Fraunhofer ISE: Batteriespeicher könnten EEG-Förderbedarf stark senken
Dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE zufolge waren zum Ende des ersten Halbjahres 2026 in Deutschland 19,2 Gigawatt Batteriespeicher-Leistung installiert. Eine Verdoppelung dieser Leistung könnte die Kosten der Energiewende deutlich reduzieren – sofern die Speicher allesamt marktorientiert betrieben werden. Das zeigt eine Simulation, die das Fraunhofer ISE für den Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) und den Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) durchgeführt hat.
Die Fraunhofer-Forscher haben mithilfe einer komplexen mathematischen Optimierung simuliert, wie sich zusätzliche Batteriespeicher mit zwei Stunden Speicherdauer und einer Leistung von insgesamt 2 bis 20 Gigawatt auf die Börsenpreise auswirken würden. Als Basis dienen die realen Kauf- und Verkaufsgebotskurven des deutschen Day-Ahead-Strommarktes 2025.
Das Simulationstool des Fraunhofer ISE ist über dessen Datendienst Energy Charts frei zugänglich. „Unser Strompreissimulator arbeitet nur mit sehr wenigen Annahmen, er basiert im Wesentlichen auf Marktdaten“, betonte Projektleiter Leonhard Gandhi vom Fraunhofer ISE bei der Präsentation. „Das Tool zeigt die kurzfristige Wirkung von Speichern am Day-Ahead-Markt mit den echten Geboten eines Liefertags.“ Damit ermögliche es Was-wäre-wenn-Rechnungen, jedoch keine Prognosen. Der Simulator wird täglich aktualisiert.
Deutlich weniger Stunden mit negativen Preisen
Aus der Simulation geht hervor, dass zusätzliche 20 Gigawatt Speicherleistung die Zahl der Stunden mit Preisen über 200 Euro pro Megawattstunde von 169 auf 20 sinken lässt, ein Rückgang um rund 88 Prozent. Der durchschnittliche Tagesspread fällt 60 Prozent kleiner aus. In der verbrauchsintensiven Zeit zwischen 18 und 20 Uhr sinkt der Preis im Schnitt von 130 auf 108 Euro pro Megawattstunde.
Die Dauer negativer Strompreise geht von 575 auf 271 Stunden zurück. In der Folge steigt der Marktwert von Solarstrom von rund 45 auf 61 Euro pro Megawattstunde, ein Plus von rund 35 Prozent. Damit sinkt der EEG-Förderbedarf rechnerisch um bis zu 1,2 Milliarden Euro jährlich. Zudem werden die Verbraucher bei den Stromkosten um 410 Millionen Euro entlastet. Bei der Windenergie gebe es einen ähnlichen Effekt, wenn auch weitaus weniger ausgeprägt, so Gandhi.
Marktorientierten Betrieb von Heimspeichern ermöglichen
Allerdings orientiert sich bislang nur ein Teil der installierten Speicher im Betrieb am Markt. Vor allem private Solarspeicher beginnen bereits morgens mit dem Laden, so dass sie während der mittäglichen Erzeugungs- und Preisspitze keinen Strom mehr aufnehmen können. Sie tragen damit nicht oder nur begrenzt zur Entlastung bei.
Der Bundesverband Energiespeicher Systeme und der Bundesverband Neue Energiewirtschaft fordern daher, dafür so sorgen, dass Heimspeicher am Strommarkt teilnehmen können – durch einen schnelleren Smart-Meter-Rollout, verlässliche Messdaten und bundesweit einheitliche, digitale Prozesse für die Direktvermarktung kleiner Anlagen.
Um das Flexibilisierungspotenzial von Speichern zu heben, müssten zudem Großspeicher schnell und transparent an das Stromnetz angeschlossen werden. Wo Netzkapazitäten knapp sind, brauche es nachvollziehbare Priorisierungskriterien und praktikable flexible Netzanschlussmodelle. Zudem gelte es, die Bedingungen für Co-Location-Projekte zu verbessern. Der aktuelle EEG-Reformprozess dürfe nicht dazu führen, dass Kombinationen aus Speicher und Photovoltaik oder Windenergie wirtschaftlich schlechter gestellt werden. Der geplante Abschöpfungsmechanismus müsse so ausgestaltet werden, dass Investitionen in zusätzliche Flexibilität nicht ausgebremst werden.
„Die Studienergebnisse zeigen sehr konkret, wie Speicher aus einem volatilen Stromangebot ein flexibleres System machen“, sagt Urban Windelen, Geschäftsführer des BVES. Wer über bezahlbaren Strom spricht, müsse deshalb auch über Speicher sprechen.
Robert Busch, Geschäftsführer des bne, ergänzt: „Die Fraunhofer Daten eröffnen einen Blick in die Zukunft: Batteriespeicher fangen Preisspitzen ab, machen Solarstrom wertvoll und entlasten so den Bundeshaushalt.“ Nun gelte es, die Netze so auszubauen und zu ertüchtigen, dass die Netzkrise überwunden werden kann. Diese sei momentan das größte Problem der Energieversorgung.
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Statt kleine und mittelgroße Batteriespeicher samt PV-Anlage in die Direktvermarktung zu bringen, sollte man einfach die 70% Abregelung, die zur Energiekrise abgeschafft wurde, wieder einführen. Wer möchte, sollte sogar freiwillig auf 50% abregeln. Damit würden die Speicher wieder, wie vorher, zur Mittagszeit geladen. Das würde wiederrum die Netze entlasten und den Börsenstrompreis zur Mittagszeit stabilisieren. Die meisten Batteriehersteller haben die Option des „wetterbasierten Ladens“. Der Betreiber hätte also keinen Nachteil, wenn er seinen Speicher erst Mittags statt Morgens belädt.
