Vier komplett belegte Hallen, weitere Teilflächen und ein Besucherandrang, der kaum noch abebbt: Die Speichermesse EES Europe zog in diesem Jahr rund 760 Aussteller an und machte deutlich, dass Strompuffer einmal mehr das Thema der Stunde sind.
Kein Wunder, denn der Markt für Batteriespeicher hierzulande wächst derzeit mit Rekordtempo. Allein im ersten Quartal 2026 wurden mehr als zwei Gigawattstunden zusätzliche Speicherkapazität in Betrieb genommen. Besonders dynamisch entwickelte sich dabei das Segment der Großspeicher: Hier stieg der Zubau gegenüber dem Vorjahreszeitraum um rund 290 Prozent auf über eine Gigawattstunde. Projekte unter anderem von Maxsolar, Eku Energy oder BW ESS sind technisch innovativ und von der schieren Größe her beeindruckend.
Doch hinter den beeindruckenden Zahlen lauert auch die Frage: Kann Deutschland in den kommenden Jahren tatsächlich ausreichend Speicherkapazitäten aufbauen? Nach einer aktuellen Analyse der Unternehmensberatung Enervis könnte der Zubau von Großspeichern bis 2029 bei ungünstigen Rahmenbedingungen lediglich 15 Gigawattstunden betragen. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) sieht darin ein deutliches Warnsignal und fordert die Bundesregierung zum raschen Abbau von Netzanschluss- und Regulierungshemmnissen auf.
Politik muss Weichen stellen
Deutschland erlebt derzeit einen Speicherboom. „Aber ob daraus tatsächlich die benötigten Speicherkapazitäten entstehen, hängt entscheidend von den politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen ab“, weiß Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft, auf der Pressekonferenz. Batteriespeicher seien eine Schlüsseltechnologie für die Integration erneuerbarer Energien und damit für den Erfolg der Energiewende.
Seine Sorge hat einen konkreten Hintergrund: Derzeit verfügen die in Deutschland betriebenen Batteriespeicher über eine Gesamtkapazität von rund 30 Gigawattstunden, davon etwa sechs Gigawattstunden Großspeicher. Nach der Enervis-Analyse gelten bis 2029 nur rund 15 Gigawattstunden zusätzlicher Großspeicherkapazität als vergleichsweise gesichert. Weitere Projekte mit einer Kapazität von rund 58 Gigawattstunden befinden sich zwar in Planung, ihre Realisierung ist jedoch mit erheblichen Unsicherheiten verbunden.
Dabei gelten Batteriespeicher als zentrale Voraussetzung für eine sichere, kosteneffiziente und klimaneutrale Energieversorgung. Sie können überschüssigen Solar- und Windstrom zwischenspeichern, Netzengpässe reduzieren und den Bedarf an kostspieligen Eingriffen in das Stromsystem verringern. Nach Einschätzung des BSW-Solar wird der Ausbau jedoch zunehmend durch langwierige und uneinheitliche Netzanschlussverfahren gebremst. Fehlende Standardisierung, unzureichende Digitalisierung und unterschiedliche Anforderungen der Netzbetreiber verzögerten zahlreiche Projekte.
Vier Forderungen an die Regierung
Konkret fordert der Branchenverband eine Beschleunigung und Standardisierung von Netzanschlussverfahren für Batteriespeicher sowie die regulatorische Ermöglichung des Multi-Use-Betriebs. Hinzu kommen die konsequente Nutzung von Speichern bei Redispatch-Maßnahmen und Netzengpässen statt der Abregelung erneuerbarer Energien sowie die Vereinfachung des Anschlusses von Batteriespeichern an bestehenden Netzanschlüssen von Erzeugungsanlagen und Gewerbe- und Industriebetrieben. „Batteriespeicher senken Systemkosten, reduzieren Netzengpässe und stärken die Versorgungssicherheit. Ihr Ausbau darf nicht an vermeidbaren bürokratischen und regulatorischen Hindernissen scheitern“, mahnt Körnig.
Dass die Branche technologisch bereit ist, diesen Boom zu tragen, zeigte sich unterdessen auf den Ständen der Aussteller. Doch während die Bundesregierung an den Rahmenbedingungen feilt, treiben die Hersteller die Entwicklung voran – dabei drängt eine Technologie immer mehr nach vorn und wird als Ergänzung zu Lithium-Ionen gehandelt: Natrium-Ionen.
