Ein atemberaubender Anstieg um 295 %! Auf dem Energiespeichermarkt des Jahres 2026 werden Langzeitspeicher eine dominierende Rolle spielen!

01. Maßstab verdreifacht sich nahezu

Laut unvollständigen Statistiken der CESA-Branchendatenbank für Energiespeicheranwendungen erreichte die netzgekoppelte Kapazität von Langzeitspeicherprojekten in China im ersten Quartal dieses Jahres 4,16 GW/17,05 GWh. Dies entspricht einem Anstieg von 285 % (Leistung) bzw. 295 % (Kapazität) im Vergleich zum Vorjahr. Diese nahezu dreifache Steigerung verdeutlicht, dass Langzeitspeicher sich von einer „Option“ zu einer „Notwendigkeit“ entwickelt haben. neue Stromversorgungssysteme Die

Tatsächlich wird die neu installierte Kapazität im Jahr 2025 4 Stunden betragen. Energiespeicherprojekte In China wurden 26,7 GW/106,8 GWh erreicht, was 41,3 % (Leistung)/54,3 % (Kapazität) der gesamten neu installierten Kapazität neuer Energiespeicher entspricht – das heißt, dass Langzeitspeicher bereits im Jahr 2025 die Hälfte der neu installierten Kapazität neuer Energiespeicher ausmachen.

Zu Beginn des ersten Quartals 2026 hat sich das Wachstum nicht verlangsamt, sondern sogar noch verstärkt. Die neu installierte Speicherkapazität in China erreichte 13,49 GW bzw. 35,89 GWh, was einem jährlichen Wachstum von 147,98 % (Leistung) bzw. 176,93 % (Kapazität) entspricht. Dabei verzeichneten netzseitige Projekte einen signifikanten Anstieg von 293,93 % gegenüber dem Vorjahr – genau das Kernanwendungsszenario für Langzeitspeicher.

Auf dem Ausschreibungsmarkt sind die Signale noch deutlicher. Im ersten Quartal 2026 erreichte die Gesamtkapazität der landesweit vergebenen Energiespeicherprojekte 38,087 GW/174,288 GWh, was einem Anstieg von rund 66 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Kapazitätsbezogen entfielen 43,95 % der Energiespeicher auf 2-Stunden-Systeme, 36,96 % auf 4-Stunden-Systeme und 13,14 % auf Systeme mit einer Kapazität von mehr als 4 Stunden – Langzeitspeicher machten über 50 % des Gesamtvolumens aus. Das 6-GWh-Projekt von Beijing Jianglai Energy ist für 2026 geplant. Energiespeichersystem Bei der Beschaffung machten 4-Stunden-Systeme sage und schreibe 83 % der Nachfrage aus, während herkömmliche 2-Stunden-Produkte nur 17 % ausmachten.

Hinsichtlich der regionalen Verteilung konzentriert sich die Langzeitspeicherung von Energie stark auf die Provinzen mit hohem Wind- und Solarpotenzial im Bereich erneuerbarer Energien. Betrachtet man die Netzanschlussdaten des ersten Quartals, führt die Nordwestregion mit einem Leistungsumfang von 2,24 GW/9,37 GWh deutlich. Xinjiang verzeichnete im ersten Quartal einen Zubau von 7,51 GWh installierter Kapazität mit einer durchschnittlichen Speicherdauer von 3,5 Stunden und belegte damit landesweit den ersten Platz. Die Innere Mongolei und Ningxia folgten dicht dahinter mit 5,74 GWh bzw. 5,4 GWh. Diese drei Provinzen vereinten mehr als die Hälfte der landesweit neu installierten Kapazität im ersten Quartal auf sich.

Diese „nordwestzentrierte“ regionale Verteilung spiegelt eindrücklich die unersetzliche Rolle der Langzeitspeicherung von Energie bei der Lösung des Problems des hohen Anteils erneuerbarer Energien wider.

