Gemeinsam smarter: Wie Lastverschiebung und Batteriespeicher einander ergänzen

Zwei Werkzeuge, ein gemeinsames Ziel

Jedes Stromnetz steht vor derselben täglichen Herausforderung: Die Nachfrage steigt morgens, wenn die Menschen aufstehen, und abends, wenn sie nach Hause kommen. In Spitzenzeiten muss das Netz Strom erzeugen – oder importieren –, der das 5- bis 10-Fache des Nachtpreises kosten kann. Netzbetreiber und Haushalte können auf zwei sich ergänzende Arten zur Lösung beitragen.

Die erste ist angebotsseitig: Batteriespeicheranlagen, die nachts laden und in Spitzenzeiten entladen. Die zweite ist nachfrageseitig: den Verbrauch selbst in Schwachlastzeiten zu verlagern, sodass die Spitze kleiner ausfällt. Dieser Artikel beleuchtet beide – tatsächliche Kosten, Wirkungsgrad und CO₂-Bilanz – und zeigt, wie sie gemeinsam zu einem saubereren, stabileren Netz beitragen.

Investitionen in Großbatterien in der Region

Seit der Synchronisierung der baltischen Staaten mit dem kontinentaleuropäischen Netz im Februar 2025 sind Großbatteriespeicher eine strategische Priorität. Hier ist der Stand des BESS-Ausbaus in den vier Ländern, in denen Elewatt aktiv ist.

Quellen: ess-news, energy-storage.news, Fingrid, Elering, EBRD. Kosten sind Gesamtprojektkosten inklusive Netzanschluss.

Was kostet es, 20 MW zu verschieben?

Die 10.000 Haushalte aus dem Elewatt-Beispiel können gemeinsam etwa 20 MW Last verschieben – vergleichbar mit einem mittelgroßen Industriekunden und rund 1,25 % der estnischen Spitzenlast. Wie viel würde es kosten, dieselben 20 MW Spitzenlastentlastung über Batteriespeicher zu erreichen?

Ein Standard-Batteriesystem mit 4 Stunden Dauer und 20 MW benötigt 80 MWh Speicher. Auf Basis tatsächlicher Kosten baltischer Projekte und europäischer Mittelwerte liegen die Kapitalkosten konstant im zweistelligen Millionenbereich.

Das ist kein perfekter Eins-zu-eins-Vergleich: Eine Batterie kann jederzeit und beliebig lange entladen, während Lastverschiebung zeitflexible Verbraucher voraussetzt. Für Frequenzhaltung, industrielle Notversorgung oder Verfügbarkeit rund um die Uhr bleiben Batterien unverzichtbar. Doch beim Spitzenlastkappen – Lastreduktion in vorhersehbaren Morgen- und Abendspitzen – ist smarte Lastverschiebung funktional gleichwertig und drastisch günstiger. In der Praxis nutzen die stärksten Netze beides: Batterien für schnelle Regeldienste, smarte Geräte für die Tagesspitzen. Eine breite Smart-Home-Verbreitung kann den Ausbaubedarf an Großspeicher signifikant senken.

Die versteckte Effizienzsteuer

Bei jedem Energiedurchgang durch eine Batterie geht in Zellen, Wechselrichtern und Kühlsystemen Wärme verloren. Moderne Lithium-Ionen-Batteriespeicher erreichen 88–92 % AC-Round-Trip-Wirkungsgrad. Das heißt: Pro 100 kWh, die nachts geladen werden, stehen in Spitzenzeiten nur 88–92 kWh zur Entladung bereit. Die Lücke von 8–12 kWh ist verloren.

Lastverschiebung kennt diesen Verlust nicht. Ein Warmwasserspeicher, der um 2 Uhr statt um 7 Uhr läuft, verbraucht exakt dieselbe Energie – er erwärmt dasselbe Wasser auf dieselbe Temperatur. Der einzige „Verlust" ist ein bisschen zusätzlicher Bereitschaftsverlust des Speichers über die zusätzlichen Stunden: typischerweise 1–3 % bei einem gut isolierten Boiler.

Im Großen ist das relevant. Ein 20-MW-Batterieanlage, die täglich mit 90 % Round-Trip-Wirkungsgrad zykliert, verschwendet 8 MWh pro Zyklus. Bei der durchschnittlichen estnischen Netzkohlenstoffintensität (417 gCO₂/kWh im Jahr 2024) sind das zusätzlich 3,3 Tonnen CO₂ pro Tag – allein durch Ladeverluste.

CO₂-Wirkung: wann Lastverschiebung tatsächlich hilft

Lastverschiebung senkt nicht den Gesamtverbrauch – sie verlagert ihn. Ob das CO₂ spart, hängt vollständig davon ab, welche Erzeugungsart in Spitzen- bzw. Schwachlastzeiten läuft.

