Auf einem Bein steht man schlechtBatteriespeicher, Netzstabilität, Dunkelflaute — und warum Deutschland die falschen Schlüsse zieht

Ein Artikel in der Welt hat es kürzlich auf den Punkt gebracht: Beim Netzbetreiber Schleswig-Holstein Netz liegen Anträge für Batteriespeicher mit einer Gesamt-Speicherleistung von 27.000 Megawatt vor. Derzeit sind an dieses Netz aber nur Verbraucher mit einer Spitzenleistung von 2.000 Megawatt angeschlossen. Das ist kein Tippfehler. Das Verhältnis ist 13,5 zu 1. Man kann das auf verschiedene Arten kommentieren. Ich wähle die nüchterne: Das ist absurd, und wer glaubt, damit sei die Energiewende gesichert, hat ein grundlegendes Systemverständnisproblem.

Die Frage, die ich mir stelle, ist nicht, ob Batteriespeicher sinnvoll sind. Sie sind es — in bestimmten Anwendungsfällen, an bestimmten Standorten, mit bestimmten Netzanschlusskonzepten. Die Frage ist: Zieht Deutschland aus dem bisherigen Verlauf die richtigen Schlüsse? Meine Antwort: nein, nicht wirklich.

Das Geschäftsmodell und seine Nebenwirkungen

Das Geschäftsmodell der großen Batteriespeicher ist simpel. Die Betreiber kaufen billigen Strom — etwa wenn Wind und Solar viel einspeisen und die Börsenpreise fallen oder negativ werden — und verkaufen ihn teurer zurück, wenn Knappheit herrscht. Dazu kommen Erlöse aus Systemdienstleistungen. Das ist ökonomisch nachvollziehbar. Das Problem liegt woanders.

Ein Batteriespeicher verhält sich beim Laden wie ein großer Verbraucher, beim Entladen wie ein großer Erzeuger. Er ist damit aus Netzsicht kein neutraler Puffer, sondern ein aktiver Teilnehmer, der je nach Betriebsphase erhebliche Leistungsflüsse erzeugt. Wenn nun 27.000 Megawatt solcher Speicher an einem Netz mit 2.000 Megawatt Verbraucherspitze hängen wollen, reden wir nicht mehr über Optimierung. Wir reden über ein strukturelles Stabilitätsproblem.

HanseWerk und der Speicherbetreiber Eco Stor haben deshalb in Schleswig-Holstein gemeinsam ein sogenanntes Auslastungsmonitoring eingeführt, kombiniert mit flexiblen Netzanschlussverträgen. Das Prinzip: Speicher bekommen Netzkapazität nicht statisch zugeteilt, sondern dynamisch, abhängig von der tatsächlichen Auslastung. Dadurch konnten im Gebiet Bollingstedt über 100 Megawatt Leistung verfügbar gemacht werden, die nach dem alten Verfahren dauerhaft blockiert worden wären. Das ist ein vernünftiger Ansatz — und er zeigt gleichzeitig, wie weit das bisherige System hinterherhinkt.

Netzstabilität ist mehr als gespeicherte Kilowattstunden

Wer über Energiewende redet, redet zu oft über Kapazitäten — Gigawatt hier, Terawattstunden dort. Was dabei unter den Tisch fällt: Ein stabiles Stromnetz braucht nicht nur Energie, es braucht vor allem Frequenzhaltung. Die europäischen Verbundnetze laufen auf 50 Hertz. Weicht die Frequenz ab, schalten Anlagen ab. Weicht sie zu weit ab, kollabiert das Netz.

Früher haben konventionelle Großkraftwerke durch ihre rotierende Masse — Turbinen, Generatoren — eine natürliche Trägheit ins Netz gebracht. Diese sogenannte Systemträgheit dämpft Frequenzabweichungen automatisch. Mit dem Abschalten dieser Kraftwerke schwindet dieser Puffer. Batteriespeicher können prinzipiell sehr schnell reagieren — innerhalb von Millisekunden. Das ist theoretisch ein Vorteil. Praktisch hängt alles davon ab, ob sie dazu auch konfiguriert, angereizt und reguliert werden.

Benedikt Deuchert von Kyon Energy hat es treffend formuliert: Entwickler und Regulierer müssen sich von starren Vorgaben lösen und hin zu dynamischen, bedarfsorientierten Steuerungskonzepten übergehen — ermöglicht durch Echtzeit-Redispatch-Signale und vergütete Flexibilitätsdienste. Das klingt nach Beraterdeutsch, meint aber etwas Konkretes: Ein Speicher, der aus rein wirtschaftlichen Motiven dann lädt oder entlädt, wenn es für seinen Betreiber am lukrativsten ist, ist für die Netzstabilität im Zweifel wertlos — oder kontraproduktiv. Netzdienlicher Betrieb ist kein Nebenprodukt des Marktes. Er muss gefordert und vergütet werden.

Der Redispatch-Aufwand — also die Maßnahmen, mit denen Netzbetreiber Einspeisungen kürzen oder erhöhen, um Überlastungen zu vermeiden — lag 2025 in Deutschland bei 15.549 Gigawattstunden. Die Kosten dafür lagen bei über drei Milliarden Euro. Das sind reale Zahlen für ein System, das bereits jetzt unter erheblichem Steuerungsaufwand läuft.

Was am 28. April 2025 in Spanien passiert ist

Am 28. April 2025 fiel in Spanien, Portugal und Teilen Südwestfrankreichs flächendeckend der Strom aus. Fünfzehn Gigawatt — mehr als die Hälfte des zu diesem Zeitpunkt verbrauchten Stroms — verschwanden innerhalb von fünf Sekunden aus dem Netz.