02. Politisch gesteuertes Wachstum und Konjunkturimpuls

Das explosive Wachstum der Langzeit-Energiespeicherung ist sowohl eine Folge von Marktkräften als auch untrennbar mit der treibenden Kraft nationaler Politik verbunden.

Am 30. Januar 2026 veröffentlichten die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission und die Nationale Energieverwaltung gemeinsam die „Bekanntmachung zur Verbesserung des Preismechanismus für Erzeugungskapazitäten“ (NDRC-Preis [2026] Nr. 114), mit der erstmals ein neuer, unabhängiger Preismechanismus für netzseitige Energiespeicherkapazitäten auf nationaler Ebene klar etabliert wurde.

Der Wert dieses Dokuments kann nicht hoch genug eingeschätzt werden – es durchbricht die langjährige Zwickmühle der Energiespeicherbranche, die zum Überleben ausschließlich auf Preisarbitrage zwischen Spitzen- und Talzeiten sowie auf fragmentierte Subventionen angewiesen war, und bietet einen stabilen „Grundlohn“ für unabhängige Energiespeicher.

Gemäß der Kernpreislogik des Dokuments Nr. 114: Das Strompreisniveau für netzseitige unabhängige neue Energiespeicherkapazitäten basiert auf dem lokalen Preisstandard für Kohlekraftwerkskapazitäten und wird nach einem bestimmten Anteil auf der Grundlage der Spitzenleistung berechnet (das Umrechnungsverhältnis ist die kontinuierliche Entladezeit bei voller Leistung geteilt durch die längste Nettolastspitzendauer im Laufe des Jahres, wobei 1 nicht überschritten werden darf).

Die Umrechnungsformel lautet wie folgt: Umrechnungsverhältnis = Dauer der Volllastentladung ÷ Längste Nettolastspitzendauer im gesamten Jahr (nicht größer als 1)

Die längste Nettolastspitzendauer im Jahresverlauf bezieht sich auf die längste Nettolastspitzendauer in einer bestimmten Provinz im Jahresverlauf. Aus den Strommarktpreiskurven verschiedener Regionen geht hervor, dass diese längste Dauer 4, 6 Stunden oder sogar länger betragen kann. Wie aus der Formel ersichtlich, ist der Ertrag von Energiespeicherprojekten direkt mit ihrer Dauerentladezeit unter Volllast verknüpft; je länger die Entladezeit, desto höher der Ertrag, was die Branche unmittelbar dazu zwingt, auf Langzeitspeicher (4 Stunden und mehr) umzusteigen.

Hinsichtlich der Preisgestaltungsstandards für Kohlekraftwerke sind die derzeitigen nationalen Standards im Wesentlichen in drei Stufen unterteilt: 165 Yuan/kW·Jahr, 231 Yuan/kW·Jahr und 330 Yuan/kW·Jahr, entsprechend 50 %, 70 % bzw. 100 % der Fixkosten der Kohlekraftwerke.

Zuvor hatte die Provinz Gansu bereits eine ähnliche Richtlinie erlassen und war damit die erste Provinz, die eine solche Richtlinie umsetzte. Darin wurde explizit festgelegt, dass die Kapazitätsvergütung für unabhängige Energiespeicher derjenigen für Kohlekraftwerke entsprechen und 330 Yuan/kW·Jahr betragen würde. Die längste Spitzenlastdauer im Jahr wurde vorläufig auf 6 Stunden festgelegt. Gemäß der Umrechnungsformel würde eine Energiespeicherung von 2 Stunden nur 1/3 der Kapazitätsvergütung erhalten, 4 Stunden 2/3 und 6 Stunden den vollen Betrag. Dies verdeutlicht unmittelbar die wirtschaftlichen Vorteile der Langzeitspeicherung.

