Die Energiewende hat ein neues Nadelöhr: Nicht mehr die absolute Menge an Erzeugung entscheidet über Versorgungssicherheit, sondern ihre Flexibilität. Denn ob Strom verfügbar ist, hängt zunehmend davon ab, wann und wo er ins Netz eingespeist oder entnommen wird – nicht allein davon, wie viel insgesamt erzeugt wird.
In einem Energiesystem, das von Solar- und Windspitzen geprägt ist, verschiebt sich die Aufgabe: Schwankungen müssen ausgeglichen und Energie zeitlich verlagert werden. Genau hier setzen Großbatteriespeicher an. Sie nehmen Energie in Stunden des Überangebots auf und speisen sie in Knappheitsphasen wieder ein. Diese zeitliche Verlagerung reduziert extreme Ausschläge, macht Preise berechenbarer und trägt so zu einem insgesamt effizienteren Marktgeschehen bei.
Preismechanik statt Bauchgefühl
Dass Speicher Preise dämpfen, wirkt auf den ersten Blick kontraintuitiv – schließlich erhöhen sie ja nicht die Jahresproduktion. Die Erklärung liegt in der Marktmechanik. Der Strompreis entsteht im Zusammenspiel von Nachfrage und Angebot, das nach der sogenannten Merit-Order funktioniert. Zuerst fließt der günstige Strom aus Wind- und Solaranlagen ins Netz. Wenn das nicht reicht, kommen nach und nach teurere fossile Kraftwerke hinzu.
Grafik: Kyon Energy
In Zeiten mit viel Wind- oder Sonnenstrom deckt der günstige Strom meist den Energiebedarf allein, und der Preis bleibt niedrig. Wenn Batteriespeicher dann laden, wirkt sich das nur geringfügig auf den Preis aus. In Zeiten mit wenig erneuerbarem Strom müssen dagegen fossile Kraftwerke einspringen und treiben den Strompreis nach oben. Wenn Speicher in diesen Momenten Strom abgeben, verdrängen sie genau diese teuren Kraftwerke. Sie senken den Preis für alle Abnehmer deutlich. Insgesamt ist dieser Preiseffekt beim Entladen größer als der kleine Preisanstieg beim Laden.
Analysen von EPEX-Day-Ahead-Daten zeigen diesen Mechanismus sehr deutlich: Beim Laden in Stunden mit ohnehin niedrigen Preisen steigt der Strompreis durch zusätzliche Nachfrage von 100 Megawatt im Mittel nur um rund 9 Euro pro Megawattstunde – ein eher kleiner Effekt. Beim Entladen in teuren Spitzenstunden dagegen drücken Speicher die Preise spürbar nach unten, am Beispieltag vom 31. Oktober 2022 sogar um 16 Euro pro Megawattstunde. Über die Jahre 2020 bis 2022 reduzierte ein Speicher mit 100 Megawatt Leistung und 100 Megawattstunde Kapazität die tägliche Preisspanne im Schnitt um mehr als fünf Prozent.
Auch eine jüngere Frontier-Economics-Studie bestätigt diesen Effekt auf breiterer Datengrundlage. Sie zeigt, dass der Einsatz von Großbatteriespeichern die Preisschwankungen am Strommarkt messbar reduziert. Bereits ein Speicherausbau auf rund 15 Gigawatt mit 60 Gigawattstunden Kapazität bis 2030 könnte die Großhandelspreise im Mittel um rund 1Euro pro Megawattstunde senken und gleichzeitig den Bedarf an neuen Gaskraftwerken um etwa 9 Gigawatt verringern. Die Studie belegt damit, dass Batteriespeicher nicht nur kurzfristig Preisspitzen dämpfen, sondern langfristig auch zur strukturellen Stabilisierung des Strommarkts beitragen.
Mehr Marktintegration für Erneuerbare
Mit zunehmendem Anteil fluktuierender Stromerzeugung verstärkt sich der sogenannte Kannibalisierungseffekt: Wenn große Mengen erneuerbarer Strom gleichzeitig ins Netz eingespeist werden, sinkt der Marktwert.
