Im Januar 2017 erlebte Deutschland eine der schärfsten Dunkelflauten der jüngeren Geschichte. Zehn Tage lang lieferten Wind- und Solaranlagen zusammen oft nur rund 4 bis 5 Gigawatt elektrische Leistung in das Netz, obwohl zu diesem Zeitpunkt bereits etwa 91 Gigawatt erneuerbarer Erzeugungskapazität installiert war. Der Strombedarf lag währenddessen konstant bei ungefähr 63 Gigawatt. Die Lücke schlossen Kohle, Gas und Kernkraft. Das Netz blieb stabil, Deutschland exportierte sogar Strom in die Nachbarländer.
Was wäre gewesen, hätte es diese konventionellen Kapazitäten nicht gegeben? Und könnten Batteriespeicher eine solche Situation in einem vollständig erneuerbaren Energiesystem überbrücken?
Es ist eine legitime und wichtige Frage, und sie verdient eine ehrliche Antwort, die über politische Wunschdenken hinausgeht. Lithium-Ionen-Batterien sind eine der bemerkenswertesten Technologieerfolge des frühen 21. Jahrhunderts. Sie haben die Elektromobilität transformiert, dezentrale Heimspeicher erschwinglich gemacht und die Netzintegration von Solar- und Windstrom erheblich erleichtert. Aber sie sind nicht für jede Anwendung das richtige Werkzeug, und die akademische Literatur, insbesondere aus Einrichtungen wie dem Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen, zeigt das mit zunehmender Klarheit.
Was eine Dunkelflaute ist und warum sie ein Systemproblem darstellt
Der Begriff “Dunkelflaute” beschreibt das gleichzeitige Ausbleiben nennenswerter Sonneneinstrahlung und Wind über mehrere aufeinanderfolgende Tage. Das tritt typischerweise im Winter auf, wenn stabile Hochdruckwetterlagen für trüben, windarmen Frost in weiten Teilen Mitteleuropas sorgen. Es ist kein seltenes Extremereignis, sondern ein meteorologisch reguläres Phänomen mit gut dokumentierten historischen Aufzeichnungen.
Das entscheidende Merkmal einer Dunkelflaute liegt nicht in ihrer Spitzenintensität, sondern in ihrer Ausdehnung. Eine Stunde mit wenig Wind ist für das Stromsystem irrelevant. Eine Woche mit wenig Wind und wenig Sonne gleichzeitig, über einen ganzen Kontinent hinweg, ist eine andere Größenordnung des Problems.
Wie gravierend das ausfallen kann, zeigte sich zuletzt im November 2024. In der Woche vom 4. bis 10. November deckten erneuerbare Energien zeitweise nur 30 Prozent des deutschen Strombedarfs, während fossile Kraftwerke 70 Prozent liefern mussten. Die Intraday-Spotpreise an der Strombörse spiked auf über 820 Euro pro Megawattstunde, ein Vielfaches des üblichen Preisniveaus.
Für die Frage nach dem richtigen Speicherkonzept ist die Energiemenge ausschlaggebend, die während einer solchen Periode fehlt. Eine Studie in den Environmental Research Letters untersuchte 35 Jahre stündlicher Wetterdaten für Deutschland und errechnete für ein vollständig erneuerbares Energiesystem ein Energiedefizit von rund 12,4 Terawattstunden für ein historisch belegtes zehntägiges Knappheitsereignis im Dezember 2007. Wenn Speicherverluste und Ladevorgänge mit eingerechnet werden, muss ein Speicher konzeptionell sogar auf eine Periode von neun bis zwölf Wochen ausgelegt sein, weil sich die Defizitphasen über einen langen Zeitraum erstrecken.
Die Zeitskalen-Falle: Leistung und Energie sind nicht dasselbe
Um zu verstehen, warum Lithium-Ionen-Batterien für Dunkelflauten strukturell ungeeignet sind, muss man zwei Begriffe auseinanderhalten, die in der öffentlichen Debatte häufig vermischt werden: Leistung (gemessen in Gigawatt, GW) und Energie (gemessen in Terawattstunden, TWh).
Leistung beschreibt, wie viel Strom ein System in einem Moment liefern kann. Energie beschreibt, wie viel Strom insgesamt geliefert werden kann, bevor der Speicher leer ist. Eine Batterie mit 100 GW Spitzenleistung, aber nur vier Stunden Kapazität, kann in der vierten Betriebsstunde alles geliefert haben.
