Langzeit-Batteriespeicher: Warum Deutschland keine 10 Gigawatt neue Gaskraftwerke braucht

Kraftwerksstrategie

Eine neue Studie zeigt: Batteriespeicher können einen Teil der geplanten Gaskapazität ersetzen und den Stromkunden jährlich 166 Millionen Euro sparen. Doch das Wirtschaftsministerium hält an einem Ausschreibungsdesign fest, das genau das verhindern soll.

Langzeit-Batteriespeicher mit einer Speicherdauer von zehn Stunden und mehr können im Rahmen der deutschen Kraftwerksstrategie mindestens zwei Gigawatt der geplanten Gaskraftwerkskapazität ersetzen, bei gleicher Versorgungssicherheit und deutlich niedrigeren Kosten für Verbraucher. Das ist das zentrale Ergebnis einer Modellierung des britischen Beratungshauses LCP Delta, die der Batteriespeicher-Entwickler Field in Auftrag gegeben hat.

Die Studie kommt zu einem Zeitpunkt, an dem die politische Debatte um die Kraftwerksstrategie durch Lobbyismus-Enthüllungen des SPIEGEL und des Handelsblatts eine neue Schärfe erreicht hat. Denn während unabhängige Analysen zunehmend zeigen, dass Batteriespeicher günstiger und flexibler als Gaskraftwerke sind, arbeitet das Wirtschaftsministerium unter Katherina Reiche daran, sie aus den Ausschreibungen herauszuhalten.

Der Strohmann vom Batterie-Blackout

Das Handelsblatt titelte am 15. April: „Das Speicher-Dilemma: Können Batterien Gaskraftwerke ersetzen?” Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) hatte im Auftrag der Zeitung berechnet, dass Deutschland die 20- bis 40-fache Kapazität der aktuell genehmigten Batteriespeicher-Projekte bräuchte, um Dunkelflauten allein mit Batterien zu überbrücken. Das klingt nach einem vernichtenden Urteil. Ist aber die Antwort auf eine Frage, die niemand ernsthaft stellt.

Martin Winter vom Forschungszentrum „Münster Electrochemical Energy Technology“ (MEET) bringt es gegenüber ntv auf den Punkt: „Batteriespeicher entlasten die Netze und gleichen den elektrischen Strom aus Wind und Sonne aus, wenn dieser gerade nicht verfügbar ist. Das können sie über Minuten und Stunden machen, aber nicht tagelang über eine länger andauernde Dunkelflaute.” Winter betont gleichzeitig: „Batterien helfen, das System effizienter zu gestalten und beim Bau neuer Gaskraftwerke verhaltener vorgehen zu können.”

Genau darum geht es. Nicht um die Frage „Gas oder Batterie”, sondern um die Frage: Wie viel Gas braucht Deutschland tatsächlich? Selbst die HB-Autorin Catiana Krapp ordnete auf LinkedIn ein, der eigentliche politische Streit laute nicht „nur Gaskraftwerke oder nur Batteriespeicher”, sondern „nur Gaskraftwerke oder viele Gaskraftwerke plus ein paar neue Batteriespeicher.”

Was die Modellierung zeigt: 82 Prozent der Engpässe dauern unter 10 Stunden

Die LCP-Delta-Studie liefert dafür die Zahlen. Der Hintergrund: Die Grundsatzeinigung mit der EU-Kommission vom Januar 2026 sieht vor, dass noch in diesem Jahr 12 Gigawatt neue Kapazität technologieneutral ausgeschrieben werden sollen. zehn GW davon sind an ein Kriterium geknüpft, über 10 Stunden kontinuierlich einspeisen zu können. zwei GW sollen ohne dieses Langfristkriterium ausgeschrieben werden. Die Studie analysiert, was passiert, wenn innerhalb des 10-GW-Segments mindestens zwei GW durch Langzeit-Batteriespeicher statt durch Gaskraftwerke bereitgestellt werden.

Das erste Ergebnis betrifft die Natur der Versorgungsengpässe selbst. Über die modellierten Jahre hinweg dauern 82 bis 87 Prozent aller Engpässe höchstens 10 Stunden. 44 bis 57 Prozent dauern sogar weniger als 4 Stunden. Mehr als 95 Prozent aller Engpass-Ereignisse liegen bei maximal 16 Stunden. Die mehrtägige Dunkelflaute, die in der öffentlichen Debatte als Totschlagargument gegen Batteriespeicher dient, ist statistisch ein seltenes Extremereignis.

