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Heutige Stromnetze setzen zunehmend auf kombinierte Solar- und Speicherlösungen, bei denen Solarpaneele zusammen mit Lithium-Ionen-Batterien oder Flüssigbatteriesystemen arbeiten. Die Hauptidee ist dabei einfach: überschüssiger Strom, der tagsüber erzeugt wird, wird gespeichert, um ihn später zu nutzen, wenn der Verbrauch abends ansteigt oder das Netz Probleme erfährt. Da erneuerbare Energien in einigen Regionen bereits mehr als 20 Prozent der Stromerzeugung ausmachen, betrachten Energieunternehmen diese Batteriesysteme nicht mehr länger als zusätzliche, nette Extras. Stattdessen beginnen sie, diese als grundlegende Bestandteile der Netzinfrastruktur zu betrachten – etwas, das bereits von Beginn an in die Planung einbezogen werden muss, statt sie später als nachträgliche Ergänzung hinzuzufügen.
Die Ergänzung von Speichern direkt an Solarparks macht diese zu deutlich flexibleren Energiequellen. Nehmen Sie als Beispiel das 250 Megawatt große Solarkraftwerk in Arizona. Während der Abendspitzen, wenn alle ihre Lampen und Haushaltsgeräte einschalten, lieferte das dortige Batteriesystem zusätzlich 100 Megawatt über vier Stunden aus seiner 400 Megawattstunden-Kapazität. Dadurch mussten die alten gasbetriebenen Spitzenlastkraftwerke nicht extra für ein paar Stunden zum Einsatz kommen. Solche Konfigurationen reduzieren den Bedarf an langen Stromleitungen und können das Stromnetz nach größeren Ausfällen sogar wieder neu starten. Laut aktuellen Studien des NREL erzielen Energieversorger Einsparungen von rund 40 Prozent bei den komplizierten Frequenzregelungen, die erforderlich sind, um alles im Gleichgewicht zu halten, sobald Speicher in Kombination mit Solaranlagen zum Einsatz kommen.
Betrachtet man das große Bild, ist deutlich zu erkennen, dass die zusätzliche Kapazität zur Energiespeicherung bei Großprojekten zur Solarenergieerzeugung in Amerika deutlich zugenommen hat. Laut Market.us von letztem Jahr werden etwa drei Viertel aller für die Jahre 2023 bis 2024 geplanten Solarprojekte irgendein Batteriesystem beinhalten. Was bedeutet das konkret? Nun, unser Land verfügt bereits über rund 20,7 Gigawatt an installierter Batterieleistung. Das ist ziemlich beeindruckend, denn diese Kapazität könnte bei einem vierstündigen Stromausfall die Beleuchtung in etwa 15 Millionen Haushalten sicherstellen. Mehrere Bundesstaaten, die sich Ziele für die Erzeugung erneuerbarer Energien gesteckt haben, verlangen zunehmend, dass neue Solarparks auch über eingebaute Speicherlösungen verfügen. Dieser regulatorische Impuls eröffnet Unternehmen Chancen, die in die Modernisierung bestehender Anlagen investieren. Experten schätzen, dass allein diese Vorgabe bis zur Mitte des nächsten Jahrzehnts jährlich rund zwölf Milliarden US-Dollar für die Aufrüstung bestehender Systeme mit angemessenen Batteriespeichern generieren könnte.
Großflächige Solarprojekte setzen derzeit überwiegend auf Lithium-Ion-Batterien, da diese einen Wirkungsgrad von rund 90 % bei Ladezyklen erreichen und die Preise in jüngster Zeit deutlich gesunken sind, und zwar auf etwa 89 US-Dollar pro kWh laut Angaben aus dem Jahr 2023. Diese Batterien funktionieren hervorragend, wenn innerhalb weniger Stunden viel Leistung erforderlich ist, üblicherweise zwischen 4 und 8 Stunden Speicherkapazität. Doch mittlerweile drängen neue Technologien auf den Markt, beispielsweise Eisen-Luft- oder Zink-Bromid-Flüssigbatterien, die offenbar besser geeignet sind, um Energie über deutlich längere Zeiträume zu speichern, möglicherweise von 12 Stunden bis hin zu mehr als 100 Stunden. Auch bei den Kathodenmaterialien wurden Fortschritte erzielt, sodass die Energiedichte von Lithium-Ion-Batterien mittlerweile die Marke von 300 Wh pro kg überschritten hat. Dadurch können Unternehmen kleinere Batteriesysteme installieren, ohne bei der Kapazität für ihre Solarparks Abstriche machen zu müssen.
