excerpt: Engie hat in Vilvoorde den nach eigenen Angaben größten Batteriespeicher Belgiens mit 200 MW Leistung und 800 MWh Kapazität in Betrieb genommen.
Der größte Batteriespeicher Belgiens geht in Betrieb
Am Montag hat Engie in Vilvoorde den nach Unternehmensangaben größten Batteriespeicher Belgiens offiziell in Betrieb genommen. Die Anlage kommt auf 200 Megawatt Leistung und 800 Megawattstunden Speicherkapazität. Politisch flankiert wurde die Eröffnung sichtbar, unter anderem durch den flämischen Energieminister Hans Bonte und Ministerpräsident Matthias Diependaele.
Solche Termine sind längst nicht mehr nur Symbolik. Sie markieren, dass sich die Infrastruktur der Stromversorgung verschiebt, weg von wenigen großen rotierenden Maschinen, hin zu einem System, das Leistung elektronisch regelt und Energie zunehmend zeitlich verschiebt.
Die Zahlen wirken eindrucksvoll, 320 Lithium Ionen Module, rechnerisch fast 100.000 Haushalte für vier Stunden. Diese Umrechnung ist als Größenordnung nützlich, führt aber leicht in die Irre, wenn man daraus eine Art Notstromerzählung macht. Solche Batterien werden in der Praxis nur selten so betrieben, dass sie über Stunden einen gleichmäßigen Verbrauchsposten decken. Ihr Wert liegt meist woanders, in der Fähigkeit, innerhalb von Sekunden Leistung bereitzustellen oder aufzunehmen, und damit das Netz in einem immer volatileren Erzeugungsmix stabiler zu machen.
Was 200 Megawatt und 800 Megawattstunden im Netz bedeuten
Leistung und Energie werden in der öffentlichen Diskussion häufig vermischt, dabei beschreiben sie zwei verschiedene Dinge. Die 200 Megawatt sind die maximale elektrische Leistung, mit der der Speicher entladen oder geladen werden kann. Die 800 Megawattstunden sind die Energiemenge, die insgesamt gespeichert werden kann. Aus beidem ergibt sich eine Entladedauer von rund vier Stunden bei Volllast. Das ist weder extrem kurz, wie klassische Regelenergieanwendungen im Sekunden bis Minutenbereich, noch ist es lang genug, um längere Dunkelflauten zu überbrücken. Es ist ein Bereich, der gut zu vielen heutigen Engpässen passt, weil er tägliche Schwankungen abfedern kann, etwa den Übergang vom solaren Mittagsüberschuss zur abendlichen Nachfrage.
In einem Netz mit wachsendem Anteil von Wind und Photovoltaik verschiebt sich das Problem. Es geht weniger darum, ob über ein Jahr genug Energie erzeugt wird, sondern ob zu jedem Zeitpunkt genug Leistung am richtigen Ort verfügbar ist, und ob Frequenz und Spannung stabil bleiben. Batterien sind dafür attraktiv, weil sie sehr schnell reagieren, präzise steuerbar sind, und im Vergleich zu neuen Leitungen oder konventionellen Kraftwerken oft zügiger geplant und gebaut werden können. Sie ersetzen damit nicht das Netz, sie kaufen dem Netz Zeit, und sie reduzieren die Häufigkeit, mit der teure oder emissionsintensive Reservekraftwerke anspringen müssen.
Stabilisierung ist kein Nebeneffekt, sondern der eigentliche Zweck
Der Artikel beschreibt den praktischen Einsatz treffend, Speicherung und bedarfsgerechte Einspeisung zur Stabilisierung des Hochspannungsnetzes und zur Unterstützung des Ausbaus erneuerbarer Energien. Hinter dieser Formulierung steckt ein Bündel konkreter Dienstleistungen. Batterien können Frequenzregelung übernehmen, also kurzfristige Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen. Sie können Engpässe in der Übertragung abmildern, indem sie lokal laden, wenn zu viel Strom vorhanden ist, und entladen, wenn die Leitungskapazität knapp wird. Sie können Preisspitzen glätten, indem sie in niedrigen Preisphasen laden und in hohen Preisphasen entladen, was für Betreiber ein Geschäftsmodell ist, für das System aber ebenfalls eine Stabilisierung bedeuten kann.
Allerdings ist das kein Automatismus. Ob ein Speicher systemdienlich arbeitet, hängt von Marktregeln, Netzentgelten, und den Signalen ab, die der Betreiber erhält. Wenn die Anreize falsch gesetzt sind, kann ein Speicher auch in Situationen laden oder entladen, die lokal neue Engpässe verschärfen. Deshalb ist die technische Fähigkeit nur die halbe Geschichte. Die andere Hälfte sind Markt und Regulierung, also die Frage, wie Flexibilität vergütet wird, und wie Netzbetreiber und Speicherbetreiber koordiniert werden.
Vilvoorde als Ort, an dem sich die Stromwirtschaft neu einschreibt
Bemerkenswert ist auch der Standort. Engie nutzt das Gelände in Vilvoorde seit den 1950er Jahren, zuerst für Kohle und Öl, später für Gas, nun für Stromspeicherung. Das ist eine kleine Industriegeschichte in drei Akten. Sie zeigt, wie sich Energiesysteme selten durch einen abrupten Bruch verändern, sondern durch Umbau vorhandener Orte, Anschlüsse, Genehmigungen, und Kompetenzen. Ein bestehender Netzknoten, eine industrielle Fläche, erfahrene Betreiberstrukturen, all das senkt die Schwelle für neue Technologien.
