Am Strommarkt wird es voller. Großbatteriespeicher, oft BESS genannt, werden in Deutschland mit immer neuen Leistungs- und Größenrekorden gemeldet – 500 oder sogar 1000 MW sind längst keine Fantasiezahlen mehr. In Förderstedt, Klostermannsfeld und Alfeld stehen entsprechende Projekte; auch die ehemaligen Atomkraftwerksstandorte Grohnde, Philippsburg und Hamm werden genutzt.

Am 28.09.2026 ist die Lage an der RWTH Aachen besonders gut zu beobachten: Laut BatteryCharts der RWTH verfügten die Großspeicher in Deutschland zum Zeitpunkt der Videoerstellung gemeinsam über 7,67 GWh Speicherkapazität. Das waren 120 MWh mehr als in der Vorwoche. Bis Jahresende sollen es 12 GWh werden, bis 2030 könnten weitere 30 GWh dazukommen.

Strom lagern, wenn er billig ist

Das Prinzip klingt zunächst simpel. Großspeicher laden, wenn Strom günstig ist, und geben ihn wieder ab, wenn die Preise steigen. So sollen sie Preisunterschiede zwischen billigen und teuren Zeiten ausgleichen. Genau dort wird es für Nutzer dynamischer Stromtarife interessant – und für Menschen, die sich einen privaten Batteriespeicher kaufen möchten, um selbst am Stromhandel teilzunehmen. Diese Form der Preisnutzung wird Arbitrage genannt.

Das zugehörige Video auf dem YouTube-Kanal „c’t Phasenlage“ erklärt die Funktionsweise der Großbatteriespeicher, setzt ihre Kapazitäten ins Verhältnis zur deutschen Stromproduktion und zur Menge des abgeregelten Stroms und schaut auf die Folgen für dynamische Tarife und private Speicher. Der weitere Ausbau von Solar- und Windkraft dürfte dabei eine große Rolle spielen: Mehr schwankende Einspeisung kann den Bedarf an Flexibilität erhöhen, zugleich aber auch die Wirtschaftlichkeit einzelner Geschäftsmodelle verändern.

Wer einen privaten Speicher ausschließlich wegen der Strompreis-Arbitrage anschaffen will, sollte den Großausbau also im Blick behalten. Sinkende Preisspreads könnten die Rechnung verhageln. Auch ein freiwillig eingebautes intelligentes Messsystem, kurz iMSys oder Smartmeter, will überlegt sein. Jährliche Gebühren von etwa 30 Euro können anfallen; außerdem ist unklar, ob und wie sich der Zähler wieder entfernen lässt, wenn ein dynamischer Tarif später nicht mehr rentabel ist.

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Ein Markt mit vielen Türen – und einigen Stolperfallen

Das Energiewirtschaftliche Institut (EWI) der Universität zu Köln beschreibt derzeit einen dynamischen Markthochlauf. Sinkende Kosten und volatilere Strompreise locken Investitionen an, neue Projekte entstehen. Verschiedene Analysen kommen zu dem Ergebnis, dass das aktuelle Erlöspotenzial deutlich über den Kosten der Speicher liegt. Die Zahl der Netzanschlussanfragen übersteigt die derzeit installierte Leistung sogar um ein Vielfaches.

Technisch können Batteriespeicher ziemlich viel: Sie eignen sich für marktdienliche Anwendungen, für die Frequenzhaltung und zunehmend auch für nicht frequenzgebundene Systemdienstleistungen. Ihr Energieinhalt bleibt allerdings begrenzt. Deshalb sind sie vor allem auf kurzfristige Flexibilität ausgerichtet – schnell reagieren, laden, entladen, wieder von vorn.

Für eine effiziente Vermarktung ist eine Cross-Market-Optimierung entscheidend. Dabei werden Erlöserwartungen über mehrere Märkte hinweg verglichen, bevor die Batterie flexibel auf die jeweils attraktivste Option ausgerichtet wird. Die Erlöspotenziale dürften sich voraussichtlich von der Frequenzhaltung in Richtung Spotmärkte verschieben. Interne und externe Analysen erwarten, dass Arbitrageerlöse an den Spotmärkten in den kommenden Jahren vergleichsweise stabil bleiben können.

Ganz ohne Bauchweh ist diese Prognose nicht. Mit jedem weiteren Speicher können Preisspreads und Margen sinken – ein Kannibalisierungseffekt, wie er etwa bereits in Kalifornien beobachtet wurde. Auf den Regelenergiemärkten ist der Druck noch größer: Der Bedarf an Regelleistung bleibt weitgehend konstant, während immer mehr Batteriespeicher das Angebot erhöhen. Eine schnelle Marktsättigung ist möglich, besonders bei Primär- und Sekundärregelleistung werden rückläufige Erlöse erwartet.

Auch die Regulierung macht Projektentwicklern das Leben nicht gerade leichter. Das Reifegradverfahren hat zwar erste Probleme des bislang unkoordinierten Netzanschlussverfahrens aufgegriffen. Unsicherheiten bei den Netzentgelten, unter anderem im Zusammenhang mit der geplanten AgNes-Reform, erschweren aber weiterhin die Planung künftiger Erlöse. Flexible Netzanschlussverträge können die Wirtschaftlichkeit zusätzlich drücken, weil sie betriebliche Einschränkungen mit sich bringen.