CATL: Natrium-Ionen gehen in Serie
Der chinesische Hersteller CATL stellte sein erstes praxiserprobtes Natrium-Ionen-Batteriespeichersystem vor, das kommerziell einsatzbereit ist. In China sollen die ersten Systeme im September 2026 ausgeliefert werden, die kumulierten Liefermengen bis Ende 2026 eine Gigawattstunde erreichen. Internationale Lieferungen sind ab Juni 2027 geplant. „CATL ist davon überzeugt, dass Natrium und Lithium gemeinsam das Fundament des zukünftigen Energiespeichersystems bilden werden“, betonte William Wu, Direktor des Energy Storage Technology Center bei CATL, bei der Vorstellung des Speichers auf der Intersolar. Das System mit dem Namen Tener Sodium liefert eine Kapazität von mehr als 30 Megawattstunden pro Modul, wobei jedes Modul rund 42 Tonnen wiegt.
Für einen Standort mit einer Gigawattstunde Kapazität sind nach Angaben von CATL nur 34 Einheiten nötig. Das System unterstützt flexible Speicherdauern von einer, zwei, vier, sechs und acht Stunden, wobei Energie- und Leistungsblöcke entkoppelt sind. Defekte Module lassen sich unabhängig voneinander isolieren und austauschen.
Feinheiten der Natriumchemie
Für die breite Spannungskurve von Natrium-Ionen-Zellen hat CATL ein bidirektionales Spannungsregelungssystem entwickelt. Es soll den Systemwirkungsgrad im Lade- und Entladezyklus (Round-Trip) um knapp zwei Prozent verbessern – was bei einem Ein-Gigawattstunden-Speicher nach Unternehmensangaben mehreren Millionen zusätzlichen Kilowattstunden pro Jahr entspricht.
Ein speziell entwickeltes Batteriemanagementsystem nutzt zudem die kontinuierlich abfallende Spannungskurve der Natrium-Ionen-Chemie für eine genauere Ladezustandsschätzung. Die Überladungstoleranz liegt laut CATL 20 Prozent über der von Lithium-Ionen-Systemen. Während CATL auf die Serienreife einer neuen Zellchemie setzt, zeigt der deutsche Anbieter Tesvolt, dass sich das Großspeichergeschäft auch handfest vor Ort realisieren lässt – mit einem konkreten Bauprojekt in Sachsen-Anhalt.
Batteriepark mit 190 Megawattstunden
Speicherhersteller und Projektierer Tesvolt baut in der Lutherstadt Wittenberg einen Batteriespeicherpark mit einer Kapazität von 190 Megawattstunden. Insgesamt 36 Großspeicher errichtet das Unternehmen auf einer 2.000 Quadratmeter großen Gewerbefläche im Wittenberger Ortsteil Apollensdorf, nur wenige Hundert Meter von der eigenen Produktionsstätte entfernt. Der Netzbetreiber Mitnetz hat die benötigte Netzanschlusskapazität bereits zugesagt; sie wird über eine bestehende Hochspannungsleitung auf dem Gelände realisiert.
Dazu errichtet Tesvolt noch ein Umspannwerk auf dem Areal, während eine Schallschutzwand das im Norden liegende Wohngebiet gegen Lärm abschirmen soll. „Wir identifizieren geeignete Standorte für Großspeicherprojekte auf Basis technischer, regulatorischer und wirtschaftlicher Kriterien“, erklärt Daniel Hannemann, Geschäftsführer von Tesvolt. Das Projekt sei ein wichtiger Meilenstein für den Ausbau des Großspeichergeschäfts.
Refinanziert über Energiehandel
Tesvolt entwickelt das Projekt bis zur Baureife und übernimmt danach auch die Errichtung der Anlage. Die Finanzierung in Höhe von 35 Millionen Euro und der spätere Betrieb liegen dagegen in der Verantwortung eines Investors. Im März 2028 soll der Batteriepark in Betrieb gehen – anschließend will der Investor die Anlage über den Energiehandel refinanzieren.
Damit steht das Projekt exemplarisch für ein Geschäftsmodell, bei dem sich Großspeicher zunehmend über die Vermarktung am Strommarkt tragen. Doch je größer und dichter Batteriespeicher gebaut werden, desto wichtiger wird auch das Thema Sicherheit. Hier setzt der Hersteller Saft einen neuen Maßstab.
