern auf Preissignale reagieren. Oder Elektrolyseure, die überschüssige Energie abfangen.

Berlin muss die Weichen richtig stellen. Sonst profitieren fossile Energien

Hinzu kommt die Unsicherheit durch politische Vorgaben. Für den Batterieexperten ist nicht erkennbar, wie die von der Bundesregierung ausgeschriebene Leistung zur Absicherung gegen Dunkelflauten ausgestaltet wird. Unstrittig sei, dass wasserstofffähige Gaskraftwerke gebraucht werden. Entscheidend sind aber die Details: Wenn die subventionierten Blöcke nicht nur bei langfristigen Engpässen, sondern auch im kurzfristigen Stromhandel aktiv werden, könnten Batteriespeicher verdrängt werden. Die Folge wäre mehr fossile statt erneuerbare Energie im Netz.

Angesichts der vielen Unwägbarkeiten hält Sauer es für sinnvoll, dass der Batteriezubau weiterhin über den Markt gesteuert wird. Eine Ausnahme: „In unserem System mit deutschlandweit einheitlichen Strompreisen kommt es immer wieder zu fatalen Preissignalen.“

Zum Beispiel führt viel Windstrom im Norden zu geringen Börsenpreisen. Dann lohnt es sich auch im Süden, den Verbrauch hochzufahren und etwa Speicher zu laden. Zugleich schalten Kraftwerke ab. Im Netz steigt deshalb der Bedarf an teuren Maßnahmen zum Ausgleich, dem sogenannten Redispatch. Es brauche deshalb mehrere Strompreiszonen oder alternative Regelungen, um derartige Situationen zu verhindern.

E-Autos könnten das Stromnetz stabilisieren. Das Potenzial ist riesig

Wie viel Batterieleistung ist langfristig in einem System mit 100 Prozent erneuerbarer Energie nötig? „Wenigstens die Hälfte einer mittleren Tageslast sollte als Flexibilität sicher zur Verfügung stehen“, erklärt Sauer. Das umfasst Großbatterien und Elektrolyseure ebenso wie vorhandene Pumpspeicherkraftwerke und flexible Verbraucher in der Wärmeversorgung, in Haushalten und der Industrie.

Ein riesiges Potenzial bieten E-Autos, rechnet der Wissenschaftler vor: „Wenn 48 Millionen Pkw mit einer Batterie von im Mittel 60 Kilowattstunden jeweils 30 Prozent der Energie abgeben oder aufnehmen, entspricht allein das schon über 60 Prozent des Tagesenergiebedarfs.“

Abu Dhabi, Saudi-Arabien, Indien, Chile: Überall entstehen Megaspeicher

Trotz Problemen beim Netzanschluss ist in Deutschland und in einigen Nachbarländern ein schneller Zuwachs bei Großspeichern in Sicht, wenn dieser nicht politisch ausgebremst wird. Es gibt eine ausgereifte Technologie, Investoren, ein attraktives Geschäftsmodell und erste Projekte im Gigawattbereich. All dies gilt auch weltweit. Der Titel des größten Batteriespeichers wird deshalb bald von Kalifornien nach Abu Dhabi, Saudi-Arabien, Indien oder Chile wandern. Dort sind an Solarparks gekoppelte Projekte mit Kapazitäten von weit über zehn Gigawattstunden geplant.