Beim Thema Dunkelflaute Batteriespeicher gilt: Batterien allein überbrücken keine Woche. Laut einer Modellrechnung dauern aber 82 bis 87 Prozent aller Versorgungsengpässe höchstens zehn Stunden. Das neue Kapazitätsgesetz lässt Speicher zu, verlangt jedoch rechnerisch einen Acht-Stunden-Speicher mit schneller Nachladung. In der Debatte um neue Kraftwerke fällt oft dieses Argument: Batterien halten nur wenige Stunden, für mehrtägige Flauten fehle die Speicherlogik. Der erste Teil stimmt. Der zweite verschweigt, wie kurz die meisten Engpässe sind. Außerdem blendet er aus, wie das Regelwerk gebaut ist. Dieser Beitrag trennt Belegtes von Behauptetem. Er zeigt, was das für jeden Stromkunden bedeutet.
Dunkelflaute Batteriespeicher: Was die Zahlen zeigen
Dunkelflauten sind real, doch die meisten Engpässe sind kurz. Genau diese Zeiträume decken Batteriespeicher ab. Uniper wertete Wind- und Solardaten von 2016 bis 2025 aus. Das Unternehmen zählt 1.435 Dunkelflauten von mehr als zehn Stunden. Dreitägige Ereignisse treten etwa zweimal pro Jahr auf. Flauten über fünf Tage kommen etwa alle dreieinhalb Jahre vor. Die längste dauerte 2023 insgesamt 161 Stunden. Uniper zählt dabei Phasen, in denen Wind und Solar zusammen weniger als zehn Prozent ihrer Leistung liefern. Strengere Schwellen ergeben seltenere Ereignisse. Wie lange dauern Engpässe? Das Beratungshaus LCP Delta modellierte es im Auftrag des Speicherentwicklers Field. Danach enden 82 bis 87 Prozent nach höchstens zehn Stunden. Zwischen 44 und 57 Prozent dauern weniger als vier Stunden. Mehr als 95 Prozent enden innerhalb von 16 Stunden. Weil ein Speicherentwickler die Studie beauftragte, sollten Leser die Größenordnung gegenprüfen. Jede Stunde, die ein Speicher abdeckt, muss kein Gaskraftwerk laufen. Für seltene mehrtägige Flauten bleiben steuerbare Kraftwerke nötig.
Dunkelflaute Batteriespeicher im StromVKG: Was § 12 verlangt
Das Gesetz schließt Batteriespeicher nicht aus. Die Hürde ist für neun von elf Gigawatt aber sehr hoch. Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz gilt seit dem 22. Juli 2026. Die Bundesnetzagentur schrieb am 8. September 2026 die ersten 4.500 Megawatt aus. Der Höchstwert liegt bei 244.000 Euro je Megawatt und Jahr, die Verpflichtung läuft 15 Jahre. Die Eckpunkte:
- Langzeitkapazitäten: zwei Runden mit je 4,5 Gigawatt, Gebotstermine 8. September und 29. Dezember 2026.
- Anforderung: zehn aufeinanderfolgende Stunden Einspeisung mit 80 Prozent der installierten Leistung.
- Speicher: Diese Leistung muss jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder abrufbar sein.
- Erzeugungskapazitäten: zwei Gigawatt im Mai 2027, dann dürfen Speicher mitbieten.
Ein Rechenbeispiel zeigt die Hürde. Ein Speicher mit 100 Megawatt müsste zehn Stunden lang 80 Megawatt liefern. Das sind 800 Megawattstunden und rechnerisch ein Acht-Stunden-Speicher. Nach drei Stunden müsste er diese Menge wieder geladen haben. Das ergibt rund 267 Megawatt Ladeleistung. Der Bundestag lockerte die Regel gegenüber dem Entwurf, der nur eine Stunde Pause erlaubte. Die Zehn-Stunden-Grenze setzt der Gesetzgeber. Eine Naturkonstante ist sie nicht.
Was kostet die Reserve, und wer zahlt?
Die Reserve kostet nach EU-Schätzung 15,6 bis 35,2 Milliarden Euro. Sie funktioniert wie eine Versicherung, nicht wie billiger Strom. Die EU-Kommission genehmigte den Mechanismus am 2. September 2026. Für 2031 schätzt sie 1 bis 3 Milliarden Euro. Von 2032 bis 2045 liegen die Kosten bei jährlich 0,9 bis 2,3 Milliarden. Drei Milliarden gelten damit höchstens für 2031, nicht für jedes Jahr. Nach bisherigen Berichten tragen die Stromkunden die Kosten über eine Umlage, deren Details offen sind. Beispielrechnungen zur erwarteten Umlage stehen im Beitrag Strommix Deutschland 2026: Zahlen, StromVKG, Dunkelflaute.
