Wenn das Bundeswirtschaftsministerium in den kommenden Monaten die lange angekündigten Kraftwerksausschreibungen auf den Weg bringt, steht eine Weichenstellung bevor: Zwölf Gigawatt (GW) gesicherte Leistung sollen voraussichtlich ausgeschrieben werden – ein Großteil davon dürfte der sogenannten 10-Stunden-Regel unterliegen. Das heißt, sie müssen zehn Stunden am Stück oder länger Volllast ins Netz einspeisen.
"Die EU hat sehr klar gesagt: Die Ausschreibungen müssen technologieoffen sein", betont Benjamin Klooß vom Geschäftsentwicklungsdienstleister Camberwell Energy. Das heißt: Batteriespeicher könnten daran teilnehmen. Doch was technologieoffen klingt, wird für viele Speichertechnologien zur Bewährungsprobe.
Wie brisant die Ausgestaltung der Ausschreibungen ist, zeigt etwa eine am Mittwoch veröffentlichte Recherche des "Spiegel": Das Ministerium unter Katherina Reiche (CDU) hat demnach bei Gaskonzernen wie EnBW und RWE gezielt Argumente angefordert, die Batteriespeicher gegenüber Gaskraftwerken benachteiligen würden.
Lithium-Ionen am Limit
Dabei haben sich Batteriespeicher sich in Deutschland zuletzt rasant etabliert. Im März waren laut der Plattform Energy Charts Batteriespeicher mit rund 27 Gigawattstunden (GWh) Kapazität in Deutschland installiert, davon rund fünf GWh Großbatteriespeicher.
Und in Kalifornien zeigt sich bereits, welche Systemrelevanz Batterien erreichen können: 2024 lieferten sie in Abendstunden durchschnittlich 8,6 Prozent der Energie im dortigen Stromnetz und stellten 84 Prozent der Regelleistung. "Batterien sind keine Nische mehr, sondern ein zentraler Bestandteil der Stromsystemarchitektur", sagt Constantin Eis, CEO des Speicherherstellers CMBlu.
Doch Lithium-Ionen-Batterien stoßen bei langen Speicherdauern an wirtschaftliche Grenzen. Daniel Böhmer, Speicherexperte bei Aurora Energy Research, beobachtet zwar einen starken Ausbau dieser Technologie in Deutschland. Für die geplanten zehn Stunden sieht er allerdings entscheidende Unwägbarkeiten: "Welche Speichertechnologien unter diesen Bedingungen mit Gaskraftwerken konkurrieren können, hängt stark von der konkreten Ausgestaltung des Langfristkriteriums ab."
Entscheidend ist laut Böhmer, ob Speicher tatsächlich zu jedem Zeitpunkt einen Ladezustand vorhalten müssen, der eine zehnstündige Ausspeisung bei Nennleistung erlaubt – oder ob sie im Markteinsatz frei agieren können. Ersteres würde die Wettbewerbsfähigkeit aller Speichertechnologien deutlich einschränken.
Die Stunde der Redox-Flow-Batterien?
Genau hier wollen Anbieter von Redox-Flow-Batterien ansetzen. Anders als bei Lithium-Ionen-Systemen lassen sich Leistung und Speicherdauer bei Flow-Batterien unabhängig voneinander skalieren – ein entscheidender Vorteil für Langzeitspeicher.
Christoph Stelzer vom österreichischen Speicherunternehmen Cellcube Energy Storage, Anbieter von Vanadium-Redox-Flow-Systemen, sieht seine Technologie im Bereich zwischen vier und 24 Stunden Speicherdauer optimal positioniert: "In den USA werden aktuell verstärkt acht- bis zehn-Stunden-Anlagen nachgefragt, in Europa eher vier bis sechs Stunden – aber der Trend geht klar zu längeren Speicherdauern."
Ein weiterer Vorteil sei die höhere Lebensdauer der Technologie. "Die dreißigjährige Lebensdauer von Vanadium-Flow-Batterien ist für Netzbetreiber spannend, weil diese typischerweise nicht in Lebenszyklen von fünf oder zehn Jahren denken, sondern von 30 Jahren plus", erklärt Stelzer.
Auch organische Redox-Flow-Systeme wie die vom Aschaffenburger Speicherunternehmen CMBlu werben mit Langlebigkeit und Skalierbarkeit. CEO Eis verweist auf eine Rahmenvereinbarung mit dem Energieversorger Uniper über mindestens fünf Gigawattstunden für einen sogenannten SolidFlow-Speicher, die ab 2027 in mehreren Tranchen abgerufen werden können. "Das ist ein sehr starkes Signal dafür, dass ein führender europäischer Energieversorger die Technologie nicht nur testen, sondern in industrielle Größenordnungen überführen will", sagt Eis.
