Stromspeicher

Stromspeicher: In Waltrop entsteht ein großer Batteriepark

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Visualisierung des Trianel Batteriespeichers Waltrop (Bildquelle: Trianel)

Sonne und Wind liefern viel Strom, aber nicht ständig. Für die Überbrückung werden Speicher benötigt.  Derzeit gibt es Deutschland einige Projekte zum Bau von Batteriespeichern. Das Unternehmen Trianel  hat im Juli 2026 die längere Planungsphase beendet und sich mit Partnern für den Bau eines Batterieparks im nordrhein-westfälischen Waltrop entschieden.  Ein ausführlicher Bericht über das Vorhaben ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 3-4/2026 erschienen.

Mit der Weiterentwicklung der Batterietechnologie wird der alte Lehrsatz „Strom ist nicht speicherbar“ zunehmend widerlegt.  Ohne Speicher wird ein Stromsystem mit überwiegender Erzeugung aus Sonne und Wind nicht funktionieren und die Systemkosten steigen. Zudem geraten die Netze geraten an ihre Grenzen und Marktmechanismen verlieren an Effizienz.

Rein technisch ist mehr Flexibilität im Energiesystems über Batterien umsetzbar. Ob diese gebaut werden, hängt davon ab, wie Investoren die Wirtschaftlichkeit einschätzen. Die Stadtwerke-Kooperation Trianel hat diese Frage positiv beantwortet und sich für den Bau eines Batteriespeichers entschieden. Das Großprojekt soll im Jahr 2028 in Waltrop neben dem Kraftwerk Lünen den Betrieb aufnehmen.

Wirtschaftlichkeit entscheidet über Umsetzung

Nach Angaben von Trianel wurden im Mai 2026  die finalen Genehmigungen für den Bau des Umspannwerkes sowie der Batteriespeichersysteme erteilt. Gleichzeitig habe die Bundesnetzagentur bestätigt, dass eine Befreiung der Speicher von den Netzentgelten für weit fortgeschrittene Speicherprojekte bestehen bleibe. Diese Regelung gilt als entscheidender Faktor für die wirtschaftliche Umsetzung des Vorhabens.

Sven Becker, Trianel (Quelle: Trianel)

„Wir freuen uns, dass nach den regulatorischen Unsicherheiten der letzten Monate nun Klarheit geschaffen wurde und wir als Trianel die Investitionsentscheidung für dieses Leuchtturmprojekt der Energiewende treffen können“, erklärt Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung der Trianel GmbH.

„Mit dem Batteriespeicher in Waltrop liefern wir die dringend benötigte Flexibilität für ein Energiesystem, das zunehmend von erneuerbaren Energien geprägt ist. Dass wir nun in die Bauphase eintreten können, ist ein wichtiger Schritt für das Projekt und ein weiterer Meilenstein in unserer Strategie, die Integration erneuerbarer Energien aktiv voranzutreiben,“ erläutert Becker. Die wichtigsten Großkomponenten wurden zwischenzeitlich bestellt. Bereits für die Projektentwicklung hat Trianel einen zweistelligen Millionenbetrag investiert.

Flexibler Betrieb soll Markt und Netz verbinden

Markus Hagel, Klaus Horstick und Lars Becker beim Pressegespräch im Rahmen der Messe E-World 2026.

Batteriespeicher sind weder Erzeuger noch Verbraucher. „Batteriespeicher sind marktlich finanzierte Flexibilität. Dafür brauchen sie einen stabilen und verlässlichen Rahmen,“ macht Klaus Horstick, Geschäftsführer, Trianel Flexibilitätsprojekte deutlich.

Flexibilität liefern Batteriespeicher, indem sie Erzeugungs- oder Lastspitzen ausgleichen sowie Preisspitzen glätten. So können sie beispielsweise mittags bei günstiger Stromproduktion aus Photovoltaik laden und dann im weiteren Verlauf des Tages bei niedriger Einspeisung aus Sonne und Wind den Strom wieder anbieten und damit von den Preisschwankungen profitieren.

