Das Ende teurer Stromspitzen? Wie Batteriespeicher den Strommarkt verändern

Eine vom Bundesverband Erneuerbare Energie in Auftrag gegebene Studie des Fraunhofer IEE rechnet nach, was zusätzliche Batteriespeicher im deutschen Stromsystem bewirkt hätten – und kommt auf Milliardenbeträge. Die Autoren mahnen zugleich zur vorsichtigen Interpretation ihrer Zahlen.

Können Batteriespeicher Strom dauerhaft günstiger machen? Über diese Frage wird seit Jahren gestritten. Die einen sehen in ihnen die entscheidende Voraussetzung für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien, die anderen vor allem eine teure Zusatzinvestition. Eine aktuelle Studie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) kommt nun zu einem bemerkenswerten Ergebnis: Zusätzliche Flexibilität könnte das Stromsystem nicht nur stabilisieren, sondern gleichzeitig Milliardenbeträge bei Stromkosten, EEG-Förderung und Stromhandel einsparen.

Negative Strompreise, steigende EEG-Kosten und immer häufiger abgeregelte Wind- und Solaranlagen prägen die Debatte über die Energiewende. Nicht selten entsteht dabei der Eindruck, der weitere Ausbau erneuerbarer Energien verschärfe diese Probleme. Die Fraunhofer-Untersuchung widerspricht dieser Lesart. Nach ihren Ergebnissen ist nicht der Zubau von Wind und Solar die Ursache, sondern der Mangel an Flexibilität, um die erzeugte Energie zeitlich passend bereitzustellen. Batteriespeicher könnten diese Lücke schließen – und dabei die Stromkosten senken.

Einzuordnen ist die Untersuchung mit Blick auf ihren Auftraggeber: Sie wurde vom Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) beauftragt, der auch bei der Auswertung mitgewirkt hat. Die Modellrechnungen selbst stammen vom Fraunhofer IEE, das seit über 35 Jahren zur Integration erneuerbarer Energien forscht.

Warum die Strompreise immer stärker schwanken

Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien verändert sich die Preisbildung an den Strombörsen grundlegend. Wind- und Photovoltaikanlagen verursachen im Betrieb kaum variable Kosten und speisen ihren Strom entsprechend günstig ein. Erzeugen sie viel, fallen die Börsenpreise bis auf null oder in den negativen Bereich – in diesen Stunden steht mehr Strom zur Verfügung, als unmittelbar gebraucht wird.

Umgekehrt springen bei geringer Wind- und Solarerzeugung flexible, meist gasbefeuerte Kraftwerke ein. Deren höhere Erzeugungskosten treiben die Börsenpreise nach oben. Die Folge sind immer größere Ausschläge zwischen Überschuss- und Mangelphasen.

Genau darin sieht die Fraunhofer-Studie die eigentliche Herausforderung der nächsten Phase der Energiewende. Negative Preise, sinkende Marktwerte, steigende Förderkosten und zunehmende Abregelungen seien keine getrennten Einzelprobleme, sondern Symptome derselben Ursache: Dem stark gewachsenen Anteil erneuerbarer Energien steht bislang zu wenig Flexibilität gegenüber.

Wie die Studie rechnet

Um diesen Zusammenhang zu beziffern, hat das Institut den Zeitraum von Januar 2025 bis Mai 2026 mit seinem europäischen Strommarktmodell SCOPE-EM rückwirkend nachgerechnet. Kein Zukunftsszenario also, sondern eine Rückrechnung der tatsächlich eingetretenen Marktsituation, in die nachträglich zusätzliche Speicher unterschiedlicher Leistung und Speicherdauer eingesetzt werden. Der Vorteil dieses Ansatzes: Er basiert auf einer real eingetretenen Marktsituation und erfordert dadurch deutlich weniger Annahmen über künftige Entwicklungen als klassische Energieszenarien. So lässt sich die reine Wirkung zusätzlicher Flexibilität isolieren.

Wichtig für die Bewertung der Zahlen ist, dass die Effekte anhand des modellierten Börsenpreises gebildet werden, nicht anhand der historischen Marktdaten selbst. Das Modell bildet die Realität dabei eng ab – in der Validierung erreicht es rund 97 Prozent des realen Day-Ahead-Preises und simuliert 845 negative Preisstunden gegenüber 819 real aufgetretenen.

