Batterien gelten vielen als Wunderwaffe im Strommarkt gegen Preisspitzen, gegen negative Preise, gegen Abregelung von EE-Anlagen und zur Begrenzung des Netzausbaus.
Dementsprechend sind zahllose Marktakteure im Begriff, in entsprechende Speichersysteme zu investieren. Die Netzbetreiber werden mit Anfragen überflutet, im Marktstammdatenregister finden sich, Stand 2025, ca. 19 GWh Batteriespeicherkapazität, davon rund 16 GWh sogenannte Heimspeicher. Während der Zubau an Heimspeichern langsam zurückgeht, nehmen Großspeicher richtig Fahrt auf.
Technologie
Bei fast allen Vorhaben im Batteriespeichermarkt handelt es sich um Lithium-Ionen-Batterien. Diese Batterien zeichnen sich durch eine hohe Energiedichte (kWh/kg), eine hohe C-Rate (Ladeleistung/Speicherkapazität), geringe Lade- und Entladeverluste, gute Ladungserhaltung und eine geringe Alterung durch Ladezyklen aus.
Nachteile sind der Bedarf an knappen Rohstoffen (Lithium, Kobalt, Nickel), die Brennbarkeit, hoher Energieverbrauch und Umweltbelastungen bei der Herstellung, hohe Kosten und die Tatsache, dass diese Batterien bislang nur in China produziert werden können.
Eine Batterie für ein E-Auto ist für C-Raten (auch C-Faktor oder C-Koeffizient genannt) über 1 und eine geringe Anzahl von Ladezyklen ausgelegt. Sie unterscheidet sich im Aufbau grundlegend von Batterien für den stationären Einsatz und ist für diesen auch nur sehr begrenzt geeignet. Hohe C-Raten verkürzen die Batterielebensdauer. Stationäre Anlagen sind für deutlich mehr Ladezyklen ausgelegt.
Für den stationären Einsatz sind C-Raten deutlich unter 1 ausreichend. Um die Überschussleistung einer PV-Anlage aufzunehmen, muss eine Batterie viele Stunden Leistung aufnehmen. Batterien werden entweder für E-Mobilität oder für den Einsatz als stationärer Batteriespeicher gebaut. Nicht jeder Hersteller baut beides in gleichem Maße.
Als Alternative zur Lithium-Ionen-Batterie im stationären Bereich wird an Natrium-Ionen und Redox-Flow-Batterien geforscht. Diese benötigen weniger knappe Rohstoffe und können nicht brennen. Redox-Flow-Batterien ermöglichen ein individuelles Einstellen der C-Rate und somit längere Speicherzeiten.
Der Wirkungsgrad einer Lithium-Ionen-Batterie liegt bei 90 bis 95%. Bei Heimspeichern ist der Gesamtwirkungsgrad allerdings deutlich geringer. Standardisierte Angaben finden sich kaum.
Rohstoffe
Lithium-Ionen-Batterien benötigen neben knappem Lithium auch Kobalt, Nickel und Graphit, die ebenfalls als kritische Rohstoffe gelten. Ob es bei Lithium in den kommenden Jahren zu Engpässen und entsprechenden Preissteigerungen kommt, ist unklar. Die Deutsche Rohstoffagentur hatte 2023 durchaus Bedenken. Auch wenn neue Quellen erschlossen werden, wird es nicht billiger.
Recycling von Lithium-Ionen-Batterien ist grundsätzlich möglich, aber noch nicht großtechnisch ausgereift, man könnte auch sagen, es steckt noch in den Kinderschuhen. Derzeit ist es noch sehr kostspielig, es können auch nicht alle Rohstoffe zurückgewonnen werden. Hersteller sind in der EU zur Rücknahme verpflichtet und müssen sukzessive höhere Anteile des Lithiums recyclen.
Ausgediente Batterien aus der E-Mobilität, deren Kapazität für die Anforderungen in der Mobilität nicht mehr ausreichen, können als Second Life-Batterien im stationären Bereich noch weitergenutzt werden.
Kosten
Die Investitionskosten von Batteriespeichern liegen aktuell unter 300 €/kWh für Großspeicher und bei 500 bis 600 €/kWh (netto) für Heimspeicher (ohne Installation). Der Anteil der Rohstoffe an den Kosten liegt bei Großanlagen bei rund 25%. Damit sind die Batteriepreise an die schwankenden Rohstoffpreise gebunden. Der weitaus größte Teil der Kostendegression dürfte bereits passiert sein (seit 2015), so dass keine großen Kostensenkungen mehr zu erwarten sind.
Fast alle Batterien werden in China hergestellt. Marktführer ist das chinesische Unternehmen CATL mit deutlich über 30% Marktanteil gefolgt von BYD. Es gibt aber auch drei südkoreanische (u.a. LG und Samsung) und einen japanischen (Panasonic) Hersteller von Bedeutung. Versuche, in Europa eine eigene Batterieproduktion aufzubauen, sind bislang nicht von Erfolg gekrönt; Northvolt ist insolvent.
