Am 12. Dezember 2024 war es um 17 Uhr längst dunkel, und die Windräder in Deutschland standen fast still. An der Strombörse kostete die Megawattstunde in dieser Stunde 936 Euro, gut zehnmal so viel wie im Mittel des Jahres 2025. Batteriespeicher können Gaskraftwerke zwar nicht ersetzen, aber ihre Zahl und ihre Einsatzdauer verringern.
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- Was passiert im Stromnetz, wenn Wind und Sonne gleichzeitig ausfallen?
- Warum kommt Deutschland mit Batteriespeichern allein nicht durch den Winter?
- Wie verkleinern Batteriespeicher den Bedarf an Gaskraftwerken?
- Was kostet ein Gaskraftwerk, das die meiste Zeit stillsteht?
- Wo ersetzen Batterien schon heute Spitzenkraftwerke?
- Warum zählen Speicher in der deutschen Ausschreibung so wenig?
- Welche Speicher helfen, wenn die Dunkelflaute länger dauert?
- Was bedeutet das für Ihr Unternehmen?
- Wie viele neue Gaskraftwerke braucht Deutschland, wenn man Batteriespeicher mitrechnet?
- Glossar: 14 wichtige Fachbegriffe zu Speichern und Reservekraftwerken
- FAQ: Dunkelflaute: Wie Batteriespeicher Gaskraftwerke einsparen
Das Wichtigste in Kürze
- In einer Dunkelflaute liefern Wind und Sonne tagelang fast nichts. Die Batteriespeicher in Deutschland fassen zusammen rund 35 Gigawattstunden, das reicht an einem solchen Tag für gut eine halbe Stunde.
- Speicher können aber die Tageslast glätten. Mit 20 Gigawattstunden netzdienlicher Speicher hätte die nötige Kraftwerksleistung am 12. Dezember 2024 um 3 Gigawatt niedriger liegen können.
- Neue Gas-Reservekraftwerke kosten nach der ersten Auktion im Schnitt 155.296 Euro je Megawatt und Jahr, 15 Jahre lang. Jedes eingesparte Gigawatt spart rund 155 Millionen Euro im Jahr.
- Die ersten Ausschreibungen verlangen zehn Stunden Dauerleistung. Betreiber von Speichern mit vier Stunden Speicherdauer dürfen erst ab Mai 2027 mitbieten.
1 Wie viel kostete die Megawattstunde Strom am 12. Dezember 2024 an der Börse für die Stunde ab 17 Uhr? Aufklappen ↓
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2 Wie viele Stunden am Stück müssen Anlagen in den ersten Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten einspeisen können? Aufklappen ↓
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3 Welcher Anteil der Batteriekapazität in Deutschland entfiel im Juli 2026 auf private Heimspeicher? Aufklappen ↓
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4 Welchen Zuschlagswert erzielten die Gebote in der ersten Auktion im Schnitt je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr? Aufklappen ↓
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5 Wie stark sank die Gasverstromung in Kalifornien von Januar bis Mai 2026 gegenüber demselben Zeitraum 2024? Aufklappen ↓
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Was passiert im Stromnetz, wenn Wind und Sonne gleichzeitig ausfallen?
Dann müssen Kraftwerke, Importe und Speicher fast den ganzen Bedarf decken. Am 12. Dezember 2024 lieferten Windräder und Solaranlagen im Schnitt gut 2 Gigawatt, verbraucht wurden 61 Gigawatt.
Über Mitteleuropa lag ein Hochdruckgebiet, und der Wind blieb aus. Nach den Stundenwerten der Bundesnetzagentur auf ihrer Plattform SMARD erzeugten die Windräder an Land und auf See an diesem Donnerstag zusammen rund 35 Gigawattstunden, die Solaranlagen rund 15. Erdgaskraftwerke kamen auf 417 Gigawattstunden, Braunkohle auf 269, Steinkohle auf 147, Biomasse auf 104. Was die Kraftwerke im Inland nicht schafften, kam über die Leitungen aus den Nachbarländern.
Fachleute nennen eine solche Lage Dunkelflaute. Sie ist selten, aber sie bestimmt, wie viel Kraftwerksleistung bereitstehen muss.
Der Deutsche Wetterdienst legt in einer Auswertung von 2018 als Maßstab 48 Stunden an, in denen Wind und Sonne im Mittel weniger als 10 Prozent ihrer Nennleistung liefern. Für Windräder an Land und auf See zusammen kommt das im Schnitt 13-mal im Jahr vor, mit der Photovoltaik dazu noch zweimal. Im Rückblick auf das Jahr 2025 erwähnt der Wetterdienst zwei windarme Lagen im November und Dezember 2024, beide unter einem Hoch über Mitteleuropa.
An Werktagen im Winter sinkt die Last nachts gegen 3 Uhr auf rund 48 Gigawatt, steigt am Morgen steil an und bleibt bis in den frühen Abend auf einem Plateau um 68 Gigawatt. Am 12. Dezember 2024 lag der Tiefstwert bei 48,1 Gigawatt um 2 Uhr, der Höchstwert bei 68,6 Gigawatt um 11 Uhr.
Zwischen Nacht und Tag lagen also gut 20 Gigawatt. Genau in diesem Abstand liegt die Aufgabe für Speicher.
Verbrauch am 12. Dezember 2024 rund 1.462 Gigawattstunden. Was die Kraftwerke im Inland nicht lieferten, kam vor allem aus dem Ausland. Häufigkeit der Dunkelflaute nach einer Auswertung des DWD von 2018.
An der Strombörse kostete die Megawattstunde im Day-Ahead-Handel, der täglichen Auktion für den Strom des Folgetags, für die Stunde ab 17 Uhr 936,28 Euro. Im Mittel des Jahres 2025 lag der Börsenstrompreis laut Bundesnetzagentur bei 89,32 Euro, die Dezemberstunde war also gut zehnmal so teuer. Schon am 6. November 2024 hatte der Preis in derselben Abendstunde 820 Euro erreicht.
