​​Dieser Artikel präsentiert zehn Gründe, warum globale Energiesysteme Batterien benötigen, basierend auf Untersuchungen von Modo Energy in den USA, Großbritannien, Europa und Australien.

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Das weltweite Stromsystem hat einen Wendepunkt erreicht. 15 Jahre lang stagnierte die Stromnachfrage in Industrieländern. Diese Zeit ist vorbei.

Die Elektrifizierung beschleunigt sich. Allein Rechenzentren werden in diesem Jahrzehnt fast die Hälfte des US-Nachfragewachstums ausmachen. Hinzu kommen E-Autos und Wärmepumpen – und in den nächsten drei Jahren wächst der weltweite Strombedarf um 3.500 TWh. Das entspricht jedes Jahr einem zusätzlichen Japan.

Erneuerbare Energien werden ausgebaut, um diesen Bedarf zu decken. Die Solarstromerzeugung hat sich in drei Jahren verdoppelt. In diesem Jahr deckten Solar- und Windkraft das gesamte Nachfragewachstum und überholten erstmals die Kohle.

Doch das Stromnetz wurde dafür nicht gebaut. Solar erreicht mittags ihr Maximum. Die Nachfrage ist abends am höchsten. Wind folgt dem Wetter, nicht dem Verbrauch.

Mehr denn je braucht die Welt Flexibilität. Demand Response, intelligentes Laden, Interkonnektoren und steuerbare saubere Energie helfen, Stromflüsse zeitlich und räumlich neu zu gestalten.

Doch keine Lösung ist so vielseitig wie Batteriespeicher (BESS). Sie können Energie verschieben, das Netz stabilisieren und Netzengpässe mit einer Anlage beheben, die in 1–2 Jahren gebaut werden kann.

1. Batterien verschieben erneuerbare Energie und senken Systemkosten

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren entsteht eine strukturelle Lücke zwischen Produktion und Bedarf:

• Überangebot: Wenn erneuerbare Erzeugung das System überschwemmt und Preise auf null oder darunter drückt.
• Knappheit: Wenn die Erzeugung ausfällt, die Nachfrage aber hoch bleibt und Preise explodieren.

Im CAISO überbrücken Batterien diese Lücke, indem sie 5 GW Mittagsstrom in die Abendspitze verschieben.

Wenn Batterien bei Knappheit entladen, verdrängen sie die teuersten Kraftwerke – meist Gaskraftwerke.

Im australischen NEM entluden Batterien bei Preisspitzen am 12. Juni abends. Nach zwei Stunden waren die meisten jedoch leer. Gaskraftwerke sprangen ein und trieben die Preise auf das Marktmaximum von 17.500 $/MWh.

Mit wachsender Batterieflotte und längeren Laufzeiten verdrängt Speicher die Knappheitsstunden, in denen sonst Gas den Preis bestimmen würde.

2. Batterien fangen steile Solar-Rampen ab

Hohe Solaranteile erzeugen steile Rampen, die schnelle Flexibilität erfordern – das bekannte „Entenkurven“-Problem.

Im kalifornischen CAISO ist die abendliche Rampe eine der größten Herausforderungen. Die Nettolast steigt um 15–20 GW in den drei Stunden zwischen Solar- und Abendspitze.

Die meisten thermischen Kraftwerke fahren langsam hoch und können nicht unter 40 % Leistung gehen, ohne abzuschalten.

​Batterien erreichen ihre volle Leistung in weniger als einer Sekunde und können die Richtung sofort wechseln – ideal, um tägliche Solar-Rampen zu verfolgen.

Auch Windmärkte erleben ähnliche, aber weniger vorhersehbare Schwankungen. Bei hohen Windgeschwindigkeiten schalten Turbinen ab, der Output kann auf null fallen.

3. Batterien korrigieren Prognosefehler in Echtzeit

Die meisten Strommärkte gleichen Angebot und Nachfrage im Day-Ahead-Markt aus. Doch Wind- und Solarprognosen liegen regelmäßig 5–10 % daneben. Mit wachsendem Anteil der Erneuerbaren werden diese Fehler absolut immer größer.

Bei Großbritanniens 20-GW-Solarflotte bedeutet ein Prognosefehler von 10 % ein Defizit oder Überschuss von 2 GW im Balancing Mechanism.

Batterien bieten die Flexibilität innerhalb des Tages, um das System auszugleichen, während sich Prognosen laufend ändern.

4. Batterien entlasten das Netz dort, wo es am nötigsten ist

Das Netz wurde gebaut, um Strom von wenigen großen Kraftwerken in die Verbrauchszentren zu bringen. Wind- und Solaranlagen entstehen jedoch dort, wo die Ressourcen am stärksten sind – oft weit weg vom Verbrauch.

Das Angebot hat sich verschoben, das Netz nicht. Das führt zu Engpässen und Abregelung.

In Deutschland übersteigen Redispatch und Abregelung 9,4 TWh pro Jahr, mit Kosten von rund 400 €/MWh. Ein Großteil davon entfällt auf das Management der Stromflüsse über begrenzte Nord-Süd-Korridore.