Auf der anderen Seite könnten neue Einnahmequellen entstehen: Kapazitätsmärkte, eine stärker marktliche Beschaffung nicht frequenzgebundener Systemdienstleistungen und möglicherweise dynamische Netzentgelte. Wie diese Instrumente konkret ausgestaltet werden und wie viel Geld sie tatsächlich bringen, ist allerdings noch mit erheblichen Unsicherheiten verbunden.

Vom Heimspeicher zur GigaBattery

Der deutsche Batteriespeichermarkt wird bislang vor allem von Heimspeichern geprägt, die meist gemeinsam mit Photovoltaikanlagen installiert werden und den Eigenverbrauch erhöhen. Dieser Markt wächst nur noch moderat. Der Zubau netzgekoppelter Großbatteriespeicher ab 1 MWh nimmt dagegen deutlich zu.

Bayern und Nordrhein-Westfalen verfügen derzeit über die größte installierte Leistung von Batteriegroßspeichern. Als Gründe gelten die Größe der Länder und ihre finanzielle Leistungsfähigkeit. Sachsen und Sachsen-Anhalt kommen jeweils bereits auf mehr als 300 MW installierte Gesamtleistung. Ausgebaut wird in allen Flächenländern.

Große Vorhaben entstehen gern an ehemaligen Kraftwerksstandorten, weil vorhandene Netzanschlüsse weitergenutzt werden können. Die LEAG plant in Jänschwalde in der Lausitz die „GigaBattery Jänschwalde 1000“ mit 1.000 MW Leistung und 4.000 MWh Kapazität. Die geplante Inbetriebnahme liegt zwischen Ende 2027 und Anfang 2028. Weitere große Speicherprojekte sind bundesweit vorgesehen.

Im Marktstammdatenregister eingetragene Planungen mit Stand Juni 2026 sehen bei der Leistung von Großspeichern einen Anstieg von derzeit rund 14 GW auf rund 21,3 GW im Jahr 2029 vor. Das entspricht einem geplanten Zuwachs von etwa 50 Prozent. Die Speicherkapazität steigt insbesondere seit 2018 stark an. Technologische Fortschritte, günstiger verfügbare Lithium-Ionen-Speicher, der Ausbau von Wind- und Solarenergie sowie größere Preisschwankungen am Strommarkt treiben diese Entwicklung.

Batterie gegen Pumpspeicher?

Bei der gesamten Speicherkapazität entfällt bislang ein großer Anteil auf Pumpspeicherkraftwerke. Sie speichern Energie, indem Wasser in ein höher gelegenes Becken gepumpt wird. Bei Bedarf fließt es über Turbinen zurück in ein tiefer gelegenes Becken. Das ist langsamer als eine Batterie, kann aber größere Energiemengen über mehrere Stunden speichern, meist im Tageszyklus.

Batteriespeicher reagieren sehr schnell und eignen sich vor allem für kurze Ausgleichszeiträume. Beide Technologien liefern Flexibilität für das Stromsystem. Beim Ausbau haben Pumpspeicher jedoch einen natürlichen Nachteil: Sie brauchen geeignete Topografie, Höhenunterschiede und ausreichend Wasser. Genehmigungsverfahren sind langwierig, erschließbare Standorte gibt es in Deutschland kaum noch.

Bis etwa 2014 wurden Großspeicher zur Energiespeicherung ausschließlich als Pumpspeicher errichtet. Seitdem verschiebt sich der Markt zu Lithium-Ionen-Batteriespeichern. Pumpspeicher werden seit 2008 kaum noch neu gebaut; seit 2020 werden fast ausschließlich Lithium-Ionen-Batteriespeicher installiert. Ein wesentlicher Grund ist der Preisrückgang: Seit 2010 sanken die Preise für Lithium-Ionen-Batterien um mehr als 90 Prozent, 2025 lagen sie bei etwa 90–100 €/kWh.

Lithium-Ionen-Systeme dominieren den Markt, doch Alternativen stehen schon in den Startlöchern. Natrium-Ionen-Batterien können Lithium-Ionen-Systeme direkt ersetzen, Materialabhängigkeiten reduzieren, die Nachhaltigkeit verbessern und Kosten senken. Redox-Flow-Systeme und Eisen-Luft-Speicher zielen eher auf mittlere bis lange Speicherdauern und ergänzen das Angebot um längere Entladezeiten.

Großspeicher reagieren bereits flexibel auf Strompreise und vermarkten Kapazitäten an Strom- und Regelenergiemärkten. Künftig sollen Algorithmen und künstliche Intelligenz diese Vermarktung noch präziser steuern. Die Batterie bekommt dann quasi ständig neue Aufgaben zugeteilt – laden, warten, verkaufen, wieder laden. Ein ziemlich hektischer Job, nur ohne Kaffeepause.

Als Baustein der Energiewende sollen Großb