Die Solaranlagen helfen im deutschen Winter wenig. Nach den Daten der Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) speisten sie im Juni 2025 rund 10,0 Terawattstunden ins öffentliche Netz ein, im Dezember 1,4.
Warum kommt Deutschland mit Batteriespeichern allein nicht durch den Winter?
Weil ihnen die Energie für mehrere Tage fehlt. Alle Batteriespeicher in Deutschland fassen rund 35 Gigawattstunden, an einem Tag wie dem 12. Dezember 2024 reicht das für gut eine halbe Stunde.
Die Leistung eines Speichers in Gigawatt sagt, wie viel Strom er in einem Moment abgeben kann, die Kapazität in Gigawattstunden, wie lange er das durchhält. Laut Energy-Charts waren im November 2026 in Deutschland Batteriespeicher mit zusammen 22,2 Gigawatt und 34,8 Gigawattstunden installiert. Rechnerisch halten sie ihre volle Leistung gut anderthalb Stunden.
Der größte Teil davon steht im Keller. Nach einer Auswertung der RWTH Aachen und des Installateurs 1Komma5° entfielen im Juli 2026 rund 75 Prozent der Kapazität auf private Heimspeicher. Sie laden mittags Solarstrom vom eigenen Dach und geben ihn abends im eigenen Haus ab, auf Engpässe im Netz reagieren die meisten nicht.
Für das Netz arbeiten die Großbatteriespeicher an Umspannwerken und Kraftwerksstandorten. Die Übertragungsnetzbetreiber setzen im Entwurf für ihren neuen Szenariorahmen für Ende 2025 rund 2,7 Gigawatt und 4,1 Gigawattstunden an. Wie ihre Betreiber damit Geld verdienen und warum der Zubau gerade erst beginnt, beschreibt unser Beitrag über Großbatteriespeicher.
Laut SMARD haben Netzbetreiber im Jahr 2025 Anschlusszusagen für Batteriespeicher mit zusammen 54,2 Gigawatt und 142,4 Gigawattstunden gegeben.
| Speicher | Leistung | Kapazität | Volle Leistung für | Stand und Quelle |
|---|---|---|---|---|
| Alle Batteriespeicher | 22,2 GW | 34,8 GWh | gut 1,5 Stunden | November 2026, Energy-Charts |
| davon Heimspeicher | keine Angabe | rund 22 GWh | keine Angabe | Juli 2026, RWTH Aachen und 1Komma5° |
| Großbatteriespeicher am Netz | 2,7 GW | 4,1 GWh | gut 1,5 Stunden | Ende 2025, Übertragungsnetzbetreiber |
| Netzanschluss zugesagt (Batterien) | 54,2 GW | 142,4 GWh | gut 2,5 Stunden | 2025, SMARD |
| Pumpspeicherkraftwerke | 6,2 GW | rund 147 GWh | fast 24 Stunden | 2026, Clean Energy Wire |
Selbst diese 142 Gigawattstunden reichten an einem Tag wie dem 12. Dezember für gut zwei Stunden, eine Dunkelflaute dauert zwei Tage oder länger. Die Pumpspeicherkraftwerke mit rund 147 Gigawattstunden ändern an dieser Rechnung wenig. Ganz anders die Speicherseen in Norwegen mit über 87 Terawattstunden, an sie kommt Deutschland aber nur über wenige Leitungen heran.
Nach den Daten der US-Energiebehörde EIA erzeugten die Solaranlagen in Kalifornien im Juni 2025 rund zweieinhalbmal so viel wie im Dezember. In Deutschland lag das Verhältnis bei sieben zu eins.
Deutschland: öffentliche Einspeisung ohne Eigenverbrauch. Kalifornien: Anlagen ab 1 Megawatt, ohne Dachanlagen. Dauer des Batteriebestands: 34,8 Gigawattstunden geteilt durch 60,9 Gigawatt mittleren Verbrauch, eigene Rechnung.
Die Beratungsfirma THEMA Consulting hat im Frühjahr 2026 durchgerechnet, was mehr Batterien in einem schlechten Winterjahr bringen, mit Wetterdaten von 1985 für das Jahr 2035. Ohne neue Kraftwerke und Speicher nach 2027 kam das Modell auf rund 400 Stunden mit Preisspitzen von 1.000 Euro je Megawattstunde. 90 Gigawatt zusätzliche Batterien drückten sie nur auf rund 200 Stunden, 20 Gigawatt zusätzliche Gaskraftwerke auf rund 100. Ab etwa 70 Gigawatt brachten weitere Batterien für die Versorgungssicherheit nichts mehr.
Batterien ersetzen also keine Kraftwerke, die tagelang laufen können. Sie können aber deren Zahl senken.
Wie verkleinern Batteriespeicher den Bedarf an Gaskraftwerken?
Sie kappen die Spitzen des Tages. Speicher laden nachts und entladen sich, wenn die Last steigt. Die Kraftwerke laufen gleichmäßig durch und müssen nur noch für eine Leistung unterhalb der Tagesspitze gebaut werden.
Ein Gaskraftwerk arbeitet am wirtschaftlichsten, wenn es lange mit gleicher Leistung läuft, denn jedes Anfahren kostet Brennstoff und verschleißt die Turbine. In einer Dunkelflaute laufen die steuerbaren Kraftwerke ohnehin rund um die Uhr. Ohne Speicher bestimmt die höchste Stunde, wie viel Leistung sie zusammen haben müssen, mit Speicher genügt eine niedrigere Obergrenze.
