Ich hatte erwartet, dass der Winter die gute Saison für Speicher ist. Die Zahlen sagen das Gegenteil: Januar und Juni 2026 hatten fast dasselbe Preisniveau, aber der Juni die 2,7-fache Tagesspreizung. Trotzdem stabilisieren Batterien das Winternetz, nur auf einer anderen Zeitskala als gedacht.
Was im Winter tatsächlich anders ist
Der Satz, dass Batteriespeicher das Netz stabilisieren, ist im Sommer leicht zu belegen und im Winter schwer. Deshalb lohnt es sich, zuerst nachzusehen, was zwischen November und Februar überhaupt passiert, bevor man erklärt, wogegen ein Speicher helfen soll.
Grundlage sind die Viertelstundenwerte des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme. Vier Monate nebeneinander, alle in derselben Auflösung:
- Dezember 2025: Solar 1 483 GWh, Wind an Land 13 323 GWh, Last 43 475 GWh, Höchstlast 74 108 MW
- Januar 2026: Solar 1 678 GWh, Wind an Land 13 089 GWh, Last 47 634 GWh, Höchstlast 78 333 MW
- Februar 2026: Solar 2 731 GWh, Wind an Land 11 534 GWh, Last 41 989 GWh, Höchstlast 78 373 MW
- Juni 2026: Solar 11 460 GWh, Wind an Land 6 507 GWh, Last 38 098 GWh, Höchstlast 67 044 MW
Der Juni liefert rund das Achtfache der Dezember-Sonne, 11 460 gegen 1 483 Gigawattstunden, also das 7,7-Fache. Gleichzeitig liegt die Höchstlast im Februar um knapp 17 Prozent über der des Juni. Das ist die Winterlage in zwei Zahlen: weniger Sonne, mehr Bedarf, und den Ausgleich macht der Wind, der im Dezember gut das Doppelte des Juni-Werts einspeiste.
Die Werte zeigen die öffentliche Nettostromerzeugung. Strom aus Aufdachanlagen, der im selben Haus verbraucht wird, taucht darin nicht auf. Die Solarzahl ist also eine Untergrenze, und die Last ist die Netzlast, nicht der gesamte Verbrauch.
Die Größenordnung, die alles andere einordnet
Die Bundesnetzagentur weist für den Stand 15. Oktober 2025 aus, dass in Deutschland Großbatteriespeicher mit rund 2,4 Gigawatt Bruttoleistung und einer nutzbaren Kapazität von rund 3,2 Gigawattstunden in Betrieb sind. Als Großbatteriespeicher gilt dabei jede Anlage über 999 Kilowatt Bruttoleistung.
Drei Zahlen ordnen das ein:
- 3,2 GWh geteilt durch die Höchstlast von 78 373 MW ergeben rund zweieinhalb Minuten. So lange könnten alle deutschen Großbatteriespeicher zusammen die Spitzenlast eines Winterabends tragen, wenn sie voll wären und sonst nichts liefe.
- 3,2 GWh geteilt durch 2,4 GW ergeben eine Speicherdauer von einer Stunde und zwanzig Minuten bei voller Leistung. Das ist die Bauart, nicht ein Mangel: Diese Anlagen sind für kurze, häufige Zyklen ausgelegt.
- 2,4 GW gemessen an derselben Höchstlast sind 3,1 Prozent.
Wer also von Batteriespeichern als Winterreserve spricht, meint eine Anlage, die es nicht gibt. Eine Dunkelflaute dauert Tage. Der gesamte deutsche Großspeicherbestand trägt Minuten. Zwischen beidem liegen drei Größenordnungen, und keine Fördersumme schließt diese Lücke in einem Winter.
Gegen die Technik spricht das nicht, ihr Beitrag liegt nur woanders.
Der Befund, mit dem ich nicht gerechnet hatte
Ich bin an dieses Thema mit einer Erwartung herangegangen: Im Winter ist Strom teuer und die Preise sind unruhig, also ist der Winter die gute Saison für einen Speicher, der billig lädt und teuer entlädt. Die Zahlen sagen das Gegenteil.
Ein Speicher verdient nicht am Preisniveau, sondern an der Spreizung innerhalb eines Tages. Der mittlere Tagesspread ist die Differenz zwischen höchstem und niedrigstem Day-Ahead-Preis eines Tages in der Zone Deutschland und Luxemburg, gemittelt über den Monat, jeweils aus Viertelstundenwerten:
- Januar 2026: Mittelwert 110,09 Euro je MWh, mittlerer Tagesspread 89,14 Euro
- Juni 2026: Mittelwert 109,52 Euro je MWh, mittlerer Tagesspread 240,12 Euro
Zwei Monate mit fast identischem Preisniveau, der Unterschied beträgt weniger als ein Prozent. Und dazwischen liegt beim Tagesspread Faktor 2,7. Dezember 2025 und Februar 2026 fügen sich ein: 77,13 und 78,85 Euro mittlerer Spread, gegen 207,94 Euro im Mai 2026.