Lithium-Ionen-Batterien sind für Zeitskalen von einer bis acht Stunden optimiert. Das ist letztlich das Ergebnis einer ökonomisch sinnvollen Auslegung: Sie werden täglich zykliert, tausende Male über ihre Lebensdauer, und amortisieren so ihre Investitionskosten. Genau diese Charakteristik macht sie zu einer ausgezeichneten Technologie für die Aufgaben, die sie tatsächlich gut erfüllen: tägliche Schwankungsglättung, Ausgleich zwischen Mittags-Solarpeak und Abendnachfrage, Frequenzregelung im Sekundentakt.
Bei einer Dunkelflaute hingegen verschiebt sich die Aufgabe fundamental. Aus einem Stundenausgleich wird ein Wochenausgleich. Die benötigte Energiemenge steigt um Größenordnungen, während die Nutzungsfrequenz des Speichers auf wenige Ereignisse pro Jahr sinkt. Das ist ökonomisch und physikalisch ein völlig anderes Problem.
Warum die Kosten für saisonale Batteriespeicher strukturell eskalieren
Hier kommt ein Konzept ins Spiel, das in der wissenschaftlichen Literatur als Levelized Cost of Storage (LCOS) bekannt ist: die Gesamtkosten einer gespeicherten Kilowattstunde Strom, berechnet über die gesamte Lebensdauer eines Speichers, inklusive Kapitalkosten, Betrieb und Effizienzverlusten.
Der LCOS hängt entscheidend davon ab, wie häufig ein Speicher genutzt wird. Die Kapitalkosten müssen auf eine bestimmte Anzahl von Zyklen verteilt werden. Je mehr Zyklen pro Jahr, desto geringer der Kostenanteil pro gespeicherter Kilowattstunde.
Für tägliches Zyklieren liegt der LCOS von Lithium-Ionen-Systemen in kommerziellen Anlagen laut Lazards Levelized Cost of Storage Analysis (Juni 2024) bei etwa 170 bis 296 US-Dollar pro Megawattstunde, was ihn in vielen Märkten wettbewerbsfähig macht. Pumpspeicher kommen laut NREL auf rund 186 Dollar pro Megawattstunde.
Was passiert nun, wenn dieselbe Lithium-Ionen-Anlage nicht täglich, sondern nur für saisonale Notfallsituationen ausgelegt wird, also vielleicht drei bis fünf Vollzyklen pro Jahr statt dreihundert? Die Kapitalkosten verteilen sich auf einen Bruchteil der Zyklen. Bei gleichem Investitionsvolumen vervielfacht sich der LCOS entsprechend. Eine Anlage, die bei täglicher Nutzung 120 Euro pro Megawattstunde kostet, kann bei saisonaler Nutzung auf mehrere tausend Euro pro Megawattstunde kommen, je nach Annahmen über Lebensdauer und Restwert.
Hinzu kommt die Degradation. Lithium-Ionen-Zellen verlieren über ihre Lebensdauer kontinuierlich an nutzbarer Kapazität. Eine Feldstudie des ISEA Aachen, die 21 Heimspeichersysteme über bis zu acht Jahre vermessen hat, dokumentierte einen Kapazitätsverlust von durchschnittlich zwei bis drei Prozentpunkten pro Jahr. Ein Speicher, der für saisonale Einsätze fast das ganze Jahr im Stand-by wartet, akkumuliert trotzdem Alterungsvorgänge, nutzt sein kalendarisches Lebensdauerbudget jedoch kaum für produktive Zyklen.
Was die Wissenschaft konkret sagt
Die akademische Literatur ist in diesem Punkt sehr konsistent. Eine der meistzitierten Referenzstudien zur zukünftigen Entwicklung von Speicherkosten, Schmidt et al. (2019) im Fachjournal Joule, projizierte, dass Lithium-Ionen bis 2030 für nahezu alle stationären Anwendungen die kosteneffizienteste Option werden dürfte. Der entscheidende Satz dabei lautet sinngemäß: Spezialtechnologien werden mit Lithium-Ionen nicht konkurrieren können, mit Ausnahme von Anwendungen mit langer Entladedauer. Das ist eine klare Grenzziehung.
