Alles Batterie oder was?

Wasserkraft(pump)speicher und Batteriespeicher im techno-ökonomischen Vergleich

Wasserkraft(Pump)Speicher und Batteriespeicher sind die zentralen Technologien zur Bewältigung der wachsenden Flexibilitätsanforderungen im Energiesystem der Zukunft. Während (Pump-)Speicherwerke (kurz WSP bzw. PSP) seit Jahrzehnten eine bewährte Technologie darstellen, gewinnen Batterien (kurz BESS für Batterie Energiespeichersystem bzw. Battery Energy Storage System) in jüngster Zeit vor allem für kurz- und mittelfristige Anwendungen an Bedeutung. Der Artikel vergleicht die Speicherformen im Kontext der Energiewende und beleuchtet vor allem die Anwendungsmöglichkeiten und die Wirtschaftlichkeit von kleinen Speichern und Pumpspeichern im Vergleich zu Batterien.

Der Ausbau von Photovoltaik und Windkraft beschleunigt die Elektrifizierung – und damit steigen die Anforderungen an Flexibilität. In Stunden mit hoher Erzeugung werden Börsenpreise immer öfter sehr niedrig oder sogar negativ, in Engpasssituationen braucht es dagegen in Sekunden verfügbare Leistung. Speicher sind damit nicht mehr „nice to have“, sondern ein zentraler Baustein für Versorgungssicherheit und eine wirtschaftliche Integration der Erneuerbaren. Insbesondere BESS erlebten 2025 einen regelrechten Boom. So lagen etwa Ende des Jahres in Deutschland den Netzbetreibern Anträge für über 200 Gigawatt Speicherleistung vor¹.

Speicherbedarf: KW und KWh sind zwei verschiedene Fragen

Für Österreich zeigt die gemeinsame Speicherstudie von APG, PV Austria, TU Graz und d-fine einen massiven Flexibilitätsbedarf bis 2040. Batteriespeicher werden mit insgesamt 8,7 GW (Groß- und Kleinspeicher) zum Grundpfeiler kurzfristiger, dezentraler Flexibilitäten; Pumpspeicher gewinnen als flexible Allrounder weiter an Bedeutung. Der Bedarf an Pumpspeichern wird in der Studie mit +3,5 GW beziffert². Hinter diesen Zahlen steckt eine Botschaft, die in der öffentlichen Debatte oft untergeht: Speicher bewertet man nicht nur nach Energiemenge (kWh), sondern immer auch nach Leistung (kW) und Entladezeit (h). Ein 4-Stunden-Batteriespeicher liefert andere Systemdienste als ein Pumpspeicher mit 10, 50 oder mehr Stunden Speicherdauer

Batteriegroßspeicher: rasanter Preisverfall – aber Wirtschaftlichkeit bleibt komplex

Die Kosten für Batteriespeichersysteme sinken deutlich. Der Volta „Batteriereport 2025“ (unter Einbezug von BloombergNEF-Daten) berichtet für schlüsselfertige Systeme einen Rückgang der Kosten von 2024 auf 2025 um 31% auf 117 US-Dollar pro Kilowattstunde (globaler Durchschnitt). Für Europa nennt der Bericht 120 USDollar pro Kilowattstunde³. Gegenüber 2022 entspricht das einem Rückgang von fast 70%. Diese Werte beschreiben vor allem Komponenten- und Systemkosten; projektbezogene Zusatzkosten (für Finanzierung, Planung, Bau, Netzanschluss etc.) kommen in der Praxis hinzu.

Dass Projektrealitäten dennoch in Richtung 200-350 Euro pro kWh tendieren können, zeigen öffentlich kommunizierte Investitionssummen: Burgenland Energie kündigte im Juli 2025 acht Großspeicherstandorte mit insgesamt 500 MWh und rund 100 Mio. Euro Investitionsvolumen an⁴, im Durchschnitt also genau 200 Euro pro kWh. In Deutschland meldete RWE für den Großspeicher am Standort Gundremmingen (700 MWh) eine Investitionssumme von rund 230 Mio. Euro, also rechnerisch etwa 330 Euro pro kWh⁵. Solche Kennwerte sind naturgemäß nur Benchmarks, weil Umfang und Abgrenzung der Kosten (inklusive Netzanschluss, Flächen, Projektentwicklung) je nach Projekt variieren.

