Die Stromausfälle in Berlin-Lichterfelde und Adlershof haben die Verwundbarkeit urbaner Strominfrastrukturen deutlich gemacht. Nach Angaben des Berliner Senats war der Ausfall im Bezirk Steglitz-Zehlendorf Anfang Jänner 2026 die Folge eines Anschlags auf eine Kabelbrücke am Kraftwerk Lichterfelde. Betroffen waren rund 45.000 Haushalte mit mehr als 100.000 Menschen sowie etwa 2.200 Gewerbebetriebe.

Für Kommunen, Energieversorger, Betreiber kritischer Infrastruktur und Gebäudetechnikverantwortliche stellt sich damit eine zentrale Frage: Wie lassen sich zentrale Versorgungssysteme so absichern, dass Stromausfälle nicht unmittelbar zu großflächigen Funktionsausfällen führen? Neben Netzersatzanlagen und Notfallplänen rückt dabei Speichertechnik stärker in den Mittelpunkt.

Versorgungssicherheit wird zur kommunalen Aufgabe

Die Berliner Ereignisse zeigen, dass Stromausfälle nicht nur ein energietechnisches Problem sind. Betroffen waren laut vorliegenden Angaben unter anderem Krankenhäuser, Pflege- und Seniorenheime, Schulen, Kitas, Arztpraxen, Apotheken, Flüchtlingsunterkünfte und Mobilfunkstandorte. Beim später genannten Vorfall in Adlershof und am Wissenschafts- und Wirtschaftsstandort Wista werden Schäden von bis zu 70 Millionen Euro angeführt.

Damit verschiebt sich die Diskussion von der reinen Wiederherstellung der Stromversorgung hin zu Resilienzkonzepten für ganze Stadtteile, Quartiere und kritische Einrichtungen. Redundante Systeme, dezentrale Speicher, vorbereitete Treibstofflogistik und belastbare Krisenstrukturen werden zu Planungsgrößen für Kommunen und Betreiber.

Engpässe bei Notstrom und Treibstoff

Nach den angeführten Erkenntnissen bestanden während der Berliner Lage insbesondere Engpässe bei Netzersatzanlagen, Treibstoff und Zusatzmaterial. Großaggregate wurden zwar herangeschafft, die Treibstofflogistik war jedoch nicht ausreichend vorbereitet. Eine Klinik verfügte demnach über 1.800 Liter Diesel, die nur für rund 20 Stunden Betrieb ausreichten.

Auch technische Reserven blieben laut dem Bericht der Expertenkommission ungenutzt. Rund 95 Prozent der Berliner Photovoltaikanlagen hätten trotz vorhandener Dachanlage keinen Strom geliefert, weil ihnen die Inselbetriebsfähigkeit fehlte. Gleichzeitig wären für bestimmte Gebäudefunktionen vergleichsweise geringe Leistungen ausreichend gewesen – etwa für Zündfunken oder Umwälzpumpen bei vorhandener Wärmeversorgung.

Der ehemalige THW-Präsident und frühere Berliner Landesbranddirektor Albrecht Broemme sieht darin eine Schwachstelle der bisherigen Vorsorge. „Auch wenn in dem Bericht nicht explizit auf Stromspeichertechnik eingegangen wurde, so müssen diese Szenarien zur Versorgungssicherheit der Anlagentechnik generell mit bedacht werden“, wird Broemme zitiert. Besonders kritisch wäre es demnach, wenn Rechenzentren, Wasser- und Abwasserwerke oder Kliniken konzeptionell unzureichend abgesichert wären.

Speichertechnik zwischen Netzstabilität und Notfallvorsorge

Die Rolle stationärer Speicher geht dabei über klassische Notstromversorgung hinaus. Sie können Lastspitzen abfedern, lokale Erzeugung aus Photovoltaik oder Biogas nutzbar machen und bei entsprechender Auslegung Inselbetrieb ermöglichen. Für Quartierslösungen ist entscheidend, dass Erzeugung, Speicher, Umschaltung, Netzschutz und Betriebsführung zusammen geplant werden.

Prof. Dirk Uwe Sauer (Bild: Heike Lachmann RWTH)

Dirk Uwe Sauer, Professor am Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe der RWTH Aachen, verweist auf den wachsenden Stellenwert von Speichertechnik. Nach Angaben der RWTH Aachen liegt die stationäre Batteriekapazität in Deutschland derzeit bei 28,69 GWh. Die aggregierte Energiekapazität der zugelassenen Elektrofahrzeuge wird mit knapp 133 GWh angegeben. Für einen Speicher mit 1 MW Anschlussleistung und 2 MWh Energiekapazität wird für die vergangenen zwölf Monate in Deutschland ein Umsatzerlös von 213.000 Euro pro MW und Jahr bei erlösoptimiertem Betrieb an der Strombörse genannt.

