Litauens größte Batteriespeicherprojekte — und was sie in Euro gekostet haben

Das mit Abstand größte realisierte Projekt ist der Speicherpark „Energy Cells“ des Netzbetreibers Litgrid: 200 MW Leistung mit rund 200 MWh Kapazität, verteilt auf vier Standorte, in Betrieb seit Ende 2022, Investitionsvolumen rund 109 Mio. Euro. Umgerechnet sind das grob 545 Euro pro kWh — und genau diese Zahl versteht man erst, wenn du weißt, wofür der Speicher gebaut wurde.

Energy Cells ist eine Tochter des litauischen Übertragungsnetzbetreibers Litgrid. Der Park besteht aus vier Einheiten à 50 MW an vier Standorten (u. a. Vilnius, Šiauliai, Alytus, Utena), geliefert vom US-Anbieter Fluence, ans Netz gegangen Ende 2022. Das kommunizierte Investitionsvolumen liegt bei rund 109 Mio. Euro, ein Teil davon EU-gefördert. Wichtig für deine Einordnung: Die Anlage hat etwa 1 Stunde Entladedauer (200 MW / 200 MWh), sie ist also bewusst leistungsstark statt energiereich gebaut.

Teile nie blind Investition durch Kapazität. Bei einem 1-Stunden-Speicher zahlst du die komplette Leistungsseite — Wechselrichter, Trafo, Netzanschluss, Fläche, Bau — auf eine sehr kleine kWh-Zahl um. Derselbe Park mit 4 Stunden Entladedauer hätte 800 MWh und läge rechnerisch bei einem Bruchteil pro kWh, weil nur die Zellen mitwachsen. Vergleiche deshalb €/kW für die Leistungsseite und €/kWh nur zwischen Speichern mit gleicher C-Rate. Aktuelle europäische Großspeicher mit 2–4 Stunden liegen schlüsselfertig grob in der Größenordnung 150–300 €/kWh — das ist eine Erfahrungs-Bandbreite, keine Zusage, und hängt stark von Netzanschluss und Baujahr ab.

Energy Cells war kein Arbitrage-Projekt, sondern eine strategische Absicherung. Bis Februar 2025 lief das baltische Stromnetz noch im russisch kontrollierten IPS/UPS-Verbund; der Speicher sollte im Fall einer abrupten Trennung sofort Momentanreserve liefern. Für diese Aufgabe brauchst du Leistung in Sekunden, keine Stunden Energie. Wenn du also einen Business Case in Deutschland rechnest, ist Energy Cells ein Sicherheits-, kein Renditeprojekt — die Zahlen taugen als Benchmark für Netzanschluss und Bau, nicht für Erlöse.

Seit dem Anschluss des Baltikums an das kontinentaleuropäische Netz im Februar 2025 verschiebt sich der Zweck: Der Bedarf geht Richtung Regelleistung und Vermarktung am Day-Ahead- und Intraday-Markt, also Richtung längerer Entladedauern. Der Energiekonzern Ignitis hat größere Speicher unter anderem am Pumpspeicherwerk Kruonis angekündigt beziehungsweise in Umsetzung. Behandle alle dort genannten Leistungs- und Kostenzahlen als geplant und nicht als bestätigt — belastbar sind bislang nur die abgerechneten Kosten von Energy Cells.

Trenne vier Blöcke: Zellen und Racks (skalieren mit MWh), Leistungselektronik und Trafo (skalieren mit MW), Netzanschluss und Bau (Standort-Sprungkosten, oft der Killer), sowie Betrieb, Versicherung und Degradation über die Laufzeit. Dann erst kommt die Erlösseite: Regelleistung, Spot-Arbitrage, Vermeidung von Abregelung. Ein Projekt, das nur über €/kWh verglichen wird, ist praktisch nie richtig gerechnet — und genau daran scheitern die meisten Vergleiche mit ausländischen Referenzprojekten.

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