Das zweite Ergebnis: Langzeit-Batteriespeicher mit einer Speicherdauer von 14 Stunden und mehr erreichen eine äquivalente gesicherte Kapazität (EFC) von über 80 Prozent im Vergleich zu Gaskraftwerken. Bei 20 Stunden Speicherdauer nähert sich der Wert 100 Prozent. Ab 16 Stunden braucht es nicht einmal mehr zusätzliche Kapazität, da die höhere Verfügbarkeit von Batteriespeichern (98 Prozent gegenüber 94 Prozent bei Gas) den Unterschied kompensiert.

166 Millionen Euro jährlich: Der Preis des fossilen Ausschreibungsdesigns

Der dritte und politisch brisanteste Befund betrifft die Kosten. Der durchschnittliche jährliche Förderbedarf eines 10-Stunden-Batteriespeichers liegt laut LCP Delta bei 31 Euro pro Kilowatt. Ein vergleichbares Gas-und-Dampf-Kraftwerk (GuD) benötigt 102 Euro pro Kilowatt, also mehr als das Dreifache.

Der Grund: Batteriespeicher profitieren das ganze Jahr über von Preisschwankungen an den Strommärkten und erzielen dadurch deutlich höhere Markterlöse als Gaskraftwerke, die nur selten laufen.

Würden 2 GW Gaskraftwerke durch äquivalente Langzeit-Batteriespeicher ersetzt, spart das laut Studie jährlich bis zu 166 Millionen Euro an Subventionen, bei gleicher Versorgungssicherheit. Über die Projektlaufzeit von 2031 bis 2050 summieren sich die Netto-Systemkosteneinsparungen einer einzelnen 100-MW-Batterieanlage auf rund 270 Millionen Euro, bevor Projektkosten berücksichtigt werden. Ein vergleichbares GuD kommt auf nur 70 Millionen Euro Systemkosteneinsparung.

Thomas Seltmann vom Bundesverband Solarwirtschaft bestätigt die Richtung: „Es zeichnet sich heute schon ab, dass Batteriespeicher ein sehr kostengünstiges Instrument sind. Unser Ansatz ist, Batteriespeicher vorrangig einzusetzen, weil sie offensichtlich die Kosten insgesamt minimieren können.”

Der entscheidende Punkt: Batteriespeicher kommen ohne staatliche Subventionen für den Bau aus. Im Gegenteil senken sie durch ihren Betrieb sogar die Netzentgelte und verbessern die Markterlöse für Erneuerbare.

Die Studie ist transparent als Auftragsarbeit deklariert: Field Energy, ein britischer Batteriespeicher-Entwickler mit einer 11-GW-Pipeline in Europa, hat sie bei LCP Delta in Auftrag gegeben. Die Kostendaten basieren allerdings auf realen Baukosten von Field, nicht auf Analystenprognosen.

Und LCP Delta ist als unabhängiges Beratungshaus in der europäischen Energiewirtschaft etabliert, unter anderem als Koautor des jährlichen European Market Monitor on Energy Storage gemeinsam mit dem europäischen Speicherverband EASE.

Flexibilität ist mehr als nur Batterien

Die Debatte um Batteriespeicher versus Gaskraftwerke greift ohnehin zu kurz, wenn sie isoliert geführt wird. Das künftige Stromsystem wird nicht von einer einzelnen Technologie getragen, sondern von einem Zusammenspiel aus Flexibilitätsoptionen. Jan Rabe, Gründer von Rabot Energy, beschreibt das so: „Eines Tages wird es im deutschen System zehn Millionen dezentral verteilte E-Autos geben. Deren Speicherkapazität allein könnte Gaskraftwerke im zweistelligen Bereich ersetzen.”

Rabe verweist auf dynamische Stromtarife und Smartmeter als Schlüssel zur Systemflexibilität: „Man speichert Strom, wenn er günstig ist, um ihn zu verwenden, wenn er teuer ist. Das reduziert die Kosten für die Energiewende deutlich. Wir benötigen weniger Netzausbau und nicht so viele Gaskraftwerke.” Langfristig sieht er gar keinen Bedarf mehr für Gaskraftwerke, kurzfristig hat er aber Verständnis für den Bau: „Das Sicherheitsbedürfnis vieler Menschen ist bislang nicht bereit für das neue System.”

