Es gibt Spielstände, die muss man zweimal lesen. 15:0 etwa. Im Fußball wäre das eine Demütigung, ein Ergebnis für die Geschichtsbücher, ein Match, nach dem nicht mehr über Taktik, sondern über Grundsätzliches gesprochen wird. Bei der Pressekonferenz von Photovoltaic Austria ging es zwar nicht um Strafräume, Flankenläufe oder Elfmeterschießen. Aber der Vergleich drängte sich auf. Während die Fußball-WM die Aufmerksamkeit auf den Rasen lenkt, spielt sich in Europas Stromsystemen ein anderes Match ab: Bulgarien gegen Österreich beim Batteriespeicher-Ausbau.

Der Spielstand, zugespitzt formuliert: 15 zu 0 für Bulgarien.

Natürlich ist das kein Sportergebnis. Es ist eine Chiffre. Bulgarien hat laut Darstellung der Branchenexpertin Raphaela Hein von Power Market Expert Energy in kurzer Zeit rund 15 Gigawattstunden Batteriespeicher errichtet. Österreich steht bei großen, direkt am Markt agierenden Batteriespeichern erst bei rund 0,2 Gigawattstunden. Wer jetzt einwendet, Bulgarien und Österreich seien nicht vergleichbar, liegt nicht völlig falsch – aber auch nicht richtig genug, um die Sache vom Tisch zu wischen. Genau darin liegt die Brisanz dieser Pressekonferenz: Die Unterschiede sind real. Doch die Ähnlichkeiten sind groß genug, um Österreich unangenehme Fragen zu stellen.

Und dann fiel noch ein Satz, der in dieser Debatte hängen bleiben dürfte. Herbert Paierl, Vorstandsvorsitzender von Photovoltaic Austria, sprach über die notwendigen Maßnahmen für den Speicherhochlauf, über Marktprämien, Netzgebühren, Förderlogik – und über die Sorge, dass das alles wieder nach Geld rufen könnte. Seine klare Antwort darauf lautete: „Der Finanzminister muss keine Angst haben.“

Das ist kein Nebensatz. Es ist der Versuch, die Debatte umzudrehen. Nicht der Speicher kostet Österreich Geld, lautet die Botschaft. Sondern das Fehlen der Speicher.

Das Problem sitzt nicht auf dem Dach – sondern in der Uhrzeit

Die Photovoltaik hat in Österreich eine beeindruckende Entwicklung hingelegt. PV Austria verweist darauf, dass sie mittlerweile rund 15 Prozent zum heimischen Stromverbrauch beiträgt und damit zur zweitwichtigsten Stromquelle nach der Wasserkraft geworden ist. Das ist der Erfolg. Das Problem beginnt dort, wo Erfolg ohne Flexibilität in Stress umschlägt.

Lukas Stühlinger, Autor der Analyse und Managing Partner bei Fingreen, brachte es in der Präsentation der Studie auf den Punkt: Zur Mittagszeit, vor allem in den Sommermonaten und an Wochenenden, sind die Strompreise sehr niedrig, teilweise sogar negativ. Zwischen 17 und 21 Uhr dagegen steigen sie stark an. Die Sonne liefert also ausgerechnet dann besonders viel Strom, wenn der Markt ihn oft nicht braucht. Und wenn die Menschen nach Hause kommen, gekocht, geladen, gekühlt, gewaschen und gearbeitet wird, ist der Strom wieder teuer.

Das klingt banal. Ist es aber nicht. Denn es beschreibt eine Verschiebung des energiepolitischen Problems. Lange wurde vor allem darüber gesprochen, wie viel erneuerbare Leistung installiert werden muss. Jetzt geht es immer stärker darum, wann diese Kilowattstunden verfügbar sind. Genau deshalb sprach Paierl zu Beginn davon, dass die aktuelle Analyse nicht mehr primär auf Netzdienlichkeit und Systemdienlichkeit blickt, sondern auf die Marktdienlichkeit. Also auf die Kilowattstunde. Auf den Strompreis. Auf jene Stunden, in denen sich entscheidet, ob heimischer Sonnenstrom preisdämpfend wirkt – oder ob Österreich am Abend wieder teuer zukaufen muss.