Projektgesellschaft investiert am Standort Waltrop

Für die Umsetzung des Speicherprojektes in Waltrop wurden Projektgesellschaften gegründet. Die Infrastrukturgesellschaft TBW ist über einen Dienstleistungsvertrag mit der Trianel GmbH verantwortlich für die Bereitstellung von Fläche, Netzanschluss sowie Umspannwerk und Trafos. Die Speichergesellschaften weiterer Investoren halten Nutzungsverträge mit der TBW für die Infrastruktur: So betreibt das Unternehmen Luxcara 520 Megawatt (MW) und das Schweizer Unternehmen BKW einen Anteil von 300 MW. Für die Gruppe der kommunalen Versorger ist eine Kapazität von 80 MW vorgesehen.

Das Speicherkraftwerk soll neben dem Trianel-Kraftwerk in Lünen soll auf einer Industriebrache der benachbarten Gemeinde Waltrop gebaut werden. Die Anlage wird auf 900 MW Leistung und 1.800 Megawattstunden Kapazität ausgelegt und an das 380 kV Netz des Übertragungsnetzbetreibers Amprion angeschlossen.

Batterien sollen die Energiewende günstiger machen

Nach Beobachtungen von Trianel sind die Zeiten, in denen Stromabnehmer Geld für den Strombezug bekommen in den Jahren 2023 und 2024 stark gestiegen: Im Jahr 2024 gab es insgesamt 457 Stunden, in denen die Preise negativ waren. In diesen Zeiten bekommen Stromverbraucher dafür Geld, dass sie Strom aus dem Netz nehmen.

Der Batteriespeicher in Waltrop wird die Funktion übernehmen, Strom aus dem Netz einzuspeichern und bei Bedarf wieder ins Netz einzuspeisen. Dabei soll die Batterie ausschließlich über das Stromnetz betrieben werden, ein direkter Anschluss von Erzeugungsanlagen ist nicht geplant.

Immer häufiger wird mehr Strom erzeugt als ins Netz passt. (Bildquelle: Trianel)

Ein Einsatz von Batterien kann die Energiewende insgesamt günstiger machen, da weniger Kosten durch Resdispatch, Abregelung oder zusätzlichen Netzausbau entstehen. So sind nach Analysen von Trianel die jährlichen Kosten für Redispatch in den letzten Jahren deutlich gestiegen. Im Jahr 2022 betrugen diese 2.689,2 Millionen Euro. Benötigt wurde 2022 ein Volumen von 24.115 Gigawattstunden (GWh).

Der vollständige Beitrag ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 3-4/2026 erschienen. Die verwendeten Fotos und Grafiken hat Trianel zur Verfügung gestellt.

www.trianel.com

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Kanadisches Startup entwickelt Energiespeicher mit Zink

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Effizienter und umweltfreundlicher soll die neue Technologie auf Basis von Zink sein.

Ron MacDonald, CEO, Zinc8, will Energie in großen Volumen speicherbar machen. Bildquelle: Zinc8

In Kanada hat ein Startup bekannte Komponenten neu kombiniert: Entstanden ist dabei eine Zink-Luft-Batterie, die bei Herstellung und Anwendung deutliche Vorteile verspricht. Das Unternehmen Zinc8 erhält derzeit Aufmerksamkeit aus der ganzen Welt.

Strom ist nicht speicherbar. Dieser Grundsatz galt viele Jahre für die Energiewirtschaft und die Stromerzeugung fand auf Basis von Kohle- oder Gasvorräten „just-in-time“ statt. Inzwischen wird intensiv geforscht, wie sich zeitweilige Stromüberschüsse für einen späteren Zeitpunkt konservieren lassen.

Getrieben wird die Entwicklung durch die Stromerzeugung aus Solar- und Windanlagen, deren Produktionszeiten sich nach dem Wetter und den Tageszeiten richten. Zu den bekanntesten Stromspeichern zählen Pumpspeicherkraftwerke und Batterien. Die Einsatzfelder sind dabei unterschiedlich, je nachdem ob die Energie innerhalb von Sekunden oder Millisekunden wieder benötigt wird und wie groß der Speicherbedarf ist.

