Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hat seine Datenplattform Energy-Charts um einen frei zugänglichen Strompreissimulator erweitert. Der Simulator erlaubt es, anhand realer Orderbuchdaten des EPEX-Day-Ahead-Marktes zu untersuchen, wie zusätzliche Batteriespeicher Preisextreme dämpfen, den Marktwert von Solar- und Windstrom erhöhen und damit den staatlichen EEG-Förderbedarf erheblich senken können.
Energy-Charts-Simulator – Funktionsweise und Anwendung
Der Simulator nutzt aggregierte Kauf- und Verkaufsgebote der Day-Ahead-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 sowie die Speicherdauer von zwei bis sechs Stunden variieren. Zusätzlich können Blockgebote von Kraftwerken und die Strommarktkopplung zu Nachbarländern berücksichtigt werden. Die Ergebnisse werden in Viertelstundentakten angezeigt und umfassen tatsächliche und simulierte Börsenpreise, Lade-/Entladeleistung, Ladestand, Stromverbrauch sowie mögliche Einspeisung aus PV- und Windkraft.
- Variable Speicherleistung: 0 – 20 GW
- Speicherdauer wählbar: 2 – 6 Stunden
- Einbeziehung von Blockgeboten und grenzüberschreitendem Handel (optional)
- Ausgabe in 15-Minuten-Resolution
- Datendownload möglich
Simulationsergebnisse für das Jahr 2025
Reduktion der täglichen Preisspreizung und negativer Preisstunden
- Mittlere tägliche Preisspreizung: von 130 € / MWh auf 53 € / MWh (-60 %)
- Stunden mit negativen Strompreisen: von 575 h auf 271 h (-53 %)
Steigerung des Marktwerts von Solarstrom
- Marktwert Solarstrom: von 45,08 € / MWh auf 61,02 € / MWh (+35 %)
Dämpfung extremer Preisspitzen
- Stunden mit Preisen über 200 € / MWh: von 169 h auf 20 h (-88 %)
- Tiefstpreis am 11. Mai 2025 (53 GW PV-Leistung, 43 GW Last): von -250 € / MWh auf -20 € / MWh
Die fiskalische Dimension dieser Marktwertsteigerung ist erheblich: Nach Berechnungen, die das Fraunhofer ISE gemeinsam mit dem BVES und dem bne vorstellte, hätte die Stabilisierung der Solarerlöse im Jahr 2025 den staatlichen EEG-Förderbedarf rechnerisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro verringert (BVES/bne 2026). Gleichzeitig verhinderte die simulierte Flexibilität Extremrisiken auf beiden Seiten der Preisskala. So brach die Zahl der Hochpreisstunden von über 200 Euro pro Megawattstunde um rund 88 Prozent ein – von 169 auf 20 Stunden. Am Rekord-Negativpreistag des Jahres 2025, dem 11. Mai, als 53 Gigawatt Solarleistung auf 43 Gigawatt Nachfrage trafen, hätte der Speichereinsatz den Börsentiefstpreis von minus 250 auf minus 20 Euro pro Megawattstunde gedämpft (Gandhi 2026).
Fiskalische Auswirkungen – Entlastung des EEG-Förderkontos
- Rechnerische EEG-Kostenersparnis: bis zu 1,2 Mrd. € /Jahr (2025)
Durch die Anhebung des Marktwerts von Solarstrom von rund 45 € / MWh auf 61 € / MWh verringert sich die Differenz zur gesetzlichen Vergütung. Dies reduziert den jährlichen Förderbedarf im EEG-Konto erheblich.
Diskrepanz zwischen aktuellem Speicherbestand und modelliertem Potenzial
- Installierte Batteriespeicherleistung in Deutschland (H1 2026): 19,2 GW
- Gesamtkapazität: 29,8 GWh
- Anteil privater Heimspeicher: ca. 75 – 80 %
Der Großteil der bestehenden Kapazität ist dezentral in Heimspeichern gebündelt, die primär auf Eigenverbrauch optimiert sind und kaum am Day-Ahead-Börsenhandel teilnehmen – bedingt durch fehlende Smart-Meter-Rollouts und dynamische Steuerungsmechanismen.
Risiken und Gegenargumente
- Kannibalisierungseffekt für reine Arbitrage-Geschäftsmodelle: Eine Reduktion der täglichen Preisspreizung von 130 € / MWh auf 53 € / MWh verringert gleichzeitig die Handelsmarge, die Großspeicherbetreiber zur Amortisation benötigen.
- Netzengpässe und Re-Dispatch unberücksichtigt: Der Simulator betrachtet das Marktgebiet Deutschland/Luxemburg. Lokale Übertragungsengpässe (z. B. Nord-Süd-Gefälle) könnten verhindern, dass gespeicherter Strom dorthin transportiert wird, wo Verbrauchsspitzen liegen.
Häufig gestellte Fragen
Warum sinkt der EEG-Förderbedarf durch Batteriespeicher?Batteriespeicher saugen überschüssigen Solarstrom mittags auf und heben dadurch dessen Marktwert an der Börse. Da die EEG-Marktprämie die Differenz zwischen dem erzielten Marktwert und der garantierten Vergütung ausgleicht, muss der Staat bei höheren Börsenwerten weniger Zuschüsse zahlen.Gibt es in Deutschland nicht längst fast 20 GW Batteriespeicher?Ja, zur Jahresmitte 2026 waren rund 19,2 GW installiert. Allerdings entfallen etwa drei Viertel auf private Heimspeicher, die bislang kaum automatisiert und preissensitiv am Day-Ahead-Großhandelsmarkt agieren.
Fazit
Der neu eingeführte Energy-Charts-Strompreissimulator liefert erstmals eine interaktive, datenbasierte Quantifizierung der Auswirkungen von Batteriespeichern auf den deutschen Day-Ahead-Strommarkt. Die Simulation zeigt, dass eine 20-GW-Batterieflotte die tägliche Preisspreizung um rund 60 % reduzieren, extreme Hoch- und Tiefpreisstunden stark dämpfen und den Marktwert von Solarstrom um 35 % steigern könnte. Diese Effekte würden den EEG-Förderbedarf theoretisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro jährlich senken – ein bedeutender fiskalischer Hebel für den Steuerzahler. Gleichzeitig verdeutlicht die Analyse die bestehende Diskrepanz zwischen dem heute vorwiegend dezentralen Heimspeicherbestand und dem im Modell angenommenen, zu 100 % börsendienlichen Speicherpotenzial. Um die prognostizierten Vorteile zu realisieren, sind jedoch weitergehende Maßnahmen erforderlich: flächendeckende Smart-Meter-Rollouts, dynamische Marktanreize und die Berücksichtigung von Netzengpässen. Nur dann kann die theoretische Entlastung des EEG-Förderkontos in die Praxis überführt werden.
