Am 26.09.2026 ist an der RWTH Aachen klar: Strom ist nicht einfach dann da, wenn jemand den Schalter umlegt. 2025 wurden in Deutschland laut Statistischem Bundesamt 438.200 Gigawattstunden ins Netz eingespeist, knapp 60 Prozent davon stammten aus erneuerbaren Energien. An sonnigen Sommertagen liegt der Anteil erneuerbarer Quellen laut Bundesnetzagentur bereits bei rund 70 Prozent.

Das klingt nach Rückenwind für die Energiewende – und ist es auch. Nur bläst der Wind nicht ständig, die Sonne macht nachts Pause. Gerade im Winter können dadurch Netzschwankungen entstehen. In einer Dunkelflaute, also einer längeren Phase mit wenig Wind und Sonnenschein, drohen Engpässe bis hin zu Stromausfällen. Noch springen in solchen Zeiten Gas- und Kohlekraftwerke ein.

Speicher müssen mehr können als nur den Abend retten

Batteriespeicher sollen erneuerbare Energien bei wetterbedingten Erzeugungslücken ergänzen. Deutschland verfügt laut Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme derzeit über rund 33 Gigawattstunden Speicherkapazität. Das klingt nach viel, verteilt sich aber auf sehr unterschiedliche Anlagen und Einsatzbereiche.

Dirk Uwe Sauer von der RWTH Aachen University erklärt den wirtschaftlichen Knackpunkt: Speicher verdienen hauptsächlich dann Geld, wenn sie Energie häufig abgeben. Ein Kurzzeitspeicher kann Solarstrom tagsüber aufnehmen und am Abend wieder ins Netz schicken – jeden Tag, wenn’s läuft. Ein saisonaler Speicher würde überschüssigen Sommerstrom für den Winter aufbewahren und nur wenige Male pro Jahr entladen. Damit lassen sich die hohen Investitionskosten bislang kaum decken. Technisch ist saisonale Speicherung möglich, wirtschaftlich bleibt sie schwierig.

Batterien sind in den vergangenen Jahren bei Energiedichte, Lebensdauer und Kosten besser geworden. Für mehrere Tage oder gar Monate reicht das allein aber nicht. Mark Junker von der RWTH Aachen sieht den aktuellen Schwerpunkt deshalb weniger bei saisonalen Speichern. Zunächst brauche es Anlagen, die mehrtägige Phasen mit wenig Wind und Sonne überbrücken. Kalte Dunkelflauten können bis zu drei Wochen dauern.

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In der Lausitz wird derzeit Deutschlands größter Batteriespeicher mit vier Gigawattstunden Kapazität gebaut. Rechnerisch könnte er rund 1,6 Millionen Haushalte vier Stunden lang versorgen. Das Energieunternehmen LEAG investiert voraussichtlich etwa eine Milliarde Euro. Im August wurde außerdem in Sachsen-Anhalt der bis dahin größte deutsche Batteriespeicher eröffnet; er soll überschüssigen Strom aus erneuerbaren Energien speichern.

Vom Schwungrad bis zum Wärmespeicher

Eine vom Karlsruher Institut für Technologie geleitete internationale Studie kommt zu einem nüchternen Ergebnis: Keine einzelne Speichertechnologie reicht aus. Gebraucht wird ein Zusammenspiel aus Kurzfrist-, Mittelfrist-, Langfrist- und saisonalen Speichern. Welche Kombination passt, hängt davon ab, ob Industrie und Gewerbe, Gebäude oder Verkehr und Transport versorgt werden sollen. Eine Studie der Universität Edinburgh aus dem Jahr 2024 kommt ebenfalls zu dem Schluss, dass Speichertechniken sinnvoll kombiniert werden müssen.

Kurzfristspeicher müssen Netzschwankungen innerhalb von Sekunden oder schneller ausgleichen. Hochleistungskondensatoren und Schwungradspeicher gehören dazu. Beim Schwungrad steckt die Energie in einer rotierenden Masse, die sie rasch wieder abgeben kann. So lässt sich die Netzfrequenz von 50 Hertz stabil halten. Solche Systeme kommen auch für Fahrzeuge, industrielle Anwendungen oder gemeinsam mit Batterien infrage. Schwungradspeicher können innerhalb von Millisekunden reagieren und befinden sich, ebenso wie Graphen-Speicher für Batterien oder Superkondensatoren, noch in Pilotphasen.

Wärme wird in der Speicherdebatte laut KIT häufig unterschätzt. Ein großer Teil des Energieverbrauchs ist nicht elektrisch, sondern wärmebasiert. Gerade industrielle Prozesse könnten während einer Dunkelflaute Wärme aus thermischen Speichern beziehen. Manche dieser Speicher arbeiten mit chemischen Substanzen nach dem Prinzip von Taschenwärmern: Mechanische Aktivierung setzt Wärme frei.

Im Gebäudesektor lassen sich Wärmespeicher und Batteriespeicher kombinieren. Auch in der Industrie kommen je nach Anwendungsfall mehrere Technologien infrage. Wärmespeicher können etwa mit Druckluftspeichern zusammenspielen: Gespeicherte Druckluft treibt bei Bedarf Turbinen zur Stromerzeugung an. Zusammen könnten beide Systeme die Industrie mehrere Stunden bis zu einem Tag versorgen. In Deutschland gibt es bislang ein Druckluftspeicherkraftwerk, das seit 1978 in Betrieb ist.