Ein Blick auf die Strompreisdaten verdeutlicht die Dramatik. Im Jahr 2024 lagen die Großhandelspreise laut EPEX in 459 von 8784 Stunden im negativen Bereich, was rund fünf Prozent des Jahres entspricht. Dies ist somit kein statistischer Ausrutscher, sondern ein Symptom mangelnder Flexibilität im Energiesystem. Noch brisanter ist jedoch die Entwicklung im laufenden Jahr: In den ersten sechs Monaten des Jahres 2025 wurden bereits 389 Stunden mit negativen Preisen gezählt, was einem Anstieg von rund 80 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum entspricht. Besonders der Frühsommer markiert dabei eine neue Dimension: Im Mai und Juni wurden mit 130 bzw. 141 Stunden gleich zwei Allzeitrekorde aufgestellt. Dies zeigt einen rasanten Anstieg und macht deutlich, wie dringend zusätzliche Flexibilität in das System integriert werden muss.
Negative Preise signalisieren, dass grundsätzlich erwünschter erneuerbarer Strom zeitweise keinen Platz im System findet. Batteriespeicher machen die Überschüsse nutzbar. Sie erhöhen gezielt die Nachfrage in genau diesen Stunden, speichern die Energie und geben sie später in Zeiten hoher Nachfrage wieder ab. So werden negative Preise und Abregelungen seltener und das System wird investitionsfreundlicher. Denn die Preisinstabilität verschreckt so manchen Geldgeber.
Langfristig reicht der Einfluss von Großbatteriespeichern weit über die Preisdämpfung hinaus. Die Frontier-Economics-Studie zeigt, dass ein fortgesetzter Ausbau bis 2050 auf rund 72 Gigawatt installierte Leistung einen zusätzlichen Wohlfahrtsgewinn von mehr als 12 Milliarden Euro schaffen könnte. Speicher ersetzen fossile Kraftwerke zwar nicht vollständig, reduzieren deren Einsatz aber signifikant und machen so das Energiesystem insgesamt effizienter, stabiler und kostengünstiger.
Systemdienstleistungen und Netze: Wirkung über den Markt hinaus
Batteriespeicher wirken nicht nur am Großhandelsmarkt. Sie stellen hochdynamische Systemdienstleistungen bereit, unterstützen Frequenz- und Spannungshaltung und können gezielt dort errichtet werden, wo Netze wiederkehrend an ihre Grenzen stoßen.
In der Praxis können Speicher den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen verringern, insbesondere wenn sie marktlich an geeigneten Standorten betrieben werden. Allerdings bleibt ihr Beitrag zur Netzdienlichkeit bislang deutlich hinter dem möglichen Potenzial zurück – so das Fazit einer aktuellen Studie von Eco Stor. Für eine Synchronisierung von Netz- und Marktbedarfen braucht es ein Preissignal, das beides abbildet, um die Netzauslastung gezielt zu senken und Flexibilität effizient dorthin zu lenken, wo sie systemisch am meisten nützt. In der Praxis verringern Speicher den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen, indem sie ihm zuvorkommen.
Dennoch ist der Effekt bereits heute messbar: Nach der Studie von Eco Stor können große Batteriespeicher Redispatch-Kosten im deutschen Stromnetz um rund drei bis sechs Euro pro Kilowatt installierter Leistung und Jahr senken. Sie gleichen zudem Netzengpässe aus, indem sie überschüssige Energie aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt gezielt wieder einspeisen. Auf diese Weise sinkt die Notwendigkeit, konventionelle Kraftwerke hoch- oder Solar- und Windkraftanlagen herunterzufahren, um Netzengpässe auszugleichen.
Jeder dadurch vermiedene Redispatch-Eingriff spart Kosten, die sonst über die Netzentgelte auf alle Stromkunden verteilt würden. Markt- und Netzeffekte greifen hier ineinander und entfalten ihre Wirkung schnell, da Großbatteriespeicher innerhalb weniger Monate, nicht erst nach Jahren, in Betrieb gehen können.
Was Modelle zeigen – und was man daraus schließen kann
Das Prinzip lässt sich auch an einzelnen Tagen beobachten: Am 11. Juni 2023, einem besonders schwankungsreichen Sommertag, nahmen Speicher bei hoher Einspeisung und niedrigen Preisen überschüssige Energie auf, die sonst den Marktpreis weiter gedrückt oder gar zu negativen Preisen geführt hätte. In den anschließenden Stunden hoher Nachfrage gaben sie diese Energie wieder ab und verdrängten so teure fossile Spitzenlastkraftwerke – mit spürbarer Wirkung auf den Strompreis.
Wenn man diesen Einfluss von Speichern auf den Strompreis bis Oktober 2023 auf den Verbrauch privater Haushalte hochrechnet, ergibt sich ein Einsparpotenzial von über 83 Millionen Euro. Für das Krisenjahr 2022, das durch extreme Preisschwankungen geprägt war, zeigen Modellierungen, dass durch den Einsatz von Speichern sogar eine mögliche Entlastung von rund 658 Millionen Euro beziehungsweise 1,36 Euro pro Megawattstunde.