In Estland ist die Antwort eindeutig: Wintermorgenspitzen werden häufig von Ölschiefer- oder Gaskraftwerken bedient, während die Nächte zunehmend mit Windenergie gefahren werden. Die CO₂-Spitzenintensität kann 600–900 gCO₂/kWh erreichen, gegenüber 50–150 gCO₂/kWh in der Nacht. 80 MWh aus einer kohlenstoffintensiven Spitze in eine emissionsarme Schwachlastzeit zu verlagern, spart pro Ereignis rund 36 Tonnen CO₂ – etwa 7.200 Tonnen pro Jahr bei 200 Ereignissen.

In wasserkraftdominierten Netzen wie Norwegen oder Schweden hat Lastverschiebung kaum CO₂-Nutzen, da auch die Schwachlasterzeugung nahezu kohlenstofffrei ist. Das Baltikum und Finnland sind anders – Spitzenzeiten ziehen fossile Erzeugung nach sich, was Lastverschiebung spürbar grüner macht.

Skalierung: vier Länder, ein gemeinsames Netz

Woher kommen die 10.000 Haushalte und 20 MW? Allein in Estland gibt es 230.000+ Haushalte ohne Fernwärme, die auf elektrische Warmwasserspeicher und Heizkörper angewiesen sind. Wenn nur 10.000 davon ein Shelly-Gerät mit Elewatt verbinden und einen einfachen Nachtfilter setzen, ergibt das bereits 20 MW steuerbare Last – das entspricht einem mittelgroßen Industriekunden und 1,25 % der estnischen Spitzenlast. Skalieren Sie das auf alle vier Länder, werden die Zahlen beachtlich.

Jedes Land im Elewatt-Netzwerk verfügt über eine große Zahl von Haushalten mit verschiebbaren elektrischen Lasten – Warmwasserspeicher, Wallboxen, Elektroheizkörper – die heute laufen, wann es gerade passt, nicht wann der Strom am günstigsten ist. Die Tabelle zeigt, wie eine vollständige Durchdringung aussähe.

Annahme: 2 kW durchschnittliche verschiebbare Last pro Haushalt (Warmwasserspeicher oder Heizkörper bei ~2 kW, EV-Trickle-Charger bei 2,3 kW). Schätzung Finnland basierend auf ~900 Tsd. elektrisch beheizten Haushalten bei ~65 % Durchdringung. Lettland/Litauen basierend auf ~25 % der Haushalte ohne Fernwärme. Ersparnis bei ~200 €/Haushalt/Jahr. Spitzenlastquellen: Elering, Fingrid, Litgrid.

2.540 MW flexible Haushaltslast übersteigen die heutige kombinierte installierte BESS-Kapazität von Estland und Lettland (~317 MW zusammen) – und nähern sich der Gesamtbatteriekapazität aller vier Länder (~1.817 MW). Dieses Lastverschiebungspotenzial wird ohne eine einzige Batterie erreicht, ohne Baugenehmigungen und ohne die 18–36 Monate, die jedes große Speicherprojekt benötigt.

Zur Einordnung: 2.540 MW Lastverschiebung durch gleichwertigen Batteriespeicher mit 4 Stunden Dauer (10.160 MWh) zu ersetzen, würde rund 2,5–3 Milliarden € Kapitalinvestition erfordern. Die Geräte-Hardware für 1,27 Millionen Haushalte – je eine Shelly Plug S Gen3 – kostet etwa 32 Millionen €. Das ist ein Kostenverhältnis von 100:1, noch bevor die 10 % Energieverluste der Batterie und das CO₂ ihrer Aufladung gerechnet werden.

Die Stromnetze von Estland, Finnland, Lettland, Litauen, Schweden, Dänemark, Norwegen, Polen, Deutschland, Österreich, Tschechien, den Niederlanden, Belgien, Spanien, Frankreich und Italien, Rumänien, und die Slowakei sind über das europäische Übertragungsnetz miteinander verbunden. Die Day-ahead-Spotpreise gelten grenzüberschreitend. Ein kalter Januarmorgen, der die estnischen Spotpreise auf 500 €/MWh treibt, hebt die Preise auch in Finnland und Lettland. Koordinierte Lastverschiebung über Grenzen hinweg ist ein Multiplikator – sie senkt die Preisspitzen für alle gleichzeitig.

So ermöglicht Elewatt das

Elewatt ist die Aggregationsschicht, die einzelne Shelly-Geräte in koordinierte Lastverschiebung verwandelt. Filter einmal setzen – „Warmwasserspeicher 3 Stunden zwischen 23:00 und 07:00 Uhr laufen lassen" – und Elewatt findet das günstigste Fenster anhand realer Gesamtpreise inkl. Netzentgelten, staatlichen Abgaben und MwSt.

1. 1Verbinden Sie Ihr Shelly-Gerät mit Elewatt (dauert etwa 5 Minuten)
2. 2Setzen Sie einen Dauerfilter – geben Sie an, wie viele Stunden Sie benötigen und das erlaubte Zeitfenster
3. 3Elewatt lädt jeden Nachmittag den optimalen Plan für den nächsten Tag auf Ihr Gerät
4. 4Ihr Gerät läuft autonom in den günstigsten Stunden – nachts ist keine Cloud-Verbindung nötig