Pumpspeicherkraftwerke funktionieren nach einem vertrauten Prinzip: Überschüssiger Strom pumpt Wasser in einen höher gelegenen Speichersee. Bei Bedarf rauscht es wieder hinunter und treibt Turbinen an. Typischerweise liefern solche Anlagen mehrere Stunden Strom, grundsätzlich kann das Wasser aber auch über Monate vorgehalten werden. Das Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal in Thüringen verfügt über 8,5 Gigawattstunden Speicherkapazität und eine Maximalleistung von einem Gigawatt; bei voller Turbinenleistung reicht das für rund neun Stunden Stromabgabe. Deutschland hat 28 aktive Anlagen mit etwa 6,3 Gigawatt Leistung und 35 bis 40 Gigawattstunden Speicherkapazität. Viel mehr Ausbau ist geografisch allerdings nur begrenzt möglich.

Wasserstoff für die langen Durststrecken

Batterien und Pumpspeicher reichen für tagelange Dunkelflauten von bis zu 14 Tagen nicht aus. Für längere Zeiträume gilt grüner Wasserstoff als mögliche Lösung. Überschüssiger Ökostrom spaltet per Elektrolyse Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Der Wasserstoff lässt sich speichern und transportieren; in Brennstoffzellen oder angepassten Gaskraftwerken wird daraus wieder Strom und Wärme. Für eine umfassende Nutzung fehlt derzeit noch die notwendige Infrastruktur.

Auch Power-to-Gas bietet mehrere Wege. Wasserstoff kann komprimiert, verflüssigt oder zu synthetischem Methan weiterverarbeitet werden. Die Produkte lassen sich in Tanks oder unterirdischen Kavernen speichern. Bei Bedarf werden Wasserstoff oder Methan verbrannt, Turbinen und Generatoren erzeugen daraus Strom. In Brennstoffzellen reagiert Wasserstoff alternativ mit Sauerstoff und liefert Strom sowie Wärme. Der Haken steckt in den Umwandlungsverlusten: Bei der Rückverstromung von Wasserstoff bleiben laut Artikel etwa 30 Prozent der eingesetzten Energie übrig.

Eine weitere Möglichkeit ist Biomethan. Methan entsteht in Biogasanlagen aus Gülle, Kompost, Mist oder Energiepflanzen. Das Rohbiogas kann zu Biomethan aufbereitet und in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Strom und Wärme umgewandelt werden. Es lässt sich auch direkt ins Erdgasnetz einspeisen. Flexibel betriebene Anlagen können Stromnetze entlasten; gespeichert wird in Gasdruckbehältern, etwa als komprimiertes Methan, oder in unterirdischen Gasspeichern.

Beim Power-to-Liquid-Verfahren wird Wasserstoff zusammen mit Kohlendioxid zu Methanol synthetisiert und anschließend verflüssigt. Methanol muss im Gegensatz zu Wasserstoff nicht energieaufwendig verdichtet werden. Pro Volumen enthält es etwa den fünffachen Energieinhalt von Wasserstoff und eignet sich deshalb für die Langzeitspeicherung. Brennstoffzellen oder Gasturbinen können daraus später Wärme und Strom erzeugen. Auch eine Nutzung als Treibstoff, insbesondere für Landmaschinen, ist möglich. Ohne Nutzung der Abwärme liegt der Wirkungsgrad der Stromerzeugung bei etwa 18 bis 34 Prozent.

Das Auto als Speicher auf Rädern

Bidirektionales Laden könnte Elektroautos zu mobilen Stromspeichern machen. Die Fahrzeugbatterien nehmen Strom auf und geben ihn bei Bedarf wieder ins Netz ab. Damit könnten sie Netzschwankungen ausgleichen. Bernhard Wille-Haußmann vom Fraunhofer-Institut verweist auf das rechnerische Potenzial: Ein Elektrofahrzeug hat eine Anschlussleistung von elf Kilowatt, 100.000 Fahrzeuge entsprächen damit der Anschlussleistung eines Kernkraftwerks.

Die Speicherkapazität von E-Autos liegt laut Artikel mehr als sechsmal über der stationärer Speicher. Nach Angaben des SFV haben die installierten Batterien von Elektroautos zusammen eine Kapazität von etwa 115 Gigawattstunden. Derzeit können die meisten dieser Batterien allerdings nur Strom aufnehmen. Künftig sollen sie Wohnungen oder Quartiere versorgen können, wenn die Technik auch Strom zurück ins Haus oder Netz liefert. Fahrzeughalter könnten für die Bereitstellung ihrer Autobatterien bezahlt werden; einzelne Angebote von Autoherstellern und Netzbetreibern zahlen bereits mehrere hundert Euro pro Jahr.

Für hohe Reichweiten bei begrenztem Bauraum werden energiedichte Lithium-Ionen-Zellen eingesetzt, darunter Nickel-Mangan-Kobalt- und Nickel-Kobalt-Aluminium-Zellen