Der Langzeit-Batteriespeicher Rigifa im schottischen Caithness hat die Genehmigung der schottischen Regierung erhalten und kann damit in die nächste Projektphase gehen. Für die europäische Energiewende ist das ein bemerkenswertes Signal: Speicher rücken vom Nischenthema in die Mitte der Netzplanung.

Geplant ist eine Anlage mit 200 Megawatt Leistung und einer Speicherkapazität von 3.600 Megawattstunden. Rechnerisch entspricht das einer Entladedauer von rund 18 Stunden bei voller Leistung – deutlich mehr, als klassische Batteriespeicher im Netz heute leisten.

Damit verschiebt sich die Rolle von Batterien im Stromsystem grundlegend. Wo bislang vor allem sekunden- bis stundenschnelle Systemdienstleistungen im Vordergrund standen, geht es hier um das Verschieben ganzer Erzeugungsblöcke über einen Tagesverlauf hinweg.

Langzeit-Batteriespeicher Rigifa: Was genehmigt wurde

Die Genehmigung betrifft einen Standort rund eine Meile südöstlich von Mey in Caithness. Dort sollen bis zu 4.800 Batterieeinheiten auf einer Fläche von etwa zehn Hektar entstehen.

Betreiber ist das britische Unternehmen Field, das den Antrag über die Gesellschaft Field Rigifa Ltd eingereicht hat. Rechtsgrundlage ist Paragraf 36 des britischen Electricity Act 1989 – jenes Verfahren, über das größere Energieanlagen in Schottland zentral entschieden werden.

Der Antrag für den Langzeit-Batteriespeicher Rigifa wurde im Januar 2025 gestellt; die Anlage ist dort mit einer installierten Leistung von bis zu 200 Megawatt beschrieben. Dass zwischen Antragstellung und Entscheidung ein überschaubarer Zeitraum liegt, ist für Projekte dieser Größenordnung durchaus bemerkenswert.

Ein zentrales Verfahren wie jenes nach Paragraf 36 bündelt Zuständigkeiten und schafft für Projektierer Klarheit darüber, wer entscheidet und nach welchen Kriterien. Genau diese Klarheit ist ein Faktor, der Investitionsentscheidungen erleichtert – unabhängig davon, ob am Ende eine Zustimmung oder eine Ablehnung steht.

Naturschutz und Abwägung als Kern des Verfahrens

Bemerkenswert ist der Umgang mit dem Naturschutz. RSPB Scotland hatte Einwände erhoben, weil der Standort nahe an einem geschützten Vogelschutzgebiet, der Caithness Lochs Special Protection Area, liegt.

Die Regierung folgte am Ende der Einschätzung der Naturschutzbehörde NatureScot, wonach die Integrität des Schutzgebiets nicht beeinträchtigt wird. Entscheidend war also nicht, dass Einwände fehlten, sondern dass sie fachlich geprüft und nachvollziehbar beantwortet wurden.

Dieser Abwägungsprozess zeigt, worauf es bei Speicherprojekten ankommt: eine belastbare fachliche Prüfung, die Naturschutz und Netzausbau nicht gegeneinander ausspielt. Beides sind Ziele mit hohem gesellschaftlichem Gewicht, und die Qualität des Verfahrens entscheidet darüber, ob sie sich vereinbaren lassen.

Wer Projekte dieser Größenordnung entwickelt, sollte Standortwahl, Artenschutzgutachten und Beteiligung früh zusammendenken – ein Punkt, den wir in der Beratung zu Energiewende und Nachhaltigkeit regelmäßig als kritischen Pfad erleben. Nachgeschobene Gutachten kosten in der Regel mehr Zeit als eine gründliche Vorprüfung.

Die Größenordnung wird im Vergleich deutlich: 3.600 Megawattstunden entsprechen dem Vielfachen dessen, was übliche netzgekoppelte Batterien im Stundenbereich bereitstellen. Entscheidend ist dabei nicht nur die Leistung in Megawatt, sondern das Verhältnis von Leistung zu Kapazität.

Dieses Verhältnis bestimmt, welche Aufgabe ein Speicher im System überhaupt übernehmen kann. Ein System mit kurzer Entladedauer stabilisiert, ein System mit langer Entladedauer verschiebt Energiemengen – zwei unterschiedliche Produkte, die im Markt auch unterschiedlich vergütet werden.

Warum der Langzeit-Batteriespeicher Rigifa für die Energiewende zählt

Schottland erzeugt viel Windstrom, kann ihn aber nicht immer abtransportieren. Netzengpässe führen dazu, dass Erzeugung abgeregelt wird, obwohl an anderer Stelle Bedarf besteht.