Kapitalhürde zu nehmen
Die Euphorie teilen allerdings nicht alle Experten. Michael Sterner, Speicherwissenschaftler an der OTH Regensburg: "Der Vorteil von Redox-Flow ist zwar die flexibel skalierbare Kapazität, aber Langzeitstabilität und Wirtschaftlichkeit sind aus meiner Sicht nicht ausreichend belegt. Ich würde gerne die Banken kennenlernen, die solche Projekte in großem Maßstab finanzieren."
Auch Aurora-Experte Böhmer urteilt vorsichtig: "Viele Langzeitspeicher-Technologien befinden sich noch in einer vergleichsweise frühen Phase der Marktreife und verfügen bislang nur über begrenzte Betriebserfahrung im kommerziellen Maßstab."
Forscher Sterner schränkt zudem ein: "Langzeitspeicher amortisieren sich nicht von allein – sie brauchen Subventionen." Die beste Speicherrendite liege aktuell bei zwei bis vier Stunden Batteriespeichern. Auch deshalb dominierten Lithium-Ionen-Speicher derzeit den Markt. Sie sind für diese Anwendung schlicht am günstigsten.
Genau hier könnten die von der Bundesregierung geplanten Ausschreibungen ansetzen – langfristige Abnahmeverträge für steuerbare Kapazitäten die mindestens zehn Stunden leisten können. Klooß von Camberwell Energy gibt sich deshalb zuversichtlich: "Die Kapitalhürde sollte nicht das Problem sein. Es gibt Finanzierungslösungen, auch Vorfinanzierungslösungen. Da ist im Markt einiges möglich – etwa über bereits etablierte PPAs." Auch Rohstofffonds zeigten sich demnach zunehmend interessiert.
Gaskraft bleibt Benchmark
Gaskraftwerke profitieren demgegenüber weiterhin von etablierten Kostenstrukturen und Finanzierungsmodellen. Hier mahnt Forscher Sterner allerdings zur Differenzierung: "Gaskraftwerke allein können eine Dunkelflaute nicht absichern – sie funktionieren nur in Kombination mit Gasinfrastruktur und Gasspeichern." Die Kosten für Gasspeicherung würden oft nicht in die Betrachtung miteinbezogen.
Sein Plädoyer: "Das volkswirtschaftliche Optimum ist: Spitzen mit Batterien und Pumpspeichern, lange Flauten mit Gaskraft in Kombination mit Speichern via Power-to-Gas." Allerdings sei der Wasserstoffstrategie "etwas der Wind aus den Segeln genommen worden – in der Realität kommt beim Wasserstoff bisher wenig."
Aurora-Böhmer zeichnet ein ähnliches Bild: "Aus Systemsicht ist eine Kombination verschiedener Flexibilitätsoptionen am effizientesten." Das heißt: kurzfristige Flexibilität durch Lithium-Ionen-Batterien, Speicher mit einer Dauer von etwa zehn bis zwanzig Stunden, sowie voll steuerbare Leistung, insbesondere thermische Kraftwerke.
Andere Technologien für Langzeitspeicherung, wie etwa Druckluftspeicher oder Eisen-Luft-Batterien, kämpfen dabei mit ähnlichen Herausforderungen wie Redox-Flow: "Technisch kann man viele dieser Speicher bauen – entscheidend ist aber, ob sie sich wirtschaftlich gegen etablierte Technologien wie Lithium-Ionen durchsetzen können", sagt Forscher Sterner.
Zeitdruck für Stadtwerke
Welche Technologie am Ende das Rennen macht, hängt entscheidend von der konkreten Ausgestaltung der Ausschreibungen ab. Klooß warnt vor Zeitdruck: "Wenn wir auf den britischen Markt zurückgucken: In dem Moment, als die Ausschreibung bekannt gegeben wurde, hatten Bewerber zwei Monate Zeit zur Einreichung, was sehr knapp war." Stadtwerke, Energieversorger und Projektentwickler müssten daher bereits mit den Grundsatzüberlegungen beginnen.
Eis vom Anbieter CMBlu sieht die Ausschreibungen jedenfalls als Lackmustest. In "kurzfristigen, fossil gedachten Ausschreibungsdesigns" habe Gas heute noch Vorteile. "In einem modernen, technologieoffenen und systemorientierten Marktdesign werden jedoch Langzeitspeicher zunehmend wirtschaftlich überlegen."