Entscheidend ist dabei weniger, jede einzelne Stunde Strom günstiger zu machen, sondern die extremen Ausschläge nach oben und unten abzufedern. Für ein stabiles, berechenbares Preisniveau.
Zwei hartnäckige Missverständnisse
Doch bei all den Vorteilen halten sich noch einige Missverständnisse hartnäckig im Markt. Eines davon besonders störrisch: „Speicher verdienen nur bei hohen Preisen – also können sie die Preise nicht senken.“ Kurzfristig erzielen Speicher Einnahmen durch Spreads, also die Unterschiede zwischen niedrigen und hohen Strompreisen. Wenn jedoch mehr Flexibilität ins System kommt, werden diese Spreads kleiner – und genau das ist der gesamtgesellschaftliche Vorteil, weil es die Preise stabilisiert. Speicherbetreiber setzen ohnehin auf mehrere Einnahmequellen, etwa Arbitrage (Ausnutzen von Preisunterschieden durch gezieltes Laden und Entladen), zur Frequenz- und Spannungshaltung oder Engpassmanagement. Parallel dazu profitiert das gesamte Stromsystem von sinkenden Gesamtkosten.
Und: „Negative Preise sind gut für Verbraucher.“ Zwar wirken einige Stunden Gratisstrom verlockend, doch sie gehen oft mit Abregelungen, Redispatch-Maßnahmen und falschen Investitionsanreizen einher. Speicher mindern diese Folgekosten, indem sie überschüssigen Strom aufnehmen und gezielt zu wertvollen Zeitpunkten wieder abgeben. Entscheidend ist am Ende die Gesamtbilanz, die mit mehr Flexibilität für alle günstiger ausfällt.
Speicher glätten die Preiswogen
Großbatteriespeicher sind kein „nice-to-have“-Puffer, sondern Allrounder. Sie dämpfen Preisspitzen, geben überschüssigem Strom einen wirtschaftlichen Wert und sorgen so für ein stabileres und insgesamt niedrigeres Preisniveau. In einem Stromsystem, das überwiegend aus erneuerbaren Energien gespeist wird, bemisst sich die wahre Kapazität nicht allein an den installierten Gigawatt, sondern an der Fähigkeit, Energie genau zur richtigen Zeit bereitzustellen. Wer die Energiewende bezahlbar gestalten will, muss Flexibilität jetzt entschlossen in den Mittelpunkt rücken – und Großbatteriespeicher als zentrales Rückgrat eines stabilen und kosteneffizienten Strommarktes begreifen.
— Der Autor Philipp Merk gründete 2021 gemeinsam mit Florian Antwerpen und Adrian Kapsalis Kyon Energy, nachdem das Trio zuvor bereits umfassende Erfahrungen in der Entwicklung von Großbatteriespeichern gesammelt hatte. Heute gilt Kyon Energy als einer der führenden Spezialisten für Batteriespeicher in Deutschland mit einer Projektpipeline von über 7 Gigawatt. Seit 2024 gehört das Unternehmen vollständig zu Total Energies und entwickelt sich vom reinen Projektentwickler zunehmend hin zu einem Betreiber von Großspeichern und Flexibilitätsanbieter. —
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Alles auf Reibach ausgelegt. Ohne Netzdienlichkeit ist es in Zukunft nicht möglich, wesentlich und dauerhaft mehr als 60% volatilevl Energie einzuspeisen. Augen zu und immer mehr Momentanreserve aus dem Netz nehmen geht nicht. Schaut nach China. Dort kann man verfolgen die man’s richtig macht. 50 % der Leistung großer Batteriespeicher sind nur zur Netzsicherung konzipiert, und nicht gewinnorientiert. Dafür duerfen die anderen 50% nach Herzenslust speichern und verkaufen was immer der Strom für eine Farbe hat, Und rechnet sich dann trotzdem. Bei uns gaugelt man dem gemeinen Michel vor, Batteriespeicher machen das Netz sicher. Ist nicht so. Ein leerer Akku kann nichts mehr hergeben und wenn er wegen Reibach immer mir billigsten gefüttert werden muss ist er voll, wenn das Netz nach Korrektur schreit. Wissen wir alles und machens trotzdem.