Für einen reinen Arbitragespeicher ist der Winter die schlechtere Jahreszeit, obwohl der Strom teuer ist. Das widerspricht der Intuition und hat eine einfache Ursache.
Die Spreizung macht die Sonne, nicht die Kälte
Der Preisunterschied innerhalb eines Tages entsteht dort, wo mittags eine große Menge Strom auf einen Markt trifft, der sie nicht braucht. Das leistet die Photovoltaik, und zwar nur im Sommer. Die Bundesnetzagentur meldete am 8. Januar 2026 für Ende 2025 eine installierte Solarleistung von 117 Gigawatt nach einem Zubau von 16,4 Gigawatt allein im Jahr 2025. Im Juni 2026 lag die Solarspitze bei 54 726 Megawatt, im Dezember 2025 bei 17 633.
Was daraus im Preis wird, lässt sich zählen. Viertelstunden mit negativem Day-Ahead-Preis, also Zeiten, in denen für die Abnahme bezahlt wurde:
- Dezember 2025: 0
- Januar 2026: 10
- Februar 2026: 23
- Mai 2026: 315
- Juni 2026: 199
Das Verhältnis ist eindeutig, und es erklärt den Spread vollständig. Im Sommer gibt es einen täglichen Keller, in den ein Speicher hineinladen kann. Im Winter gibt es ihn nicht, weil die Sonne den Preis nicht drückt. Der Ertrag eines Arbitragespeichers hängt an der Photovoltaik, nicht am Strompreis. Wer ein Erlösmodell auf Winterpreise baut, baut auf den falschen Treiber.
Was der Winter dafür liefert: Höhe statt Spreizung
Damit zurück zur Frage aus der Überschrift. Der Winter liefert keine Spreizung, er liefert Höhe, und Höhe ist ein Leistungsproblem, kein Arbeitsproblem.
Die Residuallast, also der Teil der Last, der nach Abzug von Wind und Sonne von steuerbaren Erzeugern gedeckt werden muss, erreichte im Dezember 2025 ein Maximum von 68 545 Megawatt. Im Juni 2026 waren es 56 041. Das sind gut 22 Prozent mehr. Im Winter steht das System also näher an seiner Grenze, und dort zählt jede Anlage, die in Sekunden von null auf Nennleistung geht.
In dieser Disziplin ist eine Batterie konkurrenzlos. Ein Gaskraftwerk braucht Minuten, ein Pumpspeicher etwa eine Minute, eine Batterie eine Sekunde. Wenn ein Kraftwerksblock ausfällt oder eine Windprognose danebenliegt, entscheidet nicht die gespeicherte Menge, sondern die Zeit bis zur vollen Leistung. Auf dieser Zeitskala sind 2,4 Gigawatt ein spürbarer Beitrag.
Selbst im Dezember 2025 sank die Residuallast in ihrem Minimum auf minus 4 207 Megawatt. Es gab also auch mitten im Winter Viertelstunden mit Überschuss, in denen sich ein Speicher füllen konnte. Sie sind nur selten und nicht planbar, und ein Speicher muss dafür leer sein, wenn es passiert.
Wo der Engpass wirklich sitzt
Wenn Batterien im Winter also über die Leistung wirken, wäre der naheliegende Schluss: mehr davon bauen. Das versuchen sehr viele.
Die Bundesnetzagentur weist aus, dass den Übertragungsnetzbetreibern Ende 2024 etwa 650 Anschlussanfragen für Großbatteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 226 Gigawatt vorlagen. In Betrieb waren, Stand 15. Oktober 2025, 2,4 Gigawatt. In Planung meldet dieselbe Quelle 5,0 Gigawatt mit 10,4 Gigawattstunden.
Dazu zwei Zahlen. Erstens: Die Warteschlange ist rund das 94-Fache des Bestands. Zweitens, und das wird oft übersehen: Das ist fast das Dreifache der deutschen Höchstlast, gemessen an den 78 373 Megawatt vom Februar 2026.
Eine Anfrageliste, die das Dreifache der Höchstlast umfasst, ist kein Ausbauplan. Sie ist eine Absichtsliste, in der dieselben Flächen mehrfach gemeldet, Projekte doppelt angefragt und Optionen offengehalten werden, weil eine Anfrage wenig kostet und einen Platz in der Reihe sichert. Wer diese 226 Gigawatt als kommenden Bestand liest, liest sie falsch. Zuverlässig zeigen sie, dass der Engpass nicht die Batterie ist, sondern der Netzanschluss.
Die regulatorische Seite dieser Frage, also wie Speicher und Ladepunkte überhaupt in den Markt kommen, habe ich getrennt aufgeschrieben in MiSpeL und der Beihilfevorbehalt. Die Gesamtlage zu Speicherprojekten steht auf meiner Themenseite zu BESS und Energiespeichern.
