Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat auf seiner Datenplattform Energy-Charts einen frei zugänglichen Strompreissimulator veröffentlicht. Der Simulator ermöglicht es, anhand realer Day-Ahead-Gebotsdaten zu untersuchen, wie zusätzliche Batteriespeicher die Preisentwicklung am Day-Ahead-Markt, die Häufigkeit negativer Preise und den Marktwert von Solar- und Windstrom beeinflussen. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Ausbau von 20 GW Batteriespeicher nicht nur die Preisvolatilität stark dämpft, sondern auch erhebliche fiskalische Entlastungen für den Bundeshaushalt im Rahmen des EEG-Förderbedarfs bewirken kann.
Freischaltung des quelloffenen Strompreissimulators auf Energy-Charts
Der neue Preissimulator nutzt aggregierte Kauf- und Verkaufsgebote der Day-Ahead-Auktion der Strombörse EPEX Spot. Nutzer können die simulierte Batteriefleet von 0 bis 20 GW Leistung und von zwei bis sechs Stunden Speicherdauer variieren. Das Modell fügt eine virtuelle Batterieflotte hinzu, die bei niedrigen Preisen lädt und bei hohen Preisen entlädt. Zusätzlich können Blockgebote von Kraftwerken und grenzüberschreitende Strommarktkopplungen berücksichtigt werden. Die Ergebnisse werden in Viertelstundenauflösung dargestellt und umfassen sowohl den simulierten Börsenpreis als auch Lade- und Entladeleistung, Ladestand, Stromverbrauch und mögliche Einspeisung aus Photovoltaik und Windkraft.
Über die Stabilisierung der Großhandelspreise hinaus beziffert die gemeinsame Untersuchung mit dem BVES und dem bne erhebliche finanzielle Entlastungen für die Allgemeinheit. Weil das EEG-Marktprämienmodell die Differenz zwischen dem gesetzlich garantierten anzulegenden Wert und dem erzielten Marktwert ausgleicht, dämpft der Speicherbetrieb den Subventionsbedarf spürbar: Bei einer angenommenen Solarerzeugung von 77 Terawattstunden könnte der Bundeshaushalt rechnerisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro jährlich entlastet werden (BVES/bne 2026). Gleichzeitig reduzierten sich die reinen Day-Ahead-Beschaffungskosten für Stromkunden im 20-Gigawatt-Szenario um rund 410 Millionen Euro.
Methodische Einbettung der Rechnungen im Auftrag von BVES und bne sowie Beschränkung auf Day-Ahead-Handel ohne Netzengpassabbildung.
Quantifizierte Marktwirkungen im 2025-Szenario
Reduktion der Preisspreizung und negativer Preise
Im Szenario für das Strommarktjahr 2025 mit einer zusätzlichen Batterieflotte von 20 GW Leistung und 40 GWh Kapazität ergeben sich folgende Kennzahlen:
- Mittlere tägliche Preisspreizung: von 130 €/MWh auf 53 €/MWh.
- Stunden mit negativen Strompreisen: von 575 Stunden auf 271 Stunden (Reduktion um 53 %).
- Stunden mit Hochpreisen über 200 €/MWh: von 169 Stunden auf 20 Stunden (-88 %).
Steigerung des Marktwerts von Solarstrom
Der simulierte Einsatz von Batteriespeichern erhöht den durchschnittlichen Marktwert von Solarstrom von 45,08 €/MWh auf 61,02 €/MWh – ein Anstieg von rund 35 %.
Fiskalische Entlastung des EEG-Förderbedarfs
Die Simulation quantifiziert nicht nur technische Effekte, sondern auch finanzielle Vorteile für den Staatshaushalt:
- Entlastungspotenzial EEG-Finanzierungsbedarf: 1,2 Milliarden Euro pro Jahr (Berechnungsgrundlage: 20 GW zusätzliche Speicherflotte im Strommarktjahr 2025).
- Geringere Beschaffungskosten am Day-Ahead-Markt für Stromkunden: ca. 410 Millionen Euro pro Jahr.
Die Einsparungen resultieren aus der Reduktion teurer Verbrauchsspitzen, der Dämpfung negativer Preise und der Erhöhung des Marktwerts von Solarstrom, wodurch die Differenz zwischen festem EEG-Anlegungswert und dem tatsächlichen Marktwert sinkt.
Konkrete Tagesbeispiele – Kappung extremer Preise
Die Modellrechnungen illustrieren die Wirkung an einzelnen Markttagen:
- 20. Januar 2025: Tages-Peak-Preis von 583 €/MWh wird durch die simulierte Batteriefleet auf 221 €/MWh gesenkt.
