HAMBURG / LONDON (IT BOLTWISE) – In Hamburg ist die Zahl stationärer Batteriespeicher seit 2022 stark gestiegen: von rund 2.400 auf knapp 17.800. Dennoch sieht der Netzbetreiber derzeit kaum Vorteile für die Netzstabilität, weil viele Anlagen eher auf Börsen-Preisbewegungen statt auf Engpässe im Übertragungsnetz ausgelegt sind. Der Senat verweist zwar auf grundsätzlich mögliche Beiträge zur Stabilisierung, stellt aber gleichzeitig die Begrenzung durch kleine Speicher sowie begrenzte Netzkapazitäten heraus. Parallel startet nun ein 100-MW-Pilotprojekt, während Pumpspeicher in Geesthacht seit Jahrzehnten als relevanter Stabilitätsfaktor gilt.
In Hamburg hat sich die Speicherlandschaft seit 2022 deutlich verdichtet: Laut einer Antwort des Senats auf eine Anfrage der Linksfraktion ist die Zahl der Batteriespeicher von rund 2.400 auf jetzt knapp 17.800 gewachsen. Auch die installierte Speicherkapazität nahm spürbar zu, von 24 auf 177 Megawattstunden. Auffällig ist jedoch die Größenverteilung: Fast alle Anlagen, nämlich 97 Prozent, kommen jeweils auf weniger als 20 Kilowattstunden – das entspricht lediglich 0,02 Megawattstunden pro Speicher. Damit entsteht zwar eine größere Summe an „adressierbaren“ Kapazitäten, die praktische Wirkung auf das Stromsystem hängt in Hamburg aber stark davon ab, wie groß und netznah die steuerbaren Einheiten tatsächlich sind.
Der entscheidende Punkt für die Netzstabilität liegt nach Darstellung des Sprechers der Hamburger Energienetze GmbH, Axel Schröder, weniger bei der Existenz der Speicher als beim jeweiligen Geschäftsmodell. Die Betreiber von Großspeichern orientierten sich primär an Preisschwankungen an der Leipziger Strombörse und damit an marktbasierten Arbitrageeffekten, nicht an den fluktuierenden Strommengen im Übertragungsnetz. Betriebswirtschaftlich kann das funktionieren, weil sich Schwankungen zwischen Bezugs- und Verkaufspreisen ausnutzen lassen. Aus Sicht der Netzplanung wird das Problem damit eher strukturell: Wenn Batteriespeicher weiter wachsen und gleichzeitig vor allem gekauft oder verkauft wird, statt gezielt Regelenergie für Engpässe bereitzustellen, kann ihr Strombedarf die zur Verfügung stehenden Netzkapazitäten übersteigen. Der Speicher wird dann im Betrieb gewissermaßen zum zusätzlichen Lastfaktor anstatt zum Stabilitätsanker.
Auch die Netzarchitektur erklärt, warum viele kleine Anlagen keinen messbaren Effekt auf die Stabilität haben. Das Hamburger Stromverteilungsnetz ist auf eine Höchstleistung von 1.800 Megawatt ausgelegt; zudem fließt die Leistung über nur drei Hauptumspannwerke. Genau diese begrenzte „Zulauf“-Infrastruktur macht es schwierig, wenn in kurzen Zeitfenstern viele Einspeise- und Entnahmevorgänge gleichzeitig stattfinden. Schröder betont deshalb, dass die vielen kleinen Speicher – häufig im Zusammenspiel mit Solaranlagen bei Eigenheimbesitzern – für die Netzstabilität derzeit keine Rolle spielen. Die Idee, diese Vielzahl perspektivisch als „Schwarmspeicher“ zu steuern, bleibt laut Aussage des Sprechers ein Fernziel, weil dafür über Jahre hinweg eine eng getaktete Koordination, passende Kommunikations- und Steuerungskonzepte sowie ausreichend netzseitige Anbindung nötig wären.
Selbst bei den größeren Anlagen bleibt der Anspruch hoch: Als größter Batteriespeicher Hamburgs wurde im April eine Anlage in Hamburg-Nord in Betrieb genommen, die nach Angaben der Stadtwerke eine Kapazität von 5 Megawattstunden haben soll. Der Netzbetreiber stellt aber klar, dass auch diese Größenordnung für die Stabilisierung nicht relevant sei: „Das ist keine Größe, mit der wir arbeiten können“, so Schröder sinngemäß. Als Kontext dient die Größenordnung des Lastprofils: Hamburg verbrauchte im Jahr 2025 rund 10,7 Terawattstunden Strom, also etwa 10.700.000 Megawattstunden. Vor diesem Hintergrund wirken 5 Megawattstunden zwar technisch beachtlich, im Systemmaßstab aber klein – zumal Stabilitätsaufgaben im Netz typischerweise Reaktionszeiten, Leistungsbereitstellung und geeignete Platzierung erfordern, nicht nur eine hohe Energiemenge.