Das Fraunhofer ISE rechnete 2024 die Stromgestehungskosten durch. Ein 2030 gebautes Wasserstoff-Gaskraftwerk kommt im hochflexiblen Betrieb auf 23,6 bis 43,3 Cent je Kilowattstunde. PV-Freiflächenanlagen und Onshore-Wind liegen bei 4,1 bis 9,2 Cent. Das ISE nennt flexible Kraftwerke als Back-up notwendig. Ihr Betrieb bleibe auf das Nötigste beschränkt. Neue Gaskraftwerke im StromVKG müssen wasserstofffähig sein und spätestens ab 2045 klimaneutral laufen. Die ISE-Zahl gilt für Wasserstoffbetrieb.
Gas als Versicherung: Was Gaspreis und Speicherstand sagen
Die Reserve setzt auf Gas, und Gas ist heute teuer, bei niedrig gefüllten Speichern. Am 28. Oktober 2026 stieg der europäische Gaspreis TTF kurzzeitig über 100 Euro je Megawattstunde. Berichten zufolge ist das der höchste Stand seit Dezember 2022. Anfang September lag er noch bei 70 Euro. Als Treiber nennen die Berichte den Iran-Krieg. Die Bundesnetzagentur nennt in ihrer Lagebewertung vom 28. Oktober 2026 einen Füllstand von 61,6 Prozent. Das liegt deutlich unter den Vergleichszeiträumen früherer Jahre.
Sie hält die Versorgung für gewährleistet und die Gefahr einer angespannten Lage für gering. Einen niedrigen Füllstand am Winterende nennt sie wahrscheinlich. Der Widerspruch liegt im Brennstoff. Wo Gas den Strompreis setzt, steigt der Strompreis mit dem Gaspreis. Die neuen Anlagen sind Gaskraftwerke. Sie müssen wasserstofffähig sein und spätestens ab 2045 klimaneutral laufen. Speicher und Erneuerbare brauchen keinen Brennstoff. Gas bleibt für seltene lange Flauten nötig. Der heutige Preis sagt zudem nichts über 2031.
Was leisten Speicher heute schon?
Speicher wachsen schnell und können das System bei Preisspitzen und Abregelung spürbar entlasten. Laut BSW-Solar gingen von Januar bis September 2026 rund 8,2 Gigawattstunden Batteriespeicher in Betrieb, 91 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Großspeicher haben ihren Zubau mit 3,8 Gigawattstunden mehr als vervierfacht. Die Daten stammen aus dem Marktstammdatenregister. Das Fraunhofer IEE rechnete zurück, was zusätzliche Speicher gebracht hätten. Gemeint sind 20 Gigawatt mit vier Stunden Kapazität zwischen Januar 2025 und Mai 2026 (IEE-Kurzstudie):
- EE-Förderkosten: rund 2,1 Milliarden Euro weniger
- Stromkosten der Verbraucher: rund 1,9 Milliarden Euro weniger
- Kostenbilanz im Austausch mit dem Ausland: rund 1,6 Milliarden Euro weniger
- Negative Preisstunden: rund 70 Prozent weniger
- Marktliche Abregelung: rund 55 Prozent weniger
Zur Einordnung: Der Bundesverband Erneuerbare Energie beauftragte die Studie. Sie nennt Brutto-Entlastungen, keinen Netto-Wohlfahrtsgewinn. Sie untersucht Preisglättung, nicht die Dunkelflaute. Außerdem betrachtet sie die marktliche Abregelung, nicht den Redispatch. Für den weiteren Ausbau nennt das IEE zusätzlich etwa 8 Gigawatt mit vier Stunden Kapazität pro Jahr. Wer Last verschiebt, nutzt dieselben Preissignale. Der Beitrag Flexibler Stromverbrauch für Unternehmen: Praxisbeispiele zeigt, wie das aussieht.
Wo steht der Streit um die Ausschreibung?