Der starke Preisverfall bei Batteriespeichern wird auch in den Kostenannahmen der Literatur sichtbar. So kalkuliert das Fraunhofer-Institut in einer Studie 2024 Batteriespeicher für große PV-Freiflächenanwendungen in der Größenordnung von rund 400 bis 600 Euro pro Kilowattstunde Nutzkapazität, inklusive Installation⁶. Das zeigt, dass Kostenannahmen für Batteriespeicher schnell veralten und laufend gegen aktuelle Marktbenchmarks abgeglichen werden müssen. Die sinkenden Investitionskosten lösen aber nicht automatisch die Erlösfrage. Ein vereinfachtes Rechenbeispiel verdeutlicht das: Ein 1-MWh-Batteriespeicher mit 200 €/kWh kostet 200.000 €. Dieser soll sich in 15 Jahren (also während der Lebensdauer der Batterie) amortisieren, bei 300 Vollzyklen pro Jahr (ca. 300.000 kWh Durchsatz) und 2% Betriebskosten, ergibt sich ein notwendiger Bruttoertrag von ca. 17.300 Euro pro Jahr. Für Intraday-Arbitrage allein entspräche das einem Spread von rund 5,8 Cent pro kWh. Und genau hier liegt auch ein Risiko: Mit zunehmender Marktsättigung sinken einzelne Erlösquellen tendenziell. In der Praxis braucht es daher meist mehrere Erlössäulen (Intraday, Regelreserve, Netzdienstleistungen). BESS haben zwei weitere entscheidende Nachteile. Erstens können sie Energie nicht lange speichern und sind damit nicht geeignet, eine Dunkelflaute zu überbrücken. Zweitens kommen die Zellen aktuell fast ausschließlich aus China. Batteriespeicher ersetzen damit zwar fossile Energieträger wie Gas und verringern damit die Abhängigkeit von Exportländern. Gleichzeitig besteht aber die Gefahr, in die nächste Abhängigkeit zu schlittern. Nur ist es dieses mal nicht Russland, sondern das Reich der Mitte.

Wasser als Speicher: langlebig, aber standortabhängig

Aber auch Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke bleiben im alpinen Österreich weiterhin relevant. Für Großanlagen wird von einer großen Bandbreite an spezifischen Investitionskosten berichtet, die – je nach Projektannahmen und Auslegung – von wenigen Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität bis zu etwa 450 Euro pro Kilowattstunde reichen⁷. Neben bekannten Großprojekten rücken dabei auch vermehrt kleinere, multifunktionale Projekte in den Fokus. So hat die Energie AG im November 2025 bekanntgegeben, dass in Mühlbach/ Dienten erstmals in Österreich ein Beschneiungsteich ganzjährig als Oberwasserspeicher für ein Pumpspeicherkraftwerk genutzt werden soll⁸. Bei einer Turbinenleistung von knapp 15 MW und einem möglichen Volllastbetrieb von 10 Stunden pro Tag wäre somit ein Speicherinhalt von 150 MWh gegeben. Laut Salzburger Nachrichten soll dabei ein „mittlerer zweistelliger Millionenbetrag“ seitens der Energie AG investiert werden⁹, was – um es mit Batteriespeichern vergleichbar zu machen – eine spezifische Investitionssumme im Bereich von 250 – 400 €/kWh bedeuten würde, bei einer deutlich längeren Lebensdauer als bei einer Batterie.