Ein Start-up aus Kanada hat nun die Batterietechnologie weiter entwickelt und erhält derzeit viel Aufmerksamkeit aus allen Regionen der Welt. Das Unternehmen Zinc8 hält in den USA 20 Patente. Vier weitere Verfahren laufen derzeit noch.

Preisgünstige und verfügbare Rohstoffe

Ron MacDonald, CEO, Zinc8 Energy Solutions, geht davon aus, mit der Zink-Luft-Batterie eine deutliche kostengünstigere Energiespeicherung anbieten zu können, als dies mit bisherigen Batterie-Technologien möglich ist. Die eingesetzten Materialien seien preisgünstig und im Gegensatz zu Seltenen Erden in vielen Ländern verfügbar. Die Technologie sei zudem für große Volumen skalierbar.

Die Kosten für Stromspeicher hängen von den eingesetzten Rohstoffen ab.

Die Rohstoffe für die Zink-Batterien von Zinc8 sind gängig und preisgünstig. Quelle: Zinc8

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Elektrofahrzeuge als Stromspeicher

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Stromüberschüsse zum Fahren nutzen

Jorgen Pluym, Honda Motor Europe: Die Technik für netzdienliches Laden ist da. Bildquelle: Honda

Während der Parkdauer können elektrische Autos an das Stromnetz angeschlossen werden und Erzeugungsüberschüsse aus erneuerbaren Energien speichern. Technisch ist sogar umgekehrt möglich, dass die Batterie Strom ins Netz liefert. Hierzu läuft in Großbritannien ein gemeinsamer Modellversuch von Honda und dem Aggregator Moixa. Im Interview mit der Zeitschrift „EW – Magazin für die Energiewirtschaft“ erläutert Jorgen Pluym, Energy Management Project Leader, Honda Motor Europe, welche Perspektiven er für eine Markteinführung sieht.

Das Unternehmen Honda bietet seinen Kunden einen flexiblen Tarif zum Laden von Elektrofahrzeugen an, der Erzeugungsspitzen von erneuerbaren Energien berücksichtigt. Perspektivisch sollen weitere Dienstleistungen wie bidirektionales Laden hinzukommen. Unter dem Namen e:Progress bietet Honda einen ergänzenden Service für Kunden von Elektrofahrzeugen an. Dazu gehöre die Auswahl, Installation der Ladestation und ein flexibler Tarif, der den fluktuierenden Verlauf der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie berücksichtige, erläutert Pluym.

Variabler Stromtarif spiegelt Erzeugung durch Sonne und Wind

Der variable Stromtarif für die E-Fahrzeug-Kunden wird von den drei Partnern Honda, Moixa und Vattenfall gemeinsam bereitgestellt. Honda verkauft die Ladestation an den Kunden. Diese kann über das Internet oder das Mobilfunknetz kommunizieren. Der Aggregator Moixa steuert den Ladevorgang über eine Cloud und berücksichtigt sowohl die Informationen zum Stromangebot als auch das Ladeverhalten des Kunden. Vattenfall bietet einen Tarif, der sich nach den Preisveränderungen an den Großhandelsmärkten richtet. Ziel ist es, dass das Auto ausreichend Energie hat, wenn der Kunde es benötigt und genau dann lädt, wenn viel billige Energie im Netz ist, weil die erneuerbaren Energien große Mengen einspeisen.

Modellversuch in London: Autos liefern Strom ins Netz

In London betreibt Honda zudem einen Modellversuch, bei dem die Autos außerdem auch entladen werden, wenn mehr Strom im Netz benötigt als aktuell erzeugt wird. Geplant seien auch Demonstrationsprojekte in Deutschland, berichtet Pluym. Allerdings hänge dies von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab. In Deutschland müsse jedes einzelne Gerät durch die Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert werden. Außerdem seien für den Ladevorgang Umsatzsteuer und weitere staatliche Abgaben zu zahlen. Das mache das Angebot schwierig.