Feststoffbatterien erzielen ernsthafte Fortschritte bei der Bekämpfung von thermischen Durchgehen-Problemen dank ihrer keramischen Elektrolytkonstruktionen, die Energiedichten von über 500 Wh/kg erreichen können. Eine solche Leistung macht sie zu idealen Kandidaten für Großspeicherlösungen mit Solarenergie, bei denen Platz eine Rolle spielt. Gleichzeitig hat die Natrium-Ionen-Technologie in jüngster Zeit deutlich aufgeholt und bietet ähnliche Fähigkeiten wie Lithiumbatterien der ersten Generation, kommt jedoch bei der Produktion etwa 40 Prozent günstiger. Die in diesen Natriumzellen verwendeten Materialien sind zudem deutlich einfacher zu beschaffen als seltene Erden, wobei Verbindungen wie Analoga des Preußischen Blaus in Herstellerkreisen immer beliebter werden. Beide Innovationen passen perfekt in das, was viele Länder für ihre Stromnetze innerhalb der nächsten zehn Jahre planen. Die meisten Regierungen streben bis 2035 eine Integration von rund 95 Prozent erneuerbaren Energien an, und diese neuen Batterieoptionen helfen gleichzeitig bei zwei großen Problemen: den Sicherheitsrisiken herkömmlicher Chemien sowie dem zunehmenden Problem knapper Rohstoffe, die für die Massenproduktion benötigt werden.
Solarenergiespeichersysteme werden heutzutage schnell übernommen, stoßen jedoch bei der Netzanschlussverbindung auf große Probleme. Etwa 40 Prozent der aufgrund von Verzögerungen blockierten Erneuerbare-Energien-Projekte weisen laut NREL-Daten aus 2023 auf Probleme hin, die sich aus dem Anschluss über Warteschlangen für Netzverbindungen ergeben. Unser derzeitiges Stromnetz wurde für einen einseitigen Stromfluss konzipiert, weshalb es Schwierigkeiten hat, mit der Energie umzugehen, die von den vielen kleinen Solar- und Speichersystemen aus den Stadtteilen zurückfließt. Das bedeutet, dass die Energieversorgungsunternehmen erhebliche Mittel in die Modernisierung von Umspannwerken investieren müssen, um einen reibungslosen Betrieb sicherzustellen. Ein weiteres Problem ergibt sich aus der fehlenden Kompatibilität zwischen Wechselrichtern. Ältere Geräte verfügen einfach nicht über die erforderliche Leistungsfähigkeit, um die Spannung während der ständigen Lade- und Entladezyklen, denen Batterien unterzogen sind, ordnungsgemäß zu regulieren.
Die richtige thermische Regelung ist für Großbatteriespeichersysteme absolut kritisch. Laut einer Studie von DNV aus dem Jahr 2022 kann eine unzureichende Temperaturregelung die Lebensdauer dieser Batterien um bis zu 30 % verkürzen, bevor sie ausgetauscht werden müssen. Die meisten heutigen Branchenvorschriften verlangen Sicherheitskühlsysteme sowie fortschrittliche Brandschutztechnologien, die in der Lage sein müssen, gefährliche Überhitzungssituationen innerhalb von nur acht Sekunden zu unterbinden. Aus finanzieller Sicht macht die thermische Regelung etwa 18 % der Gesamtkosten für die Installation eines BESS-Systems aus. Bei einer Anlage mit einer Leistung von 100 MW erhöhen sich dadurch die Kosten in der Regel um rund 1,2 Millionen US-Dollar. Das ist eine beträchtliche Summe, jedoch notwendig, wenn man die Empfindlichkeit dieser Systeme gegenüber Wärmebedingungen berücksichtigt.
Obwohl Lithium-Ionen-Batterien 92 % aller neuen Solar-Speicherprojekte dominieren (Wood Mackenzie 2024), stehen Entwickler vor einer entscheidenden Abwägung:
Eine Lazard-Studie aus 2024 zeigte, dass die Überdimensionierung von Batteriespeichern um 20 % die Projektrendite durch eine 30 % längere Systemlebensdauer erhöht, trotz höherer Anfangskosten.
Änderungen in der Regierungspolitik bewirken tatsächlich einen Unterschied bei der Geschwindigkeit und dem Ausmaß, mit der Solarspeicher im ganzen Land eingesetzt werden. Etwa fünfzehn Bundesstaaten in den USA haben mittlerweile begonnen, Energiespeichersysteme für jeden neuen Solarpark, der größer als 50 Megawatt ist, vorschreiben. Gleichzeitig gibt es da diese Sache namens FERC Order 841, die immer wieder die Art und Weise verändert, wie Energieunternehmen in Großhandelsmärkten bezahlt werden. Laut SEIA könnten wir, wenn es gelingt, all diese Genehmigungs- und Papierkram-Anforderungen zu vereinfachen, bis 2026 mit etwa 15 Gigawatt an Solar- und Speicherprojekten rechnen, die endlich in Angriff genommen werden. Dies würde vor allem dadurch ermöglicht, dass sich alle auf grundlegende Sicherheitsregeln und die Verbindung verschiedener Netzteile einigen.