​Redispatch mit Batterien ist zwei Drittel günstiger.

BESS entschärft diese Engpässe, indem sie hinter Engpassgrenzen laden und bei verfügbarer Kapazität entladen – und so Netzausbau verzögern, der sonst Jahrzehnte dauert.

Zwei Marktmechanismen zeigen, wo Flexibilität gebraucht wird:

Dynamische Netzentgelte belohnen Batterien für Engpassentlastung

Nach Frankreichs TURPE 7-Netzentgelten können Batterien bis zu 69 €/MWh für Engpassentlastung während Solarspitzen verdienen.

Ein Zwei-Stunden-System kann so 12.000 €/MW/Jahr aus dynamischen Netzentgelten erzielen und Flexibilität dort belohnen, wo das Netz am stärksten belastet ist.

​Lokale Preise belohnen Flexibilität in Engpassregionen

​In den USA werden in Märkten wie ERCOT und PJM Strompreise an Tausenden von Knoten gebildet. Bei lokalen Engpässen weichen die Knotenpreise vom Regionalpreis ab.

Russek Street, zwischen einem 600-MW-Windpark und einem häufigen Engpass gelegen, verzeichnet 2,5-mal höhere Zwei-Stunden-Spreads.

Italiens Großhandelsmarkt ist in sieben Preiszonen unterteilt. Südliche Zonen mit hoher Solarproduktion und Abregelung zeigen bis zu 34 % höhere Spreads.

Batterien verdienen dort mehr, wo das Netz am engsten ist – und diese Signale werden mit steigendem Erneuerbaren-Anteil immer stärker.

5. Batterien stabilisieren die Frequenz innerhalb von Sekunden

Frequenzregelung

Fällt ein großes Kraftwerk aus, sinkt die Netzfrequenz. Batterien speisen Strom ein oder nehmen ihn auf, um das System zu stabilisieren, bevor das Ungleichgewicht eskaliert. In Europa startet der Primärregelleistungsdienst (FCR) innerhalb von 2 Sekunden.

Deutschland beschafft nur 600 MW FCR. Die britischen Äquivalente (Dynamic Containment, Moderation und Regulation) summieren sich auf etwa 1,5 GW.

Diese Märkte sind lukrativ, aber begrenzt.

2023 sanken die Erlöse aus der Frequenzregelung in GB um 73 %, weil die BESS-Kapazität die Beschaffung überstieg. Das wird sich mit wachsender Batterieflotte auch anderswo wiederholen.

Reserveleistungen

Reserveleistungen stellen die Frequenz nach der ersten Reaktion wieder her und liefern Energie über Minuten statt Sekunden.

In Europa erreicht die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) innerhalb von 5 Minuten die volle Leistung. In Großbritannien übernehmen Quick Reserve und Balancing Reserve entsprechende Aufgaben.

​Batterien optimieren zwischen diesen und dem Großhandelsmarkt, um die Energie effizienter zu nutzen. In GB macht Quick Reserve 7–17 % der Batterieerlöse aus.

6. Batterien liefern Systemstabilität, wenn thermische Kraftwerke stillgelegt werden

Trägheitsdienste: Netzbildende Wechselrichter dämpfen Frequenzschwankungen

Mit dem Rückzug synchroner Erzeuger verlieren Netze Trägheit: den kinetischen Puffer, der Frequenzänderungen nach einer Störung verlangsamt.

Weniger Trägheit bedeutet schärfere Frequenzabweichungen.

Batterien mit netzbildenden Wechselrichtern können synthetische Trägheit bereitstellen, ohne Brennstoffe zu verbrennen.

Das Potenzial geht über die Frequenzregelung hinaus. Deutschland benötigt bis 2027 netzbildende Kapazitäten im Umfang von 30 GW Batterien, bis 2037 sogar 72 GW mit steigendem Anteil der Erneuerbaren.

Spannungsstützung: BESS regelt Blindleistung mit wachsendem Anteil Erneuerbarer

Erneuerbare verursachen größere Spannungsschwankungen, die früher von synchronen Generatoren abgefangen wurden.

• Solar erhöht die Spannung mittags.
• Windregionen erleben Spannungseinbrüche auf langen Leitungen.

Seit dem spannungsbedingten Blackout in Spanien 2025 werden dort zunehmend CCGTs nur für die Spannungsstützung eingesetzt.

Das monatliche Gasvolumen für Spannung stieg von 125 GWh Anfang des Jahres auf fast 500 GWh nach dem Blackout – bei Kosten von 150–200 €/MWh.

Netzbildende Batterien können Blindleistung auch im Leerlauf bereitstellen. Ab 2026 wird Spanien Batterien für Spannungsstützung bezahlen und die Abhängigkeit von thermischen Einheiten für Systemstabilität verringern.

