excerpt: Luminus hat in Visé einen Batteriespeicher mit 150 Megawatt Leistung und 600 Megawattstunden Kapazität in Betrieb genommen. Die Anlage entstand in rund einem Jahr am Standort des Wasserkraftwerks Lixhe und kann vier Stunden lang volle Leistung liefern. Ihr systemischer Nutzen hängt davon ab, ob Marktpreise, Kapazitätsmechanismus und Netzanschlussverfahren den Betrieb auf reale Netzbedarfe ausrichten.
Luminus nimmt Batteriespeicher in Vise in Betrieb.
Luminus hat in Visé einen Batteriespeicher mit 150 Megawatt Leistung und 600 Megawattstunden Kapazität in Betrieb genommen. Die Investition beträgt 160 Millionen Euro. Die Anlage kann vier Stunden lang mit voller Leistung Strom abgeben. Sie befindet sich in Navagne unmittelbar beim Wasserkraftwerk Lixhe und profitiert dort von bereits vorhandener Energieinfrastruktur und einem leistungsfähigen Netzanschluss.
Bemerkenswert ist die kurze Realisierungszeit. Der Grundstein für das Projekt wurde erst im Juni 2025 gelegt. Rund ein Jahr später befand sich die Anlage bereits in der Testphase, inzwischen ist sie vollständig in Betrieb. Für ein Energieprojekt dieser Größenordnung ist das eine ausgesprochen kurze Bauzeit. Gerade Batteriespeicher zeigen damit einen wesentlichen Vorteil gegenüber vielen anderen Formen gesicherter Leistung: Wenn Standort, Genehmigungen und Netzanschluss verfügbar sind, lässt sich zusätzliche Speicherleistung vergleichsweise schnell errichten.
Die Aussagen zur Einweihung ordnen den Batteriepark vor allem als Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Integration erneuerbarer Energien ein. Der föderale Energieminister bezifferte die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern mit 80 Prozent und verwies auf Hitzewellen, in denen fossile Kraftwerke am Abend einspringen, wenn die Solarproduktion zurückgeht. Die wallonische Energieministerin bezeichnete Batterien ausdrücklich nicht als Wunderlösung und kündigte Änderungen bei den Anschlussverfahren an.
Die Anlage in Visé erzeugt selbst keinen Strom. Sie verschiebt elektrische Energie über die Zeit. Genau darin liegt ihr Wert. Wenn mittags bei hoher Solarproduktion Strom im Überfluss vorhanden und entsprechend billig ist, kann die Batterie laden. Steigen die Preise am Abend, wenn die Solarproduktion zurückgeht und der Verbrauch hoch bleibt, kann sie wieder entladen. In diesem Fall führt die Marktlogik zu einem systemisch sinnvollen Ergebnis.
Es wäre deshalb zu einfach, Marktmechanismus und Netzbedarf als Gegensätze zu betrachten. Strompreise, Regelenergiemärkte und Kapazitätsvergütungen sind Instrumente, mit denen Anforderungen des Stromsystems in wirtschaftliche Signale übersetzt werden sollen. Entscheidend ist, wie gut diese Signale den tatsächlichen Zustand des Systems abbilden.
Ein einheitlicher Großhandelspreis zeigt beispielsweise an, ob Strom im belgischen Markt insgesamt knapp oder reichlich vorhanden ist. Er sagt jedoch nicht zwangsläufig, an welchem Netzabschnitt ein Engpass besteht. Eine Batterie kann deshalb aus Sicht des Strommarkts vollkommen rational betrieben werden, ohne gleichzeitig zu jedem Zeitpunkt den größtmöglichen Nutzen für das lokale oder nationale Netz zu erzeugen. Marktpreis und Systemzustand sind miteinander verbunden, aber nicht identisch.
Die Einnahmen eines solchen Speichers stammen aus mehreren Quellen. Im Day-Ahead- und Intraday-Handel kann die Batterie Strom kaufen, wenn er billig ist, und verkaufen, wenn er teuer ist. Hinzu kommen Dienstleistungen zur Frequenzregelung und andere Systemdienstleistungen. Außerdem können Speicher am belgischen Kapazitätsmechanismus teilnehmen.
Die vierstündige Speicherdauer sollte dabei nicht als einfache Vorgabe des Kapazitätsmarktes verstanden werden. Im belgischen Capacity Remuneration Mechanism wird die anrechenbare Leistung von Speichern unter anderem nach ihrer Verfügbarkeitsdauer bewertet. Verschiedene Speicherdauern erhalten unterschiedliche Gewichtungen. Vier Stunden sind daher eher ein wirtschaftlicher und technischer Optimierungspunkt als eine starre Eintrittsbedingung.
