Energiespeicher-Simulation: Batteriespeicher könnten Milliarden EEG-Förderkosten sparen
Die Marktregeln begrenzen die Chancen von Batteriespeichern. Jetzt zeigt eine Simulation, welche Wirkung sie haben könnten. Sie würden die Preisspitzen glätten, Zeiten negativer Preise mindern und insgesamt die Förderkosten enorm senken.
29.09.2026 – Das Stromsystem kämpft mit Stromspitzen, die dann entstehen, wenn viel PV-Strom in den Mittagsstunden erzeugt wird. Nicht nur physikalisch für die Netze ist das eine Herausforderung, auch die Preise am Spotmarkt reagieren darauf. Sie fallen – immer öfter sogar unter null. In der Vergangenheit wurden immer mehr Stunden mit negativen Preisen gezählt. Umgekehrt, an windstillen, wolkenreichen Tagen entstehen Preisspitzen, weil die Erneuerbaren nicht in vollem Umfang liefern, teure Kohle- und Gaskraftwerke zugeschaltet werden müssen.
Eine einfache Wahrheit ist, dass Energiespeicher genau diese beiden Extreme dämpfen können. Ganz trivial ist ihre Einbindung ins Stromnetz nicht. Die Speicherbranche kämpft seit Jahren um bessere Marktbedingungen. Jetzt zeigt eine Simulation wie groß die positiven Effekte von Batteriespeichern sein könnten.
88 Prozent weniger Hochpreisstunden, 35 Prozent höherer Marktwert für Solarstrom und rechnerisch bis zu 1,2 Milliarden Euro weniger EEG-Förderbedarf könnten allein durch die Einbindung von zusätzlichen 20 Gigawatt Batteriespeichern mit einer Speicherdauer von nur zwei Stunden als positiver Effekt für das Gesamtsystem entstehen. Dieses Ergebnis liefert eine Simulation des Fraunhofer ISE auf Basis realer Kauf- und Verkaufsgebote am Day-Ahead-Strommarkt des Jahres 2025.
Die Simulation zeigt, dass zusätzliche Batteriespeicher die Zahl der Stunden mit Börsenstrompreisen über 200 Euro je Megawattstunde von 169 auf 20 sinkt – ein Rückgang um 88 Prozent. Die Dauer negativer Strompreise sinkt von 575 auf 271 Stunden – ein Rückgang um rund 53 Prozent. Der Marktwert von Solarstrom steigt dabei von rund 45 auf 61 Euro pro Megawattstunde – ein Plus von rund 35 Prozent. Damit könnte der EEG-Förderbedarf rechnerisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro jährlich sinken.
„Die Studienergebnisse zeigen sehr konkret, wie Speicher aus einem volatilen Stromangebot ein flexibleres System machen. Wer über bezahlbaren Strom spricht, muss deshalb auch über Speicher sprechen“, sagt Urban Windelen, Geschäftsführer des Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES).
Der Markt reagiert bereits auf den wachsenden Flexibilitätsbedarf. Nach Daten von Energy-Charts stieg die installierte Batteriespeicherleistung in Deutschland allein im ersten Halbjahr 2026 von 16,8 auf 19,2 GW. Doch viele dieser Speicher orientieren sich (noch) nicht konsequent am Markt. Das Ergebnis: Gerade im Heimbereich wird Strom schon morgens eingespeichert und während der Mittagsspitze ist der Speicher dann bereits voll. Gleichzeitig wird der Ausbau weiterhin durch regulatorische und netzseitige Rahmenbedingungen begrenzt. Aus Sicht der Bundesverbände Neue Energiewirtschaft und Energiespeicher Systeme muss deshalb jetzt sichergestellt werden, dass Speicher ihre Wirkung auch tatsächlich entfalten können.
Mehr Netzanschlüsse für Großspeicher
Dafür brauche es vor allem Großspeicher. Sie müssen schnell und transparent ins Stromentz integriert werden. Wo Netzkapazitäten knapp sind, braucht es nachvollziehbare Priorisierungskriterien und praktikable flexible Netzanschlussmodelle. Entscheidend sollte der konkrete Beitrag eines Projekts zur jeweiligen Netzsituation sein – nicht die Technologie allein.
Speicher mit Erzeugungsanlagen kombinieren – Co-Location ermöglichen
Speicher können insbesondere gemeinsam mit Solar- und Windanlagen einen zusätzlichen wirtschaftlichen Nutzen schaffen. Der aktuelle EEG-Reformprozess darf deshalb nicht dazu führen, dass solche Kombinationen wirtschaftlich schlechter gestellt werden. Der geplante Abschöpfungsmechanismus muss so ausgestaltet werden, dass Investitionen in zusätzliche Flexibilität nicht ausgebremst werden.
Heimspeicher aktivieren
Auch Heimspeicher, die bisher in Deutschland anders als in anderen Ländern in Summe die meiste Speicherkapazität halten, sollten nach Meinung der Verbände am Strommarkt teilnehmen können. Dafür brauche es einen schnelleren Smart-Meter-Rollout, verlässliche Messdaten und bundesweit einheitliche, digitale Prozesse für die Direktvermarktung kleiner Anlagen. Dynamische Stromtarife und perspektivisch dynamische Netzentgelte müssen Flexibilität auch für Haushalte wirtschaftlich attraktiv machen. pf