Speicherteiche im Nebenschluss – auch für Kleinwasserkraftwerke interessant

Ein Konzept, das mittlerweile vermehrt in den Fokus rückt, ist die Errichtung eines Wasserspeichers im Nebenschluss einer bestehenden oder geplanten Kleinwasserkraftanlage (siehe Abbildung). Dabei wird keine große Staumauer in einem Tal errichtet, die neben hohen Baukosten auch erhebliche ökologische und naturschutzfachliche Bedenken auslösen kann. Stattdessen wird – ähnlich einem Speicherteich für die Beschneiung – ein seitlich gelegenes Speicherbecken über eine Beileitung an den Triebwasserweg angebunden und gezielt befüllt bzw. entleert. Der Speicher kann dabei auch über eine Abzweigung an die bestehende Druckrohrleitung angeschlossen werden, wodurch sich hinsichtlich der Lage entlang der Trasse eine hohe Flexibilität ergibt. Zu beachten sind die Höhenlage des Speichers und die hydraulischen Verhältnisse in allen Betriebszuständen, insbesondere die Fließverluste beim Befüllen und Entleeren sowie bei hohen und niedrigen Durchflüssen.

 

Kosten kleiner Speicherteiche

Bei der Umsetzung dieses Konzepts ist die Zusatzinvestition häufig auf wenige Bauteile beschränkt, vor allem auf den Speicherteich und die abzweigende Druckrohrleitung, wenn bereits eine Anlage besteht oder projektiert ist. Als grobe Kostengrößenordnung können für Speicherteiche die Erfahrungswerte aus Beschneiungsanlagen herangezogen werden. Kosten für Druckrohrleitungen liegen, je nach Durchmesser, Druckstufe und Bauumfeld, etwa DN500 bei grob 300 bis 500 €/lfm, bei DN800 etwa 450 bis 600 €/lfm¹⁰.

Für die Kostenabschätzung der Speicherbecken im Nebenschluss dient eine Recherche aus realisierten Speicherteichen der Beschneiung der letzten Jahrzehnte (siehe Kosten von Beschneiungsteichen ‚Kosten 2025 pro m³‘ wurden auf Preisniveau 2025 umgerechnet (Inflation, bei CHF zusätzlich Wechselkurs). Bei Projekten mit ausgewiesenen Gesamtprojektkosten für Beschneiung wurde für den Speicherteich ein pauschaler Kostenanteil von 50 Prozent angesetzt, sofern keine separate Teichkostenangabe vorlag.

Ort / Projekt	Volumen (m³)	Gesamtkosten Projekt	Kosten 2025 pro m³ [€]	Quelle
Schweiz Preisspanne kleine Becken	30.000	1,5 Mio. CHF	59,9	11
Schweiz Preisspanne kleine Becken	30.000	2,5 Mio. CHF	99,8	11
Schweiz Preisspanne kleine Becken	50.000	1,5 Mio. CHF	35,9	11
Schweiz Preisspanne kleine Becken	50.000	2,5 Mio. CHF	59,9	11
Schweiz Preisspanne (80.000 m³)	80.000	3 Mio. CHF	44,9	11
Schweiz Preisspanne (80.000 m³)	80.000	3,5 Mio. CHF	52,4	11
Jenner (Berchtesgaden, DE)	48.000	~2 bis 3 Mio. €	85,5	12
Hochrindl (AT)	75.000	2,5 Mio. €	42,1	13,14
Viderböden (Ischgl, AT)	52.000	4,5 Mio. €	114,3	15
Katschberg Aineck (AT)	165.000	3 Mio. €	25,2	16
Filzmoos (AT)	125.000	12 Mio €	48,0	17
Hahnenkamm Reutte (AT)	37.000	6,5 Mio €	94,8	18,19
Fieberbrunn	150.000	8 Mio. €	37,4	20
St. Moritz (CH)	397.700	20 Mio. CHF	65,8	21

 