Wie bedeutsam diese Grenzziehung ist, zeigt eine Berechnung für die europäische Dimension. Schill et al. haben in einer 2024 auf arXiv veröffentlichten Analyse, die 36 historische Wetterjahre auswertet, ermittelt, dass ein vollständig erneuerbares europäisches Stromsystem zwischen 159 und 351 Terawattstunden Langzeitspeicher benötigen würde, abhängig davon, wie stark der grenzüberschreitende Stromaustausch ausgebaut wird. Das extremste historische Ereignis war demnach der Winter 1996/1997.
Für Deutschland allein schätzt die Studie von Qvist et al. den kostenoptimalen Speicherbedarf auf rund 36 Terawattstunden, größtenteils in Form von Wasserstoff in Salzkavernen. Das entspricht einem System, das grob 1.500-mal so viel Energieinhalt hat wie der heute installierte Batteriespeicher in Deutschland.
Die Alternativen: Was für Langzeitspeicherung infrage kommt
Die Forschung diskutiert verschiedene Technologiepfade, die unterschiedliche Zeitskalen bedienen. Eine ehrliche Übersicht sieht folgendermaßen aus:
| Technologie | Zeitskala | Entwicklungsstand | LCOS-Tendenz | Hauptrolle |
|---|---|---|---|---|
| Lithium-Ionen | 1 bis 8 Stunden | Marktreif | 100 bis 300 €/MWh | Tages- und Intradayausgleich |
| Pumpspeicher | Stunden bis Tage | Marktreif | 50 bis 200 €/MWh | Begrenzt durch Geographie |
| Vanadium-Redox-Flow | Tage bis Wochen | Kommerziell skalierbar | 200 bis 500 €/MWh | Mittelfristige Speicherung |
| Power-to-Gas (H₂) | Wochen bis Monate | Skalierung läuft | 300 bis 800 €/MWh | Saisonaler Langzeitspeicher |
| Power-to-Methane | Wochen bis Monate | Demonstrationsbetrieb | 400 bis 900 €/MWh | Netzkompatible Saisonspeicherung |
Pumpspeicher sind die älteste und ökonomisch reifste Form der großtechnischen Energiespeicherung. In Deutschland gibt es eine begrenzte Anzahl geeigneter Standorte, und ein erheblicher Ausbau ist topographisch kaum möglich. International, insbesondere in Norwegen, Österreich und der Schweiz, bestehen erhebliche Potenziale, die über europäische Leitungsnetze genutzt werden könnten.
Vanadium-Redox-Flow-Batterien ermöglichen eine nahezu unabhängige Skalierung von Leistung und Energieinhalt, weil das elektroaktive Vanadium im flüssigen Elektrolyten gespeichert wird und die Tankmenge frei gewählt werden kann. Für Speicherdauern von mehreren Tagen können sie gegenüber Lithium-Ionen-Systemen kostentechnisch attraktiver werden. Der Hauptnachteil ist der hohe Vanadium-Preis, der 40 bis 60 Prozent der Systemkosten ausmacht.
Power-to-Gas, insbesondere in Form von grünem Wasserstoff via Elektrolyse, gilt in der Langzeitspeicherforschung als zentraler Baustein für ein vollständig erneuerbares Energiesystem. Überschüssiger Strom aus Phasen hoher Wind- und Solareinspeisung wird in Wasserstoff umgewandelt und in geologischen Formationen, vorzugsweise Salzkavernen, gespeichert. Bei Bedarf kann dieser Wasserstoff in Gasturbinen oder Brennstoffzellen zur Rückverstromung genutzt werden. Der Wirkungsgrad des Roundtrips liegt derzeit bei etwa 30 bis 40 Prozent, was erhebliche Verluste bedeutet, aber auf einen Zeitraum von Wochen bis Monaten über keine andere Technologie sinnvoll skalierbar ist.
Das Fraunhofer ISE betreibt seit Jahren Modellierungen des deutschen Energiesystems und kommt in seinen Szenarien konsistent zu dem Schluss, dass Elektrifizierung die zentrale Strategie ist und Wasserstoff eine ergänzende Rolle für Industrie, Verkehr und eben auch Kraftwerke übernimmt. Das Institut betreibt seit mehreren Jahren kommerziell einen Megawatt-Elektrolyseur im Dauerbetrieb, um die Systemintegration zu erforschen.
