Flexibles Stromsystem: Mit Batterien neue Wege gehen

So eilen Anfang November mehrere Mitarbeiter des chinesischen Herstellers Sungrow Power Supply Co . Ltd. auf der Baustelle, zwischen mehreren Containern, eifrig umher. Es gilt letzte Installationen zu erledigen. Viel Zeit zum Quatschen gibt´s nicht, die Monteure stehen unter Zeitdruck, da bleibt auch im Pausencontainer einiges liegen, mittendrin zwischen vielen anderen Utensilien symbolträchtig eine Tragetasche mit der Aufschrift „go asia“.

Und welche Dynamik im Markt für Großbatterien tatsächlich steckt, manifestiert sich im Vergleich der Investitionskosten: Der zweite vom Dirkshof georderte Speicher kostet trotz doppelter Kapazität genauso viel wie der erste! „Wir glauben weiterhin daran, dass es eine gute Investition ist“, unterstreicht Dirk Ketelsen voller Überzeugung. „Es ist ein wichtiges Puzzleteil bei der Energiewende und macht am Ende den Strom für den Endkunden billiger.“

Windstrom effizienter und flexibler nutzen

Im Sönke-Nissen-Koog, das im Übrigen zur Gemeinde Reußenköge gehört, die Bundeskanzler Friedrich Merz im Oktober besuchte, als er sich bei der Firma GP Joule über Wind, Energiesicherheit und Systemtauglichkeit von Erneuerbaren Energien informierte, spricht vieles für die Etablierung von Batteriespeichern. Zumindest von der Produktionsseite, weil hier viel (Wind)Strom erzeugt wird, der zum Teil nicht genutzt werden kann, einfach weil das Netz oft noch voll ist.

Das betrifft auch den Dirkshof, der die technische und kaufmännische Betriebsführung für einen Bürgerwindpark mit 88 Windenergieanlagen und ca. 300 MW Leistung managt und dafür sogar ein eigenes Umspannwerk gebaut hat. Um den eigenen Strom noch effizienter und flexibel zu nutzen, stehen direkt neben dem eigenen Umspannwerk, der den Windstrom von 20 kV auf 110 kV transformiert, die ersten Batteriespeicher in Standardcontainern in direkter Nachbarschaft zu fleißig drehenden Vestas-Windenergieanlagen. Nummer Eins speist bereits ein und aus, Nummer Zwei geht bald in Betrieb. Und Nummer Drei wird wahrscheinlich folgen, die Planungen dazu laufen schon. Dabei ist der Flächenverbrauch vergleichsweise gering.

Die Wege für die Verkabelung seien kurz, die Verluste daher gering, konstatiert Frank Lorenzen, der seitens des Dirkshof die Installation und Integration des Großbatteriespeichers betreut. Der Elektro-Ingenieur fährt mit seinem E-Auto zur Baustelle. Er ist ein alter Fuchs in der erneuerbaren Energiebranche, hat er doch schon in den 90er Jahren als Mitarbeiter des Kieler Ingenieurbüros IEE die ersten Windparks in Nordfriesland ans Stromnetz angeschlossen. Nach der Zwischenstation bei der WPD in Bremen ist er jetzt wieder in der windreichen Marsch unterwegs, um den volatilen Windstrom netzdienlicher werden zu lassen.

Manchmal erinnern die kontroversen Diskussionen zur Speichertechnologie den 63-jährigen Lorenzen an jene Aufbruchszeiten in der Windenergie, als die damaligen Netzbetreiber auf die Volatilität des Windstroms blickten wie der Teufel auf das Weihwasser. Und auch in der Gegenwart gehen elektrotechnisches Wissen und Physik oft nicht kongruent mit energiepolitischem Habitus einher.

Um nun „das Kombinationspotenzial von Windenergie und Energiespeichersystem endlich zu nutzen“, haben der Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVESE) im Oktober 2025 ein knackiges Positionspapier unter dem Titel „Gemeinsam Verantwortung übernehmen“ veröffentlicht. Fordernd heißt es unter der Zwischenzeile „Systemführerschaft Erneuerbare Energie Rechnung tragen“ fordernd: „Damit Erneuerbare Energien und Energiespeicher stärker gemeinsam ihre Systemverantwortung wahrnehmen können, muss sich diese Priorisierung auch in der Regulatorik an allen zentralen Stellen wiederfinden.“

Nicht lange schnacken – machen!

Die Realität sieht jedoch (noch) anders aus; die Widersprüche beispielsweise mit dem Bau von Gaskraftwerken existieren weiter; eine klare Roadmap der Energiewende ist bei den ständigen Kurswechseln von der einen zur anderen Regierung nicht zu erkennen. Und weil eine konsistente Transformation fehlt, versuchen es mittelständische, privatwirtschaftlich operierende Entrepreneure wie Dirk Ketelsen, nicht nur Windstrom zu erzeugen, sondern ihn wertschöpfend in der Region weiter zu veredeln. Und zwar jetzt und nicht irgendwann. „Wir schnacken nicht lange, sondern wir machen“, ist seine Devise. Dabei sei die Lernkurve mit dem Batteriespeicher steil und auch steinig, räumt er ein. „Aber was bleibt uns anderes übrig, als diese Option zu ziehen, wenn die Wasserstoffproduktion derzeit noch keine wirtschaftlichen Perspektiven bietet“, bekräftigt sein Mitarbeiter Henning Boysen, der beim Dirkshof die Projektleitung für Speichertechnologien innehat.

