Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hat die Datenplattform Energy-Charts um einen frei zugänglichen Strompreissimulator erweitert. Auf Basis realer Gebotsdaten des Day-Ahead-Marktes lässt der interaktive Simulator quantifizieren, wie zusätzliche Batteriespeicher die Preisvolatilität glätten, den Marktwert von Solar- und Windstrom erhöhen und den Finanzbedarf des EEG-Kontos senken können.
Funktionsweise des Energy-Charts-Strompreissimulators
Der Simulator nutzt aggregierte Kauf- und Verkaufsgebote der EPEX Spot-Auktion und fügt eine virtuelle Batterieflotte ein, die bei niedrigen Preisen lädt und bei hohen Preisen entlädt. Nutzer können die Speicherleistung von 0 bis 20 GW und die Speicherdauer von 2 bis 6 Stunden variieren. Zusätzlich können Blockgebote von Kraftwerken und die Reaktion benachbarter Länder berücksichtigt werden. Die Ergebnisse werden in Viertelstunden-Auflösung dargestellt und umfassen den tatsächlichen und simulierten Börsenstrompreis, Lade-/Entladeleistung, Ladestand, Stromverbrauch sowie die mögliche Einspeisung aus Photovoltaik und Windkraft.
Reduktion der täglichen Preisspreizung im 2025-Szenario
Im Beispieljahr 2025 wurde eine virtuelle Batterieflotte von 20 GW Leistung und 40 GWh Kapazität simuliert. Ohne grenzüberschreitenden Stromhandel, aber mit Blockgeboten, sank die mittlere tägliche Preisspreizung von 130 Euro/MWh auf 53 Euro/MWh. Gleichzeitig reduzierte sich die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen von 575 auf 271.
- Preisspreizung: 130 → 53 Euro/MWh
- Negative Preisstunden: 575 → 271 Stunden
Glättung von Extremwerten: Tiefstpreise und Spitzenstunden
Der Simulator liefert konkrete Zahlen für beide Enden der Preisskala. Am 11. Mai 2025, dem Tag mit dem Jahrestiefstpreis, hob die simulierte Speicherflotte den Preis von -250 Euro/MWh auf -20 Euro/MWh an. Die Zahl der Stunden mit Preisen über 200 Euro/MWh sank um 88 % von 169 auf 20 Stunden.
- Jahrestiefstpreis: -250 → -20 Euro/MWh
- Stunden > 200 Euro/MWh: 169 → 20 Stunden (-88 %)
Steigerung des Marktwerts von Solarstrom
Durch das Laden überschüssiger Solarenergie an sonnigen Mittagszeiten erhöht sich der durchschnittliche Marktwert von Photovoltaikstrom von 45,08 Euro/MWh auf 61,02 Euro/MWh – ein Plus von 35 %.
- Marktwert Solarstrom: 45,08 → 61,02 Euro/MWh (+35 %)
Simulation zeigt höheren Marktwert für Solarstrom
Die höhere Erlösstruktur für Solarstrom hat direkte fiskalische Auswirkungen: Der steigende Marktwert reduziert die Differenz zur garantierten EEG-Einspeisevergütung und senkt damit den staatlichen Förderbedarf erheblich.
Fiskalische Entlastung des Bundeshaushalts beim EEG-Konto
Eine gemeinsame Auswertung des Fraunhofer ISE für den Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) und den Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) quantifiziert die Einsparungen. Im Szenario mit 20 GW zusätzlicher Speicherleistung verringert sich der jährliche EEG-Förderbedarf um bis zu 1,2 Milliarden Euro. Diese Rechnung basiert auf der Annahme, dass Batteriespeicher an sonnenreichen Tagen als flexible Großverbraucher agieren und das Einbrechen der mittäglichen Börsenpreise verhindern.