Die Debatte um Kapazitätsmärkte und Gasturbinen
In diesem Kontext ist die politische Debatte um den deutschen Kapazitätsmarkt zu verstehen. Die Bundesregierung hat im Rahmen ihrer Kraftwerksstrategie die Ausschreibung von rund 8 Gigawatt wasserstofffähiger Gaskraftwerke bis 2031 beschlossen, deutlich reduziert gegenüber dem ursprünglichen Plan von 20 Gigawatt. Diese Anlagen sollen zunächst mit Erdgas betrieben werden, aber technisch für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereitet sein und spätestens bis 2045 vollständig auf grünen Wasserstoff umgestellt werden. Hier sei vielleicht anekdotisch angemerkt, dass bspw. die EnBW das auch schon selbstständig stark vorantreibt. Die größten Gasturbinen in Baden-Württemberg sind bereits H₂-ready!
Die Kritik an dieser Strategie kommt aus mehreren Richtungen. Einerseits sehen Klimaschützer in den neuen Gasanlagen fossile Infrastruktur, die in einem klimaneutralen System keinen Platz haben darf und zu Stranded Assets werden könnte, wenn der Wasserstoffhochlauf langsamer verläuft als erwartet. Andererseits verweisen Netzbetreiber und Energieökonomen auf die sogenannte gesicherte Leistung: Das System benötigt Kapazitäten, die auf Abruf zuverlässig verfügbar sind, unabhängig davon, ob gerade Wind weht oder die Sonne scheint.
Genau das ist der Punkt, an dem die Diskussion auf das Batteriespeicher-Thema zurückverweist. Wenn Li-Ion-Speicher Dunkelflauten nicht wirtschaftlich überbrücken können und der Wasserstoffhochlauf für saisonale Speicherung Zeit braucht, ist eine dispatchable Backup-Kapazität (Gasturbinen) in der Übergangsphase eine Frage der Versorgungssicherheit, nicht ideologisch geprägt.
Welchen Pfad zeigt die Wissenschaft?
Das Bild, das die akademische Literatur zeichnet, ist eindeutig und lässt sich in einem Satz zusammenfassen: Es gibt keinen einzelnen Speicher-Gral. Ein vollständig erneuerbares Energiesystem wird aus einer Kombination von Technologien bestehen, die jeweils für ihre spezifische Zeitskala optimiert sind.
Lithium-Ionen-Batterien übernehmen den Stundenbereich, tagesauflösend und häufig zykliert. Pumpspeicher, Vanadium-Flow-Batterien und ähnliche Technologien können den Bereich von Tagen bis zu wenigen Wochen abdecken. Für die saisonale Komponente, also die eigentliche Dunkelflauten-Herausforderung, ist Power-to-Gas in der derzeitigen Einschätzung die einzige Technologie mit glaubwürdigem Skalierungspfad auf die benötigten Terawattstunden-Mengen.
Das bedeutet auch, dass der Ausbau von Elektrolysekapazität, grünem Wasserstoff und der dazugehörigen Speicher- und Rückverstromungsinfrastruktur keine optionale Ergänzung der Energiewende ist, sondern ein strukturell notwendiger Bestandteil. Die Bundesnetzagentur hält in ihren Szenarien für 2030 und 2045 an einem erheblichen Wasserstoff-Speicherbedarf fest, und das Bundeswirtschaftsministerium hat eine Stromspeicherstrategie veröffentlicht, die diese Technologievielfalt adressiert.
Die Wahrheit über Batteriespeicher ist am Ende weniger dramatisch als die öffentliche Debatte suggeriert: Sie sind eine exzellente Technologie, die den Energiewende-Alltag bereits heute wesentlich besser macht, in der Solarintegration, in der Frequenzregelung, in der dezentralen Netzentlastung. Und sie sind das falsche Werkzeug für das Speicherproblem, das am schwersten zu lösen ist, nämlich für Dunkelflauten.
Quellen
- Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies
- Multi-year field measurements of home storage systems and their use in capacity estimation
- Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability
- Coping with the Dunkelflaute: Long-duration storage requirements for a fully renewable European electricity system
- Lazard's Levelized Cost of Energy+ (LCOS Analysis, June 2024)
- Utility-Scale Battery Storage — Annual Technology Baseline 2024
- Pumped Storage Hydropower — Annual Technology Baseline 2024
- Fraunhofer ISE Jahresbericht 2024/2025 und Renewable Energy Data
- Prolonged Dunkelflaute shrinks Germany's renewables output in early November 2024
- Electricity Storage Strategy