Für den 12. Dezember 2024 haben wir das mit den Stundenwerten von SMARD durchgerechnet. Von der Last haben wir Wind- und Solarstrom abgezogen. Übrig bleibt die Residuallast, also der Teil des Bedarfs, den Kraftwerke, Importe und Speicher decken müssen. Sie lag um 2 Uhr nachts bei 45,7 Gigawatt und erreichte um 8 Uhr 66,6 und um 17 Uhr 66,7 Gigawatt.
Angenommen, Batteriespeicher mit 20 Gigawattstunden hätten an diesem Tag netzdienlich gearbeitet: geladen in der Nacht, entladen in den Stunden mit der höchsten Last. Dann hätten die übrigen Erzeuger nie mehr als 63,7 Gigawatt liefern müssen, 3 Gigawatt weniger als ohne Speicher.
Der Rechenweg: Wir haben die Leistungsgrenze gesucht, bei der die Strommenge oberhalb der Grenze genau der Kapazität des Speichers entspricht. Bei 63,7 Gigawatt lag die Residuallast in zwölf Stunden darüber, von 8 bis 20 Uhr, um 0,2 bis 3,0 Gigawatt. Zusammengezählt ergibt das rund 20 Gigawattstunden, die der Speicher in diesen Stunden liefert.
Die höchste Stunde lag bei 66,7 Gigawatt, die Kraftwerke kommen also mit 3,0 Gigawatt weniger aus. Zum Nachladen braucht der Speicher bei 85 Prozent Wirkungsgrad rund 23,5 Gigawattstunden. Nachts lag die Residuallast um zusammen rund 137 Gigawattstunden unter der Grenze, der Platz dafür war also da.
| Stunde am 12.12.2024 | Residuallast | Liefert die Batterie (Teil über 63,7 GW) |
|---|---|---|
| 8 bis 9 Uhr | 66,6 GW | 2,9 GWh |
| 9 bis 10 Uhr | 65,9 GW | 2,2 GWh |
| 10 bis 11 Uhr | 65,4 GW | 1,7 GWh |
| 11 bis 12 Uhr | 65,1 GW | 1,4 GWh |
| 12 bis 13 Uhr | 64,4 GW | 0,7 GWh |
| 13 bis 14 Uhr | 64,4 GW | 0,7 GWh |
| 14 bis 15 Uhr | 64,6 GW | 0,9 GWh |
| 15 bis 16 Uhr | 65,3 GW | 1,6 GWh |
| 16 bis 17 Uhr | 66,1 GW | 2,4 GWh |
| 17 bis 18 Uhr | 66,7 GW | 3,0 GWh |
| 18 bis 19 Uhr | 65,7 GW | 2,0 GWh |
| 19 bis 20 Uhr | 63,9 GW | 0,2 GWh |
| Summe | 19,7 GWh |
Mit 50 Gigawattstunden wären es rund 5 Gigawatt gewesen. Erst mit rund 80 Gigawattstunden müssten die Kraftwerke den ganzen Tag gleich viel liefern, bei 7,3 Gigawatt Einsparung.
Skala beginnt bei 40 Gigawatt. Eigene Modellrechnung der Redaktion aus Stundenwerten, ohne Netzengpässe. Die Grenze ist so gewählt, dass die Strommenge darüber 20 Gigawattstunden ergibt, Rechenweg in der Tabelle oben. Ladestrom mit 85 Prozent Wirkungsgrad über Laden und Entladen auf die Nachtstunden verteilt.
Jede weitere Gigawattstunde bringt weniger, weil der deutsche Wintertag kein kurzer Abendgipfel ist, sondern ein Plateau von morgens 7 bis abends 19 Uhr. Die ersten 5 Gigawattstunden senken die Spitze um 1,4 Gigawatt, der Schritt von 50 auf 80 Gigawattstunden nur noch um 2 Gigawatt. An gewöhnlichen Wintertagen mit etwas Wind wird die Spitze schmaler, und dieselbe Batterie kappt mehr. Im Sommer reicht oft ein Speicher mit zwei bis vier Stunden Speicherdauer, um den Abend nach Sonnenuntergang zu überbrücken.
Nachts lag die Residuallast so weit unter dieser Grenze, dass die übrigen Erzeuger die Speicher mehrfach hätten füllen können, Verluste eingerechnet. Diesen Strom liefern in einer Dunkelflaute allerdings dieselben Kraftwerke, Importe und Speicherseen, nicht die Windräder. Die Batterie verschiebt Kraftwerksstrom von der Nacht in den Tag, und genau deshalb kommt das System mit weniger Kraftwerken aus.
- Laden: nachts, wenn die Last gut 20 Gigawatt unter dem Tageswert liegt
- Entladen: in den Stunden mit der höchsten Residuallast, am Morgen und am Abend
- Einsparung: die Kraftwerke müssen nur noch bis zur Kappungsgrenze reichen
- Grenze: das breite Winterplateau verlangt viele Gigawattstunden je eingespartem Gigawatt
Was kostet ein Gaskraftwerk, das die meiste Zeit stillsteht?
In der ersten Ausschreibung nach dem neuen Kapazitätengesetz bekamen die Bieter im Schnitt 155.296 Euro je Megawatt und Jahr zugesprochen, 15 Jahre lang. Bezahlt wird die Bereitschaft, nicht der Strom.
Das Strom-Versorgungssicherheits-und-Kapazitätengesetz, kurz StromVKG, ist am 21. Juli 2026 ausgefertigt worden. Es sieht zunächst zwei Ausschreibungen für sogenannte Langzeitkapazitäten vor, am 8. September und am 29. Dezember 2026, mit je 4,5 Gigawatt. Gefragt sind Anlagen, die mindestens zehn Stunden am Stück einspeisen können.