Genau hier setzt das aktuelle Pilotprojekt an, das in diesem Monat begonnen hat: Das schwedische Energietechnikunternehmen Flower startet in Hamburg-Allermöhe den Bau eines Batteriegroßspeichers mit einer Leistung von 100 Megawatt und einer Kapazität von 400 Megawattstunden. Nach Unternehmensangaben soll die Anlage bis Ende 2028 in Betrieb gehen. Gleichzeitig kündigt der städtische Netzbetreiber ein echtes Testziel an: Man wolle prüfen, ob ein Speicher dieser Größenordnung zur Netzstabilität beitragen kann. Der Sprecher der städtischen Netzbetreibergesellschaft ordnet das daher ausdrücklich als Pilotprojekt ein. Trotzdem bleibt die Frage offen, ob die Voraussetzungen in Hamburg ausreichen, etwa weil geeignete Flächen begrenzt sind und Experteneinschätzungen zufolge nur für vier bis fünf Anlagen dieser Art Platz sein dürfte. Damit entscheidet sich die Wirkung der Speicherpolitik letztlich nicht nur an der Technik, sondern auch an Standortwahl, Netzanschluss und an der Frage, wie konsequent die Betriebsstrategie auf Systemeffekte ausgerichtet wird.
Zum Vergleich zeigt sich, warum in Hamburg die „klassischen“ Speicher- und Ausgleichstechnologien weiter an Bedeutung gewinnen. So gibt es seit 1958 bei Vattenfall in Geesthacht ein Pumpspeicherwerk, das nach Angaben des Senats für die Stabilität im Hamburger Stromnetz beiträgt. Das Prinzip ist technisch anders als bei Batterien, aber für Lastspitzen und Netzregelung seit Jahrzehnten bewährt: In Geesthacht können rund drei Millionen Kubikmeter Wasser in einem gut 80 Meter über der Elbe gelegenen Becken gespeichert werden. Bei Bedarf wird das Wasser über Rohre abgelassen, treibt Turbinen an und erzeugt dadurch Strom. Laut Senatsangaben liegen die Eckdaten bei 119 Megawatt Leistung und maximal 600 Megawattstunden Speichermenge. Allerdings ist das Oberbecken durch Schlickablagerungen belastet, die mit Schwermetallen und organischen Schadstoffen verknüpft sind; dadurch ist nicht das gesamte Wasservolumen nutzbar. Genau diese Mischung aus Wirksamkeit und technischen bzw. ökologischen Randbedingungen illustriert, dass „Speicher“ nicht gleich „Stabilisator“ ist.
Für Betreiber, Stadtwerke und Projektentwickler folgt daraus eine klare Konsequenz: Wenn Batteriespeicher in ein Netz wirken sollen, brauchen sie nicht nur zusätzliche Kapazität, sondern auch ein Betriebskonzept, das Engpässe adressiert und zur Netzstruktur passt. Hamburgs Ausgangslage – wenige Hauptumspannwerke, begrenzte Verteilnetz-Performance und ein großer Anteil sehr kleiner Anlagen – macht kurzfristig sichtbar, warum die reine Anzahl an Speichern nicht automatisch die Netzstabilität erhöht. Der 100-MW-Ansatz kann hier als Blaupause dienen, sofern der Pilot messbar auf Systemkennzahlen einzahlt. Gleichzeitig lohnt sich der Blick auf die langfristige Perspektive: Die Steuerung von vielen dezentralen Einheiten als koordiniertes Schwarmkonzept ist technisch anspruchsvoll, dürfte aber erst dann realistisch werden, wenn Anschluss- und Steuerinfrastruktur so weit ausgebaut sind, dass aus vielen Kilowattstunden auch netzseitig „relevante“ Wirkung wird. Dass die Diskussion inzwischen wieder stärker über Leistung, Reaktionsfähigkeit und Platzierung geführt wird, ist deshalb weniger ein Rückschritt als eine Konkretisierung – und damit ein wichtiger Schritt für die nächste Ausbaustufe.
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