Herr Stark, Erneuerbare Energien sowie Speicher- und Netzinfrastruktur wurden bislang mit ungleichem Tempo ausgebaut. Sie haben nun den europäischen Strommarkt im Zeitraum 2025 bis Ende Mai 2026 analysiert, was war dabei Ihr Ziel?

Wir haben im Strommarkt ja die bekannten Herausforderungen – negative Preise, die immer häufiger auftreten, was den Marktwert der Erneuerbaren an der Strombörse schmälert, zudem Überschussmengen, die teilweise zu sehr niedrigen Preisen ins Ausland verkauft werden und starke Abregelungen der Erneuerbaren, etwa in Zeiten der sogenannten Hellbrise und auch betriebswirtschaftliche Herausforderungen durch den §51 EEG, was den Ausbau der Erneuerbaren verlangsamt. Klar war uns auch die Ursache: die fehlende Flexibilität des Stromsystems.

Sie haben dann anderthalb Jahre rückwärts geschaut, mit welchem Ergebnis?

Unsere Frage war die nach dem Sweet Spot: Welche Größenordnung an zusätzlichen Flexibilitäten bringt im genannten Zeitraum das beste Resultat? Das Ergebnis ist: Die positiven Effekte wären am größten gewesen, wenn wir 20 Gigawatt mehr Speicherleistung und vier Stunden Speicherkapazität gehabt hätten, nämlich: 55 Prozent weniger Abregelung von Erneuerbaren-Anlagen, 70 Prozent weniger negative Strompreise. Damit zusammenhängend hätten sich die von §51 EEG betroffenen Energiemengen bei der Solarenergie um 55 Prozent, bei Wind Onshore sogar um 75 Prozent reduziert.

Welche Auswirkungen hätte dies volkswirtschaftlich für die Energiewende gehabt?

Das ist das Entscheidende, auch für die Politik: Mit den höheren Flexibilitäten im Strommarkt hätten die Erneuerbaren nicht nur höhere Marktwerte erzielt, was die Förderkosten senkt. Wir hätten geringere Stromkosten – dank des dämpfenden Effekts auf die Strompreisspitzen durch die Speicher, und wir hätten beim Strom eine bessere Außenhandelsbilanz. Der Kosteneffekt im untersuchten Zeitfenster lag insgesamt bei 5,5 Milliarden Euro. Allein den Bundeshaushalt hätte dies um 2,1 Milliarden Euro entlastet.

Letzteres allein durch den per Speicherausbau verbesserten Marktwert der Erneuerbaren?

Richtig, je geringer die Differenz aus Marktwert und EE-Vergütung, desto weniger muss der Staat ausgleichen. Wir sehen deutlich, wie wenig es eigentlich bedarf, um den Hebel für mehr Effizienz zu bewegen: Wir haben seit 2025 rund 720 Gigawatt beantragte Speicherleistung. 20 Gigawatt sind gerade einmal drei Prozent davon, nicht wirklich viel. Auf der anderen Seite muss man – vor allem die Netzbetreiber – fragen: Warum haben wir 2025 nur etwas über ein Gigawatt an Speichern zugebaut?

Kurz noch zu Ihrer Vorgehensweise: Die meisten Studien entwerfen Szenarien in die Zukunft. Sie haben bewusst zurückgeblickt.

Ja, denn hätten wir in die Zukunft geschaut, hätten wir viele Parameter setzen müssen, die die Studie potenziell verfälscht hätten. Dadurch, dass wir nur das Speichervolumen in Deutschland als Parameter gesetzt haben und es ansonsten mit der Realität der vergangenen anderthalb Jahre zu tun hatten, konnten wir wie mit dem Zauberstab sehr genau zeigen: Was wäre passiert mit mehr Flexibilität im System?

Der Zauberstab zeigt den Nachholbedarf, aber was verrät uns die Flexibilitätslücke über den Fortgang der Energiewende?

Wir müssen die Erneuerbaren und Flexibilitäten gemeinsam denken. Erneuerbare und Speicher sind wie zwei Bergsteiger, die sich gegenseitig mit einem Seil absichern. Den Berg können sie nur gemeinsam sicher erklimmen. Ist der eine schneller als der andere, kommt Spannung auf das Seil. Genau das passiert gerade im Markt. Was in der öffentlichen Diskussion zu wenig beachtet wird: Selbst ohne zusätzliche Speicher hat der Ausbau neuer Wind- und Solarkraftwerke bereits heute eine kostendämpfende Wirkung, mit Netto-Einsparungen in Höhe von rund 0,3 Milliarden Euro im untersuchten Zeitraum. Das Interessante ist: Mit den Flexibilitäten – 20 Gigawatt mehr Speicherleistung, 5,5 Milliarden Euro Kosteneffekte – hebeln wir diesen Effekt fast um das 20-Fache. Um den weiteren Ausbau bei Wind- und Solarenergie abzupuffern und die Spannung auf dem Seil der Bergsteiger zu reduzieren, brauchen wir weiterhin eine kontinuierliche Flexibilitätserschließung, der Sweet Spot liegt bei rund acht Gigawatt zusätzlicher Speicherleistung pro Jahr.

Wie ist Ihre Prognose: Inwiefern verfangen Ihre Erkenntnisse politisch? Je mehr EE-Strom zum Beispiel in Speicher fließt und je weniger Anlagen abgeregelt werden, desto mehr läuft der geplante Redispatch-Vorbehalt von Frau Reiche ins Leere.

Was die Politik draus macht, kann ich nicht wirklich ermessen. Klar ist aber: Erneuerbare und Flexibilitäten sind auch hier Teil der Lösung. Redispatch-Kosten, die Sie ansprechen, entstehen zu mehr als 85 Prozent durch teure fossile Kraftwerke, die wir in Süddeutschland hochfahren müssen bei Engpässen im Norden. Dem Markt und auch dem Netz ist es aber egal, wer die Leistung einer hochfahrenden Erzeugung erbringt. Was wäre denn, wenn wir ein Äquivalent dieser Erzeugung aus Speichern bereitstellen? Die sind günstiger als Kapazitätskraftwerke, die künftig nur für wenige hundert Stunden am Markt sind. Ein Speicher aber kostet weniger, und ich kann ihn aber 8.760 Stunden im Jahr nutzen. Ich kann ihn immer nutzen, wenn ich Flexibilität brauche. Das ist zwar nicht Teil unserer Studie: Aber mit Speichern im Süden können wir einen Teil der gewünschten Flexibilitäten realisieren. Aber dafür müssen wir den entsprechenden Rahmen schaffen. Je größer der Ausbau, desto größer wird auch der Lösungsraum für ein klimaneutrales Gesamtsystem.

Das Gespräch führte Benedikt Brüne.

Dr. Matthias Stark leitet seit 2020 den Fachbereich Erneuerbare Energiesysteme beim Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE). Zuvor war er 15 Jahre mit Schwerpunkt Stromhandel in leitenden Funktionen bei verschiedenen Unternehmen der Erneuerbaren-Energien-Branche tätig.