Der erste Satz stimmt zu 100%.
Und der nachfolgende müßte lauten: die zweitbeste Lösung ist die Zwischenspeicherung vor Ort, zum anschließenden Verbrauch.
Und den „Rest“ lösen dann Quartiersspeicher und Saisonspeicher.
Und die negativen Stunden/Preise werden NICHT durch zuviel Sonne und Wind verursacht, sondern durch die Unflexbilitäten der fossilen Erzeuger und deren Strukturen.
Daher müßten diese zahlen, resp. bluten, aber nein, durch geschickte Propaganda und Influencer, wird die Schuld den EE in die Schuhe geschoben.
Am Ende werden wir uns „zu Tode“ flexibilisieren und die lachenden Dritte: Die Energiekonzerne und Netzbetreiber !
Nur so mal als Überlegung: Was würde passieren bei einer zeitabhängigen Autobahnmaut: Günstig zwischen 2 und 5 Uhr und richtig teuer zwischen 6 und 9 Uhr (resp. 16 bis 20 Uhr) – das käme doch richtig cool, gell. Mit dynamischen Preisspitzen, bei erhöhtem Aufkommen, im 15 Minuten Raster !!
«Nur so mal als Überlegung: Was würde passieren bei einer zeitabhängigen Autobahnmaut: Günstig zwischen 2 und 5 Uhr und richtig teuer zwischen 6 und 9 Uhr (resp. 16 bis 20 Uhr) – das käme doch richtig cool, gell.»
Hier in Oslo interessiert das genau …
… keine Sau.
Die beste kWh ist immer noch die, die direkt verbraucht wird.
Batteriespeicher kosten zunächst einmal viel Geld – und dieses Geld muss verdient werden. Dadurch wird das Gesamtsystem erst einmal teurer.
Auch beim angenommenen Anstieg des Marktwerts von Solarstrom sollte man genauer hinschauen: Wenn gleichzeitig die PV-Leistung weiter massiv ausgebaut wird, ist keineswegs selbstverständlich, dass sich dieser Effekt dauerhaft fortsetzt.
Und dann gibt es noch einen interessanten Widerspruch: Je mehr Speicher am Markt aktiv sind, desto stärker schrumpft der Spread, mit dem sich diese Speicher refinanzieren. Die Fraunhofer-Simulation selbst kommt bei zusätzlichen 20 GW Speicherleistung auf einen um 60 Prozent geringeren durchschnittlichen Tagesspread.
Mit anderen Worten: Mehr Speicher können zwar den Marktwert von Solarstrom erhöhen – gleichzeitig machen sie aber das Geschäftsmodell der Speicher selbst schwieriger.
Da beißt sich die Katze in den Schwanz.
Wie kann man denn hier so negativ berichten? Die Zahlen vom Frauenhofer sind doch sehr aussagekräftig. Warum sollen wir die 1,2 Mrd € Ersparnis jährlich nicht mitnehmen. Es gibt doch tatsächlich kein Argument was dagegen spricht. Es gibt sehr viele Privatinvestoren, die mit viel Geld bereit stehen zu investieren. Die Bundesregierung muss endlich die Netzbetreiber dazu verpflichten Anschlusszusagen für Netz-Batteriespeicher frei zu geben. Das ist sehr einfach und der nutzen ist extrem hoch!
Zunächst einmal: Herzlichen Dank an das Frauenhofer ISE Institut für diesen wertvollen Beitrag.
Allerdings vermisse ich in der PV Stromproduktion einen Knick durch die fixe Einspeisebegrenzung bestehender Anlagen.
Außerdem stelle ich mir die Frage: 1.200 Mio EUR für Staat + 410 Mio EUR für Verbraucher macht bei 41,1 Mio Haushalte 39,17 EUR pro Haushalt, dafür soll ich 100 EUR für Smartmeter plus 50 EUR für Steuerbox plus Vermarktungsgebühren plus Speicher zur Verfügung stellen. Hier funktioniert meiner Ansicht nach die Skalierung nicht so recht.
Einfacher wäre es meiner Ansicht nach, wenn alle Anlagen bis 30 kWp den Marktwert Solar in ihrer gesamten Laufzeit jährlich ausbezahlt bekommen würden plus einen kleinen Bonus für zusätzliche freiwillige oder netzbedingte Abregelung entsprechend dem resultierenden Marktwert (z.B. Marktwert 50%). Die Gewinne durch vermiedene negative Strompreise darf der Staat abschöpfen bzw. als weiteren Anreiz anteilig ausschütten.
Abgeregelte Energie können WR auch gerne als Regelleistung anbieten, d.h. Abregelung würde dann eine Funktion von Abregequote, Frequenz und Spannung sein.
Wenn Netzbetreiber diese Vermarktungs-Aufgabe nicht leisten wollen, findet sich auch dafür sicher ein Vermarkter zum kleinen Preis!
Der Weg in die Direktvermarktung und den Weg zurück sollte für jeden offen stehen, d.h. wenn technisch und finanziell sinnvoll, dann gerne freiwillig umsetzen. Irgendwann haben wir dieser Punkt automatisch erreicht. Aber bitte ohne Zwang.