Die Batterie ist in dieser Logik kein hübsches Zubehör zur PV-Anlage. Sie ist der Zeitregler des Stromsystems.

Das Schaubild, das die Geschichte erklärt

Dem i-Magazin liegen Unterlagen vor, die diesen Mechanismus fast schon lehrbuchartig zeigen: eine schematische Darstellung eines Maitages 2026 siehe Schaubild. In der Mitte des Tages entstehen PV-Überschüsse während Stunden mit negativen Preisen. Am Abend öffnet sich die Lücke. Genau dort, wo die Last steigt und der Strompreis wieder nach oben zieht, soll der zuvor gespeicherte Sonnenstrom helfen, den Bedarf zu decken.

Die Batterie verschiebt Sonnenstrom dorthin, wo er gebraucht wird: PV-Überschüsse aus der Mittagszeit sollen gespeichert und in den teuren Abendstunden eingesetzt werden. (Bild: Fingreen / PV Austria)

Die Grafik macht sichtbar, was in der Debatte oft abstrakt bleibt: Österreich hat nicht einfach ein „zu wenig Strom“-Problem. Österreich hat ein Zeitmanagementproblem. Mittags ist Strom da. Abends wird er gebraucht. Dazwischen fehlt der Speicher.

Genau deshalb sagte Stühlinger sinngemäß: Es sei noch genug Bedarf an Strom im Sommer da – nur eben nicht zu Mittag. „Es geht letztlich um die Verschiebung“, so der zentrale Gedanke. Dieser Satz ist der technische Kern der gesamten Analyse. Nicht die Photovoltaik ist das Problem. Nicht der weitere Ausbau der Photovoltaik ist das Problem. Das Problem ist, dass Österreich den PV-Strom noch nicht ausreichend aus der Mittagszeit in die Abendstunden bringen kann.

16 Gigawattstunden: Die Abendlücke bekommt eine Zahl

Die Analyse beziffert diese Abendlücke mit rund 16 Gigawattstunden. Dazu kommt eine Leistungslücke von rund 4 Gigawatt. Diese Unterscheidung ist wichtig, weil sie in der öffentlichen Diskussion gerne durcheinandergerät. Gigawatt beschreibt die Leistung – also wie viel Strom ein Speicher zu einem bestimmten Zeitpunkt aufnehmen oder abgeben kann. Gigawattstunden beschreiben die Energiemenge – also wie lange diese Leistung bereitgestellt werden kann.

Oder einfacher gesagt: Die Leistung ist der Wasserhahn. Die Gigawattstunden sind der Tank.

Genau deshalb reicht es nicht, nur über Megawatt und Gigawatt zu sprechen. Wer die Abendlücke zwischen 17 und 21 Uhr schließen will, braucht nicht nur Speicher, die kurz viel Leistung liefern können. Er braucht Speicher, die über mehrere Stunden durchhalten. Die Analyse kommt daher zu einem entscheidenden Punkt: Viele Marktbetrachtungen rechnen mit Zwei-Stunden-Speichern. Wirtschaftlich können diese attraktiv sein. Systemisch gebraucht werden aber Vier-Stunden-Speicher.

Das ist eine unbequeme Erkenntnis, weil sie die Förderlogik herausfordert. Der Markt allein bevorzugt nicht automatisch jene Speicher, die aus Systemsicht den größten Nutzen bringen. Wenn Zwei-Stunden-Speicher leichter wirtschaftlich darstellbar sind, die Strompreislogik aber Vier-Stunden-Speicher verlangt, dann braucht es Rahmenbedingungen, die diese Lücke schließen.

