Der öffentlich zugängliche Strompreissimulator der Plattform Energy-Charts des Fraunhofer-ISE ermöglicht eine detaillierte Was-wäre-wenn-Analyse für den Day-Ahead-Strommarkt. Auf Basis realer EPEX-Spot-Gebotskurven, die u. a. für den Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) und den Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) verwendet wurden, lässt sich untersuchen, wie zusätzliche Batteriespeicher die Preisentwicklung, den Marktwert von Solar- und Windstrom sowie die staatlichen Subventionslasten beeinflussen.
Hintergrund und Funktionsweise des Strompreissimulators
Der Simulations-Tool erweitert die Energy-Charts-Datenplattform um eine virtuelle Batterieflotte, die bei niedrigen Marktpreisen lädt und bei hohen Preisen entlädt. Nutzer können die Speicherleistung zwischen 0 und 20 GW und die Speicherdauer zwischen zwei und sechs Stunden variieren. Das Modell berücksichtigt Blockgebote von Kraftwerken und die Kopplung an Nachbarländer, jedoch ausschließlich den Day-Ahead-Markt; Intraday-, Regel- und Netzentlastungseffekte bleiben außen vor. Die Ergebnisse werden in Viertelstunden-Auflösung dargestellt und umfassen Preis-, Lade- und Entlade-Profile sowie die mögliche Einspeisung aus Photovoltaik (PV) und Windkraft.
Finanzielle Entlastung durch Batteriespeicher
Eine Simulation für das Jahr 2025 mit einer angenommenen Flotte von 20 GW Leistung und 40 GWh Kapazität liefert klare ökonomische Vorteile:
- Reduktion des EEG-Subventionsbedarfs: 1,2 Milliarden Euro pro Jahr (Modellrechnung für 2025, veröffentlicht 2026).
- Entlastung der Stromverbraucherkosten: 410 Millionen Euro pro Jahr durch niedrigere Beschaffungskosten im Großhandel.
- Steigerung des Marktwerts von Solarstrom: von 45,08 Euro/MWh auf 61,02 Euro/MWh, ein Anstieg von 35 %.
Die Senkung des Subventionsbedarfs und die Kostenentlastung stärken nicht nur Investoren, sondern kommen der gesamten Gesellschaft und der politischen Entscheidungsfindung zugute.
Dämpfung extremer Preisentwicklungen
Der Simulations-Output zeigt, dass Batteriespeicher nicht nur die durchschnittliche Preisspreizung reduzieren, sondern auch extreme Preisspitzen und -tiefstwerte wirksam abschwächen:
- Anzahl der Börsenstunden mit Preisen über 200 Euro/MWh: von 169 Stunden auf 20 Stunden – eine Reduktion um 88 % (Jahr 2025, Quelle S1).
- Reduktion negativer Preise: von 575 Stunden auf 271 Stunden – ein Rückgang von 51 % (Jahr 2025, Quelle S1).
- Tiefstpreisteilung am 11. Mai 2025: von -250 Euro/MWh auf -20 Euro/MWh.
- Preisspreizung: von 130 Euro/MWh auf 53 Euro/MWh, also eine Verringerung um 77 Euro/MWh.
Diese Zahlen verdeutlichen, dass Batteriespeicher den Markt entlasten und extreme Schwankungen verhindern können – ein entscheidender Faktor für Netzbetreiber, Unternehmen und private Haushalte.
Vergleich mit real installierter Speicherkapazität
Um die Annahme einer 20-GW-Flotte einzuordnen, wird der aktuelle Bestand in Deutschland betrachtet:
- Gesamtleistung batteriebasierter Speicher (Stand 1. Halbjahr 2026): 19,2 GW (Quelle S2, Energy-Charts & MStaR, Bundesnetzagentur).
- Gesamtkapazität batteriebasierter Speicher (Stand Juli 2026): 29,6 GWh (Quelle S2, Marktstammdatenregister).
Der Unterschied zwischen installierter Leistung und der simulierten Flotte liegt im Wesentlichen in der Zusammensetzung: Über 80 % der vorhandenen Speicher sind dezentrale Heimspeicher, die nicht aktiv am Day-Ahead-Markt teilnehmen. Die Simulation fokussiert daher auf Großspeicher, deren Ausbau noch im Gange ist, aber bereits ein realistisches Wachstumspotenzial widerspiegelt.