Gleichzeitig kritisiert Sauer die Abhängigkeit Europas von asiatischen Produktionskapazitäten. „Die Unternehmen in Deutschland und der EU haben den Stellenwert der Speichertechnik unterschätzt oder auch aktiv negiert und entsprechend verschlafen, um eigene Produktionskapazitäten aufzubauen“, so Sauer. China habe inzwischen das Zehnfache der Produktionskapazität der EU erreicht.

Technologien: Lithium-Eisen-Phosphat, Redox-Flow und Superkondensatoren

Technologisch ist der Markt breit aufgestellt. In wirtschaftlichen Betrachtungen liegt der Trend laut Sauer derzeit stark bei Lithium-Eisen-Phosphat-Systemen. Klassische Lithium-Ionen-Batterien mit Kobalt und Nickel gelten als kostenintensiver. Redox-Flow-Batterien bieten für stationäre Anwendungen andere Betriebsprofile, sind aber je nach Materialsystem unterschiedlich wirtschaftlich. Vanadium-Redox-Flow-Systeme werden in der Pressemeldung als technisch interessant, aber unter normalen betriebswirtschaftlichen Bedingungen teuer eingeordnet. Metallfreie Redoxmaterialien auf Basis organischer Moleküle könnten künftig an Bedeutung gewinnen.

Superkondensatoren beziehungsweise Supercaps werden als weitere Option genannt. Sie speichern Energie elektrostatisch und sind vor allem bei hohen Zyklenzahlen und langer Lebensdauer interessant. Hybride Superkondensatoren kombinieren nach Herstellerangaben Eigenschaften von Batterien und Kondensatoren.

Vistecc positioniert Hybrid-Superkondensatoren für kritische Anwendungen

Das Unternehmen Vistecc verweist in diesem Zusammenhang auf eine neue Generation von Hybridsuperkondensatoren. Nach Angaben von Vistecc sollen die Speicher für Backup-Strom, Off-Grid-Anwendungen, die Nutzung von Solarenergie und Anwendungen in kritischer Infrastruktur geeignet sein, etwa bei Mobilfunkstandorten.

Sasa Veljkovic, CEO von Vistecc, nennt als Vorteile eine Lebensdauer von bis zu 25 Jahren – abhängig von Lade- und Entladezyklen – sowie mehr als 20.000 Zyklen. Zudem seien die Systeme recycelbar und nicht auf seltene Erden angewiesen. Diese Angaben stammen vom Hersteller und wären für konkrete Projekte anhand technischer Datenblätter, Zertifizierungen und Einsatzbedingungen zu prüfen.

Vistecc verweist außerdem auf Entwicklungen bei der National Fire Protection Association in den USA. Laut Veljkovic sei Hybrid-Supercap-Technologie im Rahmen der Electrochemical ESS Technology Specification nach NFPA 855 für 2026 als besonders sichere Energiespeichertechnologie eingestuft. Daraus leitet das Unternehmen ab, dass im Vergleich zu anderen Batterietechnologien keine spezifischen brandschutztechnischen Anforderungen etwa für Abluftführung, Leckagekontrolle, Neutralisierung, thermisches Durchgehen oder Explosionsschutz erforderlich seien.

Quartierslösungen bleiben die Herausforderung

Für die Praxis in Kommunen und Gebäudetechnik ist weniger die Einzeltechnologie entscheidend als die Systemintegration. Speicher müssen in Schutzkonzepte, Netzumschaltung, Erzeugungsanlagen, Notstromkreise und Betriebsführung eingebunden werden. Gerade vorhandene PV-Anlagen zeigen nur dann Resilienzpotenzial, wenn Inselbetrieb technisch vorgesehen und genehmigungsfähig umgesetzt ist.

Sauer kritisiert, dass Quartierslösungen zwar diskutiert, aus Kostengründen aber oft nicht realisiert würden. Auch Regelwerke müssten stärker an veränderte Netzanforderungen und den Ausbau erneuerbarer Energien angepasst werden. Er fordert zudem neue Handlungsspielräume an der Strombörse und mehrere Strompreiszonen in Deutschland, um bessere Anreize für Speicherbetrieb, Kraftwerksbetreiber und Verbraucher zu schaffen.

Die Berliner Fälle machen damit deutlich: Versorgungssicherheit ist nicht allein eine Frage zusätzlicher Aggregate. Sie erfordert abgestimmte Resilienzkonzepte, lokale Erzeugung, geeignete Speichertechnik, vorbereitete Logistik und regelmäßige Übungen. Für Kommunen und Betreiber kritischer Infrastruktur wird Speichertechnik damit zu einem Baustein der Sicherheits- und Standortpolitik.

Quelle: Umweltdienstleister