Ein Batteriespeicher mit 800 Megawattstunden Kapazität geht am Standort des früheren Kernkraftwerks Philippsburg in den Bau. EnBW hat die Arbeiten für einen der größten Großspeicher Deutschlands begonnen, die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 geplant. Interessant ist dabei weniger die schiere Größe als die Frage, warum ein Energiekonzern so ein Projekt heute ganz ohne staatliche Förderung stemmt.
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Am abgeschalteten Meiler in Baden-Württemberg entsteht damit ein Baustein der Energiewende, der Wind- und Solarstrom zwischenspeichert. 400 Megawatt Leistung treffen dort auf einen Netzanschluss, um den anderswo jahrelang gerungen wird.
Das Wichtigste in Kürze
- 400 Megawatt Leistung und 800 Megawattstunden Kapazität, genug für den Tagesbedarf von rund 100.000 Haushalten.
- Standort ist das stillgelegte Kernkraftwerk Philippsburg, dessen Höchstspannungsanschluss der Speicher weiternutzt.
- EnBW finanziert die Anlage ohne Förderung, allein über Stromhandel und Netzdienstleistungen.
- Die zwei Stunden Speicherdauer glätten Tagesspitzen, eine mehrtägige Dunkelflaute überbrücken sie nicht.
Warum baut EnBW ausgerechnet am alten Atomkraftwerk?
Der Netzanschluss zählt. Der eigentliche Wert des Standorts steckt nicht im freien Platz, sondern in der Höchstspannungsanbindung, die das Kernkraftwerk jahrzehntelang bespielte. Statt einen neuen Anschluss zu beantragen, erbt der Speicher die vorhandene Leitungskapazität, den knappsten Rohstoff der Energiewende. Wie umkämpft dieser Netzausbau ist, zeigt der Zukauf, mit dem Hochtief sich den Freileitungsbauer Autmatec sichert.
Windstrom aus dem Norden landet direkt nebenan. Unmittelbar neben dem Speicher steht der ULTRANET-Konverter von TransnetBW, der Windenergie aus Norddeutschland nach Baden-Württemberg leitet. Der Speicher sitzt so am Landepunkt der Gleichstromleitung und puffert Überschüsse, bevor sie das regionale Netz belasten.[1]
Wie verdient ein Speicher ohne Förderung Geld?
Kaufen und verkaufen beschreibt das Geschäftsmodell. Die Anlage lädt, wenn Sonne und Wind den Strom billig oder sogar zu negativen Preisen ins Netz drücken, und speist in den teuren Stunden wieder ein. Erst die vielen Stunden mit negativen Börsenpreisen machen diese Wette rentabel, wie die Analyse zeigt, warum Großbatteriespeicher die Logik des Stromnetzes verdrehen.
Teil einer Welle ist das Projekt. EnBW betreibt bereits 20 Batteriesysteme und entwickelt weitere 1.800 Megawattstunden Kapazität.[2] Dass große Anlagen inzwischen ganz ohne Subvention rechnen, zeigt parallel der Offshore-Windpark, mit dem He Dreiht ohne Förderung ans Netz geht.
Der teuerste Teil eines Batteriespeichers ist nicht die Zelle, sondern der Netzanschluss. Ein altes Kraftwerk liefert ihn frei Haus und spart dem Betreiber Jahre und Millionen.
— Markus Seyfferth, Chefredakteur Dr. Web
Was bringt der Speicher der Energiewende wirklich?
Zwei Stunden Puffer stehen zur Verfügung. Die Anlage speichert 800 Megawattstunden bei 400 Megawatt Leistung und gibt ihre Ladung damit gut zwei Stunden lang ab. Das reicht, um die abendliche Spitze zu glätten, sobald die Solarleistung wegbricht. Eine mehrtägige Dunkelflaute im Winter überbrückt ein solcher Kurzzeitspeicher aber nicht, dafür braucht es Gaskraftwerke oder Wasserstoff.
Rechnung für Entscheider: Für Unternehmen im DACH-Raum zählt der Effekt auf Netzstabilität und Strompreis. Kurzzeitspeicher dämpfen die Preisausschläge an der Börse und senken die teuren Redispatch-Eingriffe der Netzbetreiber, die am Ende auf den Netzentgelten landen. Betriebe mit steuerbaren Lasten oder eigenem Speicher profitieren doppelt, weil sie die günstigen Stunden gezielt nutzen.
Quellen
[1] EnBW: „Construction begins on large-scale battery storage system at Philippsburg Energy Park“
[2] EnBW: „EnBW project plan: large-scale battery storage system at Philippsburg Energy Park“
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