Am 3. November hat die Bundesnetzagentur das Ergebnis der ersten Runde veröffentlicht. 41 Gebote gingen ein, elf erhielten einen Zuschlag über zusammen rund 5.160 Megawatt reduzierter Leistung. Die reduzierte Leistung rechnet die installierte Leistung auf das herunter, was im Ernstfall verlässlich zur Verfügung steht, bei Gaskraftwerken sind das 85 Prozent. Der Höchstwert lag bei 244.000 Euro je Megawatt und Jahr, die bezuschlagten Gebote reichten von 129.551 bis 189.970 Euro. Drei Zuschläge gingen an RWE, die übrigen vor allem an die Leag, wie unser Bericht über die Zuschläge für drei Gaskraftwerke in Nordrhein-Westfalen zeigt.
Für die elf Zuschläge ergibt das rund 800 Millionen Euro im Jahr und über 15 Jahre rund 12 Milliarden Euro, nach unserer Rechnung mit dem Durchschnittswert.
Die Kosten für den Strom selbst sind darin noch nicht enthalten. Die Vergütung zahlen nach § 74 StromVKG die Übertragungsnetzbetreiber. Ab 2031 sollen die Kosten über eine Umlage weitergegeben werden, das Verfahren dafür regelt laut Gesetzesbegründung erst ein für 2027 geplantes Gesetz zum Kapazitätsmarkt. Die EU-Kommission hat das StromVKG am 2. September 2026 beihilferechtlich genehmigt.
Gaskraftwerke zählen zu 85 Prozent ihrer installierten Leistung (reduzierte Leistung, rMW). Summen und Rechenbeispiel von der Redaktion, Systempreis für Europa laut BloombergNEF, umgerechnet zum EZB-Referenzkurs vom 6. November 2026.
Das Analysehaus Wood Mackenzie erwartete im April 2026, dass die Preise für Gasturbinen bis Ende 2027 auf umgerechnet rund 540 Euro je Kilowatt steigen, 195 Prozent mehr als 2019. Käufer warten rund sechs Jahre auf neue Maschinen, die Auftragsbücher der Hersteller sind bis 2027 gefüllt. Ein Grund ist die Nachfrage neuer Rechenzentren in den USA.
Jedes Gigawatt gesicherter Leistung, das Deutschland nicht ausschreiben muss, spart bei den Preisen der ersten Runde rund 155 Millionen Euro im Jahr, denn ein Gigawatt sind 1.000 Megawatt zu je 155.296 Euro. Die 3 Gigawatt aus unserem Rechenbeispiel entsprächen rund 466 Millionen Euro im Jahr, über 15 Jahre rund 7 Milliarden Euro.
Schlüsselfertige Speichersysteme kosteten in Europa laut dem Analysedienst BloombergNEF 2025 im Schnitt umgerechnet rund 159 Euro je Kilowattstunde. 20 Gigawattstunden kämen so auf gut 3 Milliarden Euro Investition, einmalig. Der Vergleich ist grob, er zeigt aber die Größenordnung. Der Betreiber eines Speichers verdient zudem das ganze Jahr Geld, weil er mittags billig lädt und abends teuer verkauft, während die Reserve meist stillsteht. Für die Abendspitze sind Speicher mit vier Stunden Speicherdauer laut Wood Mackenzie inzwischen in allen 43 untersuchten Märkten günstiger als offene Gasturbinen.
Wo ersetzen Batterien schon heute Spitzenkraftwerke?
In Kalifornien. Allein im Netzgebiet des Betreibers CAISO sind gut 17 Gigawatt Batterieleistung installiert. Die Gasverstromung dort fiel in den ersten fünf Monaten 2026 um 60 Prozent unter den Wert von 2024, obwohl die Gaskraftwerke am Netz blieben.
Der Netzbetreiber CAISO zählte Ende September 2026 eine installierte Batterieleistung von 17.307 Megawatt. Die höchste Last des Monats lag am 9. September bei 50.335 Megawatt, die Akkus kommen also auf eine Leistung von rund einem Drittel der Spitzenlast. Laut dem Jahresbericht der Abteilung für Marktüberwachung bei CAISO lieferten die Batterien in dessen Marktgebiet 2025 in der stärksten Abendstunde im Mittel rund 9.100 Megawatt, ein Jahr zuvor rund 5.700. Die EIA meldet für die ersten fünf Monate 2026 eine dreimal so hohe Entladung wie 2024, bei gleicher Gaskraftwerksleistung. Zum Rückgang der Gasverstromung trugen auch 21 Prozent mehr Solarstrom und doppelt so hohe Importe bei.
Kaliforniens Gaskraftwerke stehen also noch, sie laufen nur seltener. Die Batterien übernehmen die teuren Abendstunden, in denen früher Spitzenlastkraftwerke anliefen.
Großbritannien: Angabe der britischen Regierung. Deutschland: Übertragungsnetzbetreiber (Großspeicher) und Energy-Charts (alle Batterien).
Großbritannien hatte Ende 2025 nach Angaben der Regierung rund 7,5 Gigawatt Großbatteriespeicher installiert. Dort dürfen Speicherbetreiber seit Jahren am Kapazitätsmarkt teilnehmen, angerechnet nach ihrer Dauer. In der Auktion für das Lieferjahr 2028/29 zählte ein Speicher mit einer Stunde Speicherdauer zu 10,47 Prozent seiner Leistung, einer mit zwei Stunden zu 20,94 Prozent, wie das Analysehaus Modo Energy aus den Vorgaben des Netzbetreibers zusammengestellt hat.
Deutschland hat mit 22 Gigawatt insgesamt etwa so viel Batterieleistung wie ganz Kalifornien mit 21 Gigawatt, aber nur ein Bruchteil davon arbeitet für das Netz. Der Vorsprung liegt in den Kellern.
