Artikel aus dem Handelsblatt Journal Energiewirtschaft vom September 2026
Jetzt entscheidet das Marktdesign
In den USA liefern sich derzeit zwei Strommärkte ein spannendes Kopf-an-Kopf-Rennen um den US-Rekord bei der Batterie-Entladeleistung zur abendlichen Spitzenlast. Im August 2026 lag CAISO in Kalifornien mit 13,4 Gigawatt nur noch hauchdünn vor ERCOT in Texas mit 13,25 Gigawatt. Das zeigt in beeindruckender Weise, welchen Beitrag zur Systembilanz Batteriespeicher heute bereits leisten können, wenn die Anreize stimmen: Die Batterien laden überwiegend genau dann, wenn die Solareinspeisung am höchsten ist, und ihre kollektive Entladung unterstützt sehr präzise die abendliche Lastrampe. Sie liefern Strom also genau dann, wenn er im System am wertvollsten ist. Weil in beiden Märkten zudem nodale Großhandelspreise gelten, sind auch Netzrestriktionen im Übertragungsnetz bei den Einsatzentscheidungen der Speicher bereits berücksichtigt.
Interessant ist auch, wie unterschiedlich die beiden Märkte trotz ähnlicher Ergebnisse funktionieren, mit entsprechenden Unterschieden in der Speicherdimensionierung. In Kalifornien verdienen Batterien den Großteil ihrer Erlöse über bilaterale Resource-Adequacy- Kapazitätskontrakte, die jeweils mehrere zusammenhängende Stunden abdecken. Entsprechend sind die meisten Speicher auf eine vierstündige Entladedauer dimensioniert; der Durchschnitt liegt bei 3,8 Stunden. In Texas dagegen sind Preis-Spreads im Energyonly- Markt in Kombination mit kurzfristigen Regelleistungsprodukten die wichtigsten Erlösquellen. Die durchschnittliche Einsatzdauer der Batterien liegt dort bei 1,65 Stunden – und damit übrigens ähnlich wie in Deutschland, trotz ganz anderer Rahmenbedingungen.
Zwei Märkte, zwei Geschäftsmodelle
Die Marktstrukturen in den USA lassen sich nicht eins zu eins auf den deutschen Kontext übertragen. Die Beispiele zeigen dennoch, dass das regulatorische Umfeld und die verfügbaren Produkte einen starken Einfluss darauf haben, wie viel in Batterien investiert wird, wie sie dimensioniert und wie sie betrieben werden. Das ist folgerichtig, denn Speicher sind letztlich nur für die Bereitstellung von Flexibilität da. Ihr Wert liegt in der Optimierung des Betriebs für das System, in dem sie eingesetzt werden, durch zeitliche Verschiebung von Energie zwischen Zeiten mit hohem und niedrigem Wert der Strommengen.
Deutschland verschenkt Flexibilität
In Deutschland sind die Betriebsanreize allerdings derzeit immer noch so gestaltet, dass es besonders profitabel ist, ein lokales System wie – in den allermeisten Fällen – einen Haushalt mit Dachsolaranlage zu optimieren, statt die Flexibilität für das Gesamtsystem einzusetzen. Zwar wächst seit etwa zwei Jahren auch die installierte Leistung von Großspeichern rasant an, jedoch entfallen weiterhin rund drei Viertel der aktuellen Speicherleistung von knapp über 20 GW auf Heimspeicher.
Beim Rennen um die höchste gleichzeitige Speicherentladeleistung könnte Deutschland CAISO und ERCOT derzeit noch locker abhängen – allerdings nur theoretisch. Praktisch spielt sich der Speichereinsatz größtenteils hinter dem Zähler ab, daher verfügt das deutsche System nicht nur über keine passenden Anreize, die die Speicherentladung in ähnlicher Weise wie in den USA koordinieren würde, sondern es hat auch noch nicht einmal die Daten dazu, wie Speicher eigentlich eingesetzt werden. Selbst nach Daten zur stündlichen oder viertelstündlichen Einspeisung aus den immerhin 4,3 GW Großspeichern (Stand Ende August 2026) sucht man bei SMARD und Co. vergebens.
Der dominierende Business Case der deutschen Speicher ist weiterhin die lokale Eigenverbrauchsoptimierung. Damit verschenken wir hierzulande viel Potenzial. Statt das zu beklagen, sollten wir jedoch den Blick nach vorne auf die Potenziale der Zukunft werfen. Diese Zukunft liegt mehr und mehr bei den Großspeichern, und auch bei der ebenfalls rasant wachsenden Flotte an Fahrzeugbatterien in Elektroautos, welche zumindest beim Aufladen bereits nennenswerte Systembeiträge liefern könnten. Prinzipiell sind auch Beiträge durch die Rückspeisung ins Stromnetz nutzbar, wie es derzeit in einigen Ländern erprobt oder sogar schon kommerziell eingesetzt wird.
Das Marktdesign muss den Systemnutzen heben
Die Zutaten für ein Marktdesign, das den systemdienlichen Speichereinsatz fördert, sind hinlänglich bekannt: dynamische Preise (ermöglicht durch einen schnellen Smart-Meter-Ausbau) sowie effiziente Prozesse zum Poolen von kleinen Speichern, um am Großhandel und den Systemdienstleistungsmärkten teilzunehmen, liefern die nötigen finanziellen Betriebsanreize. Um die Netze dabei nicht zu überlasten, braucht es zwingend lokal differenzierte Preise. Die First-best Lösung hierfür ist ein Nodalpreissystem; Second- und Third-best wären mehrere Strompreiszonen und lokal differenzierte dynamische Netzentgelte. Zur Vermeidung von Engpässen im Verteilnetz, die über diese Wege nicht adressiert wurden, sind flexible Netzanschlussverträge, die zu gewissen Zeiten den Speicherbetrieb einschränken, ein pragmatischer Kompromiss, um Batterien zügig ans Netz zu bekommen, ohne Überlastungen zu riskieren.
Die Dynamik des deutschen Batterieausbaus ist hoch. Kaum eine Technologie ist derzeit so vielversprechend – sie wird immer günstiger und ihr Wert für das System immer höher. Kein Wunder, dass sie derzeit die einzige Erzeugungs- oder Flexibilitätstechnologie im großen Maßstab ist, die ohne staatliche Förderung ins Netz drängt. Das ist erfreulich, aber das hohe Skalierungspotenzial macht es umso wichtiger, dass das Marktdesign möglichst von Anfang an darauf ausgerichtet ist, den Systemnutzen zu heben. Wenn wir dann noch Speicherentladungen deutschlandweit messen und uns an immer neuen Einspeiserekorden freuen könnten, wäre vielleicht auch der sportliche Ehrgeiz geweckt, Texas und Kalifornien zu überholen – you get what you measure!