Heute 3,2 – gebraucht werden 16

Österreich verfügt heute über deutlich weniger Batteriekapazität, als für Strommarkt und Netz künftig benötigt wird: Die Grafik stellt aktuelle Speicherkapazität, Strommarktbedarf und systemoptimierten Netzbedarf gegenüber. (Bild: Fingreen / PV Austria)

Das Schaubild zur Batteriekapazität zeigt diese Dimension nüchtern und ziemlich unmissverständlich. Aktuell werden 3,2 Gigawattstunden installierte Speicherkapazität ausgewiesen. Dem gegenüber steht ein Batteriebedarf für den Strommarkt von 16 Gigawattstunden. In der systemoptimierten Netzbetrachtung werden für 2030 10,2 Gigawattstunden und für 2040 17,4 Gigawattstunden genannt.

Damit ist die Botschaft klar: Selbst wenn man unterschiedliche Kategorien sauber trennt – Heimspeicher, kleinere stationäre Speicher, große marktgetriebene Speicher, systemoptimierte Speicherbedarfe –, bleibt der Befund derselbe. Österreich hat Speicher aufgebaut. Aber nicht in der Dimension, in der sie für Strommarkt und Netz künftig gebraucht werden.

Denn es verhindert, dass die Debatte in Allgemeinplätzen hängen bleibt. Speicherbedarf klingt abstrakt. 3,2 heute, 16 für den Strommarkt und 17,4 im systemoptimierten Blick auf 2040 – das ist eine Größenordnung, mit der man arbeiten kann. Und an der man politische Maßnahmen messen muss.

60 Sommertage, an denen es schon gehen könnte

Das zweite Schaubild zeigt einen weiteren Schlüsselbefund. Rein rechnerisch könnte 2026 bereits an rund 60 Sommertagen der Abendstrombedarf durch PV-Überschüsse gedeckt werden – wenn ausreichend Batteriespeicher vorhanden wären. Die Grafik zeigt die Entwicklung seit 2021: 4 Tage, dann 0, dann 9, dann 34, dann 45 und für 2026 insgesamt 57 Tage, inklusive Hochrechnung. Der Anteil steigt auf 31 Prozent.

Das ist der Moment, an dem die Debatte kippt. Denn damit geht es nicht mehr um eine ferne Vision für das Jahr 2040. Es geht um einen Effekt, der heute schon an einer relevanten Zahl von Tagen möglich wäre. Der Sonnenstrom wäre da. Die Nachfrage am Abend wäre da. Nur die Brücke dazwischen fehlt.

PV Austria nennt ein erhebliches Potenzial: Könnte Österreich seine aktuelle Batteriekapazität mit einem Schlag verfünffachen, wäre es schon heute möglich, an 60 Sommertagen den teuren Strombedarf in den Abendstunden mit überschüssigem PV-Strom zu decken. Stühlinger spricht vor dem i-Magazin-Mikro von einem jährlichen Einsparungsvolumen im Sommerhalbjahr von 100 bis 150 Millionen Euro.

Das sind keine Peanuts. Das ist der Preis dafür, dass Österreich Sonnenstrom nicht ausreichend durch den Tag schieben kann.

Die Analyse zeigt: Bei ausreichendem Batteriespeicherausbau könnte überschüssiger PV-Strom bereits an zahlreichen Sommertagen den teuren Abendstrombedarf decken. (Bild: Fingreen / PV Austria)

Warum Bulgarien Österreich davonläuft

Dann kam Raphaela Hein wieder ins Spiel. Sie brachte die europäische Praxis ein – und damit Bulgarien. Ein Land mit hohem fossilem Anteil, mit Braunkohle im System, mit anderen absoluten Größenordnungen, aber mit einer markttechnisch interessanten Vergleichbarkeit: Bulgarien und Österreich weisen laut PV Austria ein vergleichbares Verhältnis von Spitzenverbrauch zu installierter PV-Leistung auf, auch wenn die absoluten Zahlen in Bulgarien niedriger sind.

Der große Unterschied liegt in der Batteriespeicherleistung.