Zumal sich mit der Großbatterie schon jetzt Geld verdienen lässt. So erzielte der Dirkshof pro Megawatt Speicherleistung durchschnittlich rund 180.000 Euro Umsatz. Damit wäre schon nach einigen Jahren die Investition amortisiert. Deswegen beabsichtigen die Nordfriesen die eingesetzte Batterietechnologie mit Zellen aus Lithium-Eisenphosphat Stück für Stück für bestehende und neue Windparks zu integrieren. Konkrete Planungen gibt es beispielweise für den Windpark am mecklenburgisch-vorpommerschen Standort Hohen Pritz, wo ein Windpark mit 14 Anlagen des früheren Herstellers Südwind mit je einer Leistung von 1,5 MW dreht und bald aus dem EEG fällt. Interessante Optionen gibt es auch für ausländische Windparks, ob nun für Estland oder für die Türkei.

Zukunft des Strommarktdesigns noch ungewiss

Doch warnen die Pionier-Betreiber aus dem Sönke-Nissen-Koog vor allzu großer Euphorie, denn keiner weiß, wohin sich der Strommarkt entwickelt wird. Zwar sind die Speicher, egal in welche Richtung ein- oder ausgespeist wird, im Zuge der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im November gänzlich von Netzentgelten befreit und zugleich im Baugesetzbuch gemäß dem veränderten Paragraph 35 im Außenbereich nun explizit erlaubt.

Doch keiner kann genau voraussagen, wie es mit dem Netzausbau weitergeht, wie die Sektorenkoppelung tatsächlich voranschreitet und wohin sich die Preise an den Börsen bewegen. Und: „Wir brauchen neue Verbraucher in der Region“, postuliert Ketelsen und hofft auf Datenzentren und vielleicht auch auf eine Methanol-Produktion. Nach dem Motto, was die Dänen nördlich der deutsch-dänischen Grenze in Kassø bereits können, sollte auch in Schleswig-Holstein möglich sein.

Genau an dieser Stelle kommt die Biogasbranche ins Spiel. „Windstrom haben wir hier an der Westküste genug, aber wir brauchen auch genug CO₂, um Methanol für die Schifffahrt und für weitere Anwendungen herstellen zu können“, sieht Ketelsen große Chancen für die nahe Zukunft. Ob nun in Nordfriesland oder im südlich benachbarten Dithmarschen, wo das Gelände der bestehenden Raffinerie Heide als auch das des insolventen Batterieherstellers Northvolt gute Optionen böten. Um nun aber die CO₂-Verfügbarkeit und die dazugehörigen Preise genau zu erfassen, wird gegenwärtig ein Gutachten erarbeitet, das diese Fragen beantworten soll. Bei 800 Biogasanlagen im nördlichsten Bundesland müsste doch eigentlich etwas möglich sein …

Aber zurück zur Elektrochemie: Der erste von Dirkshof in Betrieb genommene Großspeicher wurde im ersten Jahr vom Grünstromhändler und Direktvermarkter ane.energy bewirtschaftet. Zudem ist der Energiedienstleister Pure Energy GmbH mit Sitz in Monheim am Rhein involviert. Dabei bewegt sich Pure dynamisch zwischen unterschiedlichen Märkten, vermarktet den Speicherstrom auf Spot- und Intraday-Märkten und nimmt am Regelenergiemarkt teil. So gibt es im Sönke-Nissen-Koog pro Tag einige Be- und Entladeaktionen.

Beim zweiten, größeren Speicher kommt die be.storaged GmbH, eine Unternehmenstochter der Oldenburger EWE AG, als Generalunternehmer zum Zug; als Stromhändler agieren Entrix und der Wiener Newcomer Enspired. Dabei sieht sich die be.storaged gegenwärtig einer großen Nachfrage nach Projekten gegenüber und arbeitet je nach Auftrag mit unterschiedlichen Batterieherstellern, auch mit den teureren außerhalb Chinas, zusammen.

Bestehender Netzanschluss ist Gold wert

Dennoch: Obgleich in der Speicherbranche so etwas wie Goldgräberstimmung herrscht, ist immer noch viel „heiße Luft“ drin, denn das bestehende Stromnetz hat Limits und nur ein geringer Teil der Antragsstellungen für neue Netzanbindungen von Großspeichern werden am Ende wohl realisiert. Julius Guntermann, Referent Speicher & Finanzierung beim Landesverband Erneuerbare Energien (LEE) Schleswig-Holstein bringt es auf den Punkt: „Daher ist ein bestehender Netzanschluss bares Gold“. So erweisen sich Anträge für Neuanschlüsse zumindest bislang noch als sehr schwierig, „bürokratisch“, bei der sich technische Prüfungen aufgrund heillos überforderter Netzbetreiber über Monate hinwegziehen können.

Tatsächlich bewegt sich laut der Battery Charts der RWTH Aachen die Kapazität der in Deutschland betriebenen Großspeicher derzeit „nur“ bei 3,29 Gigawattstunden (GWh). Vergleichsweise wenig im Verhältnis zu den Heimspeichern: Da liege die Kapazität schon bei über 19 GWh. Diese könnte schon einen großen systemdienlichen Abdruck ausmachen, ja, wenn das Smart Meter Rollout nicht so stocken würde. Aber unabhängig der Defizite im System bemerkt auch Guntermann in der Biogasbranche im Bundesland zwischen den Meeren ein großes Interesse an Informationen zur Großbatterie. „Viele setzen sich mit dem Thema intensiv auseinander“, bestätigt er. Ob aber eine Großbatterie auf einer (stillgelegten) Biogasanlage eine ökonomische Option sein könnte, bezweifelt er.

Derweil werden die Akteure beim Dirkshof von solchen Zweifeln nicht gequält, sie werden ihre Batteriestrategie konsequent den ökonomischen Machbarkeiten und Chancen weiterfolgen. Raus aus den Kinderschuhen - vorausgesetzt es gibt genug Steckdosen dafür. Dierk Jensen