Was ich daraus für Projekte mitnehme
Drei Punkte, und sie ändern die Reihenfolge, in der ich ein Speicherprojekt prüfe.
Erstens: Der Erlös hängt an der Spreizung, nicht am Preisniveau. Eine Kalkulation, die mit dem Jahresmittelwert des Strompreises rechnet, misst die falsche Größe. Januar und Juni 2026 lagen im Mittel weniger als ein Prozent auseinander und trugen völlig verschiedene Geschäfte. Die richtige Eingangsgröße ist der Tagesspread, aufgelöst nach Monaten, und für den ist die Photovoltaik der Treiber.
Zweitens: Der Winter zahlt über Leistung, nicht über Arbeit. Wer den Winterbeitrag begründen will, argumentiert mit Reaktionszeit und Vorhaltung. Das ist auch die ehrlichere Erzählung, denn sie hält der Nachfrage stand, wie lange die Anlage denn eine Dunkelflaute überbrücke. Antwort: gar nicht, und das ist nicht ihre Aufgabe.
Drittens: Der Netzanschluss ist der Terminplan. Zwischen 2,4 Gigawatt Bestand und 226 Gigawatt Anfragen liegt eine Warteschlange. Der Faktor 94 sagt nichts über den Markt und alles über den Flaschenhals. In jedem Projektzeitplan, den ich sehe, ist der Anschluss der längste Balken, und er ist der einzige, der sich nicht durch mehr Kapital verkürzen lässt.
Häufige Fragen
Wie viel Batteriespeicher gibt es in Deutschland?
Die Bundesnetzagentur weist für den Stand 15. Oktober 2025 Großbatteriespeicher mit rund 2,4 Gigawatt Bruttoleistung und rund 3,2 Gigawattstunden nutzbarer Kapazität im Betrieb aus, dazu rund 5,0 Gigawatt mit 10,4 Gigawattstunden in Planung. Als Großbatteriespeicher gilt jede Anlage über 999 Kilowatt Bruttoleistung.
Können Batteriespeicher eine Dunkelflaute überbrücken?
Nein, und zwar um Größenordnungen nicht. 3,2 Gigawattstunden nutzbare Kapazität decken die winterliche Höchstlast von 78 373 Megawatt rund zweieinhalb Minuten. Eine Dunkelflaute dauert Tage. Die Anlagen sind für kurze, häufige Zyklen gebaut, ihre Speicherdauer liegt bei rund einer Stunde und zwanzig Minuten.
Verdienen Batteriespeicher im Winter mehr als im Sommer?
Nach den Day-Ahead-Preisen nicht. Januar 2026 und Juni 2026 lagen im Mittel bei 110,09 und 109,52 Euro je Megawattstunde, also fast gleichauf. Der mittlere Tagesspread, aus dem ein Speicher seinen Erlös zieht, lag bei 89,14 gegen 240,12 Euro. Das ist Faktor 2,7 zugunsten des Sommers, weil die Mittags-Photovoltaik den täglichen Preiskeller erzeugt.
Warum stabilisieren Batteriespeicher das Netz dann im Winter?
Weil im Winter nicht die Energiemenge knapp ist, sondern die Leistung im richtigen Moment. Die Residuallast erreichte im Dezember 2025 ein Maximum von 68 545 Megawatt gegenüber 56 041 im Juni 2026. Auf der Zeitskala von Sekunden bis Minuten ist eine Batterie konkurrenzlos schnell, und genau dort entscheidet sich die Systemstabilität.
Was bedeuten die 226 Gigawatt an Anschlussanfragen?
Sie sind keine Ausbauprognose. Den Übertragungsnetzbetreibern lagen Ende 2024 rund 650 Anfragen mit dieser Gesamtleistung vor, während 2,4 Gigawatt in Betrieb waren. Das ist rund das 94-Fache des Bestands und fast das Dreifache der deutschen Höchstlast. In solchen Listen stehen Mehrfachanfragen und offengehaltene Optionen. Sie zeigen vor allem, dass der Netzanschluss der Engpass ist.
Woher stammen die Erzeugungs- und Preisdaten in diesem Artikel?
Von energy-charts.info des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme, aus den Viertelstundenwerten mit Datenstand 25. September 2026. Die Werte zeigen die öffentliche Nettostromerzeugung, Eigenverbrauch aus Aufdachanlagen ist darin nicht enthalten. Verglichen werden nur Monate in derselben zeitlichen Auflösung.
Herzlich,
Euer Dennis Weidner
Hinweis: Beim Schreiben dieses Beitrags haben mich KI-Werkzeuge unterstützt, einzelne Bilder sind mit KI bearbeitet. Für Inhalt und Aussagen stehe ich mit meinem Namen.