Die Einführung der politischen Anreize hat einen qualitativen Sprung in der Wirtschaftlichkeit von Energiespeicherprojekten bewirkt. Nehmen wir als Beispiel ein typisches unabhängiges Energiespeicherprojekt mit 100 MW/500 MWh (5 Stunden): Ohne Kapazitätspreisgestaltung und allein auf Spotpreisarbitrage basierend, beträgt die interne Rendite (IRR) des Projekts lediglich 2,8 % – weit unter den branchenüblichen Finanzierungskosten und damit nahezu unattraktiv. Nach Einführung der hohen Kapazitätspreisgestaltung von 330 Yuan/kW·Jahr steigt die IRR des Projekts jedoch sprunghaft auf 12,8 %, die Amortisationszeit verkürzt sich auf 3,5 Jahre, und seine Attraktivität erhöht sich deutlich.

Die auf nationaler Ebene entwickelten Konzepte wurden rasch auf lokaler Ebene umgesetzt. Bislang haben neun Provinzen landesweit – Hubei, Gansu, Ningxia, Hebei, Innere Mongolei, Guangdong, Zhejiang, Shandong und Xinjiang – die Führung bei der Umsetzung unabhängiger Preis- und Vergütungspolitiken für Energiespeicherkapazitäten übernommen. Diese umfassen fünf Hauptregionen: Nordwestchina, Nordchina, Ostchina, Südchina und Zentralchina.

03. Der Sektor der Langzeit-Energiespeicherung floriert in vielen Bereichen.

Das explosive Wachstum von Langzeit-Energiespeicherung ist untrennbar mit der iterativen Weiterentwicklung der Technologie verbunden. Im Jahr 2026 zeichnet sich im Bereich der langfristigen Energiespeichertechnologien ein Muster ab, bei dem Lithium-Ionen-Batterien die Grundlage bilden und diverse andere Technologien parallel existieren – keine einzelne Technologie kann alle Probleme lösen, und verschiedene Technologien zeichnen sich in unterschiedlichen Anwendungsfällen aus.

Lithium-Eisenphosphat (LFP) ist nach wie vor die wichtigste Technologie für die Langzeitspeicherung von Energie. Der Hauptgrund dafür, dass Lithiumbatterien sich als Standard etabliert haben, liegt in ihrem Kostenvorteil: Im Jahr 2025 lag der Durchschnittspreis für LFP-Energiespeichersysteme bei nur 0,5356 Yuan/Wh, während Vanadium-Redox-Flow-Batterien viermal so teuer waren. Angesichts des explosionsartigen Wachstums der Nachfrage nach Langzeitspeichern haben führende Unternehmen Zellen mit extrem hoher Kapazität von über 600 Ah auf den Markt gebracht. Mit zunehmender Reife dieser Technologie wird sich der Einsatz von Lithiumbatterien in Langzeitspeicherszenarien von 6 bis 8 Stunden weiter beschleunigen.

Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VRBs) zählen zu den vielversprechendsten Technologien im Bereich der Langzeitenergiespeicherung. Im Vergleich zu herkömmlichen Lithium-Batterien weisen VRBs drei wesentliche Vorteile auf:

Erstens, lange Lebensdauer: VRBs können zehntausende Male zyklisch betrieben werden und haben eine Lebensdauer von über 20 Jahren, was die 8-10 Jahre anderer Batterien deutlich übertrifft. Lithiumbatterien wodurch die Gesamtlebenszykluskosten von Energiespeicherprojekten deutlich reduziert werden.

Zweitens, hohe Sicherheit: Durch die Verwendung eines wässrigen Elektrolyten besteht keine Gefahr von thermischem Durchgehen, Explosion oder Brand. Es kann eine 100%ige Tiefentladung erreicht werden, und selbst im Falle eines Lecks entstehen keine schwerwiegenden Umweltverschmutzungen.

Drittens, flexible Kapazitätserweiterung: Leistung (Stacking) und Kapazität (Elektrolyt) lassen sich separat auslegen. Um die Energiespeicherkapazität zu erhöhen, muss lediglich der Elektrolytspeicher vergrößert werden, ohne den Stack auszutauschen. Die Erweiterung ist kostengünstig und einfach und lässt sich an die Bedürfnisse von Energiespeicherprojekten unterschiedlicher Größenordnung anpassen.