Schwarzstart: Batterien stellen Strom nach einem Blackout wieder her

Nach einem Totalausfall muss jemand den Anfang machen. Mehrere Länder testen die Wiederherstellung durch Batterien, aber Australien ist am weitesten. Forschung der CSIRO zeigt, dass netzbildende Batterien größere Netzbereiche zuverlässiger wieder starten können als thermische Kraftwerke. Während Kohle- und Gaskraftwerke stillgelegt werden, braucht Australien bis 2028 rund 2 GW netzbildende Batterien allein für die Wiederanlauf-Fähigkeit.

7. Co-Location mindert Investitionsrisiken bei Erneuerbaren

Mit wachsender Solarproduktion konzentriert sich der Output auf wenige Stunden, die Capture Rates sinken. Das ist Solar-Kannibalisierung.

In Spanien sanken die Capture-Preise im Mai von 13 €/MWh 2024 auf 2 €/MWh 2025; rund 23 % der Solarproduktion entfielen auf Stunden mit negativen Preisen.

Kombinierte Speicheranlagen verändern das Ertragsprofil. Die Kombination von Solar mit einem 4-Stunden-System kann die Erlöse um etwa 85 % steigern.

Das flachere, weniger volatile Profil reduziert das Marktrisiko. Hybride Solar-Speicher-Projekte können flexible Stromabnahmeverträge (PPAs) mit deutlich höherem Leverage sichern – und so Projekte finanzierbar machen, die sonst nicht bankfähig wären.

8. Hinter-dem-Zähler-Batterien umgehen Netzanschluss-Warteschlangen und formen die Nachfrage neu

​Hinter-dem-Zähler-Speicher bedienen direkt den Verbrauch einer Anlage und umgehen die Netzanschluss-Warteschlange.

Rechenzentren sind das am schnellsten wachsende Anwendungsfeld. KI treibt die Nachfrage in die Höhe, aber die Netze können den neuen Bedarf nicht schnell genug anschließen. In Texas prognostiziert ERCOT 35 GW neue Rechenzentrumslast bis 2035. Staatliche Vorschriften verlangen, dass große Verbraucher über 75 MW ihren Strom selbst bereitstellen.

Die konventionelle Lösung wären Gasturbinen, aber die globalen Produktionskapazitäten sind bis 2028 ausgebucht.

​Googles 20-Milliarden-Dollar-Partnerschaft mit Intersect Power zeigt den alternativen Ansatz: Hybride Standorte, die Erzeugung, Speicher und Verbrauch hinter einem einzigen Anschluss bündeln.

Das gleiche Modell gilt für andere Großverbraucher: Bergbau, Industrie und Ladehubs für E-Fahrzeuge prüfen Speicher hinter dem Zähler, um die Nachfrage zu glätten und Netzengpässe zu vermeiden.

9. Batterien senken die Kosten für Versorgungssicherheit in Kapazitätsmärkten

Kapazitätsmärkte vergüten Erzeuger dafür, in Spitzenzeiten verfügbar zu sein.

Batterien können keine mehrtägigen Windflauten abdecken – dafür braucht es Langzeitspeicher oder gesicherte Erzeugung. Aber sie senken den Bedarf an gesicherter Kapazität und die Kosten, die Versorgung bei Knappheit aufrechtzuerhalten.

​Die Kapazitätsbewertung im US Southwest Power Pool (SPP) zeigt, wie das in der Praxis funktioniert.

Acht-Stunden-Batterien erhalten im Sommer die volle Bewertung, wenn die Belastung durch steile Abendspitzen entsteht. Im Winter ist die Bewertung niedriger – Kältewellen und Windflauten erhöhen die Last für 12 Stunden oder mehr, länger als Speicher durchhalten.

​Batterien konkurrieren mit Gas um Kapazitätsverträge. In Großbritanniens T-4-Kapazitätsauktion für 2028/29 gewannen Batterien 6,2 GW Anschlusskapazität – 46 % aller Neubauverträge.

10. Batterien ermöglichen 24/7 CO₂-freie Energie

Batterien nehmen CO₂-arme Energie auf und geben sie ab, wenn die Grenzerzeugung CO₂-intensiver ist.

In Großbritannien reicht die CO₂-Intensität von 0 kgCO₂/MWh in den saubersten Mittagsstunden bis zu 445 kgCO₂/MWh am frühen Abend.

Mit steigenden CO₂-Preisen im Vereinigten Königreich von derzeit ~55 £/Tonne auf 125 £/Tonne bis 2035 wächst die Preisspanne zwischen sauberen und schmutzigen Stunden – Batterien schöpfen immer mehr Wert, indem sie Energie über diese Stunden verschieben.

Fazit: Warum Stromnetze Batteriespeicher brauchen

Jedes Jahr wächst der Strombedarf um das Volumen Japans. Erneuerbare werden ausgebaut, um das zu decken. Ohne Flexibilität stockt dieses Wachstum – gebremst durch Netzanschlussstaus, Abregelung und thermische Reserve, die niemand bauen will.

Batteriespeicher im Netzmaßstab lösen all diese Probleme: Sie verschieben Energie, stabilisieren die Frequenz, entlasten das Netz und können schnell mit privatem Kapital gebaut werden.

Die Märkte, die diese Dienste belohnen, werden am schnellsten wachsen.