- 11. Mai 2025: Bei einer Solarleistung von 53 GW und einer Last von 43 GW fällt der Day-Ahead-Preis auf -250 €/MWh. Durch die 20 GW Batterieflotte steigt der Preis auf -20 €/MWh.
Diese Beispiele verdeutlichen, dass Batteriespeicher sowohl Höchstpreise als auch extreme Tiefstpreise signifikant dämpfen können.
Aktueller Stand des Batteriespeicherausbaus und regulatorische Hürden
Laut Energy-Charts wuchs der installierte Batteriespeicherbestand in Deutschland im ersten Halbjahr 2026 von 16,8 GW auf 19,2 GW (Kapazität von 25,4 GWh auf 29,6 GWh). Trotz dieses Wachstums monieren Verbände, dass:
- Heimspeicher wegen fehlender dynamischer Tarife mittags häufig vollgeladen sind.
- Großspeicher unter zähen Netzanschlussverfahren leiden.
Eine zusätzliche Flotte von 20 GW würde den bestehenden Bestand nahezu verdoppeln und sei bei anhaltendem Ausbautempo von Groß- und Gewerbespeichern erreichbar.
Risiken und Gegenargumente
- Kannibalisierungseffekt der Speicher-Arbitrage: Mit zunehmender Speicherleistung schrumpft die tägliche Preisspreizung von 130 €/MWh auf 53 €/MWh, wodurch zukünftige Arbitrage-Margen für neue Batteriespeicher-Investitionen geringer werden.
- Kupferplatten-Modellierung ohne Netzengpassprüfung: Der Simulator optimiert das Day-Ahead-Gebotsbuch bundesweit, berücksichtigt jedoch keine regionalen Transportengpässe. Die dort erzielten Entlastungen gelten nicht zwangsläufig für lokale Verteil- und Übertragungsnetze.
- Fehlende Systemdienlichkeit von Heimspeichern: Ein großer Teil der 19,2 GW Speicherkapazität entfällt auf dezentrale Heimbatterien, die primär auf Eigenverbrauch ausgerichtet sind und ohne Smart-Meter sowie dynamische Netzentgelte mittags oft bereits vollgeladen sind.
Häufig gestellte Fragen
Warum sinkt durch Batteriespeicher der staatliche EEG-Förderbedarf?
Geförderte Erneuerbare-Energien-Anlagen erhalten die Differenz zwischen dem festgelegten Anlegungswert und dem monatlichen Marktwert. Durch Batteriespeicher steigt der Marktwert von Solarstrom um 35 %, wodurch die Förderlücke rechnerisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro pro Jahr reduziert wird.
Kann das ISE-Tool auch Netzengpässe in bestimmten Regionen simulieren?
Nein. Projektleiter Leonhard Gandhi betont, dass der Simulator den Day-Ahead-Strommarkt abbildet und weder physische Netzengpässe noch konkrete Netzverknüpfungspunkte berücksichtigt.
Sind die simulierten 20 GW zusätzliche Speicherleistung realistisch?
Mitte 2026 waren in Deutschland bereits 19,2 GW Speicherleistung installiert. Eine zusätzliche Flotte von 20 GW würde eine Verdoppelung des Bestands bedeuten, die bei anhaltendem Ausbautempo von Groß- und Gewerbespeichern in den kommenden Jahren erreichbar ist.
Fazit
Der offene Strompreissimulator des Fraunhofer ISE liefert evidenzbasierte Szenarien, die zeigen, wie ein zusätzlicher Ausbau von Batteriespeichern die Preisvolatilität am Day-Ahead-Markt deutlich reduziert, den Marktwert von Solar- und Windstrom erhöht und den EEG-Förderbedarf des Bundeshaushalts um bis zu 1,2 Milliarden Euro pro Jahr entlastet. Gleichzeitig verdeutlichen die Modellrechnungen, dass die reine technische Bewertung durch fiskalische und energiepolitische Aspekte ergänzt werden muss. Kritische Punkte bleiben die fehlende Berücksichtigung regionaler Netzengpässe, mögliche Kannibalisierungseffekte und die eingeschränkte Systemdienlichkeit dezentraler Heimspeicher. Dennoch bietet der Simulator eine wertvolle Grundlage für politische Entscheidungen, die den Ausbau von Batteriespeichern gezielt fördern und damit sowohl die Marktstabilität als auch die Haushaltsentlastung im Zuge der Energiewende stärken.