Saft: Sicherheit auf dem Prüfstand
Die Tochtergesellschaft von Total Energies hat einen Großbrand-Feuersicherheitstest (LSFT) ihres Batteriespeichersystems I-Flex abgeschlossen. Der Test nach dem Standard UL 9540A gilt als derzeit strengste Feuersicherheitsbewertung für stationäre Batteriespeichersysteme. Er sieht vor, in einem vollständig geladenen Container gezielt einen Brand auszulösen und zu beobachten, ob sich das Feuer auf benachbarte Einheiten ausbreitet. Insgesamt waren vier Container beteiligt, darunter drei benachbarte Einheiten.
Besonders anspruchsvoll war dabei die Konfiguration: Die seitlichen Abstände zwischen den Containern betrugen nur 15 Zentimeter, die frontseitigen 3,25 Meter – nach Unternehmensangaben eine der herausforderndsten Anordnungen, die bei solchen Tests bisher geprüft wurde. Durchgeführt hat den Test das unabhängige Prüf- und Zertifizierungsunternehmen UL Solutions in einer dafür vorgesehenen Einrichtung.
Um ein konservatives Ergebnis zu erzielen, wurden die Sicherheitsfunktionen des Systems deaktiviert, die Containertüren offengelassen und ein thermisches Durchgehen bei voller Ladung absichtlich ausgelöst. Die verwendeten Container entsprachen dem Serienstand – ohne Modifikationen oder zusätzliche Schutzmaßnahmen.
Kostensenker und Einnahmequelle
Sicherheit ist die eine Seite der Medaille, ohne Wirtschaftlichkeit der Projekte geht es aber auch nicht. Genau hier setzt Coneva an, eine Tochter des Wechselrichterherstellers SMA. Das Unternehmen brachte zur Intersolar 2026 zwei weiterentwickelte Produkte mit: eine erweiterte Version seiner Energiemanagement-Plattform Flex sowie das neue Direktvermarktungsprodukt Solar Spot. Beide richten sich an Betreiber, die mehr aus ihrer Anlage herausholen wollen, bislang aber kaum die Mittel dazu hatten.
Denn viele Photovoltaikanlagen speisen ein, sobald die Sonne scheint – auch bei negativen Strompreisen. Die neue Einspeiseoptimierung in Coneva Flex soll das ändern: Das System erkennt Hochpreisphasen, speichert Überschüsse im Batteriespeicher und speist erst dann ein, wenn es sich wirtschaftlich lohnt. Abregelungen bei negativen Preisen werden so reduziert. Über kontinuierliches Graustromtrading an Day-Ahead- und Intraday-Märkten entstehen nach Unternehmensangaben zusätzliche Erlöse.
Coneva übernimmt Direktvermarktung und Graustrombelieferung ohne Vorinvestition des Betreibers und beteiligt sich über ein Profit-Share-Modell an den Erlösen. Das Angebot richtet sich besonders an Betreiber von Aufdach- und Freiflächenanlagen sowie von Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung.
Speicher als Geldquelle richtig nutzen
Coneva Flex kombiniert schon heute die Erhöhung des solaren Eigenverbrauchs, Lastspitzenkappung, atypische Netznutzung und preisoptimierten Netzbezug – in Verbindung mit dem dynamischen Stromtarif von Coneva. Neu hinzu kommt die Flexibilitätsvermarktung: Freie Speicherkapazität wird aktiv am Markt vermarktet, wodurch der Speicher vom reinen Kostensenker zur Einnahmequelle wird. Nach Unternehmensangaben lassen sich die Energiekosten so um bis zu 35 Prozent senken – und die Amortisationszeit von Batteriespeichern verkürzen.
Dass innovative Ansätze nicht nur von etablierten Playern kommen, bewiesen zahlreiche Start-ups – darunter Revolta aus Frankfurt am Main. Das junge Unternehmen zeigte einen Hochvolt-Heimspeicher ebenfalls auf Basis der Natrium-Ionen-Technologie. „Die Zellen bieten von Natur aus eine hohe thermische Stabilität und damit ein deutlich reduziertes Risiko einer Überhitzung. Gleichzeitig ermöglicht unsere Systemarchitektur eine kompakte und leistungsstarke Speicherlösung für moderne Haushalte“, erklärt Julian Mattheis, Gründer von Revolta.