Genau hier liegt die Crux der aktuellen Kraftwerksstrategie. Das 10-Stunden-Kriterium im 10-GW-Segment schließt nicht nur Batteriespeicher weitgehend aus, sondern auch virtuelle Kraftwerke, Demand-Side-Response und andere Flexibilitätsoptionen, die in einem zunehmend von Erneuerbaren geprägten Stromsystem an Bedeutung gewinnen. Deutschland steckt gerade vier Prozent der Haushalte mit Smartmetern aus, während Frankreich, Italien und Dänemark bei 95 bis 99 Prozent stehen.

Die politische Energie fließt in Gaskraftwerks-Ausschreibungen statt in die Digitalisierung des Stromsystems.

Der Markt liefert bereits, die Politik bremst

Während die politische Debatte läuft, schaffen Investoren Fakten. Energieexperte Tim Meyer analysiert die aktuellen Zubaudaten: Im März 2026 verzeichnete das Marktstammdatenregister knapp eine Gigawattstunde an neuer Batteriespeicherkapazität. Über 60 Prozent davon entfielen auf Großbatterien, ein klarer Rekord.

Kumuliert stammten im bisherigen Jahr 2026 über 50 Prozent der neuen Batteriespeicher aus dem Großspeicher-Segment. 2025 waren es im Schnitt noch 25 Prozent, 2024 nur 13 Prozent.

Meyer, Autor des Buches „Strom“ und ehemaliger Vorstand der Naturstrom AG, warnt allerdings vor überzogenen Erwartungen: „Das wird kein Tsunami, aber eine sehr massive und sehr unterschätzte Welle.” Der Grund für die Bremsspuren: „Zu sperrig und batteriefeindlich sind in vielen Netzgebieten die Anschlussbedingungen, zu unklar die zukünftigen Marktregeln, zu überfüllt die Anfrage-Pipelines.”

Gleichzeitig entstünden aber „Koalitionen der Willigen” aus Entwicklern und Netzbetreibern, die trotz mangelnder Unterstützung durch Politik und Aufsichtsbehörde markttaugliche Anschlussregeln entwickelten.

Das IWR bestätigt die Diagnose einer fehlenden Speicherstrategie: „Der politische Fokus liegt derzeit stärker auf dem staatlich finanzierten Ausbau steuerbarer, fossiler Kapazitäten wie Gaskraftwerken als auf einer systematischen Integration von privatwirtschaftlich betriebenen Batteriespeichern”, so IWR-Geschäftsführer Norbert Allnoch. Und das, obwohl der Batteriespeicher-Markt privatwirtschaftlich getrieben wächst, ohne Subventionen, und dabei die Netzentgelte senkt.

Langzeit-Batteriespeicher: Die 166-Millionen-Euro-Frage

Die Kraftwerksstrategie steht vor einer grundlegenden Weichenstellung. Die LCP-Delta-Modellierung zeigt, dass technologieoffene Ausschreibungen, in denen 2 GW Langzeit-Batteriespeicher zwei GW Gaskraftwerke ersetzen, die Versorgungssicherheit genauso gewährleisten wie ein reines Gas-Szenario. Der Unterschied liegt im Preis: 166 Millionen Euro jährlich weniger Subventionen, niedrigere Großhandelspreise und 0,3 Millionen Tonnen weniger CO₂ pro 100 MW Anlage über die Laufzeit.

Dass das Wirtschaftsministerium unter Katherina Reiche stattdessen bei EnBW und RWE Argumente bestellt hat, um Batteriespeicher aus den Ausschreibungen herauszuhalten, macht die Studie politisch brisant. Die Frage ist nicht mehr, ob Langzeit-Batteriespeicher einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten können.

Die Modellierung beantwortet das eindeutig. Die Frage ist, ob die Bundesregierung bereit ist, technologieoffen auszuschreiben und den Stromkunden 166 Millionen Euro im Jahr zu sparen. Oder ob sie lieber den Empfehlungen jener Konzerne folgt, die von den Subventionen für neue Gaskraftwerke am meisten profitieren.

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Martin Jendrischik

Martin Ulrich Jendrischik, Jahrgang 1977, beschäftigt sich seit 20 Jahren als Journalist und Kommunikationsberater mit sauberen Technologien. 2009 gründete er Cleanthinking.de – Sauber in die Zukunft. Im Zentrum steht die Frage, wie Cleantech dazu beitragen kann, das Klimaproblem zu lösen. Die oft als sozial-ökologische Wandelprozesse beschriebenen Veränderungen begleitet der Autor und Diplom-Kaufmann Jendrischik intensiv. Als „Clean Planet Advocat“ bringt sich der gebürtige Heidelberger nicht nur in sozialen Netzwerken wie Linkedin und Facebook über die Cleanthinking-Kanäle ein.