Größter Batteriespeicher Österreichs entsteht in Niederösterreich

(v.l.n.r.): Bürgermeister Stefan Löffler, LH-Stv. Stephan Pernkopf und EVN Vorstandsdirektor Stefan Stallinger © EVN / Matejschek

18. März 2026 – Es ist eine Batterie mit gewaltigen Dimensionen: Mit 70 MW Leistung und einer Kapazität von 140 MWh wird der neue Großspeicher ein zentrales Element für Netzstabilität und Versorgungssicherheit in Niederösterreich und darüber hinaus. Der Speicher am Energieknoten Theiß trägt erheblich zur Netzstabilität und Resilienz bei. Die Batterie könnte alle Haushalte in St. Pölten für 12 bis 14 Stunden mit Energie versorgen. Im normalen Betrieb werden damit Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen im System ausgeglichen. Das entlastet das Netz und unterstützt die Einbindung erneuerbarer Erzeugungsanlagen mit schwankender Produktion, so wie etwa Wind und PV-Anlagen. Die Inbetriebnahme soll im 3. Quartal 2027 erfolgen. Rund 46 Millionen Euro investiert die EVN in das Zukunftsprojekt. Insgesamt werden 40 Batteriecontainer installiert.

Speicher als Basis für das Energiesystem der Zukunft

Der steigende Anteil erneuerbarer Erzeugung im Netz braucht flexible Lösungen, die kurzfristig Energie aufnehmen oder abgeben können. „Großbatterien, wie unser neuer Speicher hier in Theiß, reagieren in Sekundenbruchteilen und können damit Schwankungen im Stromnetz wesentlich schneller ausgleichen als konventionelle Kraftwerke. Mit 70 MW Leistung kann der Speicher auf Knopfdruck so viel Energie bereitstellen wie ein mittelgroßes Gaskraftwerk“, erläutert EVN Technik-Vorstand Stefan Stallinger. Das Projekt ist somit ein zentraler Baustein für ein stabiles und klimafreundliches Energiesystem, das den weiteren Ausbau von Wind- und Sonnenstrom ermöglicht. Das soll auch die Unabhängigkeit von Energieimporten aus Öl und Gas fördernden Staaten wie Russland oder dem arabischen Raum erhöhen.

Von der Forschung in die großtechnische Umsetzung

Der Standort in Theiß ist bereits heute ein zentraler Knotenpunkt im niederösterreichischen Energiesystem mit einer Kombination aus elektrischen und thermischen Anlagen. Dort befindet sich der größte Fernwärmespeicher Österreichs mit einem Fassungsvermögen von rund 50.000 m³ Heißwasser. Vor einigen Jahren wurde dazu eine Power-to-Heat-Anlage mit einer Leistung von 5 MW errichtet. Damit kann überschüssiger Strom genutzt werden, um Wärme zu produzieren, zwischenzuspeichern und letztlich über ein Fernwärmenetz an Kunden auszuliefern. Im Rahmen des Green Energy Lab Projekts „SEKOHS Theiß“ wurden das Power-to-Heat-System und der thermische Großspeicher versuchsweise um ein Batteriespeichersystem mit 5 MW Leistung und 6 MWh Kapazität ergänzt. Die wissenschaftliche Leitung dieses Projekts lag bei der Energy Economics Group der TU Wien. Wissenschaftlicher Partner war das AIT – Austrian Institute of Technology, die Vermarktung der Flexibilitäten erfolgte durch CyberGrid. Gefördert wurde dieses Projekt im Rahmen des Programms Vorzeigeregion Energie des Klima- und Energiefonds.

Fernwärmespeicher Theiß mit einem Fassungsvermögen von 50.000 m³ Heißwasser © EVN

Mit der Errichtung und dem Betrieb dieses „kleinen“ Speichers, konnten wertvolle Erfahrungen gewonnen werden. Die nun folgende Erweiterung stellt eine Skalierung der Kapazität um mehr als das 20‑Fache dar und zeigt eindrucksvoll, wie Forschungsprojekte zu Investitionen und technischen Umsetzungen im großen Maßstab führen und damit zu zentralen Elementen in der Architektur eines Energiesystems der Zukunft werden.

Das bestehende Batteriespeichersystem mit 5 MW Leistung und 6 MWh Kapazität wird nun erweitert © Green Energy Lab / Karin Dögl

Technische Projektdaten des neuen Batteriespeichers:

• Leistung: 70 MW
• Kapazität:  140 MWh (2h Speicher)
• Batterie Container: 40 Stück
• Baustart: Februar 2026
• Geplante Inbetriebnahme: Q3 2027
• Investition: rund 46 Mio. Euro
• Standort: Energieknoten Theiß

Pilotversuch mit E-Autos als Stromspeicher

Nicht nur stationäre Batterien können die Flexibilität im Netz erhöhen, auch E-Fahrzeuge verfügen – in Summe gesehen – über erhebliche Speicherkapazitäten. Deshalb testen die Österreichische Post, EVN und Netz Niederösterreich in Mautern an der Donau gemeinsam das bidirektionale Laden von E-Fahrzeugen. Die Fahrzeuge können also nicht nur Strom aufnehmen, sondern bei Bedarf auch wieder ins öffentliche Netz einspeisen (Vehicle-to-Grid, V2G). In Kombination mit der Photovoltaikanlage am Dach der Postbasis wird der Strom, der tagsüber erzeugt wird, während der Standzeiten der Fahrzeuge – etwa am Nachmittag oder am Wochenende – in den Antriebsbatterien gespeichert und kann später wieder abgegeben werden. Die elektrischen Postfahrzeuge agieren damit als großer, gebündelter Stromspeicher.

v.l.: Stefan Stallinger, Technikvorstand, EVN, mit Peter Umundum, Generaldirektor-Stellvertreter, Vorstand für Paket & Logistik, Österreichische Post AG © Österreichische Post AG / Christian Husar

Die Projektpartner betreten Neuland, denn noch fehlen für das bidirektionale Laden in Österreich die nötigen Rahmenbedingungen. Netz Niederösterreich und EVN nutzen den Pilottest gemeinsam mit der Post, um Praxiserfahrungen zu sammeln und mögliche zukünftige Standards für das Energienetz zu entwickeln.

EVN-Technikvorstand Stefan Stallinger: „Wir brauchen bidirektionales Laden, um Elektrofahrzeuge künftig noch intelligenter in das Energiesystem einzubinden und wertvolle Flexibilität bereitzustellen. Gemeinsam mit der Post setzen wir einen innovativen Schritt, um diese Technologie in der Praxis zu erproben – und wir freuen uns sehr über die starke und konstruktive Zusammenarbeit in diesem Pilotprojekt.“

Auch beim bidirektionalen Laden können Post, EVN und Netz Niederösterreich übrigens auf Erfahrungen aus der Forschung im Green Energy Lab bauen: Im Forschungsprojekt „Car2Flex“, unter der wissenschaftlichen Leitung der TU Wien, wurde hier gemeinsam mit rund 20 Partnerinstitutionen und einer Förderung des Klima- und Energiefonds bereits Pionierarbeit geleistet.

Ein E-Auto angesteckt an einer bidirektionalen Ladesäule © Green Energy Lab