Herr Merk, das Wichtigste von Allem ist die Stabilität des Netzes, reagieren in Millisekunden, nach Regeln, welche noch nicht feststehen. Sie werden aber erarbeitet durch die Analyse des Ausfalls in Spanien. Die Speicher müssen mit ihrer Software und Hardware in der Lage sein, rotierende Systeme zu simulieren, die Phase in jede Richtung zu verschieben um Überspannung und Netzfrequenz zu steuern. Dazu bedarf es des vorausschauenden Denkens, welche Sensoren verwendet werden müssen, wie man sie ansteuert, usw. Zu guter Letzt, denkt an den sicheren Download der Firmware, beseitigt die Debugging Schnittstelle, setzt den richtigen Prozessor ein, usw.
@Windjammer, das Thema ist sehr komplex und wie sie ja wissen, sträuben sich einige große Player gegen die Änderung. Ihnen gehen wahnsinnig hohe Einnahmen verloren. Ich bin der Meinung, das Strom NICHT gehandelt werden darf.
Wenn Batterien den Verlauf des Strompreises glätten, wie können sie dann noch rentabel sein?
( Die ersten Spekulanten am Strommarkt werden die ‚erfolgreichsten‘ sein, die Masse der Kosten trägt die ‚Masse‘?
Soviel zur ‚Solidarität‘ der Wertegesellschaft? )
da stellt sich die Frage, wie viel ist man bereit für die Stabilität des Netzes auszugeben. siehe die Kosten der nicht laufenden Gas KWs.
der erste Speicher rentiert sich enorm, der vorletzte nur noch minimal, und der letzte gar nicht mehr (Degressionswirkung des
freien Marktes)
( Es gibt jedoch noch ‚Qualitätsunterschiede‘ beim Stromangebot, deshalb wird auch ein letzter Stromspeicher gegenüber einem fossilen Kraftwerk (CO2-Zertifikate-Preis) einen Vorteil, zur Rentabilität, haben können. (Je nach Gesamtkonzeption, Anwendung für Redispatch, Ausgleichstrommengen, Regelreserve, Direktvermarktung/Intraday, kombinierte PV-Stromspeicher-PPA?, etc.)(?) )
Super Artikel!
Leider finde ich keinerlei Bemerkung zu Verlustleistungen der Speicher; bei Ein- und Ausspeicherung!
Den richtig roten Faden habe ich noch nicht finden können.
Haben wir nicht Universitäten, die sich dem Thema nähern könnten?
Sie haben recht. Berücksichtigt man Inverter- und Trafo-Verluste (Leerlaufverluste), stellt sich erstaunlicherweise heraus, dass die Jahresverluste einer Großbatterieanlage 10- (1 Vollzyklus/Jahr) bis knapp 70-mal (365 Vollzyklen/Jahr) größer sind wie die Speicher-Kapazität. So jedenfalls, wenn man das Ganze für einen 5-MW-/10-MWh-Speicher berechnet, der bei 365 Vollzyklen fast 700 MWh Verluste hätte. Dass der Speicher selbst bei „Nichtstun“, 1 Vollzyklus, noch fast 100 MWh Verluste hätte, liegt an den unvermeidbaren Leerlaufverlusten des Trafos. Die zwingend erforderliche Klimatisierung bzw. deren Stromverbrauch ist hierbei noch nicht berücksichtigt. Batterien sind in erster Linie Verbraucher! Glauben Sie nicht? Dann stellen Sie einfach mal der KI Grog folgende Frage: „Wie groß ist die Jahresverlustenergie eines 5-MW-/10-MWh-Batteriesystems bestehend aus der eigentlichen Batterie, dem Inverter und dem Transformator, wenn es während eines Jahres 1 bis 365 Vollzyklen durchläuft?“ Die Zahlen können natürlich variiert werden. Im NEP 2025 wird übrigens bereits von Speicherverlusten ausgegangen, die 10 bis 15-mal größer sind, wie die Speichergröße.
( „Batterien sind in erster Linie Verbraucher!“
In der Bilanz, aus der Sicht des Stromspeichers, ja.
Wenn die Stromeinspeisung aus einer lokalen Photovoltaik- oder Windkraftanlage erfolgt, dann werden die Umwandlungsverluste durch die (mögliche) Einspeisevergütung (evtl.) kompensiert und die Entladungsverluste durch die lokale Stromeinspeisung aus natürlichen Ressourcen ausgeglichen (dann sind die Umwandlungsverluste keine Last für das Stromverteilnetz, es sei denn, es ist negative Regelleistung erforderlich)(?)