Hier müsste ein neuer Ansatz her, der sich in der Geschichte finden lässt: Anfang der 80er Jahre war die britische Automobilindustrie am Boden, die Qualität der Autos war so schlecht, dass sie niemand mehr haben wollte. Japaner hingegen lieferten sehr hohe Qualität, aber kaum nach Europa, weil die Märkte noch nicht so offen waren wie heute. Margaret Thatcher hat zunächst Nissan, später auch Toyota nach UK gelockt, um dort Autofabriken zu errichten und den Briten den Autobau neu beizubringen. Dazu hat sie die Firmen mit Zugang zum europäischen Markt gelockt. Das hat funktioniert.
Die Politik (Deutschland/EU) muss die etablierten Batteriehersteller, vorzugsweise aus Südkorea und Japan, nach Europa holen, damit diese zumindest wesentliche Anteile der Batterien bei uns produzieren. Nur auf dem Weg wird der KnowHow-Transfer gelingen. Sollten die Hersteller unwillig sein, hilft es bestimmt, mit Zöllen zu drohen.
Einsatzbereiche im Strommarkt
Die Einsatzbereiche von Batterien im Strommarkt sind vielfältig:
- Bei Stromverbrauchern, zur Kappung der netzentgeltrelevanten Höchstleistung (Peak-Shaving); dürfte in einem kostenverursachungsgerechten Netzentgeltsystem nicht mehr relevant sein.
- Optimierung der Eigenversorgung (Heimspeicher)
- im Regelenergiemarkt (Primär-, Sekundär-, Minutenreserve)
- als Netzbooster (Zwischenspeicherung von Leistungsspitzen vor dem Abtransport über das Netz zur Reduzierung der Netzkapazität und besseren Netzauslastung)
- als Flexibilitätsoption im Intradaymarkt, z.B. um unvorhergesehene Prognoseabweichungen, insbesondere bei EE-Einspeisungen, zu kompensieren
- zum Ausgleich der hohen Lastgradienten von Solarstromerzeugung
- zur Glättung von verbraucherseitigen Last- und Spotpreisspitzen, z.B. im Winter in den Morgen- und Abendstunden
- zur Speicherung von EE-Überschussstrommengen, insbesondere PV-Strom
Die verschiedenen Einsatzbereiche lassen sich nur zum Teil kombinieren, zum Teil kannibalisieren sie sich. Netzbooster werden nur von den Netzbetreibern genutzt. Diese Anlagen stehen für andere Optionen wegen des geltenden Unbundling nicht zur Verfügung.
In einigen Bereichen lässt sich aktuell sehr viel Geld verdienen, was eine große Anzahl von potenziellen Investoren auf den Plan ruft. Der Bedarf an Batteriekapazität ist allerdings für die meisten Einsatzbereiche sehr viel kleiner als für den Speicherbedarf von PV-Überschussmengen. So werden für die Primärregelenergie nur rund 500 MW Leistung benötigt, während bereits 2030 die Solarüberschüsse zwei Zehnerpotenzen höher sein werden.
Wird die Batteriekapazität so weit ausgebaut, wie es die Speicherung von EE-Überschussmengen erfordert, besteht in den übrigen Einsatzbereichen ein vielfaches Überangebot. Da die Kosten für den Betrieb einer Batterie größtenteils fix sind, bedeutet ein großes Überangebot ruinösen Verdrängungswettbewerb in diesen Einsatzbereichen bzw. Teilmärkten. Somit werden die Erlöspotenziale in diesen Märkten in den kommenden Jahren rapide schwinden.
Deswegen müssen die Batteriekosten im Wesentlichen über die Speicherung von EE-Überschussstrom finanziert werden. Es ist zweifelhaft, ob das gelingt. Auch hier stellt sich die Frage, für welche Größe die Batteriekapazität zu dimensionieren wäre. Die Kosten je Speichervorgang hängen maßgeblich davon ab, wie viele Speichervorgänge der Markt einem Batteriehersteller ermöglicht.
In den Wintermonaten wird es auf absehbare Zeit keine PV-Stromüberschüsse geben, nur hin und wieder Windüberschüsse. In der Übergangszeit steigen die Stromüberschüsse an und erreichen im Sommer ihr Maximum. Entsprechend unterschiedlich fällt der Bedarf an Speicherkapazität aus.
Würden so viele Speicher gebaut, dass auch im Sommer die PV-Überschüsse nahezu vollständig aufgefangen werden, so würde ein Großteil der Kapazitäten außerhalb dieser Spitzenzeiten nicht benötigt und die spezifischen Kosten für die Speicherung fielen sehr hoch aus. Abgesehen davon müssten die eingespeicherten Mengen bis zur nächsten Überschussperiode am folgenden Tag wieder ausgespeichert werden. Bereits 2030 werden die PV-Überschüsse im Sommer teilweise größer sein als die Residualmenge zwischen den Überschussperioden.