Dass Luminus 150 Megawatt Leistung mit 600 Megawattstunden Kapazität kombiniert, dürfte mehrere Faktoren gleichzeitig widerspiegeln: Investitionskosten, erwartete Preisunterschiede zwischen Lade- und Entladezeiten, Einnahmen aus Regelenergie, Anforderungen des Kapazitätsmarktes, Batteriealterung und die Zahl wirtschaftlich sinnvoller Ladezyklen.
Auch die Frage, ob die Batterie an einem heißen Sommerabend tatsächlich Strom liefert, lässt sich nicht allein mit einem Preissignal beantworten. Im Energiehandel hängt der Einsatz wesentlich von Marktpreisen und Ladezustand ab. Werden jedoch Regelenergie oder Kapazitätsverpflichtungen vermarktet, entstehen zusätzliche Verfügbarkeits- und Leistungsanforderungen. Der Speicher wird dann nicht lediglich dafür bezahlt, vorhanden zu sein, sondern bestimmte Leistung bereitzuhalten.
Die Speicherdauer bleibt dennoch eine technische Grenze. Bei voller Leistung ist die Anlage nach vier Stunden entladen. Eine mehrtägige Dunkelflaute kann sie nicht überbrücken. Dafür ist sie auch nicht gebaut. Ihre Stärke liegt in der Verschiebung von Energie innerhalb eines Tages, in der schnellen Reaktion auf Schwankungen und in der Bereitstellung kurzfristiger Regel- und Ausgleichsleistung.
Der Standort in Navagne zeigt zugleich, wie wichtig die Netzinfrastruktur für neue Speicherprojekte ist. Große Batteriespeicher benötigen leistungsfähige Netzanschlüsse, deren Vergabe und technische Prüfung langwierig sein können. Standorte bei bestehenden Kraftwerken oder anderen großen Energieanlagen sind deshalb besonders attraktiv, weil dort bereits Hochspannungsinfrastruktur vorhanden ist.
Das bedeutet nicht, dass Luminus Navagne ausschließlich wegen des bestehenden Energiestandorts gewählt hat. Die vorhandene Infrastruktur ist jedoch ein erheblicher Vorteil. Die von der wallonischen Energieministerin angekündigte Reform der Anschlussverfahren verweist auf das grundsätzliche Problem: Netzkapazität wird selbst zu einer knappen Ressource. Wenn Speicher vor allem dort schnell entstehen können, wo bereits große Anschlüsse vorhanden sind, profitieren bestehende Kraftwerksstandorte und etablierte Energieunternehmen.
Hinzu kommt die institutionelle Aufteilung des belgischen Energiesystems. Versorgungssicherheit und der Kapazitätsmechanismus sind wesentlich auf föderaler Ebene organisiert. Genehmigungen, Raumordnung und Teile der Energie- und Anschlussregulierung liegen dagegen auf regionaler Ebene. Netzbetreiber und Regulierungsbehörden bilden weitere Ebenen. Ein Speicherprojekt muss deshalb gleichzeitig in mehreren regulatorischen Systemen funktionieren.
Gerade darin liegt eine häufig unterschätzte Herausforderung der Energiewende. Die Batterie selbst ist technisch vergleichsweise einfach. Schwieriger ist die institutionelle Architektur darum herum. Wer erhält einen Netzanschluss? Wie schnell wird er vergeben? Welche Leistung muss ein Speicher garantieren? Welche Systemdienstleistungen werden vergütet? Welche Preissignale bestimmen seinen Ladezustand? Und welche lokalen Netzengpässe werden bei diesen Entscheidungen berücksichtigt?
Der Batteriepark in Visé ist deshalb weder bloß ein politisches Symbol noch lediglich ein Geschäftsmodell. 150 Megawatt schnell verfügbare Leistung und 600 Megawattstunden verschiebbare Energie haben einen realen Wert für das belgische Stromsystem. Entscheidend ist jedoch, ob Marktregeln, Kapazitätsmechanismen und Netzregulierung dafür sorgen, dass der privatwirtschaftlich optimale Betrieb des Speichers möglichst häufig mit dem systemisch optimalen Betrieb zusammenfällt.
Die entscheidende Infrastruktur besteht daher nicht nur aus Batteriezellen, Wechselrichtern und Netzanschluss. Ebenso wichtig sind die Regeln, die bestimmen, wann ein Speicher lädt und entlädt, welche Leistung er vorhalten muss und welche Engpässe sein Betrieb tatsächlich lindert. Der Speicher in Visé zeigt damit, worum es in der nächsten Phase der Energiewende geht: Erneuerbare Erzeugung auszubauen reicht nicht mehr. Flexibilität muss auch systemisch organisiert werden.