Stromspeicher bis 2030: Warum Peak-Zeiten Batterien unverzichtbar machen

In vielen Ländern wächst der Strombedarf und gleichzeitig schwankt die Erzeugung: Solar erzeugt viel tagsüber, Wind stark nachts oder regional, Wärmepumpen und Elektroautos verschieben Verbrauch in neue Zeitfenster. Diese Kombination macht Spitzenlasten häufiger. Für den Betrieb des Netzes ist entscheidend, wie stark diese Spitzen sind und wie lange sie andauern. Speicher können beides beeinflussen: Sie reduzieren die Höhe der Peaks und liefern Energie während kritischer Stunden. Die Frage, die zunehmend diskutiert wird, lautet: Wie viel Speicherkapazität braucht ein modernes Stromsystem bis 2030, damit Versorgung zuverlässig und kosteneffizient bleibt?

Bei der Diskussion um Speicher begegnen zwei Einheiten ständig: GW (Gigawatt) und GWh (Gigawattstunde). GW beschreibt, wie viel Leistung ein Speicher in einem Moment liefern kann. GWh beschreibt, wie viel Energie er insgesamt speichern oder abgeben kann — also Leistung multipliziert mit Zeit. Ein 1 GW-Speicher, der eine Stunde lang voll liefert, stellt 1 GWh bereit. Diese Unterscheidung ist wichtig: Für kurze, scharfe Peaks braucht es hohe GW; um mehrere Stunden Dunkelflaute zu überbrücken, braucht es GWh-Volumen.

Die Planung muss Leistung und Energiemenge getrennt betrachten: genügend Leistung für Spitzen, genügend Volumen für Stunden bis Tage.

Studien für Deutschland kommen zu unterschiedlichen Zahlen — je nachdem, welche Annahmen sie treffen. Marktnahe Modelle zeigen Bedarf in Größenordnungen von einigen zehn GWh bis rund 60 GWh bis 2030; systemorientierte Szenarien nennen auch Werte deutlich oberhalb von 100 GWh, wenn sehr viele erneuerbare Quellen und Sektorkopplung angenommen werden. Diese Spannbreite entsteht, weil Flexibilität auf Verbraucher- und Netzseite, Importe und saisonale Dunkelflauten unterschiedlich berücksichtigt werden. (Quellen: Fraunhofer ISE, Frontier Economics, BMWK-Berichte.)

Eine kleine Tabelle macht die Unterschiede klarer:

Für Entscheider heißt das: Ein Ziel in GW reicht nicht aus. Es muss eine kombinierte Zielsetzung geben, die Leistungsanforderungen für Spitzenlasten und das Speichervolumen für längere Engpässe berücksichtigt. In Deutschland empfehlen mehrere Studien, spätestens bis 2030 ambitionierte GWh-Ziele zu formulieren, weil sonst teure Reservekapazitäten oder zusätzliche Netzausbau-Kosten die Folge sein können.

Der Effekt von Speichern lässt sich gut an drei Szenarien zeigen. Erstens: Ein Wohngebiet mit vielen PV-Dächern produziert mittags mehr Strom, als die Haushalte verbrauchen. Ein lokaler Batteriespeicher puffert diese Überschüsse und gibt sie abends ab, wenn Solar nicht mehr liefert — so sinkt die Belastung der Ortsnetztransformatoren. Zweitens: Ein Industriepark hat zeitweise sehr hohe Lasten am Nachmittag. Ein Batteriesystem reduziert die Spitze und vermeidet Kosten für teure Netzverstärkungen. Drittens: Im Netzgebiet eines Übertragungsnetzbetreibers können große Batteriespeicher in wenigen Sekunden Lastspitzen abfangen, die sonst mit teuren Gaskraftwerken gedeckt werden müssten.

Für einzelne Haushalte und Firmen sind Speicher auch wirtschaftlich: gekoppelt mit PV senken sie den Eigenverbrauch und damit die Stromrechnung. Auf Systemebene schaffen Speicher kurzfristige Reserve, stabilisieren Frequenz und verzögern Investitionen in Leitungen. In Regionen mit schwachem Leitungsnetz kann ein Mix aus dezentralen Speichern und gezieltem Netzausbau oft günstiger sein als reiner Leitungsbau.