In Deutschland sind noch einige Hürden zu nehmen

Bisher werde in Deutschland die Flexibilität in den Märkten von den Übertragungsnetzbetreibern bereit gestellt. Aber mit einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energie erwartet Honda, dass die Verteilnetzbetreiber ebenfalls Möglichkeiten entwickeln, um das Netz zu stützen. Dann seien Gesetzesänderungen und Standards in Deutschland nötig, um einen variablen Tarif bundesweit anbieten zu können. Ein kleines Problem sei auch, dass es 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland gebe. In Frankreich gebe es einen, in Großbritannien sechs, in den Niederlanden vier.

Honda ist überzeugt, dass sich der Markt verändern wird. Derzeit werde viel erneuerbare Erzeugung abgeregelt, die eigentlich genutzt werden könnte. Wir akzeptieren daher auch noch geringe Margen, denn wir wollen da sein, wenn die Veränderungen kommen, so Pluym. In Großbritannien seien die Fluktuationen deutlich stärker ausgeprägt.

Das vollständige Interview ist in EW 5/2020 erschienen.

Bildquelle: Honda

https://www.honda.de/cars.html

Zum  Zusammenspiel von Verteilnetz- und Übertragungsnetz: Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Fraunhofer-Energiewende-Barometer 2019: Energiewende ist zu langsam

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Hans-Martin Henning, Leiter Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), Clemens Hoffmann, Leiter Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) sowie Mario Ragwitz, stellvertretender Leiter Fraunhofer-Institut für System und Innovationsforschung (ISI). (Bildquelle: Fraunhofer | Volker Beushausen)

Der Umbau des Energiesystems steht unter Beobachtung von drei Fraunhofer-Instituten. Den jährlichen Entwicklungsstand fassen die Wissenschaftler im Energiewende-Barometer zusammen. Für 2019 haben drei Professoren der Fraunhofer-Institute in Kassel, Karlsruhe und Freiburg Veröffentlichung der Ergebnisse mit einer Warnung verknüpft. Um die Klimaziele von Paris zu erreichen muss die Energiewende massiv vorangetrieben werden. Neben vermehrten Ausbau von Solar- und Windparks geht es vor allem darum, die Sektorenkopplung zu entwickeln.

„In die nächste Phase der Energiewende müssen die Sektoren Verkehr, Wärme und Industrie unbedingt einbezogen werden. Dazu brauchen wir den politischen Willen und gesellschaftliche Akzeptanz, um die in Paris gesetzten Klimaziele zu erreichen,“ so das gemeinsame Fazit von Clemens Hoffmann, Leiter Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE), Hans-Martin Henning, Leiter Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) und Mario Ragwitz, stellvertretender Leiter Fraunhofer-Institut für System und Innovationsforschung (ISI). Neben einem Ausbau einer CO2-freien Energieerzeugung bedeute dies eine Sanierung von Gebäuden, die Elektrifizierung der Wärmeerzeugung und der Mobilität sowie die Entwicklung CO2- emissionsfreier Industrieprozesse.

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Gebäude-Energiemanagement als zentraler Akteur im Smart Grid

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Siemens-Kempten-31Wie wird das Smart Grid eigentlich smart? Für den Ausgleich von flexiblen Stromangebot und flexibler Stromnachfrage gibt es unterschiedliche Ideen: Zunächst war es die Waschmaschine, die sich nach der Stromproduktion aus Sonne und Wind richten sollte. Inzwischen wird das Flexibilitätspotenzial der Stromnachfrage bei der Steuerung bei Elektroautos, Wärmepumpen und Stromspeichern gesehen. Ausprobiert haben das die Unternehmen Siemens und Allgäuer Überlandwerk. Im Modellprojekt pebbles arbeiten sie gemeinsam daran, ein Smart Grid in der Realität aufzubauen und einen Lokalen Marktplatz zu erproben. Über die Erfahrungen aus Wilpoldsried berichten Michael Lucke, Allgäuer Überlandwerk und Stefan Nießen, Siemens im Gespräch mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft. 

