Batteriespeicher Hilgermissen

Beim Elektroauto sind 75 Kilowattstunden eine gut vorstellbare Batteriegröße. In Hilgermissen plant Zelestra einen Batteriespeicher mit 297.000 Kilowattstunden. Zum Vergleich: Der Großspeicher Arnoldstein der KELAG in Österreich fasst derzeit etwa lediglich 43.800 Kilowattstunden.

Der Batteriespeicher Hilgermissen somit entspricht rechnerisch der Kapazität von 6,7mal Arnoldstein oder etwa 4.000 BEV-Antriebsbatterien.

Das ist eine beeindruckende Größenordnung für eine Gemeinde an der Weser, die 1910 nur 178 Einwohner hatte und durch Eingemeindungen auf rund 2.000 Einwohner (Stand 2025) angewachsen ist – 147 kWh pro Person.

Interessant ist vor allem, was diese Batterie im Stromsystem leisten soll.

Nach der im August 2026 veröffentlichten Projektankündigung⁠ soll der Bau 2027 beginnen. Was wir nicht genau wissen: Die Errichtungskosten. Aus anderen Projekten kann man einen Bereich von grob 80 bis 120 Millionen Euro (270 bis 400 Euro pro kWh) ableiten, aber das ist lediglich eine grobe Schätzung.

Zum Vergleich: Kleine Heimspeicher mit etwa 5 kWh Kapazität sind derzeit als Gerät bereits für rund 1.200 Euro erhältlich – das entspricht etwa 240 Euro pro kWh. Das beinhaltet naturgemäß nicht die Kosten für Bauarbeiten, Systemintegration und Netzanschluss. Ein direkter Vergleich wäre somit nicht ganz fair.

Der vollständige Betrieb ist für die zweite Jahreshälfte 2028 vorgesehen. Noch sprechen wir also über ein geplantes Vorhaben. Zelestra will den Speicher entwickeln, bauen, besitzen und technisch betreiben. Für die Vermarktung arbeitet das Unternehmen mit Centrica Energy zusammen.

99 Megawatt und 297 Megawattstunden

Die beiden Zahlen beschreiben unterschiedliche Eigenschaften. 99 Megawatt stehen für die Leistung, 297 Megawattstunden für die gespeicherte Energiemenge.

Teilt man Kapazität durch Leistung, ergeben sich drei Stunden. Rechnerisch könnte ein voller Speicher damit drei Stunden lang seine Nennleistung abgeben. Im tatsächlichen Betrieb spielen unter anderem Verluste, Betriebsgrenzen und der Ladezustand eine Rolle.

Auf 4.000 E-Autos umgerechnet: Die Lade- bzw. Entladeleistung pro Fahrzeug müsste bei knapp 25 kW liegen, der notwendige Kapazitätshub bei 100 Prozent. Würde man ihn auf etwas verträglichere zehn Prozent deckeln wollen, müsste man die Anzahl auf etwa 40.000 Autos erhöhen. Das wären immerhin 18 Prozent – also knapp jedes fünfte Auto – des gesamten niedersächsischen Bestands von rund 220.000 Elektroautos. Diese müssten zu jeder Zeit mit einer bidirektionalen Ladeeinrichtung am Netz hängen.

Aus Untersuchungen der Nationalen Leitstelle zum privaten Ladeverhalten lässt sich eine Größenordnung von rund 18 Prozent gleichzeitig angeschlossener Fahrzeuge als plausibel ableiten.

Es ist also nicht unmöglich! Mit diesen Annahmen könnte der gesamte niedersächsische Elektroautobestand statistisch eine gleichzeitig verfügbare V2G-Speicherleistung und -kapazität in der Größenordnung der Großbatterie Hilgermissen bereitstellen.

Strom nach Bedarf

Ein großer Batteriespeicher kann billige Energie aufnehmen und einige Stunden später wieder abgeben. Damit lässt sich ein Teil der mittäglichen Solarproduktion in die Abendstunden verschieben oder die nächtliche Windenergie in die Morgenspitze. 

Dafür ist ein Dreistundenspeicher gut geeignet. Eine mehrtägige Dunkelflaute kann er allein naturgemäß nicht überbrücken.

Centrica soll die Anlage daher über mehrere Märkte hinweg optimieren. Dazu gehören der Stromhandel für den Folgetag, der kurzfristige Handel innerhalb des Tages und Systemdienstleistungen. Hinter den Batteriecontainern steckt damit auch eine anspruchsvolle Aufgabe für Prognosen und Betriebsführung.

Wie sich der Speicher rechnen soll

Besonders interessant finde ich die Vertragskonstruktion. Nach Angaben der beteiligten Kanzlei Osborne Clarke⁠ handelt es sich um einen „Partial Tolling“-Vertrag. Für einen Teil der nutzbaren Kapazität ist eine feste Verfügbarkeitsvergütung vorgesehen. Beim verbleibenden Anteil teilen sich die Partner die tatsächlich erzielten Markterlöse.

Damit verbindet das Modell planbarere Einnahmen mit Chancen am Strommarkt. Die Aufgabenteilung ist ebenfalls klar: Zelestra kümmert sich um den technischen Betrieb, Centrica um den kommerziellen Einsatz. Das erleichtert die Einordnung des Projekts, sagt aber noch wenig über seine spätere Wirtschaftlichkeit aus.

Die konkrete Aufteilung, die Vergütung und die Investitionskosten lassen sich aus den veröffentlichten Angaben nicht ablesen. Hinzu kommen grundsätzliche wirtschaftliche Fragen: Wie häufig wird die Batterie eingesetzt? Welche Erlöse bleiben nach Energieverlusten, Alterung und Betriebskosten übrig? Und wie verändern weitere Speicher die Preisunterschiede, von denen das Geschäftsmodell teilweise lebt?

Worauf es bei der Umsetzung ankommt

Für mich zeigt das Projekt Hilgermissen, wie eng Technik und Wirtschaft bei der Energiewende zusammengehören. Eine große Batterie braucht einen passenden Netzanschluss, einen zuverlässigen Betrieb und eine clevere Vermarktung, die ihre Möglichkeiten sinnvoll nutzt. Jede Lade- und Entladeentscheidung muss zum technischen Zustand der Anlage und zu den Marktbedingungen passen.

Auch die Wirkung vor Ort verdient einen genauen Blick. Ein wirtschaftlich optimierter Speicher entlastet nicht automatisch jeden lokalen Netzengpass. Dafür sind Standort, Anschluss und Betriebsweise entscheidend. Aus der bloßen Kapazitätsangabe lässt sich diese Wirkung nicht ableiten.

Spannend bleibt deshalb, ob der angekündigte Zeitplan eingehalten wird und welche technischen Details noch folgen. Hilgermissen ist ein anschauliches Beispiel dafür, wie Strom über den Tag hinweg besser nutzbar gemacht werden kann. Die entscheidende Bewährungsprobe beginnt jedoch erst mit dem realen Betrieb.