Das StromVKG bezahlt die Betreiber von Gaskraftwerken 15 Jahre lang auch für tägliche Lastspitzen, die Batteriespeicher günstiger bedienen könnten.
Michael Dobler, Herausgeber Dr. Web
Warum zählen Speicher in der deutschen Ausschreibung so wenig?
Weil die ersten Runden zehn Stunden Dauerleistung verlangen. Betreiber eines Akkus mit vier Stunden Speicherdauer dürfen nicht bieten, ein Akku mit zehn Stunden zählt nur zu 58 Prozent.
Paragraf 12 des StromVKG lässt in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten nur Anlagen zu, die „ohne Unterbrechung für mindestens 10 aufeinanderfolgende Stunden“ 80 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen können. Speicher müssen die zehn Stunden jederzeit spätestens nach drei Stunden liefern können. Ein Akku mit vier Stunden Speicherdauer erfüllt diese Bedingung nie und ist ausgeschlossen.
Nach Anlage 4 des Gesetzes zählt ein Gaskraftwerk zu 85 Prozent, ein Batteriespeicher mit zehn Stunden zu 58, mit 20 Stunden ebenfalls zu 85 Prozent. Mit 24 Stunden zählt ein Groß-Batteriespeicher sogar mehr als ein Gaskraftwerk, nämlich 89 Prozent.
Bundesnetzagentur-Präsident Klaus Müller sprach von einem „intensiven Wettbewerb der unterschiedlichen Technologien“ und führte die niedrigen Preise darauf zurück, dass auch Betreiber von Stromspeichern in der ersten Runde mitgeboten haben. Einen Zuschlag bekam kein Speicher, und wie viele Speichergebote es gab, hat die Behörde nicht veröffentlicht.
Reduktionsfaktor: Anteil der installierten Leistung, der als verlässlich zählt. Volumen der zweiten Runde eigene Rechnung nach Paragraf 4 StromVKG.
Im Mai 2027 schreibt die Bundesnetzagentur 2 Gigawatt Erzeugungskapazitäten aus, ohne die Zehn-Stunden-Regel. Am 1. Dezember 2027 folgt der eigentliche Kapazitätsmarkt, offen auch für Speicher und regelbare Lasten. Modo Energy schätzt, dass ein Vierstundenspeicher dort zu 34 bis 39 Prozent angerechnet wird, in der Runde im Mai zu 27 bis 30 Prozent. Die Anrechnungsfaktoren für diese Runden stehen noch nicht fest.
Wirtschaftsministerin Katherina Reiche verteidigt die lange Dauer. Beim Handelsblatt-Energiegipfel im Januar 2026 sagte sie nach einem Bericht der Zeitschrift für kommunale Wirtschaft: „Batteriespeicher schaffen das heute nicht.“ Sie verwies auf 40 Tage im Jahr 2025, an denen die erneuerbaren Energien weniger als 20 Prozent des Bedarfs deckten. Für diese Tage brauche Deutschland Kraftwerke, die länger als zehn Stunden liefern.
Für die längsten Lagen hat die Ministerin recht, das zeigen auch die Modellrechnungen von THEMA.
Die Zehn-Stunden-Regel misst aber jede neue Anlage an der schlimmsten Woche des Jahrzehnts. Ein Akku, der jeden Abend die Spitze abschneidet, zählt in diesen Runden gar nicht, obwohl er den Bedarf an Spitzenleistung senkt. Unsere Einschätzung: Deutschland sollte die Menge an Gaskraftwerken erst ausschreiben, nachdem es die absehbaren Speicher abgezogen hat. Die Zusagen für 54 Gigawatt Batterieleistung liegen vor, auch wenn nach Angaben der Bundesnetzagentur nicht alle gebaut werden, weil Projektierer dasselbe Vorhaben an mehreren Standorten anmelden. Ohne sie einzurechnen, kauft Deutschland für 15 Jahre auch Reserve für Stunden, die Speicher in wenigen Jahren abdecken können.
Die Zehn-Stunden-Regel sortiert kurze Speicher aus, obwohl sie den Bedarf an Spitzenleistung senken. Die Menge neuer Gaskraftwerke sollte deshalb erst nach Abzug der absehbaren Speicher feststehen.
Welche Speicher helfen, wenn die Dunkelflaute länger dauert?
Für Tage und Wochen braucht es Speicherwasserkraft, steuerbare Kraftwerke mit Gas, Biogas oder später Wasserstoff und Verbraucher, die ihren Bedarf verschieben.
Rund 1.100 Speicherseen in Norwegen halten zusammen über 87 Terawattstunden, nach Angaben der norwegischen Regierung die Hälfte der europäischen Speicherkapazität. In Deutschland arbeiten 28 Pumpspeicherwerke mit zusammen 6,2 Gigawatt und rund 147 Gigawattstunden. Sie pumpen Wasser bergauf, wenn Strom billig ist, und lassen es bei Bedarf durch die Turbinen zurückfließen.
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft setzt in seinem Faktenpapier zur Dunkelflaute vom Januar 2026 auf verschiebbaren Verbrauch, Batteriespeicher gegen die Lastspitzen und für längere Lagen auf flexible Biogasanlagen. Wie viele Gaskraftwerke sich so einsparen ließen, beziffert der Verband nicht.
Seit April 2025 müssen Netzbetreiber zeitvariable Netzentgelte mit drei Tarifstufen anbieten, das sogenannte Modul 3 nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz. Wer eine Wärmepumpe oder Wallbox mit intelligentem Zähler betreibt, zahlt meist nachts und mittags weniger, die Zeitfenster legt jeder Netzbetreiber selbst fest. Laut Kraftfahrt-Bundesamt waren Anfang 2026 gut 2 Millionen Elektroautos zugelassen. Wenn ihre Halter nachts statt am frühen Abend laden, sinkt die Spitze, ganz ohne zusätzlichen Speicher.