Hein schilderte, dass Bulgarien in den vergangenen ein bis zwei Jahren bei rund 15 Gigawattstunden Batteriespeichern angekommen sei. Österreich liege bei großen, direkt marktgetriebenen Batteriespeichern bei rund 0,2 Gigawattstunden. Und Bulgarien sehe bereits Effekte: Abendliche Strompreisspitzen würden an manchen Tagen gekappt, weil die Batterien in diesen Stunden ausspeisen und teure Stromquellen – insbesondere Braunkohle – aus der Merit Order drängen.

Das ist bemerkenswert. Denn wenn ein Land mit höherem fossilem Anteil, mit Anbindung an teure Nachbarmärkte und mit vergleichbaren Herausforderungen bei PV und Strommarkt es schafft, Speicher so einzusetzen, dass Abendspitzen sinken, dann ist die Frage naheliegend: Warum schafft Österreich das nicht?

Heins Antwort war nicht: Weil Bulgarien Zauberbatterien hat. Sondern: weil die Rahmenbedingungen passen. In Bulgarien spielten stabile, niedrige Netzentgelte eine Rolle. Speicher zahlen dort laut Darstellung im Wesentlichen nur für Eigenverluste. Die Gebühren sind insgesamt niedriger. Dazu kamen staatliche Förderungen, politischer Wille und die Bereitschaft, Netzzugänge in der Nähe von Umspannwerken zu bewilligen.

Das ist der eigentliche 15:0-Spielstand. Nicht nur die Speicherkapazität. Sondern die Umsetzungsgeschwindigkeit.

Speicher gehören nicht irgendwohin

Die Standortfrage kam später noch einmal ausdrücklich auf die Tagesordnung. Wo sollen diese Speicher eigentlich stehen? Die Antwort von Raphaela Hein war klar: bei großen PV-Anlagen und nahe an Umspannwerken.

Das klingt technisch, ist aber politisch entscheidend. Denn Speicher entfalten ihren Nutzen nicht nur durch ihre bloße Existenz. Sie entfalten ihn dort, wo sie Strom aufnehmen, Netzsituationen entschärfen und Energie zu jenen Stunden bereitstellen können, in denen sie gebraucht wird. Ein Speicher ist kein Möbelstück, das man irgendwo ins Energiesystem stellt. Er ist ein Baustein, der umso wertvoller wird, je besser er in Netz, Erzeugung und Markt eingebunden ist.

Bulgarien zeigt laut PV Austria genau diesen Punkt: Der politische Wille, Netzzugänge in der Nähe von Umspannwerken zu bewilligen, half dem zügigen Ausbau. Österreich diskutiert hingegen noch über Netzentgelte, Transparenz, Netzkapazitäten und Nachrüstregeln. Auch deshalb wirkt der Fußballvergleich so schmerzhaft: Bulgarien hat nicht nur aufs Tor geschossen. Bulgarien hat vorher geklärt, wo das Tor steht.

Aber Österreich hat doch Pumpspeicher?

Natürlich kam die naheliegende Frage: Österreich hat doch Pumpspeicherkraftwerke. Warum reichen die nicht, um die Abend- oder auch die Morgenlücke zu schließen?

Stühlinger antwortete darauf differenziert. Pumpspeicher sind wichtig. Sie sind im österreichischen Stromsystem sichtbar und leisten bereits Beiträge. Aber ein wesentlicher Teil dieser Speicherleistung sei auch im deutschen Markt unterwegs. Mit anderen Worten: Nur weil Pumpspeicher in Österreich existieren, heißt das noch nicht, dass sie automatisch die österreichische Abendlücke schließen.

Die Analyse habe sich bewusst auf die vier teuersten Stunden des Tages konzentriert, also auf den Zeitraum zwischen 17 und 21 Uhr. Man könne natürlich weiterdenken, was am Abend nicht verbraucht wird und möglicherweise in der Früh noch verfügbar wäre. Aber die Maßgabe der Analyse war klar: Dort ansetzen, wo die Preise am höchsten sind.