Dass die markanten Kühltürme an der Zenne als Zeugnis dieser Geschichte erhalten bleiben, ist mehr als Nostalgie. Es macht sichtbar, dass die Energiewende nicht nur neue Anlagen baut, sondern alte Rollen ersetzt. Wo früher thermische Kraftwerke mit großen rotierenden Massen Netzstabilität quasi als Nebenprodukt lieferten, muss Stabilität heute zunehmend aktiv organisiert werden, über Leistungselektronik, Regelalgorithmen, und explizit beschaffte Systemdienstleistungen. Kühltürme sind dafür ein gutes, fast didaktisches Symbol, weil sie an eine Zeit erinnern, in der Energiepolitik vor allem Brennstoffpolitik war.
Warum jetzt, und warum in dieser Größenordnung?
Dass die erste Hälfte bereits Ende September ans Netz ging und nun die zweite folgte, passt in ein Muster, das man in vielen Ländern sieht. Batterien werden in Modulen gebaut und in Etappen in Betrieb genommen, weil das Projektmanagement damit Risiken reduziert und Erlöse früher beginnen können. Gleichzeitig steigen die Anlagengrößen, weil Skaleneffekte bei Planung, Netzanbindung, Betrieb und Vermarktung wirken. Ein großer Speicher kann mehrere Märkte bedienen, etwa kurzfristige Regelenergie und stundenweise Arbitrage, und er kann seine Leistung aufteilen, wenn die Steuerung und die Marktregeln das zulassen.
Die vier Stunden Speicherdauer sind ebenfalls ein Hinweis auf den aktuellen Stand der Ökonomie. Kürzere Speicher sind oft stark auf Regelenergie optimiert, längere Speicher konkurrieren schnell mit anderen Technologien, etwa Pumpspeichern, Wasserstoff, oder Demand Response, und sie stehen vor anderen Investitionsrisiken. Vier Stunden sind in vielen Märkten ein Bereich, in dem sich Erlöse aus mehreren Quellen noch relativ gut stapeln lassen, ohne dass die Batterie so groß wird, dass die Kapitalbindung unverhältnismäßig steigt.
Grenzen und Nebenwirkungen, die man nicht ausblenden sollte
So sinnvoll solche Anlagen sind, sie lösen nicht jedes Problem. Eine Batterie verschiebt Energie, sie erzeugt keine. In längeren Perioden mit wenig Wind und Sonne hilft sie nur, wenn vorher genügend Überschuss zum Laden da war, oder wenn andere Erzeuger einspeisen. Außerdem ist die Lebensdauer von Lithium Ionen Speichern stark von Betriebsweise und Zyklen abhängig. Wenn ein Speicher gleichzeitig viele Regelenergieeinsätze fährt und zusätzlich stundenweise Energie verschiebt, steigt die Degradation, und damit die Frage, wie die wirtschaftliche Optimierung mit der technischen Alterung zusammenpasst.
Hinzu kommt, dass große Speicher zwar lokal Engpässe mildern können, aber auch neue Lastspitzen erzeugen, wenn sie zu ungünstigen Zeiten laden. Das ist kein Argument gegen Batterien, sondern für eine saubere Einbettung in Netzzustandsdaten, Anschlussregeln, und Anreizsysteme. Wer Speicher als reine Marktakteure betrachtet, übersieht, dass sie physisch Teil des Netzes sind, und dass ihr Verhalten systemische Folgen hat.
Der Ausbau geht weiter, und damit auch die politische Verantwortung
Engie plant weitere Batterieparks in Drogenbos mit 80 Megawatt sowie in Kallo, beide sollen 2027 in Betrieb gehen. Für Vilvoorde ist zudem bereits eine Erweiterung vorgesehen, die die Gesamtleistung auf 300 Megawatt erhöhen könnte. Diese Pipeline ist ein Indiz dafür, dass Speicher nicht mehr als Pilotprojekte behandelt werden, sondern als reguläre Netzkomponente. Damit wächst aber auch die Verantwortung der Politik, die Rahmenbedingungen so zu setzen, dass private Investitionen tatsächlich die öffentlichen Ziele unterstützen, Versorgungssicherheit, Integration erneuerbarer Energien, und ein Netzbetrieb, der nicht durch immer mehr Ausnahmeregeln und Ad hoc Eingriffe zusammengehalten wird.
Wenn man Vilvoorde als Momentaufnahme liest, dann ist es ein Ort, an dem sich die Logik der Stromwirtschaft verschiebt. Nicht spektakulär, nicht über Nacht, aber sichtbar. Von Brennstoffen zu Flexibilität, von thermischer Trägheit zu elektronischer Regelung, von zentraler Erzeugung zu einem System, das immer stärker auf Koordination angewiesen ist. Der Batteriespeicher ist dabei nicht das Ziel, sondern ein Werkzeug. Eines, das in den kommenden Jahren wahrscheinlich noch sehr viel häufiger gebraucht werden wird.