Frontier Economics rechnete 2024 im Auftrag von fünf Speicherunternehmen, Eco Stor ist selbst Projektentwickler für Großspeicher.
Frontier Economics hat im Auftrag von fünf Speicherunternehmen 2024 errechnet, dass Deutschland ohne Großspeicher bis 2030 rund 9 Gigawatt zusätzliche Gaskraftwerke bräuchte. Der Projektentwickler Eco Stor kam 2025 in einer eigenen Simulation auf rund 20 Gigawatt Ersatz durch 60 Gigawatt Speicher mit vier Stunden Speicherdauer. Beide Absender verdienen an Speichern, die Größenordnung passt trotzdem zu unserer Tagesrechnung.
Eco Stor schreibt selbst, dass Kurzzeitspeicher Dunkelflauten allein nicht vollständig überbrücken können. Befürworter und Skeptiker sind sich also einig, dass es für lange Flauten mehr braucht als Akkus.
Was bedeutet das für Ihr Unternehmen?
Die Kosten der Reserve sollen ab 2031 über eine Umlage auf der Stromrechnung landen. Betriebe sparen, wenn sie Strom nachts oder mittags statt am teuren Abend beziehen oder für den Abend speichern.
Wie hoch die Umlage ausfällt, steht noch nicht fest, ein eigenes Gesetz soll sie 2027 regeln. Sie hängt davon ab, wie viel Leistung die Bundesnetzagentur in den kommenden Runden bezuschlagt und zu welchem Preis. Jedes Gigawatt, das Speicher überflüssig machen, senkt sie.
Im Oktober 2026 kostete die Megawattstunde im Day-Ahead-Handel im Mittel 169,3 Euro, um 13 Uhr 111 Euro, um 19 Uhr 244 Euro. Ein Betrieb mit dynamischem Stromtarif spart Geld, wenn er Kühlhäuser, Druckluft oder Ladestationen auf die günstigen Stunden legt.
Monatsmittel Oktober 2026: 169,3 Euro je Megawattstunde, Day-Ahead DE-LU. Netzentgelte ab 2029 nach dem Festlegungsentwurf vom 6. August 2026, Entscheidung für Ende 2026 geplant.
Für Gewerbe und Industrie mit Leistungsmessung zählt außerdem der Leistungspreis. Heute bestimmt die höchste Viertelstunde des Jahres einen Teil der Netzentgelte. Ab 2029 will die Bundesnetzagentur das umstellen: Nach ihrem Festlegungsentwurf vom 6. August 2026 bestellen Betriebe dann eine Netzkapazität und zahlen dafür einen Kapazitätspreis. Für Strom oberhalb der bestellten Kapazität soll ein Arbeitspreis von 200 bis 350 Prozent des normalen Satzes gelten. Die Behörde will Ende 2026 entscheiden.
Ob sich ein eigener Speicher lohnt, entscheidet der Lastgang. Wann ein Gewerbespeicher sich rechnet und wann nicht, haben wir in einem eigenen Beitrag durchgerechnet.
Ein Betrieb verdient mit seinem Speicher auf mehreren Wegen, wenn er damit Lastspitzen kappt, Solarstrom vom Dach in den Abend verschiebt und zusätzlich am Strommarkt handelt. Wenn er ihn nur für eine Aufgabe einsetzt, muss diese allein die Investition tragen.
Betriebe, die Verbrauch verschieben, sparen heute an der Börse und ab 2029 bei der bestellten Netzkapazität. Den Ausschlag gibt der eigene Lastgang, nicht der Prospekt eines Speicheranbieters.
Wie viele neue Gaskraftwerke braucht Deutschland, wenn man Batteriespeicher mitrechnet?
Weniger, als die Planung heute unterstellt, aber nicht null. Für Dunkelflauten von mehreren Tagen bleiben steuerbare Kraftwerke nötig, die Spitzen innerhalb eines Tages können Batterien übernehmen.
Unsere Einordnung: Der Streit „Batterie oder Gaskraftwerk“ führt in die Irre. Die Kraftwerke tragen das System durch die langen, windstillen Wochen, und dafür sind sie richtig. Von den Speichern hängt ab, wie groß dieser Park sein muss.
Unsere Rechnung mit den Stundenwerten vom 12. Dezember 2024, einem der härtesten Wintertage der vergangenen Jahre, steht samt Tabelle im Kapitel zur Spitzenkappung. Ergebnis: 20 Gigawattstunden netzdienlicher Speicher hätten die nötige Spitzenleistung um 3 Gigawatt gesenkt. Zum Zuschlagswert der ersten Auktion von 155.296 Euro je Megawatt und Jahr kostet jedes dieser Gigawatt als Reserve rund 155 Millionen Euro im Jahr, die 3 Gigawatt zusammen rund 466 Millionen Euro, 15 Jahre lang.
Rechenbeispiel der Redaktion zum durchschnittlichen Zuschlagswert der ersten Runde. Kosten der Speicher und Erlöse am Strommarkt sind nicht abgezogen, Netzengpässe nicht berücksichtigt. Stundenwerte und Tabelle im Kapitel zur Spitzenkappung.
Die Politik sollte deshalb erst die Speicher zählen und dann die Reserve kaufen. Über die zweite Runde im Dezember 2026 und die Anrechnungsfaktoren für den Kapazitätsmarkt 2027 entscheidet sich, wie teuer das wird.
Glossar: 14 wichtige Fachbegriffe zu Speichern und Reservekraftwerken
Day-Ahead-Handel
Day-Ahead-Handel heißt die tägliche Auktion an der Strombörse, in der Händler den Strom für jede Viertelstunde des Folgetags kaufen und verkaufen. Ihr Ergebnis gilt als Referenz für den Großhandelspreis. Speicherbetreiber verdienen an den Unterschieden zwischen billigen Mittags- und teuren Abendstunden.