Damit werden Pumpspeicher und Batteriespeicher nicht gegeneinander ausgespielt. Es geht nicht um ein Entweder-oder. Pumpspeicher bleiben ein zentraler Bestandteil des Systems. Batteriespeicher können aber schneller, modularer und näher an PV-Anlagen oder Umspannwerken eingesetzt werden. Und sie können genau dort helfen, wo die Photovoltaik heute ihre größte Marktlogik entfalten könnte: beim Verschieben von Mittagsüberschüssen in die Abendstunden.

Netzentgelte: Der Unterschied zwischen Verbrauch und Zwischenspeicherung

Einer der härtesten Punkte war die Frage der Netzentgelte. Stühlinger nannte bereits in der Studienpräsentation eine Netzentgeltbefreiung beim Netzbezug als wesentlichen Faktor für die Wirtschaftlichkeit großer Speicher und großer PV-Anlagen mit Speicher. Der Grund ist einfach: Ein Speicher soll nicht nur im Sommer PV-Strom aufnehmen und am Abend wieder abgeben. Er muss auch im Winter betrieben werden können. Sonst wird er wirtschaftlich und systemisch nur halb genutzt.

Dafür braucht es eine saubere Behandlung des Netzbezugs. Wenn ein Batteriespeicher Strom aus dem Netz aufnimmt, verbraucht er ihn nicht endgültig. Er speichert ihn zwischen. Genau deshalb stellt sich die Frage, ob er beim Netzbezug so behandelt werden darf wie ein normaler Letztverbraucher.

Raphaela Hein brachte später einen wichtigen Vergleich: Pumpspeicher seien für die ersten 20 Jahre von Netzgebühren befreit. Bei Batteriespeichern sei das noch nicht entsprechend gelöst. Man warte auf eine Entscheidung der E-Control und sei guter Dinge. Das ist regulatorisch ein entscheidender Punkt. Wenn Pumpspeicher als Speichertechnologie entlastet werden, warum sollten Batteriespeicher nicht ähnlich behandelt werden – zumindest dort, wo sie nachweislich netz- und marktdienlich wirken?

Paierl verband diesen Punkt mit einer breiteren Kritik an fehlender Transparenz. Netzbetreiber müssten sich weiterentwickeln, sagte er sinngemäß. Es brauche Daten über Flexibilitätsbedarf, Dauer von Netzeinschränkungen und verfügbare Netzkapazitäten. Das alte System, in dem Netzfragen hinter geschlossenen Türen abgehandelt werden, passe nicht mehr zu einem Strommarkt, der Flexibilität braucht.

Fünf Maßnahmen – und ein Satz an den Finanzminister

Aus den Analysen leitete PV Austria fünf zentrale Maßnahmen für den Speicherhochlauf ab. Sie sind nicht als Wunschzettel zu verstehen, sondern als Versuch, den Markt so zu ordnen, dass Speicher dort entstehen, wo sie auch wirken.

• Erstens fordert PV Austria den Ausbau und die Vereinfachung der EAG-Investitionsförderung für kleine Batteriespeicher bei neuen und bestehenden PV-Anlagen. Damit soll der Eigenverbrauch optimiert und gleichzeitig ein Mehrwert für das Gesamtsystem geschaffen werden.
• Zweitens soll die EAG-Marktprämie für Photovoltaik-Strom erhalten bleiben, der zwischengespeichert und zeitversetzt ins Netz eingespeist wird. Genau hier platzierte Paierl seinen Satz: „Der Finanzminister muss keine Angst haben.“ Denn diese Marktprämie sei im System angelegt und müsse Speicher berücksichtigen. Es ergebe keinen Sinn, die PV-Anlage zu unterstützen, nicht aber die Kilowattstunde, die aus dem Speicher zeitversetzt wieder ins Netz kommt.
• Drittens fordert PV Austria eine Netzentgeltbefreiung für den Strombezug von Batteriespeichern aus dem öffentlichen Netz, damit deren Potenzial ganzjährig genutzt werden kann. Das soll sowohl für Speicher direkt bei PV-Anlagen als auch für Stand-alone-Lösungen gelten.
• Viertens verlangt der Verband umfassende Daten und mehr Transparenz bei Netzbetreibern. Ohne Informationen über Flexibilitätsbedarf, Netzeinschränkungen und verfügbare Kapazitäten fehlt Investoren die Planbarkeit.
• Fünftens braucht es österreichweit einheitliche und vereinfachte Regelungen für die Nachrüstung von Batteriespeichern bei bestehenden PV-Anlagen.