Ziel war es, aus veröffentlichten Projektdaten eine belastbare Größenordnung für Baukosten pro Kubikmeter Speichervolumen abzuleiten, weil Beschneiungsspeicher technisch und baulich viele Parallelen zu kleinen Wasserspeichern im alpinen Raum aufweisen. Dafür wurden in der Schweiz, in Österreich und in Deutschland vergleichbare Projekte gesammelt, bei denen Speichervolumen und Investitionssummen öffentlich kommuniziert wurden. Aus den jeweiligen Quellen wurden Volumenangaben und die berichteten Gesamtinvestitionen übernommen und daraus die spezifischen Investitionskosten für den Speicherteich mit etwa 30 bis 100 €/m³, abhängig von der Größe und der Bauplatzbeschaffenheit, abgeschätzt.

Beispielhafter Speicherteich im Nebenschluss

Um einen solchen Speicherteich im Nebenschluss mit einer BESS vergleichbar zu machen, dient folgendes Beispiel. Ein Speicher mit 10.000 m³ Volumen hat rund 200 Meter nutzbare Fallhöhe. Das entspricht etwa 5.450 kWh potenzieller Energie (netto elektrisch ca. 4.600 kWh). Für  den Speicher werden Gesamtkosten von 700.000 Euro angesetzt, das ergibt spezifische Investitionskosten von etwa 152 €/kWh. Mit 1% Betriebskosten, konservativ 300 Zyklen pro Jahr und 15 Jahren Amortisationsdauer ergibt sich ein notwendiger Bruttoertrag von rund 53.700 Euro pro Jahr. Für Intraday allein wäre damit ein Spread von etwa 3,9 Cent pro kWh nötig. Das liegt in einer Größenordnung, die – je nach Standort, Hydrologie, Marktumfeld und zusätzlicher Vermarktung (Regelreserve) – erreichbar sein kann.

Wichtig ist die Einordnung: Diese Rechnung gilt für den Zusatzspeicher bei einer bestehenden bzw. projektierten Wasserkraftanlage ohne Notwendigkeit des Pumpens. Die Rechnung wurde bewusst einfach gehalten, um eine Vergleichbarkeit zwischen BESS und Wasserkraftspeichern herstellen zu können. So zeigt sich, dass unter gewissen Voraussetzungen (ausreichende Fallhöhe, Flächenverfügbarkeit, geringe Zusatzkosten) auch kleine Wasserspeicher im Nebenschluss mit der Benchmark eines BESS mithalten kann. Dies gilt umso mehr, wenn bedacht wird, dass die Lebensdauer eines Wasserspeichers ein Vielfaches einer heutigen Batterie erreicht.

Wird ein kompletter Pumpspeicher neu errichtet (Maschinensatz, zweite Speicherstufe, Netzanschluss, Genehmigungs- und Bauzeitrisiko), verschiebt sich das Bild. Umgekehrt kann die Nutzung bestehender Teiche (zum Beispiel aus Beschneiung) oder bestehender Triebwasserwege die Wirtschaftlichkeit deutlich verbessern, wie das Beispiel der Energie AG zeigt. Genau hier liegt ein Hebel für die Kleinwasserkraft: Mehrfachnutzung und „smarte“ Erweiterungen statt ausschließlich großer Neubauten.

Fazit

Der Preisverfall bei Batteriespeichern ist real und beschleunigt den Ausbau. Gleichzeitig bleibt Wasser als physikalischer Speicher nicht nur im großen Maßstab konkurrenzfähig, sondern gerade auch im Kleinen, nämlich dort, wo bestehende Infrastruktur genutzt werden kann und genügend Fallhöhe vorhanden ist. In der konkreten Projektierung müssen zusätzlich Faktoren wie Ökologie (z. B. Schwall-Sunk), Betriebsführung und potenzielle Auswirkungen auf Gewässerökologie und Nutzungskonflikte berücksichtigt werden. Darüber hinaus hat die Technologieauswahl auch eine wirtschaftspolitische Dimension. Während Batteriewertschöpfung und Lieferketten heute stark international geprägt sind und Abhängigkeiten von Importen, insbesondere aus Asien, mit sich bringen können, ist die Wertschöpfung bei Wasserkraftanlagen und ihren Komponenten deutlich stärker regional verankert. Investitionen in Wasserkraftspeicher stärken daher nicht nur die Systemstabilität, sondern auch heimische Kompetenz, industrielle Basis und Beschäftigung im Anlagenbau, in der Bauwirtschaft und im Betrieb.