Verbände beschwerten sich bei der EU-Kommission, doch die Kommission genehmigte den Mechanismus trotzdem. Die Deutsche Umwelthilfe und Green Planet Energy reichten am 18. August 2026 Beschwerde bei der EU-Kommission ein. Sie kritisieren, dass nur neue Gaskraftwerke die Bedingungen erfüllen können. Der Speicherverband BVES kündigte eine eigene Beschwerde an. Die Kommission beschreibt den Mechanismus als offen für alle Technologien, auch für Speicher und flexible Verbraucher.
Sie genehmigte ihn am 2. September. Eine Kleine Anfrage im Bundestag fragt, ob das Wirtschaftsministerium bei EnBW ergänzende Regeln zur Zehn-Stunden-Regel angefragt hat. Sie bezieht sich auf einen SPIEGEL-Bericht vom 15. April 2026. Die Bundesregierung antwortete, sie tausche sich mit Marktakteuren aus. Die Frage beantwortete sie nicht direkt. Rechtsfragen zur Teilnahme klärt im Einzelfall ein Rechtsbeistand. Dieser Beitrag gibt keine Rechtsberatung.
Einordnung aus der Praxis
Ich spreche ständig mit Kunden über Speicher und Lastverschiebung. Bei jedem Projekt rechne ich die konkreten Szenarien genau durch. Dabei sehe ich: Speicher liefern Mehrwert und werden nachweislich ausgebremst. Der Widerspruch betrifft die komplette Gesellschaft, nicht nur Unternehmen. Es betrifft jeden Stromkunden, denn die Kosten landen in der Umlage. Erneuerbare Anlagen regeln Markt und Netz zeitweise ab, weil Speicher fehlen. Gleichzeitig liegt der Gaspreis bei rund 100 Euro, so hoch wie zuletzt in der Energiekrise 2022. In der Debatte höre ich, nach wenigen Stunden seien Batterien nutzlos und für Dunkelflauten fehle die Speicherlogik. Das greift für mich zu kurz.
Der Großteil der Engpässe ist kurz, und genau dort liefern Speicher. Das ist keine Physik. Das ist Ausschreibungsdesign. Wer eine Technologie per Zulassungskriterium ausbremst, muss erklären, warum. Das ist für mich der Widerspruch: Wir sichern uns mit einem Brennstoff ab, der gerade teuer wird, und bremsen die Technik, die ohne Brennstoff auskommt. Ich frage mich, welche Rolle Lobbyinteressen dabei spielen. Die dokumentierte EnBW-Anfrage lässt mich das fragen. Was daraus folgt, müssen andere klären. Meine Empfehlung an Unternehmen: nicht klein beigeben und hart bleiben. Prüfen Sie den Einzelfall genau. Holen Sie sich im Zweifel Rechtsbeistand. Rechtsberatung kann und darf ich nicht geben.
Fazit: Dunkelflaute und Batteriespeicher richtig einordnen
Dunkelflauten sind real, und steuerbare Kraftwerke bleiben als Ergänzung nötig. Batteriespeicher decken dennoch den Großteil der kurzen Engpässe ab. Das Gesetz lässt sie zu, legt die Hürde aber hoch. Ob sie sich in der ersten Runde durchsetzen, zeigt das Ergebnis, das die Bundesnetzagentur bis zum 3. November 2026 bekannt geben will. Entscheidend bleibt eine Frage. Wenn Versorgungssicherheit das Ziel ist: Warum gewinnt nicht der Anbieter, der sie am günstigsten liefert? Ob Gas, Batterie oder Flexibilität, sollte keine Rolle spielen. Wer Preis- und Lastspitzen im Betrieb senken will, braucht Zahlen statt Schlagzeilen. Die Photovoltaik-Beratung für Unternehmen prüft Lastprofil, Speicher und Eigenverbrauch gemeinsam. Für Flotten klärt die Beratung zum Fuhrpark elektrifizieren, welche Ladevorgänge sich verschieben lassen. Die gewerbliche Ladeinfrastruktur mit Lastmanagement hält die benötigte Anschlussleistung niedrig.
Weiterführende Beiträge:
Strommix Deutschland 2026: Zahlen, StromVKG, Dunkelflaute
Flexibler Stromverbrauch für Unternehmen: Praxisbeispiele
Batteriespeicher stärken Eigenverbrauch im Unternehmen
Häufige Fragen zu Dunkelflaute Batteriespeicher
Können Batteriespeicher eine Dunkelflaute überbrücken?