Dieser letzte Punkt klingt technisch, ist aber in Wahrheit ein wunderbares Beispiel für praxisferne Regulierung. Paierl kritisierte, dass jemand, der einen Speicher nachrüsten und dafür Förderung erhalten will, derzeit unter bestimmten Bedingungen ein zusätzliches PV-Modul montieren müsse. Er nannte diese Logik sinngemäß überholt und peinlich. Tatsächlich stellt sich die Frage: Wenn der Systemnutzen durch den Speicher entsteht, warum soll dann ein symbolisches Zusatzmodul die Eintrittskarte zur Förderung sein?

Negative Preise sind kein Erfolgsausweis

Es fiel aber auch noch ein weiterer Satz, der in der Debatte nicht untergehen darf. Paierl sagte sinngemäß: „Negative Marktpreise sind auch für PV ein Killer.“

Das ist wichtig, weil negative Strompreise manchmal als Beweis dafür missverstanden werden, dass „eh genug“ erneuerbarer Strom vorhanden sei. Für den Markt und für künftige Investitionen ist das Gegenteil richtig. Wenn mittags viel PV-Strom erzeugt wird, der nicht genutzt oder gespeichert werden kann, fallen die Preise. Wenn sie zu oft und zu stark fallen, beschädigt das die Wirtschaftlichkeit neuer PV-Projekte.

Speicher helfen hier doppelt. Sie nehmen Strom auf, wenn er im Überschuss vorhanden ist. Und sie geben ihn ab, wenn die Preise hoch sind. Damit glätten sie nicht nur die Preiskurve. Sie schützen auch den weiteren PV-Ausbau vor dem eigenen Erfolg.

Deshalb ist Paierls Aussage, PV und Batteriespeicher gehörten zusammen, mehr als ein Branchenslogan. Sie beschreibt die nächste Phase der Energiewende. PV ohne Speicher wird in einem System mit wachsendem Sonnenstromanteil immer stärker an zeitliche Grenzen stoßen. Speicher ohne weiteren PV- und Wind-Ausbau lösen wiederum nicht das Erzeugungsproblem. Erst im Zusammenspiel entsteht ein Stromsystem, das günstiger, unabhängiger und flexibler werden kann.

Nicht weniger PV, sondern mehr Intelligenz

Darüber hinaus kam auch die bekannte Debatte auf, ob Österreich vielleicht schon zu viel Photovoltaik habe und statt weiterer PV stärker auf Wind setzen müsse. Paierl widersprach dieser Gegenüberstellung deutlich. Es gehe nicht um weniger PV oder mehr Wind, sondern um beides – und um die intelligente Kombination.

Besonders interessant war sein Hinweis auf Hybridparks: Windpark, große PV-Anlage und Speicher gemeinsam gedacht. Das sei energiewirtschaftlich und energiepolitisch das Optimum, sagte er sinngemäß. Der daraus resultierende Kilowattstundenpreis sei konkurrenzfähig, ja konkurrenzlos. Verstärkt werde diese Einschätzung dadurch, dass die Speicherpreise in den vergangenen Monaten und Jahren stark gefallen seien.

Diese Passage ist für die Branche wesentlich. Denn sie zeigt: Die Debatte darf nicht in alten Lagern hängen bleiben. PV gegen Wind. Netz gegen Markt. Großspeicher gegen Heimspeicher. Pumpspeicher gegen Batteriespeicher. Das Energiesystem der nächsten Jahre wird nicht durch ein einzelnes Instrument stabil und leistbar, sondern durch das Zusammenspiel vieler Flexibilitäten.