Daten zeigen, dass Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VRBs) im Jahr 2025 eine neu installierte Kapazität von 1,06 GW/4,45 GWh erreichen und damit über 96 % der gesamten installierten Kapazität von Redox-Flow-Batterien ausmachen werden. Gleichzeitig gewinnt das Elektrolyt-Leasing-Modell zunehmend an Bedeutung und reduziert die Anfangsinvestitionen für Betreiber um 40–50 %, wodurch der anfängliche Kostendruck von Vanadium-Batterien deutlich gemildert wird. Dank kontinuierlicher Kostensenkungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette und einer gesteigerten inländischen Produktion von Separatoren wird erwartet, dass Vanadium-Redox-Flow-Batterien im Jahr 2027 einen Wendepunkt in der beschleunigten Kommerzialisierung erreichen werden.

Neben Flussbatterien etablieren sich Natriumbatterien aufgrund ihrer Ressourcenvorteile und ihrer Umweltverträglichkeit zunehmend als vielversprechende Alternative im Bereich der Langzeitenergiespeicherung.

Der entscheidende Vorteil von Natriumbatterien liegt darin, dass sie die Abhängigkeit von knappen Lithiumressourcen beseitigen – Natrium ist auf der Erde extrem häufig, 1000-mal häufiger als Lithium, und lässt sich leicht aus natürlichen Ressourcen wie Meerwasser und Salzseen gewinnen. Die Rohstoffkosten sind etwa 40 % niedriger als bei Lithium, wodurch das mit Lithiumbatterien verbundene Ressourcenengpassproblem beseitigt und die Rohstoffkosten für Energiespeicherprojekte gesenkt werden.

Gleichzeitig weisen Natriumbatterien eine sehr hohe Umweltverträglichkeit auf und arbeiten stabil in rauen Umgebungen von -40 °C bis 60 °C. Ihre Kapazitätserhaltung bei niedrigen Temperaturen ist deutlich höher als die von Lithiumbatterien, wodurch sie sich besonders für die Langzeitspeicherung von Energie in Umgebungen mit niedrigen Temperaturen und großen Höhen eignen, wie beispielsweise Windkraftanlagen in Nordwestchina (Xinjiang und Gansu) und Photovoltaik-Kraftwerke in großer Höhe in Südwestchina. 2026 ist ein entscheidendes Jahr für die Natriumbatterieindustrie, das den Übergang von der Laborforschung zur großtechnischen Anwendung markiert.

Am 5. Februar gab Changan Automobile offiziell den Startschuss für seine globale Natriumbatterie-Strategie und arbeitet mit CATL zusammen, um das weltweit erste in Serie gefertigte Pkw-Modell mit Natriumbatterie auf den Markt zu bringen. Die offizielle Markteinführung ist für Mitte 2026 geplant. Dieses Modell zeichnet sich durch herausragende Leistung bei extrem niedrigen Temperaturen aus: Seine Entladeleistung ist bei -30 °C fast dreimal höher als die herkömmlicher Lithium-Eisenphosphat-Batterien, die Kapazitätserhaltung liegt bei -40 °C über 90 % und selbst bei -50 °C ist ein stabiler Betrieb gewährleistet. Dies unterstreicht die überlegene Tieftemperaturleistung von Natriumbatterien.

Um den großflächigen Einsatz von Natriumbatterien zu fördern, plant CATL den Bau von über 3.000 Batteriewechselstationen in Schokoladenform bis 2026 landesweit. Diese Stationen sollen mehr als 140 Städte abdecken und ein umfassendes Ökosystem für Natriumbatterien schaffen. Darüber hinaus hat CATL fast 10 Milliarden Yuan in die Forschung und Entwicklung von Natriumbatterietechnologie investiert, um bis 2028 niedrigere Gesamtkosten für Natriumbatterien als für Lithiumbatterien zu erreichen. Neben Changan Automobile wird CATL auch mit JD.com und der GAC Group zusammenarbeiten, um Serienmodelle mit Natriumbatterien auf den Markt zu bringen, die voraussichtlich im zweiten Quartal 2026 erhältlich sein werden.