Batteriespeicher überbrücken keine mehrtägige Dunkelflaute allein. Laut einer Modellrechnung von LCP Delta enden aber 82 bis 87 Prozent aller Versorgungsengpässe nach höchstens zehn Stunden. Genau diese kurzen Engpässe decken Speicher ab. Die Studie beauftragte der Speicherentwickler Field.
Wie oft tritt eine Dunkelflaute in Deutschland auf?
Nach einer Uniper-Analyse für 2016 bis 2025 treten dreitägige Dunkelflauten etwa zweimal pro Jahr auf. Flauten über fünf Tage kommen etwa alle dreieinhalb Jahre vor. Uniper definiert eine Dunkelflaute als mindestens zehn Stunden, in denen Wind und Solar zusammen unter zehn Prozent ihrer Leistung liefern.
Was verlangt das StromVKG von Batteriespeichern?
Für Langzeitkapazitäten verlangt das StromVKG zehn aufeinanderfolgende Stunden Einspeisung mit 80 Prozent der installierten Leistung. Energiebegrenzte Anlagen wie Batteriespeicher müssen diese Leistung jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder erbringen können. Ein Speicher mit 100 Megawatt braucht dafür rechnerisch 800 Megawattstunden.
Sind Batteriespeicher von der Ausschreibung ausgeschlossen?
Das Gesetz schließt Batteriespeicher nicht ausdrücklich aus. Die Anforderungen entsprechen rechnerisch einem Acht-Stunden-Speicher mit schneller Nachladung. Das ist technisch und wirtschaftlich eine hohe Hürde. Für zwei Gigawatt im Mai 2027 dürfen Speicher ebenfalls mitbieten.
Wann sind die nächsten Gebotstermine für Langzeitkapazitäten?
Die Bundesnetzagentur schrieb zum 8. September 2026 die ersten 4.500 Megawatt aus. Der zweite Gebotstermin für Langzeitkapazitäten ist der 29. Dezember 2026, ebenfalls mit 4,5 Gigawatt. Die Zuschläge der ersten Runde will die Bundesnetzagentur bis zum 3. November 2026 bekannt geben.
Was kostet die Kraftwerksreserve nach dem StromVKG?
Die EU-Kommission schätzt die Kosten auf 15,6 bis 35,2 Milliarden Euro. Für 2031 rechnet sie mit 1 bis 3 Milliarden Euro. Von 2032 bis 2045 liegen die Kosten bei jährlich 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro. Drei Milliarden gelten damit höchstens für 2031.
Wer zahlt die Kosten der Kraftwerksreserve?
Nach bisherigen Berichten tragen die Stromkunden die Kosten über eine Umlage. Die Details der Umlage sind offen. Die EU-Kommission nennt in ihrer Mitteilung nur die geschätzten Gesamtkosten.
Warum ist Gas als Reserve umstritten?
Gas ist heute teuer, und die Speicher sind niedrig gefüllt. Am 28. Oktober 2026 stieg der Gaspreis TTF kurzzeitig über 100 Euro je Megawattstunde. Die deutschen Gasspeicher standen laut Bundesnetzagentur bei 61,6 Prozent. Die Bundesnetzagentur hält die Versorgung dennoch für gewährleistet. Gas bleibt für seltene lange Flauten nötig.
Was leisten zusätzliche Batteriespeicher laut Fraunhofer IEE?
Das Fraunhofer IEE rechnete zurück: 20 Gigawatt Speicher mit vier Stunden Kapazität hätten zwischen Januar 2025 und Mai 2026 die EE-Förderkosten um rund 2,1 Milliarden Euro gesenkt. Die Stromkosten wären um rund 1,9 Milliarden Euro gesunken, negative Preisstunden um rund 70 Prozent. Der Bundesverband Erneuerbare Energie beauftragte die Studie.
Wie schnell wächst der Batteriespeichermarkt in Deutschland?
Von Januar bis September 2026 gingen laut BSW-Solar rund 8,2 Gigawattstunden Batteriespeicher in Betrieb, 91 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Der Zubau der Großspeicher hat sich mit 3,8 Gigawattstunden mehr als vervierfacht.
Was sollten Unternehmen jetzt prüfen?
Unternehmen prüfen zuerst ihr Lastprofil und ihre Möglichkeiten zur Lastverschiebung. Danach folgen Speicher und Eigenverbrauch. Bei Fragen zur Teilnahme an Ausschreibungen klärt im Einzelfall ein Rechtsbeistand die Lage. Rechtsberatung ersetzt dieser Beitrag nicht.