Keine Gesetzesnovelle? Dann wird es noch spannender

Auf die Frage, ob es für die Umsetzung der Forderungen eine Gesetzesnovelle brauche, antwortete Paierl sinngemäß: Nein, jedenfalls nicht für alles. Die Umsetzung liege zu einem großen Teil bei der E-Control und am Markt. Entscheidend sei aber auch, dass die Netzbetreiber mitwirken. Wenn man die Netzbetreiber nicht ins Boot bekomme, habe man ein Problem.

Das ist politisch brisant. Denn es nimmt der Debatte einen Teil der üblichen Ausrede. Nicht alles muss auf den großen Gesetzgeber warten. Manche Dinge hängen an Verordnungen, an Vollzug, an Daten, an Anschlussprozessen und an der Bereitschaft, Speicher nicht als Störfaktor, sondern als Werkzeug des Systems zu behandeln.

Genau hier wird der Vergleich mit Bulgarien wieder interessant. Dort halfen laut PV Austria politische Unterstützung, Förderungen, niedrige Netzentgelte und Netzzugänge nahe Umspannwerken. Österreich braucht also nicht nur Studien, sondern Entscheidungen. Nicht irgendwann. Sondern jetzt.

Und was ist mit dem Elektroauto?

Dann kam die fast schon obligatorische Frage nach dem bidirektionalen Laden. Das i-Magazin stellte die Frage, ob das Elektroauto als rollender Speicher in die Analyse eingeflossen ist?

Die Antwort war klar: Nein. Bidirektionales Laden wurde unter den genannten Annahmen nicht berücksichtigt. Das ist wichtig und muss sauber stehen bleiben. Die Analyse betrachtet stationäre Batteriespeicher und die Abendlücke. Elektroautos als mobile Speicher sind in den genannten Speicherzahlen nicht eingerechnet.

Doch gerade diese Abgrenzung macht die Sache interessant. Denn während die Studie zeigt, welchen Beitrag stationäre Speicher leisten könnten, rückt die Energiebranche das Elektroauto längst in eine größere Rolle. Auch Österreichs Energie formuliert in der Einladung zu den E-Mobilitätstagen 2026 deutlich: E-Fahrzeuge seien „die Speicher der Zukunft“. Durch Smart Charging und bidirektionales Laden könnten erneuerbare Energien besser integriert, fossile Importabhängigkeiten gesenkt und die Versorgung resilienter werden.

Das ersetzt die stationären Speicher nicht. Und es darf auch nicht so dargestellt werden. Ein Elektroauto, das nicht angesteckt ist, kann keine Abendlücke schließen. Ein Markt, der keine passenden Tarife, Standards und Schnittstellen bietet, macht aus Millionen Fahrzeugen noch lange kein virtuelles Kraftwerk. Aber das Thema zeigt, wie schnell sich die Debatte weiterdreht. Während Österreich noch über Netzentgelte für stationäre Batteriespeicher diskutiert, rollt mit der Elektromobilität bereits die nächste Flexibilitätsebene aufs Feld.

Stühlinger sprach die E-Mobilität im Laufe der Analysepräsentation bereits auf der Verbrauchsseite an. Es sei wenig sinnvoll, wenn alle Menschen um 18 Uhr nach Hause kommen und sofort laden. Flexible Preise, intelligente Wallboxen und zeitlich gesteuertes Laden werden daher Teil derselben Systemlogik. Auch hier geht es um Verschiebung. Nicht nur bei der Erzeugung, sondern auch beim Verbrauch.

Was heißt das für Haushalte?

Natürlich liegt die Frage nahe, wie viel günstiger Strom für Haushalte durch einen Batteriespeicher-Vollausbau werden könnte. Die Antwort fiel bewusst vorsichtig aus. Eine klare Aussage sei nicht möglich, dafür brauche es eine größere Studie und ein vollständiges Strommarktmodell.