Ein Forschungsbericht von Dongguan Securities hebt hervor, dass über 15 chinesische Unternehmen bereits Durchbrüche in der Massenproduktion von Natriumbatterien erzielt haben und auch ausländische Automobilhersteller wie BMW und Toyota deren Einsatz beschleunigen. Die großflächige Anwendung von Natriumbatterien wird deren Verbreitung im Bereich der Langzeitenergiespeicherung weiter vorantreiben.

Neben Lithiumbatterien, Flussbatterien und Natriumbatterien erleben auch Langzeit-Energiespeichertechnologien wie Druckluftspeicher und Schwerkraftspeicher rasante Fortschritte und bilden eine vielfältige Technologielandschaft.

Druckluftspeicher bieten Vorteile wie Megawatt-Kapazität, lange Speicherdauer und niedrige Kosten und eignen sich daher für großflächige, netzseitige Langzeitspeicherprojekte. Schwerkraftspeicher nutzen die potenzielle Energie der Schwerkraft zur Speicherung und Freisetzung elektrischer Energie und zeichnen sich durch lange Lebensdauer, Emissionsfreiheit und niedrige Kosten aus. Sie eignen sich für verschiedene Langzeitspeicheranforderungen.

Vor allem, Hybride Energiespeicherung Hybride Energiespeicher entwickeln sich zu einem wichtigen Weg, die Stärken verschiedener Technologien in der Langzeitspeicherung von Energie zu nutzen. Neue Energiesysteme stellen zunehmend vielfältige Anforderungen an Speicherkapazität, Speicherdauer und Reaktionszeit, wodurch es für eine einzelne Technologie schwierig wird, alle Bedürfnisse zu erfüllen. Hybride Energiespeicher, die mehrere Speichermethoden kombinieren, bieten sowohl Wirtschaftlichkeit als auch Stabilität. Das 400-MW/1600-MWh-Projekt in Ganquanbao, Xinjiang, verfolgte einen Multi-Technologie-Ansatz, der Lithium-Eisenphosphat-, Natrium-Ionen- und Vanadium-Redox-Flow-Batterien kombinierte und damit zum größten hybriden elektrochemischen Energiespeicherprojekt in Xinjiang wurde. Hybride Energiespeicher werden zu einem wichtigen Weg für nicht-lithiumbasierte Technologien wie Flussbatterien und Natriumbatterien, sich auf dem Markt zu etablieren.

Da verschiedene Langzeit-Energiespeichertechnologien immer ausgereifter werden und die Kosten weiter sinken, wird die Wirtschaftlichkeit von Langzeit-Energiespeicherprojekten weiter verbessert, was eine rasante Branchenentwicklung vorantreiben wird.

04. Langfristige Energiespeicherprojekte werden im Jahr 2026 ein Schwerpunkt sein.

Die Unterstützung durch Kapazitätspreispolitiken, die treibende Kraft der Stromsystemnachfrage und technologische Innovationen werden gemeinsam den Markt für Langzeitenergiespeicher bis 2026 zu einem explosiven Wachstum verhelfen.

Branchenprognosen zufolge wird der Anteil von Langzeitspeichern mit einer Speicherdauer von vier Stunden und mehr an Neuinstallationen von rund 35 % im Jahr 2025 auf 60 % im Jahr 2026 und 80 % im Jahr 2027 rasant ansteigen. Im Zeitraum des 15. Fünfjahresplans (2026–2030) wird die installierte Gesamtkapazität neuer Energiespeicher in China ein explosionsartiges Wachstum erfahren. Viele wichtige Wind- und Solarenergieprovinzen planen Neuinstallationen im Gigawattstunden-Bereich (GWh) und treiben damit Investitionen von über 300 Milliarden Yuan voran. Langzeitspeicher werden dieses Wachstum dominieren und zum Haupttreiber des Marktwachstums werden.