Modular von 2,2 bis 22 Kilowattstunden
Kern der Architektur ist ein von Revolta entwickelter Spannungsmultiplikator: Ein Hochfrequenztransformator steigert die Spannung um das Fünfzigfache – bei geringen Umwandlungsverlusten. Dadurch kommt eine Batterieeinheit mit einer Kapazität von 2,2 Kilowattstunden mit lediglich drei großformatigen Zellen aus, während konventionelle Heimspeicher nach Unternehmensangaben häufig Dutzende oder Hunderte einzelner Zellen verwenden. „Unsere spezielle Multiplikator-Topologie reduziert die Systemkomplexität sowie den Elektronikaufwand erheblich und ermöglicht dadurch eine besonders kompakte und leichte Bauweise“, sagt Henk Oldenkamp, Technikvorstand und Co-Gründer von Revolta.
Das Heimspeichersystem arbeitet mit einer Spannung von 450 Volt und ist modular aufgebaut: Es lässt sich von einem Modul mit 2,2 Kilowattstunden auf bis zu zehn Module mit insgesamt 22 Kilowattstunden erweitern. Die Steuereinheit ist ins Basismodul integriert, das System wächst linear mit der Modulzahl. Die Module können zudem flexibel angeordnet werden, um sich an unterschiedliche räumliche Gegebenheiten anzupassen.
Fazit: Boom braucht mehr Rückenwind
Die diesjährige EES Europe hat es einmal mehr gezeigt: Batteriespeicher sind längst das Herzstück der Energiewende. Die Technologie ist reif, die Bandbreite an Lösungen beeindruckend. Doch entscheidet sich der Erfolg des Speicherbooms nicht allein in den Messehallen, sondern auch in den Amtsstuben hierzulande.
Ob aus den rekordverdächtigen Zubauzahlen die benötigten Kapazitäten entstehen, hängt davon ab, wie schnell die Politik Netzanschlussverfahren beschleunigt, Multi-Use-Betrieb ermöglicht und bürokratische Hürden abbaut. Die Branche jedenfalls steht bereit. •
https://www.photovoltaik.eu/solarspeicher
Foto: CATL
Foto: Saft
Foto: Niels H. Petersen
Foto: Niels H. Petersen
Foto: Niels H. Petersen
Foto: Niels H. Petersen
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BW ESS
Bau eines Großspeichers mit 5,7 Gigawattstunden
Der Schweizer Betreiber und Eigentümer von Batteriespeichern BW ESS hat den Spatenstich für den Großspeicher In Klostermansfeld in Sachsen-Anhalt gesetzt. Das Projekt ist mit einem Gigawatt Leistung eines der größten in Europa. Die Anlage soll nach Inbetriebnahme eine Leistung von einem Gigawatt und eine Kapazität von bis zu 5,7 Gigawattstunden erreichen. Damit könne sie rund drei Millionen Haushalte mindestens vier Stunden lang mit Strom versorgen, errechnet BW ESS.
Der Netzanschluss erfolgt am nahe gelegenen Umspannwerk Klostermansfeld. Dieses zählt zu den zentralen Knotenpunkten im deutschen Stromnetz. Es wurde kürzlich erweitert, um mehr Strom über Höchstspannungsleitungen zu transportieren. Der Speicher soll die Fähigkeit des Netzes verbessern, Spitzenlasten zu bewältigen.
„Der Batteriespeicher Klostermansfeld wird unser erstes deutsches Asset sein, das in den Bau geht“, sagt Roberto Jiménez, Executive Director bei BW ESS. Netzdienliche Batteriespeicher, die zur Stabilisierung unserer Stromnetze beitragen, sind künftig gefragt. „Der Batteriespeicher Klostermansfeld wird dabei ein wichtiger Baustein sein“, erklärt Armin Willingmann, Minister für Wissenschaft, Energie, Klimaschutz und Umwelt und stellvertretender Ministerpräsident von Sachsen-Anhalt.
BW ESS hat Anfang des Jahres die volle Eigentümerschaft für das Projekt übernommen. Der ursprüngliche Entwickler Zelos Energy Developments unterstützt weiter bei Fragen zum Standort. Die Bauphase soll nach Unternehmensangaben bis Ende 2026 fortschreiten.