Dunkelflaute
Dunkelflaute nennen Fachleute eine Wetterlage, in der Windräder und Solaranlagen über Tage kaum Strom erzeugen, meist im Winter unter einem Hochdruckgebiet. Der Deutsche Wetterdienst setzt als Maßstab 48 Stunden an, in denen beide im Mittel unter 10 Prozent ihrer Nennleistung bleiben.
Gesicherte Leistung
Gesicherte Leistung ist die Kraftwerks- und Speicherleistung, auf die sich das Stromnetz auch in der schlechtesten Stunde verlassen kann. Sie bestimmt, wie viele steuerbare Anlagen ein Land vorhalten muss. Wind- und Solarstrom tragen dazu wenig bei, weil sie wetterabhängig sind.
Gigawattstunde
Gigawattstunde (GWh) ist die Einheit für eine Energiemenge: eine Million Kilowattstunden. Ein Speicher mit 2 Gigawatt Leistung und 4 Gigawattstunden Kapazität kann zwei Stunden lang mit voller Leistung einspeisen. In Deutschland wurden am 12. Dezember 2024 rund 1.462 Gigawattstunden verbraucht.
Großbatteriespeicher
Großbatteriespeicher sind Akkuanlagen mit vielen Megawatt Leistung, die direkt am Mittel-, Hoch- oder Höchstspannungsnetz hängen. Sie stehen meist in Containern an Umspannwerken und arbeiten für den Strommarkt und die Netzstabilität, anders als Heimspeicher, die den Eigenverbrauch eines Hauses erhöhen.
Heimspeicher
Heimspeicher sind Batterien in Wohnhäusern, meist zusammen mit einer Solaranlage auf dem Dach. Sie speichern mittags Solarstrom und geben ihn abends im eigenen Haus ab. In Deutschland stellten sie im Juli 2026 rund drei Viertel der Batteriekapazität, reagieren aber bisher kaum auf Engpässe im Netz.
Kapazitätsmarkt
Kapazitätsmarkt heißt ein Verfahren, in dem der Staat oder der Netzbetreiber nicht Strom kauft, sondern die Zusage, im Ernstfall Leistung bereitzustellen. Deutschland führt ihn mit dem StromVKG für das Jahr 2031 ein, die Ausschreibung für alle Anlagenarten ist für den 1. Dezember 2027 angesetzt. Großbritannien hat ein solches System seit Jahren.
Langzeitkapazitäten
Langzeitkapazitäten sind im StromVKG Anlagen, die mindestens zehn Stunden am Stück 80 Prozent ihrer Leistung einspeisen können. Für sie gibt es zwei Ausschreibungen, mit 4,5 Gigawatt im September und rund 3,8 Gigawatt im Dezember 2026. Den Zuschlag in der ersten Runde erhielten nur Gaskraftwerke.
Lastspitzenkappung
Lastspitzenkappung bedeutet, die höchsten Verbrauchswerte durch Speicher oder verschobenen Verbrauch zu senken. Im Netz verringert sie die nötige Kraftwerksleistung, im Betrieb die Netzentgelte, die heute an der höchsten Viertelstunde des Jahres hängen. Gemessen wird sie in Kilowatt oder Gigawatt.
Pumpspeicherkraftwerk
Pumpspeicherkraftwerk heißt eine Anlage, die mit billigem Strom Wasser in ein höher gelegenes Becken pumpt und es bei Bedarf über Turbinen zurückfließen lässt. Die 28 deutschen Anlagen kommen auf rund 6,2 Gigawatt und 147 Gigawattstunden, sie halten ihre Leistung also fast einen Tag.
Reduktionsfaktor
Reduktionsfaktor heißt im StromVKG der Anteil der installierten Leistung, den die Ausschreibung als verlässlich anrechnet. Gaskraftwerke zählen zu 85 Prozent, Batteriespeicher je nach Dauer zu 58 Prozent bei zehn Stunden bis 89 Prozent bei 24 Stunden. Bezahlt wird je Megawatt reduzierter Leistung.
Residuallast
Residuallast ist der Teil des Stromverbrauchs, der übrig bleibt, wenn man Wind- und Solarstrom abzieht. Ihn müssen Kraftwerke, Importe und Speicher decken. In einer Dunkelflaute liegt die Residuallast fast so hoch wie der gesamte Verbrauch, am 12. Dezember 2024 zwischen 45,7 und 66,7 Gigawatt.
Speicherdauer
Speicherdauer gibt an, wie viele Stunden ein Speicher mit voller Leistung einspeisen kann: Kapazität geteilt durch Leistung. Die meisten Großbatterien in Deutschland schaffen ein bis zwei Stunden, Pumpspeicher fast einen Tag. Das StromVKG verlangt in den ersten Runden zehn Stunden.
StromVKG
StromVKG steht für Strom-Versorgungssicherheits-und-Kapazitätengesetz, ausgefertigt am 21. Juli 2026. Es regelt die Ausschreibung neuer steuerbarer Kraftwerke und Speicher für einen Kapazitätsmarkt im Jahr 2031. Die Zahlungen an die Betreiber sollen ab 2031 über eine Umlage finanziert werden, die ein Folgegesetz regelt.
FAQ: Dunkelflaute: Wie Batteriespeicher Gaskraftwerke einsparen
Können Batteriespeicher Deutschland durch eine Dunkelflaute bringen?
Allein nicht. Alle Batteriespeicher in Deutschland fassen rund 35 Gigawattstunden und reichen an einem windstillen Wintertag für gut eine halbe Stunde. Sie können aber die Spitzen des Tages kappen, sodass weniger Kraftwerksleistung nötig ist.
Wie viele Gaskraftwerke kann ein Batteriespeicher ersetzen?