Die Ursache war eine Kettenreaktion: Zunächst traten Netzpendelungen auf, also Schwingungen zwischen Kraftwerksgeneratoren. Der Leistungsaustausch zwischen Spanien und Frankreich wurde reduziert, die Spannung stieg. Immer mehr Anlagen schalteten zum Selbstschutz ab. Die Frequenz fiel. Das spanische Netz synchronisierte sich nicht mehr mit dem europäischen Verbundnetz und wurde zum Schutz des Gesamtsystems konzeptgemäß abgetrennt.

Das war kein Zufall. Das war ein Systemkollaps, ausgelöst durch ein Stabilitätsproblem in einem Netz, das zunehmend von erneuerbaren Quellen dominiert wird und dabei an Systemträgheit verliert. Spanien ist nicht Deutschland — aber die grundlegenden physikalischen Bedingungen sind dieselben.

Ich wäre von einem vergleichbaren Ereignis in Deutschland nicht überrascht. Das ist keine Hysterie. Das ist eine nüchterne Einschätzung auf Basis der Systemarchitektur.

Die Dunkelflaute: seltener Ausnahmefall oder strukturelles Risiko?

Zur Dunkelflaute gibt es eine bemerkenswerte Bandbreite an Einschätzungen. Die Zahlen gehen weit auseinander, weil die verwendeten Definitionen fundamental verschieden sind.

Uniper hat zwischen 2016 und 2025 insgesamt 1.435 Phasen ermittelt, in denen erneuerbare Energien mindestens zehn Stunden lang keinen ausreichenden Strom lieferten. Das ergibt rund 168 solcher Ereignisse allein im Jahr 2025. Uniper definiert Dunkelflauten damit viel breiter als andere — und kommt zu dem Schluss: Es handelt sich um einen regelmäßigen Bestandteil des deutschen Stromsystems, nicht um ein Ausnahmephänomen. Gesicherte Kraftwerkskapazitäten seien zwingend notwendig.

Amprion, einer der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und damit operativ verantwortlich für einen großen Teil des deutschen Höchstspannungsnetzes, erwartet jedes Jahr rund sechs Dunkelflauten. Ohne neue Gaskraftwerke, so die Einschätzung des Amprion-Netzchefs Christoph Müller, droht Strommangel.

Ich halte die operativ-technischen Quellen in dieser Debatte für verlässlicher als die publizistisch-aktivistischen. Das ist eine Haltung, die ich im Podcast und im Blog bereits mehrfach begründet habe. Wer täglich mit der Netzstabilität befasst ist und dafür haftet, hat andere Anreize zur Redlichkeit als jemand, der Studien für eine bestimmte politische Richtung verfasst.

Was Batterien leisten können — und was nicht

Die installierte Batteriespeicherkapazität in Deutschland liegt 2026 bei rund 28,46 Gigawattstunden. Um eine mehrtägige Dunkelflaute ohne konventionelle Kraftwerke vollständig überbrücken zu können, wären nach vorliegenden Studien etwa 35 Terawattstunden notwendig. Das ist das rund 1.200-fache der aktuellen Kapazität.

Man muss kein Ingenieur sein, um daraus zu schließen: Batteriespeicher können die Dunkelflaute nicht lösen. Sie sind für Kurzzeitausgleich konzipiert — Stunden, allenfalls einzelne Tage. Für die strukturelle Absicherung über Tage und Wochen braucht es andere Instrumente.

Die Bundesregierung hat im Mai 2026 den Weg für neue Gaskraftwerke freigemacht. Die EU hat insgesamt zwölf Gigawatt an Reservekraftwerken genehmigt. Diese sollen zunächst mit Erdgas betrieben werden, da die Wasserstoffinfrastruktur noch nicht ausreicht, und bis 2045 schrittweise auf Wasserstoff umgerüstet werden. Das ist eine notwendige Maßnahme. Sie kommt spät.

Die dritte Säule — Power-to-Gas, also die Umwandlung von überschüssigem Ökostrom in Wasserstoff und dessen Speicherung im Gasnetz — hätte das Potential, das Problem grundlegend zu lösen. Das deutsche Gasnetz kann theoretisch rund 350 Terawattstunden Energie speichern. Das wäre genug für zehn große Dunkelflauten. Diese Technologie wird aber seit Jahren verschleppt, anstatt sie konsequent voranzutreiben.

Was das bedeutet

Die Energiewende ist in der Erzeugung weit vorangekommen. Wind und Solar produzieren inzwischen relevante Anteile des deutschen Strombedarfs. Das ist eine reale Leistung. Aber ein System besteht nicht nur aus Erzeugungskapazitäten.

Was hinkt: die Systemstabilität. Die Regulierung für Netzanschlüsse und Betriebsweisen von Batteriespeichern ist noch zu statisch. Netzdienlicher Betrieb wird nicht systematisch eingefordert. Power-to-Gas bleibt ein Nischenprojekt. Und die Dunkelflaute-Vorsorge setzt auf Gaskraftwerke, die noch gebaut werden müssen.

Schleswig-Holstein und HanseWerk zeigen, dass es besser geht: dynamische Netzanschlussverträge, Auslastungsmonitoring, flexible Steuerung. Das ist der richtige Ansatz. Er muss bundesweit zum Standard werden — nicht zur Ausnahme für einen Pilotbetreiber in Bollingstedt.

Ich formuliere es so: Die Energiewende scheitert nicht am Akku. Sie scheitert an der Frage, wer ihn wann, wo und zu welchem Netzpreis laden darf — und an der Illusion, dass Batterien Wochen ohne Wind und Sonne überbrücken können.

Sven Becker

svensagt.de

Quelle 

Stromnetze: Wie Schleswig-Holstein den Kollaps durch zu viele Batteriespeicher verhindern will - WELT https://share.google/JqeJBgzeoW3k08A9l