Foto: BW ESS
Eku Energy
Schwarzstartfähiger Batteriepark am Übertragungsnetz
Investor Eku Energy plant in der niedersächsischen Gemeinde Lamspringe das Batteriespeicherprojekt Dion. Die Anlage wird nach Unternehmensangaben eine Leistung von 400 Megawatt und eine Speicherkapazität von 1.600 Megawattstunden erreichen. Damit zählt sie nach Unternehmensangaben zu den größten Batteriepuffern in Deutschland. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2029 geplant. Aktuell befindet sich das Projekt in einer fortgeschrittenen Entwicklungsphase.
Der Speicher wird dabei direkt ans Übertragungsnetz angebunden. Er ist netzbildend und schwarzstartfähig. Das bedeutet: Nach einem großflächigen Stromausfall kann er zum Wiederaufbau der Versorgung beitragen. Als Lieferant der Speicher auf Basis von Lithium-Eisenphosphat ist voraussichtlich der langjährige Eku-Partner Fluence vorgesehen.
Eku Energy hat das Projekt vom Projektentwickler Nion erworben. Nion bleibt für die Umsetzung bis zum Financial Close verantwortlich. Eku Energy übernimmt die strategische Steuerung in den Bereichen Entwicklung, Design und Technologie.
Foto: Eku Energy
Maxsolar
Baustart für netzdienlichen Großspeicher
Maxsolar und Sungrow haben Ende 2025 einen Vertrag für das Projekt Wutzldorf in der Oberpfalz unterzeichnet. Anfang Juni 2026 folgte der Spatenstich. Damit legten die beiden Unternehmen den Grundstein für den ersten netzdienlichen Batteriespeicher in Bayern nach Paragraf 11a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) – einer Regelung, die Speicher gezielt für den Netzbetrieb qualifiziert.
Mitte Juni lieferte Sungrow die Speicherlösung Powertitan 2.0 für den 25-Megawattstunden-Speicher. Die Inbetriebnahme ist in den kommenden Wochen vorgesehen. Der Speicher übernimmt die optimierte Lade- und Entladeplanung zur gezielten Entlastung des Verteilnetzes – insbesondere bei hoher Solarerzeugung und in Lastspitzenzeiten. Wutzldorf ist zudem in ein regionales Cluster eingebunden und stellt so zusätzliche Flexibilitätsoptionen für Stromnetze und Energiemärkte bereit.
Das zweite Projekt, Winterschneidbach, hat eine Kapazität von 100 Megawattstunden. Maxsolar und Sungrow bezeichnen es als derzeit größten netzdienlichen Batteriespeicher im Verteilnetzgebiet Deutschlands. Die Lieferung ist nach Unternehmensangaben für November 2026 geplant. Beide Standorte sollen als Referenzstandorte für netzdienliche Anwendungen in Deutschland positioniert werden. Stefan Schmidlkofer, Technical Director Batteriespeichersysteme bei Maxsolar, sieht in Winterschneidbach ein Projekt, das aufgrund seiner Größe und seines netzdienlichen Fokus weit über den einzelnen Standort hinaus Bedeutung hat.
Foto: Sungrow
Swissolar
Batteriespeichermarkt wächst um 70 Prozent
Der Markt für Batteriespeicher in der Schweiz boomt. Im Jahr 2025 wuchs er gegenüber dem Vorjahr um 70 Prozent. Neu installiert wurden Speicher mit einer Gesamtkapazität von 490 Megawattstunden. Ende 2025 waren mehr als 93.000 Batteriespeicher am Netz.
Das entspricht einem Plus von 42 Prozent gegenüber 2024. Die gesamte installierte Kapazität lag zu diesem Zeitpunkt bei 1.380 Megawattstunden. Das geht aus Angaben des Branchenverbandes Swissolar auf Basis von Daten des Bundesamtes für Energie (BFE) hervor.
Für das laufende Jahr erwartet Swissolar eine erneute Verdopplung der neu installierten Speicherkapazität. Der Verband sieht die Kombination von Solaranlagen mit Batteriespeichern als entscheidend für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien.
Swissolar fordert die Verteilnetzbetreiber auf, mit Tarifanreizen und einheitlichen Datenstandards die Speicherung von Solarstrom weiter zu optimieren. Auf Bundesebene muss die nationale Speicherstrategie nach Verbandsangaben rasch erarbeitet und umgesetzt werden.
Foto: BSW Solar