Der Stromzwischenspeicher (abhängig von der Zellchemie) ‚muss‘ dann etwa alle (1-)3Monate (oder auch nicht: Redox-Flow) aufgeladen werden (bei längeren, inaktiven Betriebszuständen), damit ein Mindestladeniveau gewährleistet bleibt? )
@Batterien aks Verbraucher darzustellen verkennt den Umstand, dass der erzeugte Erneuerbare Strom zum laden sonst regelmäßig abgeregelt sprich zu 100% Verlust weggeworfen würde. Dabei werden die abgeregelten Erzeuger, wie später dann, wenn der eben nicht gespeicherte Strom fehlt dann teure Gaskraftwerke hochgefahren. Finanziell doppelter Verlust für den Verbraucher.
Stromspeicher lohnen sich also trotz technischer Speicher- wie Einspeicherverlusten weil die Amternative ist 100% Verlust!
Die Kommentatoren haben im Prinzip recht, denken aber ein bißchen arg schwarz-weiß. Richtig ist: Wenn sich Batteriespeicher nur über den Markt finanzieren, dann wird es immer nur so viele davon geben, dass die Preisschwankungen nicht unter die Rentabilitätsschwelle sinken. Und das sind dann zu wenige, um das Netz sicher zu machen. Den Batteriespeichern reicht es, wenn sie in 90% der Zeit gute Geschäfte machen, wir wollen aber in 100% der Zeit eine sichere Versorgung haben.
Es muss also ein anderes Finanzierungsmodell her, das verhindert, dass Speicherbetreiber sich auf Kosten der Verbraucher eine goldene Nase verdienen, aber gleichzeitig sicherstellt, dass so viele Speicher gebaut werden, dass wir eine 100%ig sichere Versorgung haben.
Der Autor des Artikels oben versucht uns leider etwas für doof zu verkaufen (oder ist selber doof) mit seinem Merit-Order-Diagramm. Er tut nämlich so, als sei die MO-Kurve etwas statisches. So kommt es dann, dass die Konsumentenrendite viel größer aussieht, als die Produzentenrendite, weil die grünen Flächen suggerieren, der Preissprung für die Konsumenten würde für eine größere Strommenge gelten, als der Preissprung für die Produzenten. Aber erstens ist gar nicht gesagt, dass die Stufen im Hochpreisbereich größer sind, als im Niedrigpreisbereich, und zweitens ist die Merit-Order-Kurve beim Entladen stark nach links verschoben, weil dann unten die billigen Erneuerbaren nicht am Markt sind, was die grüne Fläche entsprechend schrumpfen lässt. Der höhere Preis wird dann nicht für eine größere absolute Verbrauchsmenge bezahlt, sondern (wahrscheinlich) für eine kleinere. Wie sich die Dämpfung der Preisausschläge auf den Durchschnittspreis auswirkt, ist also dem einfachen Merit-Order-Diagramm nicht zu entnehmen. Das Problem ist etwas komplexer!
Beim Thema Speicher müssen wir noch viel mehr Dimensionen betrachten, als das heute passiert und aufhören, immer nur Einzelteile/-segmente zu betrachten oder zu fördern, denn dann wird das Ganze immer teurer!
https://www.saurugg.net/wp-content/uploads/2025/06/energiespeicher-zwischen-anspruch-und-wirklichkeit.pdf
Daher mein pragmatischer Ansatz: Jeder, der am Strommarkt teilnehmen will, muss in der Lage sein, für eine bestimmte Anzahl von Stunden pro Jahr und im Rahmen eines bestimmten CO₂-Budgets garantiert Strom zu liefern. Dies würde automatisch zur Kooperation führen, und viele Probleme würden sich ohne Mikromanagement und hohe Kosten von selbst lösen.
Dieses Gesetz wäre jedoch sehr einseitig und könnte die jeweilige Situation und Technik vor Ort nicht angemessen berücksichtigen.
Wir sollten ruhig mehr Vertrauen in den Markt und seine Akteure haben.
Wenn man beispielsweise https://www.pv-magazine.de/2025/07/04/green-flexibility-nimmt-netzneutralen-33-megawattstunden-batteriespeicher-in-betrieb/ betrachtet, stellt man fest, dass vor Ort gute Lösungen gefunden werden.
