Variable Erneuerbare erzeugen Strom, wenn die Sonne scheint und der Wind weht. Die Stromnachfrage ist näherungsweise konstant, mit Tages- und Jahresgängen, die nicht zum Wetter passen. Die Lücke zwischen Erzeugung in dem Moment, in dem sie geschieht und Nachfrage in dem Moment, in dem sie geschieht ist das zentrale technische Problem der Energiewende — und der Grund, warum billiger Solar- und Windstrom allein das Stromnetz nicht dekarbonisiert. Das Integrationsproblem wird durch ein Bündel aus Speicherung, Übertragung, Lastflexibilität und gesicherter kohlenstoffarmer Leistung gelöst; die richtige Mischung zu treffen, ist der schwierige Teil.
Speicherung ist das sichtbarste Stück. Lithium-Ionen-Akkus dominieren die Kurzzeitspeicherung (unter 8 Stunden), mit Kosten von rund 120 $/kWh 2024, Tendenz fallend. Natrium-Ionen-Akkus (CATL ab 2023) kommen für stationäre Anwendungen auf den Markt und entlasten Lithium für Fahrzeuge. Eisen-Luft (Form Energy) und Redox-Flow-Akkus zielen auf längere Speicherdauern. Pumpspeicher — Wasser wird bei billigem Strom hochgepumpt und bei Bedarf abgelassen — bleibt nach Kapazität die größte Speichertechnologie im Netzmaßstab. Wasserstoff (elektrolytisch) wird für Langzeitspeicher und industrielle Brennstoffe erprobt; die Kosten bleiben hoch. Übertragung ist der am stärksten unterschätzte Engpass: Hochspannungsleitungen glätten die Wetterschwankungen über die Regionen hinweg (wo es bewölkt ist, scheint andernorts die Sonne), doch neue Leitungen brauchen in den USA und der EU 10–20 Jahre für Genehmigung und Bau, gegenüber 2–4 Jahren in China. Lastflexibilität — das Verschieben stromnutzender Tätigkeiten (Auto laden, Wasser erwärmen, Industrieprozesse fahren) ans Angebot — wird mit wachsender variabler Erzeugung zunehmend lohnend. Gesicherte kohlenstoffarme Leistung — Kernkraft, Wasserkraft, Geothermie, Gas mit CO₂-Abscheidung — füllt die Lücken, wenn Speicherung und Übertragung nicht reichen. Der kostenoptimale Mix hängt von den lokalen Solar- und Windressourcen, der vorhandenen Netztopologie und den Speicherkosten ab; keine einzelne Technik gewinnt alle Fragen, und tiefe Dekarbonisierungsszenarien verlangen durchgängig alle von ihnen.
Der Zubau netzweiter Akkus erreichte 2024 weltweit rund 40 GW, gegenüber rund 5 GW 2020 — ein schnellerer Hochlauf, als ihn irgendeine frühere Energietechnik in dieser Phase gezeigt hat. Kalifornien und Texas fahren netzweite Akkus inzwischen routinemäßig, um die abendlichen Nachfragespitzen zu decken. Der Übertragungs-Stau in den USA ist enorm: rund 2.000 GW Erzeugungsprojekte warten in Netzanschluss-Warteschlangen, meist weil das Netz sie ohne neue Leitungen nicht aufnehmen kann. Die politische Ökonomie der Genehmigungsreform — sie bestimmt, wie schnell Leitungen und Projekte entstehen — ist plausibel die größte einzelne Stellgröße für den Dekarbonisierungspfad 2030–2050 in den fortgeschrittenen Volkswirtschaften. Die technischen Hebel sind weitgehend bekannt; Ausbautempo, Netzausbau und die politischen Kämpfe, die er auslöst, sind die offenen Fragen.