Ein weiterer praktischer Punkt: Die Art des Speicherbetriebs bestimmt den Nutzen. Wenn Betreiber Speicher nur für Arbitrage (Preisdifferenzen) nutzen, bringt das geringeren Systemnutzen als ein Betrieb, der gezielt zu Spitzenzeiten einspeist und Reserven bereithält. Regulatorische Rahmenbedingungen und Marktprodukte sind daher entscheidend, damit Speicher den größtmöglichen gesellschaftlichen Nutzen liefern.

Die Chancen sind klar: Speicher erhöhen Versorgungssicherheit, reduzieren die Notwendigkeit laufender Spitzenkraftwerke und verbessern die Integration von Wind und Solar. Sie schaffen Flexibilität, die durch Wärmepumpen und Elektroautos künftig nötig wird. Betreiber können lokale Engpässe kurzfristig entschärfen und damit teure Netzausbauten verschieben.

Es gibt aber auch Limits: Langfristige, saisonale Defizite lassen sich nicht allein mit Lithium-Ionen-Batterien wirtschaftlich lösen. Für Wochen oder Monate mit sehr wenig Wind und Sonne braucht es andere Lösungen wie Power-to-X, Wasserstoffspeicher oder zusätzlich installierte Erzeugung. Außerdem ist die Rohstofffrage relevant: Große Batterieprojekte erhöhen den Bedarf an Metallen, der nachhaltig und sozial verträglich gedeckt werden muss.

Ökonomisch entstehen Spannungen, wenn Marktregeln nicht den gesamten Systemnutzen von Speichern abbilden. Ohne angepasste Vergütung für Netzstabilisierungsdienste können Betreiber auf Kurzfristgewinne statt auf Systemdienstleistungen ausgerichtet sein. Regulatorische Unsicherheiten, etwa bei Netzentgeltbefreiungen für Speicherprojekte, bremsen Investitionen. Schließlich bergen Schnellausbau-Szenarien das Risiko, dass viele kleine Speicherfragmentierungen entstehen, die organisatorisch mehr Koordination benötigen.

Verschiedene Studien zeichnen bis 2030 unterschiedlich aus: konservative Ansätze sehen Bedarf im Bereich von einigen zehn GWh, umfassendere Szenarien nennen Zielwerte um 100 GWh oder mehr, wenn gleichzeitig Elektrifizierung und starker EE-Ausbau angenommen werden. Entscheidend wird sein, wie schnell Flexibilität auf Verbraucherseite (smartes Laden, Lastmanagement) skaliert und wie stark grenzüberschreitende Importe das System stützen.

Pragmatische Schritte bis 2030 könnten so aussehen: klare Zielwerte für GWh-Kapazität, Anreize für Multi-Use-Betrieb (netzdienlicher Einsatz plus Eigenverbrauch), beschleunigte Genehmigungen für Großspeicher an geeigneten Standorten (zum Beispiel ehemalige Kraftwerksstandorte) und Unterstützung für Technologien, die saisonale Lücken schließen. Solche Maßnahmen verkürzen die Zeit bis zur Wirksamkeit: Speicher wirken lokal schnell und können mittelfristig Investitionen in andere Infrastruktur vermeiden.

Für Privatpersonen und Unternehmen bedeutet das: Beim Kauf von PV und Speicher lohnt der Blick auf Nutzungsprofil und auf die Möglichkeit, an Flexibilitätsprogrammen teilzunehmen. Auf politischer Ebene heißt es, Marktregeln so zu gestalten, dass Speicher nicht nur Profitmaximierung betreiben, sondern systemrelevante Dienste anbieten.

Bis 2030 entscheidet sich, ob Speicher in notwendigem Umfang aufgebaut werden. Sie sind kein Allheilmittel für alle Probleme des Stromsystems, aber für die Abmilderung häufiger und teurer Spitzenlasten unverzichtbar. Entscheidend ist eine kombinierte Strategie: genug GW für die kurzfristige Leistungsabdeckung und ausreichend GWh für Stunden bis Tage. Technische Lösungen, konsequente Marktanreize und gezielte Standortwahl können die Kosten senken und die Verfügbarkeit verbessern. Wer jetzt plant, reduziert später teure Kompromisse zwischen Netzausbau, Reservekraftwerken und Versorgungsunterbrechungen.