@Alter Falter: In einem gut der (grundgesetzlich zu garantierenden) Daseinsvorsorge kann man den Markt nur in begrenztem Umfang frei walten lassen. Würde zu viel angeboten, würde es zu teuer für die Verbraucher, würde zu wenig angeboten, wäre die Versorgungssicherheit nicht gegeben. Deshalb muss es eine Kapazitätsplanung geben (das macht die Bundesnetzagentur) und es muss eine Marktordnung geben, die dafür sorgt, dass auf einzelnen Gebieten Wettbewerb herrscht. Wer aber im Wettbewerb um die Kapazitäten den Zuschlag bekommen hat, muss sicher wirtschaften können.
Was auf einem Markt herauskommt, der ein Gut der Daseinsvorsorge bereitstellen soll, dem man zu viel Freiheit gelassen hat, sieht man auf dem Wohnungsmarkt: Nachdem sich der Staat beginnend in den 80er Jahren immer mehr daraus zurückzog, wurden permanent zu wenige Wohnungen gebaut. Aktuell fehlen 3 Millionen Wohnungen. Die Wohnungsbesitzer freut es, weil sie eine ordentliche Zusatzrendite ohne eigene Leistung einfahren. Die negativen Auswirkungen auf die Wirtschaft (Unflexibilität der Arbeitnehmer) und die Staatszufriedenheit der Wähler können wir aber auch sehen. Letztlich ist auch der Erfolg der populistischen Parteien rechts und links eine Folge dieses Politiversagens. Wollen wir das beim Strom auch haben? Mit Merz werden wir es sicher bekommen.
@H. Saurugg: Es ist keine Frage des Könnens, sondern eine des Wollens. Weder die (derzeitige) Regierung, noch die Netzbetreiber noch die Betreiber von fossilen Restkraftwerken sind daran interessiert, dass eine tragfähige Speicherlösung kommt. Auch die derzeitigen Speicherbetreiber fürchten einen staatlich definierten Markt, weil er ihnen die wunderbaren Verdienstmöglichkeiten mit satten Übergewinnen verderben würde. Sie profitieren davon, dass es zur Zeit einen eklatanten Speichermangel gibt. So können sie sich auf Kosten der Verbraucher (und des Steuerzahlers, was auf das selbe hinausläuft) teuer verkaufen.
Unter den Energiewendebefürwortern gibt es auch noch viele Gegner von Speichern, weil sie einerseits (fälschlich*s.u.) glauben, mit Demand-Side-Management ließen sich die Probleme quasi zum Nulltarif lösen, und andererseits befürchten, dass die Speicherkosten die Energiewende zu teuer machen könnten. Ich kann mich noch gut an den Jubel erinnern, als die Erzeugerpreise unter die Verbraucherpreise gesunken waren. Von „Netzparität“ war da die Rede. Aber es war keine Netzparität. Netzparität ist erst erreicht, wenn die Erneuerbaren das gleiche bieten können, wie die fossilen Kraftwerke, und dazu muss man sie mit Speichern ergänzen. So billig, wie die Batteriespeicher inzwischen sind, wären auch Erneuerbare+Speicher billiger als Gaskraftwerke. Es würde für mehr als 1000GWh Batteriespeicherkapazität reichen. Mehr würde schwierig, die wären dann zu wenig ausgelastet. Dafür bräuchte man dann Wasserstoff. Der wird aber erst konkurrenzfähig, wenn der CO2 wesentlich höher ist als heute.
* Fälschlich deshalb, weil die Idealisten erstens das Potential völlig überschätzen, und es zweitens nicht zum Nulltarif geht. Zunächst produziert DSM Zusatzkosten für Hard- und Software und Dienstleistung, und dann wollen diejenigen, die ihren Stromverbrauch anpassen können, dafür belohnt werden. Diejenigen, die sich nicht anpassen können, jammern dann über noch höher gewordene Strompreise.
Beim Potential denken die Idealisten vor allem an ihren Haushaltsstrom, der aber nur 1/4 bis 1/3 des bundesdeutschen Stromverbrauchs ausmacht. Der Rest sind Großverbraucher, die das Potential des DSM schon längst ausnutzen, soweit es sinnvoll ist. Der begrenzte Anteil des Haushaltsstroms, der sich anpassen lässt, macht weniger als 10% des Gesamtstromverbrauchs aus.
Ihr Vorschlag einer Mindestlieferung für Marktteilnehmer ist im Ansatz richtig, ist aber nur ein kleiner Teil der Gesamtlösung, die sowohl ein Marktmodell für die Erzeuger als auch für die Speicherbetreiber umfassen muss. Beide Modelle werden durch eine erweiterte Rolle für die Netzbetreiber verbunden.