 

Autor: Thomas Buchsbaum-Regner

Quellen:

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2. d-fine, Austrian Power Grid, Bundesverband Photovoltaic Austria & Technische Universität Graz. Flexibilitäts- und Speicherbedarf im österreichischen Energiesystem. (2025).
3. Rayner, D. J. von V. umfasst mittlerweile 750 S. E. befasst sich neben dem üblichen S. auf B. eingehend mit vielen technischen B. T. Volta „Batteriebericht 2025“: Die Kosten sinken weiter und fördern Batteriespeicher-Zubau weltweit. pv magazine Deutschland https://www.pv-magazine.de/2026/01/27/volta-batteriebericht-2025-die-kosten-sinken-weiter-und-foerdern-batteriespeicher-zubau-weltweit/ (2026).
4. red,burgenland O. at/Agenturen. Burgenland Energie startet mit Errichtung von Großspeichern. burgenland.ORF.athttps://burgenland.orf.at/stories/3314026/ (2025).
5. Enkhardt, S. RWE baut Batteriespeicher mit 700 Megawattstunden am ehemaligen AKW Gundremmingen-Standort. pv magazine Deutschland https://www.pv-magazine.de/2025/10/29/rwe-baut-batteriespeicher-mit-700-megawattstunden-am-ehemaligen-akw-gundremmingen-standort/ (2025).
6. Ise, F. Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien.
7. Pikl, F. G., Richter, W. & Zenz, G. Systemkombinierende untertägige Pumpspeicherkraftwerke für eine integrative und effiziente Energietransformation. Z Energiewirtsch 44, 39–46 (2020).
8. Energie AG Oberösterreich. Energie AG und Hochkönig Bergbahnen planen einzigartiges Pumpspeicherk. Energie AG Oberösterreichhttps://news.energieag.at/news-energie-ag-und-hochkoenig-bergbahnen-planen-einzigartiges-pumpspeicherkraftwerk-in-muehlbachdienten?id=226756&menueid=923&l=deutsch (2025).
9. Kaindl, A. Hochkönig Bergbahnen: Speicherteich für Schneerzeugung wird zu Pumpspeicherkraftwerk erweitert. Salzburger Nachrichten https://www.sn.at/salzburg/wirtschaft/hochkoenig-bergbahnen-speicherteich-fuer-schneerzeugung-wird-zu-pumpspeicherkraftwerk-erweitert-art-622848 (2025).
10. Buchsbaum-Regner, T. Kosten von Druckrohrleitungen – Erfahrungswerte des Autors. (2025).
11. Lang, T. Energetische Bedeutung Der Technischen Pistenbeschneiung Und Potentiale Für Energieoptimierung. (2009).
12. Auch der Jenner in Berchtesgaden nun in 60 Stunden beschneibar. Mounation Manager 7/2008, 66f (2008).
13. Speicherteich auf der Hochrindl im Finish. BezirksJournal https://www.bezirksjournal.info/speicherteich-auf-der-hochrindl-im-finish/ (2019).
14. Speicherteich (Hochrindl) mit 80.000 Kubikmeter Fassungsvermögen geplant. MeinBezirk.at https://www.meinbezirk.at/feldkirchen/c-lokales/speicherteich-mit-80000-kubikmeter-fassungsvermoegen-geplant_a2536182 (2018).
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19. Daniel. Speicherteich Bergsee Hahnenkamm. Bergwelt Hahnenkamm https://bergwelt-hahnenkamm.at/speicherteich-bergsee-hahnenkamm/ (2022).
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