Speicher mit langer Entladedauer können solche Überschüsse aufnehmen und über viele Stunden wieder ins Netz geben. Genau hier liegt der Unterschied zu den heute verbreiteten Ein- bis Zwei-Stunden-Systemen.

Long Duration Energy Storage, kurz LDES, zielt auf Zeiträume, in denen Wind- und Solarstrom über einen ganzen Abend oder eine windarme Phase hinweg verschoben werden muss. Damit adressiert die Technologie eine Lücke, die weder kurzfristige Flexibilität noch reiner Netzausbau allein schließen können.

Regulierung als eigentlicher Engpass

Der britische Regulierer Ofgem hat für solche Anlagen ein sogenanntes Cap-and-Floor-Modell aufgelegt, das Erlöse nach unten absichert und nach oben begrenzt. Für kapitalintensive Infrastruktur senkt eine solche Absicherung die Finanzierungskosten spürbar, weil das Risiko volatiler Marktpreise begrenzt wird.

Der Langzeit-Batteriespeicher Rigifa wurde in diesem Rahmen für eine mögliche Förderung in die engere Auswahl genommen, wie auch pv magazine berichtet. Die Kombination aus Genehmigung und regulatorischer Perspektive ist es, die das Projekt über den Einzelfall hinaus interessant macht.

Für den deutschen und europäischen Markt ist das der eigentlich interessante Teil der Meldung. Nicht die Technik ist der Engpass, sondern das Geschäftsmodell: Wer über viele Stunden speichert, verdient sein Geld nicht allein mit kurzfristiger Frequenzregelung, sondern mit Arbitrage, Netzdienstleistungen und vermiedener Abregelung.

Je länger die Entladedauer, desto seltener werden vollständige Zyklen – und desto stärker hängt die Wirtschaftlichkeit an Preisspreads und an der Anerkennung des Systemnutzens. Ohne einen Rahmen, der diesen Nutzen abbildet, bleiben Langzeitspeicher rechnerisch schwer darstellbar.

Fläche, Akzeptanz und lokale Einbindung

Auch die Flächenfrage ist relevant. Rund zehn Hektar für eine Anlage dieser Kapazität sind im Vergleich zu anderen Speichertechnologien wie Pumpspeichern flächeneffizient, verlangen aber sorgfältige Einbindung in Landschaft und Nachbarschaft.

Batteriespeicher sind zudem weniger standortgebunden als Pumpspeicher, die auf Topografie angewiesen sind. Diese Freiheit in der Standortwahl ist ein Vorteil – sie verlagert die Diskussion aber von der technischen Machbarkeit hin zu Fragen von Akzeptanz, Sicherheit und Ortsbild.

Was Projektierer aus Rigifa mitnehmen können

Aus Beratungssicht lassen sich drei Punkte ableiten. Erstens: Genehmigungsverfahren werden planbarer, wenn Naturschutzfragen früh und mit anerkannter Methodik bearbeitet werden.

Zweitens: Regulatorische Instrumente wie Cap-and-Floor entscheiden mit darüber, ob Langzeitspeicher gebaut werden. Drittens: Speicher sind Infrastruktur für Sektorenkopplung – von der Ladeinfrastruktur bis zur Wärmeversorgung.

Gerade der dritte Punkt wird in der Debatte häufig unterschätzt. Wer Ladeparks, Wärmenetze und erneuerbare Erzeugung gemeinsam plant, kann Speicher mehrfach nutzen und damit die Auslastung verbessern, statt sie als isolierte Anlage zu betrachten.

Für Kommunen und Projektierer in Deutschland lohnt der Blick nach Schottland deshalb doppelt: als technisches Referenzprojekt und als Beispiel für ein Verfahren, in dem Einwände ernsthaft geprüft und dokumentiert wurden. Nachvollziehbare Dokumentation ist am Ende auch ein Beitrag zur Akzeptanz.

Einordnung und Ausblick

Der Langzeit-Batteriespeicher Rigifa ersetzt kein Kraftwerk und löst nicht jedes Netzproblem. Er zeigt aber, dass große Speicherprojekte genehmigungsfähig sind, wenn Standort, Naturschutz und Netzanschluss zusammenpassen.

Und er macht deutlich, dass die nächste Ausbaustufe der Energiewende weniger an Zellen als an Rahmenbedingungen hängt. Wer heute plant, sollte deshalb Genehmigungsstrategie, Erlösmodell und Systemintegration von Beginn an als ein zusammenhängendes Paket denken.

Mehr zu unseren Leistungen rund um Elektromobilität, Energiewende und Nachhaltigkeit: aoty.de.

Quellen: pv magazine Deutschland · The Gazette – Bekanntmachung Section 36, Field Rigifa Ltd · No2NuclearPower – Long Duration Energy Storage