Das hängt von der Kapazität ab. Nach unserer Rechnung für den 12. Dezember 2024 hätten 20 Gigawattstunden netzdienlicher Speicher die nötige Kraftwerksleistung um 3 Gigawatt gesenkt, 50 Gigawattstunden um rund 5 Gigawatt. Jede weitere Gigawattstunde bringt weniger.
Was kostet ein Reservekraftwerk nach dem StromVKG?
In der ersten Ausschreibung lag der durchschnittliche Zuschlagswert bei 155.296 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr, 15 Jahre lang. Für die elf Zuschläge mit rund 5.160 Megawatt sind das rund 800 Millionen Euro im Jahr, ohne den Strom.
Warum bekamen Speicher in der ersten Auktion keinen Zuschlag?
Die Ausschreibung für Langzeitkapazitäten verlangt zehn Stunden Einspeisung am Stück. Ein Batteriespeicher mit zehn Stunden zählt nur zu 58 Prozent, ein Gaskraftwerk zu 85 Prozent. Auch Betreiber von Speichern haben mitgeboten, einen Zuschlag erhielten aber nur Gaskraftwerke.
Wie oft gibt es in Deutschland eine Dunkelflaute?
Nach einer Auswertung des Deutschen Wetterdienstes liefern Wind und Sonne im Mittel etwa zweimal im Jahr 48 Stunden lang weniger als 10 Prozent ihrer Nennleistung. Zuletzt gab es im November und Dezember 2024 zwei windarme Lagen unter einem Hoch über Mitteleuropa.
Lohnt sich ein Batteriespeicher für mein Unternehmen?
Das entscheidet der Lastgang. Ein Speicher rechnet sich am ehesten, wenn der Betrieb damit Lastspitzen kappt, eigenen Solarstrom in den Abend verschiebt und zusätzlich am Strommarkt handelt. Ab 2029 sollen Betriebe mit Leistungsmessung nach dem Entwurf der Bundesnetzagentur eine Netzkapazität bestellen.
Quellen
37 Quellen anzeigenQuellen ausblendenabgerufen am 08.11.2026
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- BundesnetzagenturStrommarktdaten 2025, Pressemitteilung
- Bundesnetzagentur, SMARDBatteriespeicher: Entwicklung bei ÜNB und VNB, Netzanschlussbegehren 2025
- Fraunhofer ISE, Energy-ChartsInstallierte Netto-Leistung, Batteriespeicher Leistung und Kapazität
- Fraunhofer ISE, Energy-ChartsBörsenstrompreise Day-Ahead DE-LU, Oktober 2026 und 12.12.2024
- Fraunhofer ISE, Energy-ChartsÖffentliche Nettostromerzeugung, Monatswerte Photovoltaik 2025
- Deutscher WetterdienstPressemitteilung zur Klima-Pressekonferenz, Dunkelflauten
- Deutscher WetterdienstEnergiewetter 2025, Pressekonferenz
- SolarserverBatteriekapazität in Deutschland wächst auf 29,8 GWh
- pv magazineÜbertragungsnetzbetreiber verdoppeln Annahmen für große Batteriespeicher bis 2040
- Clean Energy WireGermany approves large battery storage on par with its pumped hydro fleet
- Energifakta Norge, Norwegisches EnergieministeriumElectricity production, Speicherseen
- U.S. Energy Information AdministrationElectricity Data Browser, Solarstrom Kalifornien, Monatswerte 2025
- pv magazineStudie: Batteriespeicher werden Gaskraftwerke bis 2035 nicht vollständig ersetzen können
- Bundesministerium der JustizStrom-Versorgungssicherheits-und-Kapazitätengesetz (StromVKG) vom 21.07.2026
- BundesnetzagenturErgebnisse der ersten Ausschreibung für Langzeitkapazitäten, Pressemitteilung
- BundesnetzagenturStromVKG, Zuschläge Gebotstermin 8. September 2026
- Wood MackenzieGas turbine prices soar 195% as market faces supply-demand crisis
- ESS NewsFour-hour BESS undercuts gas peakers in 43 global markets
- Energy-Storage.newsBattery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find
- California ISOKey Statistics, September 2026
- California ISO, Department of Market Monitoring2025 Annual Report on Market Issues and Performance
- U.S. Energy Information AdministrationToday in Energy: Batteries and solar in CAISO
- UK Department for Energy Security and Net ZeroGrid-scale battery storage statistics
- Modo EnergyCapacity Market 2024/25: Increased derating factors for BESS confirmed
- Modo EnergyGerman capacity market: Batteries face stricter de-rating than in other European markets
- Zeitschrift für kommunale WirtschaftBNE: Keine Angst vor Dunkelflauten
- pv magazineBNE skizziert Versorgung während Dunkelflauten
- BundesnetzagenturSteuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG, Pressemitteilung
- Kraftfahrt-BundesamtFahrzeugbestand am 1. Januar 2026, Pressemitteilung
- pv magazineInstallierte Kapazität von Großspeichern könnte bis 2030 um den Faktor 40 steigen
- pv magazineKurzzeitspeicher können Bedarf an Gaskraftwerken deutlich reduzieren
- Rödl & PartnerAgNes: Festlegungsentwurf zu den Netzentgelten ab 2029
- Deutscher BundestagGesetzentwurf der Bundesregierung zum StromVKG, Drucksache 21/6279, Begründung zur Umlage
- Bundesministerium für Wirtschaft und EnergieBekanntmachung der beihilferechtlichen Genehmigung des StromVKG nach § 87 Satz 2
- California Energy CommissionCalifornia surpasses 21,000 megawatts of battery resources
- Europäische ZentralbankEuro-Referenzkurse US-Dollar, Datenreihe EXR.D.USD.EUR.SP00.A