Nehmen Sie die Anlage in Moss Landing, Kalifornien, als Beispiel dafür, was passiert, wenn Solarpanele und Batterien zusammenarbeiten, um Gitterprobleme während dieser extremen Spitzenzeiten anzugehen. Der Standort verfügt über etwa 1,6 Gigawattstunden Speicherkapazität, die mit Solarpaneelen verbunden ist, was bedeutet, dass sie Strom für mehr als 300.000 Haushalte für ungefähr vier Stunden liefern könnte, und zwar genau dann, wenn der Bedarf abends am höchsten ist. Das wirklich Interessante ist, dass das System aufgrund seiner Fähigkeit, die Frequenz zu regulieren, die Strafen für Netzbetreiber um fast 28 Millionen Dollar pro Jahr reduzierte. Ziemlich beeindruckend, wenn man bedenkt, dass es auch bei fast 98 % Effizienz weiterlief, als Brände im letzten Sommer Teile des Übertragungsnetzes lahmlegten.
Die größte Solarbatterie-Anlage in Florida mit einer beeindruckenden Kapazität von 900 MWh reduzierte den Einsatz von fossilen Peaklastkraftwerken während der Hurrikansaison um rund 40 %, und zwar dank ziemlich intelligenter Steuerungsalgorithmen. Was dieses System so effizient macht, ist die Integration mit einem nahegelegenen 75-MW-Solarpark. Indem überschüssiger Solarstrom, der mittags erzeugt wird, gespeichert wird, können die Batterien Strom freisetzen, wenn die Nachfrage zwischen 19 und 21 Uhr abends ansteigt. Dieser clevere Ansatz spart allein jährlich rund 3,2 Millionen Dollar an Netzengpasskosten. Der wahre Clou entsteht an stürmischen Tagen, wenn das Netz zusätzliche Unterstützung benötigt, aber konventionelle Energiequellen möglicherweise beeinträchtigt sind oder einfach zu teuer sind, um sie auf Volllast laufen zu lassen.
Eine kürzlich installierte 300-MW/450-MWh-Tesla-Megapack-Anlage zeigt, wie Solarbatterien eingesprungen sind, als das Stromnetz zusätzliche Unterstützung benötigte. Im Jahr 2023, nachdem ein großes Kohlekraftwerk unerwartet ausgefallen war, griffen diese Batterien innerhalb von nur 140 Millisekunden ein – das ist etwa 60-mal schneller, als es älteren thermischen Kraftwerken möglich ist. Dank dieser schnellen Reaktion blieb etwa 650 Tausend Haushalten die Stromversorgung auch während einer Situation erhalten, die zu einem großen Blackout hätte führen können. Besonders beeindruckend ist zudem, dass das System auch bei ständiger teilweiser Nutzung über den Tag hinweg eine beeindruckende Effizienzrate von 92 % beibehielt. Diese reale Leistung unterstreicht eindrucksvoll, dass die Kombination verschiedener Energiequellen gut funktioniert und die Integration erneuerbarer Energien in unsere bestehende Strominfrastruktur ohne Einbußen bei der Zuverlässigkeit erleichtert.
Solarbatteriesysteme werden heutzutage immer intelligenter, dank Künstlicher Intelligenz, die dabei hilft, das Laden und Entladen der Systeme zu verwalten sowie die Interaktion mit dem Stromnetz zu optimieren. Die intelligente Software analysiert unter anderem Wetterbedingungen, wie sich der Strompreis während des Tages verändert und aktuelle Muster des Energieverbrauchs. Laut Startus Insights aus dem Jahr 2025 können solche intelligenten Systeme die Rendite für Betreiber solcher Anlagen um 12 % bis 18 % steigern, verglichen mit älteren Festsystemen. In Großanlagen mit einer Vielzahl an Batterien steuert maschinelles Lernen den Energiefluss automatisch zwischen verschiedenen Batteriegruppen und Wechselrichtern. Dies hilft, die Batterien vor vorzeitigem Verschleiß zu schützen und Spannungsunterschiede unterhalb von etwa 2 % zu halten, was besonders wichtig ist, um instabile oder schwach ausgebaute Netze zu unterstützen.
Solar-Wind-Batterie-Hybride machen mittlerweile 34 % der neuen Erneuerbaren-Installationen aus und ermöglichen eine rund um die Uhr stattfindende Versorgung mit sauberem Strom durch:
Aktuelle Studien zeigen, dass Hybridanlagen eine Kapazitätsauslastung von 92 % erreichen, verglichen mit 78 % bei eigenständigen Solarparks, wobei die Integration von co-lokaten Speichern 83 % der durch Zwischenunterbrechungen verursachten Ertragslücken ausgleicht.