Die verfügbare Batteriekapazität wird somit deutlich niedriger sein, was bedeutet, dass es im Sommer weiterhin Spotpreise nahe oder sogar unter 0 €/MWh geben wird und Strommengen in großem Stil abgeregelt werden.
Heimspeicher werden größtenteils weder markt- noch netzdienlich genutzt. Sobald die Stromerzeugung den Bedarf übersteigt, wird eingespeichert, wenn der Bedarf wieder höher ist als die Erzeugung, wird wieder ausgespeichert. Eine netz- oder marktdienliche Nutzung setzt eine Steuerung voraus, die Spotpreise, Netzzustände, Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen beinhaltet. Außerdem sind entsprechende finanzielle Anreize durch dynamische Strompreise, Netzentgelte, EEG-Vergütungen und natürlich Smart Meter erforderlich. Nichts davon ist vorhanden.
Heimspeicher werden keineswegs so dimensioniert, dass die Überschüsse im Sommer auch nur annähernd aufgefangen werden können, dann wären sie nämlich unwirtschaftlich. An sonnigen Sommertagen nimmt die Batterie 20 bis 30% des Stromüberschusses auf. Am Morgen ist die Batterie nicht einmal zur Hälfte entladen und vor Mittag bereits voll.
Daraus folgt, dass mit jeder privaten PV-Dachanlage, auch wenn sie mit Heimspeicher installiert wird, das Problem der PV-Überschüsse größer wird.
Auswirkungen auf die Strompreise
Zweifellos haben Batteriespeicher eine preisdämpfende Funktion für den Strommarkt. Spotpreisspitzen werden tendenziell reduziert, EE-Stromüberschüsse teilweise aufgefangen und damit Profilfaktoren der EE-Einspeisung stabilisiert. Die Frage ist allerdings, in welchem Umfang das passiert.
Die durch die Verbrauchskurve hervorgerufenen Spotpreisspitzen sind genaugenommen schon keine Spitzen mehr. Am 12. Dezember 2024, als es Spotpreise von mehreren Hundert Euro/MWh gab (was für viel Aufregung sorgte), lagen die Preise von 8 bis 21 Uhr über 300 €/MWh, also den ganzen Tag. Die Residuallast schwankte in der Zeit nur von ca. 64 GW bis 66 GW. Es gab also keine Preisspitze, sondern ein Hochpreisplateau. Erst bei einer Residuallast unter 55 GW gab es wieder “normale” Preise.
Um das Hochpreisplateau auf ein Niveau zu drücken, dass keine Knappheitspreise verursacht, müssten rund 10 GW Leistung über zwölf Stunden ausgespeichert und entsprechend nachts eingespeichert werden. Dafür wären 120 GWh nutzbare (Heimspeicher zählen nicht dazu) Batteriekapazität erforderlich. Da noch weitere Kohlekraftwerke abgeschaltet werden, während der Strombedarf gerade an solchen Tagen durch Wärmepumpen steigt, werden Knappheitspreise so schnell nicht verschwinden.
Bei den PV-Überschüssen würde es überhaupt nur einen Effekt auf die Spotpreise geben, wenn der Batteriezubau schneller erfolgt als der PV-Zubau. Dazu müssten für jedes GW PV-Kapazität rund 5 GWh Batteriekapazität installiert werden. Derzeit werden rund 20 GW PV-Leistung pro Jahr installiert, was auch dem aktuellen EEG-Plan entspricht. Es wären somit 100 GWh/Jahr Batteriekapazität erforderlich. Das wird nicht passieren.
Windüberschüsse lassen sich durch Batteriespeicher nur reduzieren, wenn die Batterien auch in der Nähe der Windkraftanlagen, also schwerpunktmäßig im Norden und Nordosten, stehen, weil sonst Netzengpässe ihre Nutzung verhindern. Tatsächlich werden die Speicher aber größtenteils im Süden und im Westen gebaut. Das von uns vorgeschlagene Netzentgeltsystem würde diesem Unsinn ein Ende bereiten.
Grundsätzlich können Batteriespeicher die Stromkosten und die durchschnittlichen Strompreise senken, indem sie den Einsatz teurer Energieträger (Erdgas oder auch Steinkohle) zugunsten kostengünstigerer reduzieren. Allerdings müssen die teuren Batterien auch über die Strompreise finanziert werden. Der Wert des in Deutschland im Großhandelsmarkt verkauften Stroms liegt zwischen 40 und 50 Mrd. Euro pro Jahr.
Werden 100 Mrd. Euro in Batteriespeicher investiert, so ergeben sich schon ohne Zinsen, Betriebskosten etc. bei 20 Jahren Lebensdauer jährlich Kosten von 5 Mrd. Euro, die erst einmal eingespart werden müssen. Für 100 Mrd. Euro gibt es gut 300 GWh Speicherkapazität. Die wären notwendig, um die PV-Überschüsse 2030 im Sommer aufzufangen. Danach wird es noch mehr.
