Hallo
habe auch mal ChatGPT gefragt, kommt bei mir im Worst Case auf 57Mrd € (1 Hinkley Point)
ChatGPT, bitte berechne mir die Batteriekapzität, die man bräuchte, um in ganz Deutschland den täglichen Swing (Lücke zwischen Erzeugung und Verbrauch mit heutigen Daten) batterieseitig zu puffern. Berechne auch die Kosten fehlende Kapazität zu errichten.
Alles klar — ich rechne das mit heutigen, öffentlich verfügbaren Größenordnungen einmal sauber durch und zeige dir eine belastbare Spannbreite.
Annahmen & Methode (knapp)
- „Täglicher Swing“ ≈ Differenz zwischen Tages-Minimum und Tages-Maximum der Netzlast/Residuallast. In DE liegen typische Tagesamplituden heute grob bei 25–30 GW (werktags / PV-stark), an stressigen Wintertagen auch 40–50 GW (Spitzen bis ~87 GW sind dokumentiert).
- Um diesen Swing vollständig batterieseitig zu glätten, reicht es, die Energie über den Tag zu verschieben. Nimmt man den Tagesgang als sinusförmig an, ergibt sich die nötige Energiespeicherkapazität zu:
E_req ≈ (12/π) · ΔP [GWh]
(ΔP = Tages-Leistungsswing in GW). Das ist die Fläche oberhalb/unterhalb des Tagesmittels.
- Wirkungsgrad: Li-Ion BESS ~90 % round-trip → +11 % Energiebedarf. (NREL 2025 Update und IEA als Referenz für typische Systemdaten/Kostenrahmen.)
- Bestehende nutzbare Batteriekapazität in DE (2025): ca. 22 GWh (überwiegend Heimspeicher; Utility-Scale ~2 GW Leistung).
- Kostenansatz (Utility-Scale, „turn-key“ 2–4 h Systeme 2024/25 EU/US-Rahmen): 200–300 €/kWh (Bandbreite aus NREL-Systemkosten & aktuellen Markt-/Branchenangaben; Packpreise lt. IEA < $140/kWh sind niedriger als Systempreise).
Ergebnisse
1) Typischer Werktag (ΔP =
25 GW
)
- Reine Energiemenge: E ≈ (12/π)·25 = 95.5 GWh
- Mit 90 % η: 106 GWh
- Abzüglich vorhandener ~22 GWh → fehlend ~84 GWh
Kosten fehlende Kapazität
- 200 €/kWh → ~16.8 Mrd €
- 250 €/kWh → ~21.0 Mrd €
- 300 €/kWh → ~25.2 Mrd €
2) PV-starker Werktag (ΔP =
30 GW
)
- Mit η: ~127 GWh → fehlend ~105 GWh
Kosten: ~21.0 / 26.3 / 31.6 Mrd € (bei 200/250/300 €/kWh)
3) Winter-hoher Swing (ΔP =
40 GW
)
- Mit η: ~170 GWh → fehlend ~148 GWh
Kosten: ~29.5 / 36.9 / 44.3 Mrd € (bei 200/250/300 €/kWh)
4) Extremfall (ΔP =
50 GW
)
- Mit η: ~212 GWh → fehlend ~190 GWh
Kosten: ~38.0 / 47.5 / 57.0 Mrd € (bei 200/250/300 €/kWh)
Einordnung / Plausibilität
- Die hergeleiteten Energiespeicherbedarfe liegen im niedrigen dreistelligen GWh-Bereich für einen Tagesausgleich. Das passt zur heutigen Lastlage (mittlere Last ~50 GW; dokumentierte Spitzenlast 2025 ~87 GW) und zum starken Tagesgang durch PV.
- Der heute bereits installierte Batteriespeicher (v. a. verteilt) von rund 22 GWh deckt also ~10–20 % eines vollständigen Tages-Swing-Ausgleichs (je nach Tag).
- Kostenband: Systempreise variieren stark nach Dauer/Größe/Netzanschluss; der 200–300 €/kWh-Korridor ist für Utility-Scale 2024/25 als konservativ-realistisch anzusehen; darunterliegende Packpreise (IEA ~140 $/kWh 2023) erklären, warum Großanlagen in Europa heute typischerweise noch deutlich > 150 €/kWh „all-in“ kosten.
Kurzformel (für deine weitere Nutzung)
E_req,η ≈ 3.819 · ΔP / η [GWh]
(mit η = round-trip-Wirkungsgrad, z. B. 0.9)
Beispiel: ΔP=30 GW → 3.819·30/0.9 ≈ 127 GWh.
Quellen
- BNetzA Systemstabilitätsbericht 2025 (Last ~58 GW, Spitzenlast ~87 GW) – Kontext Tagesamplituden.
- ESS-News zu DE-Batteriespeichern 2025 (22.1 GWh nutzbar, ~2 GW Utility-Scale Leistung).
- NREL (2025 Update): Kosten/Leistungsdaten für Utility-Scale Li-Ion (4h) & Effizienzen.
- IEA: Batterie-Packpreise 2023 < 140 $/kWh (Kontext System- vs. Packkosten).