Marktpolitische und volkswirtschaftliche Implikationen
Die Ergebnisse des Simulators unterstreichen mehrere zentrale Punkte für Politik und Wirtschaft:
- Durch die Reduktion von Preisspitzen und negativen Preisen wird die Notwendigkeit staatlicher EEG-Zuschüsse deutlich gesenkt.
- Ein höherer Marktwert von Solar- und Windstrom erhöht die Attraktivität erneuerbarer Erzeugungsanlagen und unterstützt die Erreichung von Klimazielen.
- Die finanzielle Entlastung von Unternehmen und Endverbrauchern stärkt die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft.
- Die Transparenz der Simulationsdaten ermöglicht eine fundierte Diskussion über die zukünftige Rolle von Batteriespeichern in Energiemärkten.
Die Studie betont, dass es sich um eine reine Day-Ahead-Analyse handelt; weitere Marktsegmente wie Intraday-Handel oder Regelenergie bleiben unberücksichtigt.
Gegenargumente und Risiken
Obwohl die positiven Effekte klar ersichtlich sind, gibt es kritische Punkte, die in der Diskussion berücksichtigt werden müssen:
- Arbitrage-Marge der Speicher reduziert sich: Durch die geringere Preisspanne sinken die Gewinnmöglichkeiten für Investoren, was die langfristige Attraktivität von Großspeicherinvestitionen beeinträchtigen könnte.
- Modell vernachlässigt Intraday-Effekte: Wichtige Erlösmöglichkeiten im Intraday-Handel, bei Regelenergie und Systemdienstleistungen werden nicht erfasst.
- Mangelnde dynamische Regelung dezentraler Speicher: Der Großteil der installierten Speicher reagiert nicht auf Großhandelssignale, sondern folgt lokalen Optimierungen. Die volle Wirkung der Simulation setzt daher eine verbesserte Tarifsensibilität und Vernetzung voraus.
Häufig gestellte Fragen
Warum steigt der Marktwert von Solarstrom durch Speicher?Weil Batteriespeicher bei hoher PV-Einspeisung Strom speichern und damit die Preise in diesen Zeiten anheben. Dadurch erhöhen sich die Erlöse für Solarproduzenten, obwohl die Speicher selbst keine Solarenergie einspeisen.Ist die simulierte 20-GW-Flotte gleich dem heutigen Bestand?Nein. Stand Juli 2026 sind 19,2 GW installiert, wobei über 80 % dezentrale Anlagen sind. Der Großspeicherbestand ist kleiner und befindet sich im Aufbau.Welche Kosten werden durch Speicher eingespart?Der EEG-Förderbedarf reduziert sich um bis zu 1,2 Mrd. Euro/Jahr und die Strombeschaffungskosten für Unternehmen und Endkunden können um ca. 410 Mio. Euro/Jahr gesenkt werden.
Fazit
Der frei zugängliche Strompreissimulator des Fraunhofer-ISE liefert überzeugende Evidenz dafür, dass Batteriespeicher einen signifikanten Beitrag zur Stabilisierung des deutschen Day-Ahead-Strommarktes leisten können. Durch die Halbierung negativer Preisstunden, die Reduktion extremer Hochpreisen um 88 % und die Erhöhung des Marktwerts von Solarstrom um 35 % zeigen die Simulationsergebnisse sowohl technische als auch volkswirtschaftliche Vorteile. Gleichzeitig werden jährlich bis zu 1,2 Milliarden Euro an EEG-Subventionen eingespart und die Strombeschaffungskosten für Verbraucher um rund 410 Millionen Euro gesenkt. Die Analyse macht deutlich, dass ein Ausbau der Großspeicherleistung ein wirksames Instrument zur Preis- und Subventions-dämpfung darstellt – vorausgesetzt, die genannten Risiken wie sinkende Arbitrage-Margen und fehlende Intraday-Berücksichtigung werden in zukünftigen Modellen adressiert. Insgesamt stärkt die Studie die Argumentationsbasis für politische Maßnahmen, die den Ausbau von Batteriespeichern gezielt fördern, um die Energiewende ökonomisch tragfähig zu machen.