Der Name pebbels steht für „Peer-to-Peer Energiehandel auf der Basis von Blockchain“. Ziel ist die Implementierung eines lokalen Marktplatzes, bei dem Erzeuger, Verbraucher und  Prosumer ihren Strom verkaufen und die Flexibilität ihrer Geräte vermarkten können. Das sei in Deutschland bisher noch nicht in der Praxis getestet worden, auch wenn die Idee dazu schon fast „Common sense“ sei, betont Nießen.

Die Stromanbieter sind Betreiber von kleineren Photovoltaikanlagen, die Konsumenten sind normale Verbraucher und auch intelligente Verbraucher mit Gebäudemanagementsystem, das den Strombedarf ihrer Wärmepumpe, des elektrischen Autos und die Stromspeicherung automatisch regelt. Auf dem Markt handeln diese Teilnehmer primär untereinander, können aber am Handel auf übergeordneten Märkten teilnehmen. Wichtigstes Ziel war zu zeigen, dass dies technisch einwandfrei funktioniert.

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Kopplung von Strom- und Gasnetz über „Hybridge“

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Thomas Hüwener, OGE, im Interview für die Zeitschrift EW - Magazin für die Energiewirtschaft

Thomas Hüwener, OGE, erläutert, weshalb es wichtig ist, die Energiewirtschaft ganzheitlich zu betrachten. Bildquelle (Amprion/Open Grid Europe / André Loessel)

Stromüberschüsse und Netzengpässe verhelfen dem Energieträger Wasserstoff zu einem neuen Schub. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion und der Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) wollen im Emsland über eine Power-to-Gas-Anlage von 100 MW den Energietransport im Strom- und Gasnetz verbinden. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Thomas Hüwener, Mitglied der Geschäftsführung der OGE, weshalb es wichtig ist, die Energiewirtschaft ganzheitlich zu betrachten. 

Das Unternehmen OGE betreibt mit rund 12.000 km längste Gasfernleitungsnetz in Deutschland. Hüwener ist überzeugt, dass sich die vereinbarten Klimaziele von Paris, der Ausbau der erneuerbaren Energien, der Ausstieg aus der Kernenergie und die sukzessive Stilllegung von Kohlekraftwerken nur in enger Partnerschaft von Strom- und Gasinfrastruktur bewältigen lassen. 

Gasnetz kann große Energiemengen speichern

Dabei kann das Gasnetz die Speicherung von Energie übernehmen. Zum einem gibt es in einem großen Gasnetz Druckspiele, die man als Leitungspuffer bezeichnet, wo schon eine Speicherfähigkeit inbegriffen ist. Zum anderen gibt es Marktspeicher im Handelsbereich, die hier perspektivisch angeboten werden können, erläutert Hüwener.

Stromüberschüsse in Wasserstoff umwandeln

Der Kern von Hybridge ist ein Elektrolyseur, der aus Strom Wasserstoff produzieren soll. Im Unterschied zu bisherigen Forschungs- und Modellprojekten soll das Projekt Hybridge zeigen, dass ein Elektrolyseur auch in großem Maßstab technisch einwandfrei funktioniert. Überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien, der andernfalls zukünftig abgeregelt würde, wird in Wasserstoff umgewandelt. Der erzeugte Wasserstoff kann ins Gasnetz eingespeist werden oder auch von der Industrie in der näheren Umgebung direkt genutzt werden. Auch der Anschluss von Wasserstofftankstellen für LKW oder Züge gehört zum Projektscope.

Als Standort wurde Lingen in Nordrhein-Westfalen ausgewählt, wo eine Strom- und Gastrasse aufeinander treffen. Hinzu kommt die relative Nähe zu den Offshore-Windanlagen in der Nordsee. In der Region gibt es zudem Gastransportleitungen, die auf den Transport von reinem Wasserstoff umgerüstet werden können. Außerdem befindet sich eine Wasserstofftank- und -verladestation in der Region und die vorhandenen Erdgasspeicher können perspektivisch auf Wasserstoff umgewidmet werden.

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