Hinsichtlich der regionalen Verteilung weisen Gebiete mit hohem erneuerbare Energie Durchdringung und hohe Netzbelastung werden die Schlüsselbereiche für Langzeit-Energiespeicherprojekte sein.

Die erste Stufe umfasst vorwiegend nordwestliche Regionen wie Gansu, Ningxia und die Innere Mongolei. Diese Gebiete weisen einen Anteil erneuerbarer Energien von über 50 % und reichlich Wind- und Solarenergie auf. Ihre Lastzentren liegen jedoch geografisch weit auseinander, was zu erheblichen Problemen bei der Abregelung von Wind- und Solarenergie und einem dringenden Bedarf an Langzeitspeichern führt. Insbesondere Gansu bietet einen hohen Vergütungsstandard für Energiespeicherkapazität von 330 Yuan/kW·Jahr, was den Ausbau von Langzeitspeicherprojekten deutlich vorantreiben wird.

Zur zweiten Ebene gehören östliche und zentrale Provinzen wie Shandong, Zhejiang und Hubei mit einem Anteil erneuerbarer Energien zwischen 30 % und 50 %, wo die Marktnachfrage schrittweise freigesetzt wird.

Die dritte Stufe umfasst die nordöstlichen und südwestlichen Regionen mit geringeren Anteilen erneuerbarer Energien. In diesen Gebieten werden derzeit noch Kapazitätstarife geplant, und der Markt für Langzeitspeicher wird sich allmählich entwickeln.

Darüber hinaus ist hervorzuheben, dass die beschleunigte Integration von KI und Energiespeichern die Nachfrage nach Energiespeicherkonfigurationen in KI-Rechenzentren (AIDCs) zu einem neuen Wachstumsmotor macht. Der Regierungsbericht 2026 berücksichtigte erstmals die „Synergie von Rechenleistung und Energie“ im neuen Infrastrukturprojekt. Gleichzeitig wurde festgelegt, dass neu errichtete Rechenzentren an nationalen Knotenpunkten einen Ökostromanteil von über 80 % aufweisen müssen. Dies macht die Energiespeicherung in AIDCs zu einem weiteren Wachstumstreiber für die langfristige Energiespeicherung. 1 GW Rechenleistung verbraucht jährlich etwa 7000 GWh Strom. Die traditionelle Stromnetzinfrastruktur kann den Strombedarf von AIDCs nicht schnell genug decken, weshalb die langfristige Energiespeicherung entscheidend ist, um Engpässe in der Stromversorgung zu beheben. Branchenprognosen gehen davon aus, dass die Speicherkapazität von KI-Rechenzentren bis 2030 300 GWh erreichen wird, wobei die ersten Projekte voraussichtlich 2026 realisiert werden. Die Kombination aus direktem Ökostromanschluss und Energiespeicherung in AIDCs eröffnet einen völlig neuen Markt.

Das explosive Wachstum des Marktes für Langzeitspeicher im Jahr 2026 wird zweifellos auch Herausforderungen mit sich bringen: Fortschritte bei der Umsetzung lokaler Details, die weitere Optimierung der Technologiekosten und die Verbesserung der Projektbewertungsmechanismen sind allesamt Punkte, denen sich die Branche stellen muss. Langfristig wird sich jedoch mit der Umsetzung des in Dokument Nr. 114 skizzierten Zweistufenplans (feste Kapazitätstarife von 2026 bis 2028, gefolgt von einem Übergang zu einem zuverlässigen Kapazitätskompensationsmechanismus nach der Reife des Spotmarktes) das Geschäftsmodell für Langzeitspeicher weiterentwickeln, die technologische Roadmap klarer werden und das Marktumfeld standardisierter werden.

Eine neue Ära der Langzeit-Energiespeicherung hat begonnen.