- Entlastung EEG-Förderbedarf: bis zu 1,2 Mrd. Euro/Jahr (2025)
- Ursache: höherer Marktwert von Solarstrom
Realer Zubau-Kontext der Batteriekapazitäten in Deutschland
Das 20-GW-Szenario ist nicht rein theoretisch. Laut Energy-Charts-Erhebungen wuchs die installierte Batteriespeicherleistung im ersten Halbjahr 2026 von 16,8 GW auf 19,2 GW. Der Großteil dieser Kapazität stammt derzeit aus Heimspeichern, die jedoch häufig ohne dynamische Tarife oder netzdienliche Ladeprofile betrieben werden und somit die Potentiale am Day-Ahead-Markt noch nicht ausschöpfen.
- Installierte Batterieleistung (Mitte 2026): 19,2 GW
- Wachstum 2025-2026: 16,8 → 19,2 GW
Risiken und Gegenargumente
Obwohl die Modellrechnungen überzeugende Effekte zeigen, werden folgende Punkte kritisch diskutiert:
- Kannibalisierungseffekt der Speichermargen: Durch das Kappen von Preisspitzen und Anheben von Tiefstpreisen schrumpft die tägliche Preisspreizung (130 → 53 Euro/MWh), was mittelfristig die wirtschaftliche Arbitrage-Marge für weitere Speicherprojekte reduzieren kann.
- Mangelnde netzdienliche Steuerung bestehender Heimspeicher: Viele Heimspeicher sind bereits voll, wenn die mittägliche Solarproduktion hoch ist, weil keine dynamischen Tarife vorliegen.
- Ausschluss von Netzengpässen und Redispatch-Kosten: Die Simulation behandelt die deutsch-luxemburgische Preiszone als einheitliche Kupferplatte und berücksichtigt keine regionalen Netzüberlastungen oder Redispatch-Kosten.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Wie spart der Einsatz von Batteriespeichern staatliche Fördergelder?Durch das Laden überschüssiger Solarenergie mittags steigt der durchschnittliche Marktwert von Photovoltaikstrom von 45 auf 61 Euro/MWh. Da die EEG-Vergütung die Differenz zwischen Marktwert und Fördersatz ausgleicht, sinkt der staatliche Subventionsbedarf um bis zu 1,2 Mrd. Euro jährlich.Warum reagiert der Simulator nur auf den Day-Ahead-Markt?Der Day-Ahead-Handel an der EPEX Spot bildet die liquideste Referenzauktion für den deutschen Großhandelsstrompreis. Intraday-Handel, Regelenergie und Netzdienstleistungen sind hochdynamisch und wurden bewusst ausgeklammert, um eine methodisch saubere „Was-wäre-wenn“-Rechnung auf Basis realer Gebotskurven zu gewährleisten.
Fazit
Der von Fraunhofer ISE entwickelte Energy-Charts-Strompreissimulator liefert eine datenbasierte Sicht auf die potenziellen Effekte von Batteriespeichern am Day-Ahead-Markt. Die Simulation zeigt, dass eine 20-GW-Flotte die tägliche Preisspreizung um fast die Hälfte reduzieren, negative Preisstunden halbieren, extreme Hochpreisspitzen um 62 % dämpfen und den Marktwert von Solarstrom um ein Drittel steigern kann. Diese Markteffekte übersetzen sich in eine fiskalische Entlastung des EEG-Kontos von bis zu 1,2 Mrd. Euro pro Jahr. Gleichzeitig verdeutlichen die Ergebnisse, dass die aktuelle Batteriekapazität in Deutschland bereits nahe an dem angenommenen Szenario liegt (19,2 GW Mitte 2026) und dass regulatorische Anpassungen – insbesondere netzdienliche Steuerungen für Heimspeicher und beschleunigte Netzanschlussverfahren für Großspeicher – notwendig sind, um das volle Potenzial auszuschöpfen. Trotz offener Risiken, etwa der möglichen Margen-Kannibalisierung, liefert der Simulator ein starkes Argument für die konsequente Integration von Batteriespeichern in die deutsche Strommarkt- und Energiepolitik.