Das ist seriös. Und es ist wichtig. Denn aus der Kurzanalyse lässt sich keine simple Aussage ableiten, wonach jeder Haushalt automatisch um einen bestimmten Betrag entlastet wird. Genannt wurde allerdings eine relevante Orientierungsgröße: In den Abendstunden zwischen 17 und 21 Uhr liege der Durchschnittspreis im Sommer bei rund 12,5 Cent pro Kilowattstunde. Die Erzeugungskosten aus dem Speicher wurden mit rund 5 Cent genannt. Die Differenz von 7,5 Cent beschreibt damit ein Potenzial beziehungsweise eine Leitplanke – nicht aber eine garantierte Haushaltsersparnis.

Auch hier zeigt sich die Stärke der Analyse: Sie übertreibt nicht. Sie sagt nicht, dass morgen jede Stromrechnung sichtbar sinkt. Sie zeigt, wo im System Geld liegen bleibt. Und sie zeigt, dass Speicher helfen können, diese Effekte zu heben.

Der Speicherhochlauf ist kein Technikthema. Er ist ein Marktthema.

Das dritte Schaubild zur Entwicklung der Batteriespeicher-Leistung zeigt, dass Österreich nicht bei null startet. Die jährlich zugebaute Batteriespeicherleistung stieg von 66 Megawatt im Jahr 2021 über 115 Megawatt 2022 und 396 Megawatt 2023 auf 464 Megawatt 2024. Für 2025 wird eine zugebaute Leistung von 550 Megawatt prognostiziert. Die gesamt installierte Batteriespeicherleistung wird in der Grafik mit 1.650 Megawatt ausgewiesen.

Der Batteriespeicherausbau nimmt in Österreich zu – die entscheidende Frage bleibt jedoch, ob Leistung, Kapazität, Standort und Marktregeln zum tatsächlichen Systembedarf passen. (Bild: Fingreen / PV Austria)

Das sieht nach Wachstum aus – und ist auch Wachstum. Aber das Schaubild erzählt zugleich eine zweite Geschichte. Der Hochlauf findet statt, doch er muss in eine neue Qualität kommen. Es reicht nicht, dass irgendwo Speicher entstehen. Sie müssen wirtschaftlich betreibbar sein, netz- und marktdienlich eingesetzt werden, ausreichend Kapazität haben und an den richtigen Standorten stehen.

Damit wird der Speicherhochlauf zu einer Steuerungsfrage. Nicht nur der Elektrotechnik. Sondern der Regulierung, der Marktregeln, der Netzbetreiber, der Förderinstrumente und der politischen Prioritäten.

„Ein Bedarfsproblem sehen wir nicht“

Am Ende der Präsentation sagte Paierl sinngemäß: „Ein Bedarfsproblem sehen wir nicht.“ Das ist ein bemerkenswerter Schlusssatz. Denn er schiebt die Verantwortung weg von der Frage, ob Speicher gebraucht werden, hin zur Frage, warum sie nicht schneller entstehen.

Der Bedarf ist da. Die Preissignale sind da. Die PV-Überschüsse sind an vielen Tagen da. Die Abendspitzen sind da. Die Technologie wird günstiger. Die Beispiele aus anderen Ländern liegen am Tisch. Die E-Mobilität zeigt bereits das nächste Flexibilitätspotenzial. Und die fünf Maßnahmen von PV Austria formulieren, was aus Sicht der Branche jetzt passieren müsste.

Damit sind wir wieder beim Fußball. Bulgarien hat beim Batteriespeicher-Ausbau vorgelegt. Österreich muss nicht mehr darüber diskutieren, ob das Spielfeld existiert. Es muss entscheiden, ob es mitspielen will.

Denn dieses Match läuft längst. Und wer zu lange an der Seitenlinie steht, darf sich am Ende nicht wundern, wenn andere die Tore schießen.