Batteriespeicher als Puffer für den Markt

Speicher verändern die Dynamik grundlegend. Wo bei Überschuss bislang Windräder oder Solarparks abgeschaltet werden, nehmen sie die überschüssige Energie auf und geben sie Stunden später zurück ins Netz, wenn die Erzeugung sinkt.

Damit verschieben sie nicht nur Energie, sondern auch Preisunterschiede. Beim Laden erhöhen sie die Nachfrage in sehr günstigen Stunden, sodass die Preise dort weniger stark fallen. Beim Entladen vergrößern sie das Angebot in Hochpreisphasen, teure Spitzenlastkraftwerke werden seltener gebraucht, Preisspitzen flachen ab. Aus sehr billigen Stunden werden moderat günstige, aus sehr teuren deutlich günstigere – das Preisniveau wird gleichmäßiger.

Der entscheidende Punkt: Nicht die niedrigen Preise sind das Problem, sondern die Ausschläge zwischen den Extremen. Flexibilität dämpft beide Seiten.

Warum wenige Stunden den Strompreis bestimmen

An der Strombörse entscheidet oft nicht der Durchschnitt, sondern die Spitze. Bereits eine Handvoll Stunden mit sehr hohen Preisen treibt die gesamten Beschaffungskosten spürbar nach oben. Genau hier setzen Batteriespeicher an: Sie nehmen Strom in Überschussphasen auf und geben ihn in diesen wenigen, besonders teuren Stunden wieder ab. Weil die teuersten Preise dadurch stärker sinken, als die günstigen Stunden durch das Laden ansteigen, fällt unter dem Strich der durchschnittliche Börsenstrompreis. Dieser Hebel – wenige teure Stunden kappen statt viele günstige anheben – ist der eigentliche Aha-Effekt der Studie.

Warum Verbraucher profitieren

Auf den ersten Blick wirkt es widersprüchlich, dass Speicher in Niedrigpreisphasen die Nachfrage und damit die Preise leicht anheben. Doch der Gegeneffekt überwiegt: Die wenigen Stunden mit sehr hohen Börsenpreisen bestimmen einen erheblichen Teil der Gesamtkosten. Wer diese Spitzen kappt, senkt die durchschnittlichen Beschaffungskosten stärker, als die leicht steigenden Preise in Überschussphasen sie erhöhen.

Konkret hätten zusätzliche Speicher mit 20 GW Leistung und vier Stunden Speicherdauer die Stromkosten in Deutschland im untersuchten Zeitraum um rund 1,9 Milliarden Euro reduziert – hochgerechnet etwa 1,3 Milliarden Euro pro Jahr, bezogen auf die gesamte deutsche Stromlast.

Die Autoren betonen allerdings, dass sich diese Entlastung nicht eins zu eins auf jede Stromrechnung überträgt. Wie stark einzelne Verbraucher profitieren, hängt von Beschaffungsstrategien der Versorger, Tarifmodellen und der Weitergabe sinkender Einkaufspreise ab. Der Befund gilt dem Großhandelspreis, nicht dem Endkundentarif.

Auch die Förderkosten sinken

Neben den Börsenpreisen beeinflussen Speicher die Finanzierung der Energiewende. Wind- und Solaranlagen erzielen ihre Erlöse am Strommarkt. Speisen viele Anlagen gleichzeitig ein, sinken die Preise und mit ihnen die Einnahmen. Je geringer diese Markterlöse, desto größer die Differenz zum garantierten anzulegenden Wert – und desto höher der über die EEG-Umlage auszugleichende Finanzierungsbedarf.

Indem Speicher Strom aus Niedrig- in Hochpreisphasen verschieben, heben sie die Marktwerte und senken den Förderbedarf. Bei 20 GW Leistung und vier Stunden Kapazität hätten sie die Förderkosten im untersuchten Zeitraum um rund 2,1 Milliarden Euro verringert.

Bemerkenswert ist ein Detail, das die Studie von den übrigen Wirkungen abhebt: Für die Förderkosten liegt der wirkungsvollste Bereich nicht bei 20 GW mit vier Stunden, sondern höher – bei rund 30 GW mit sechs Stunden Kapazität. Dann fiele die Reduktion mit über 3,5 Milliarden Euro noch deutlich größer aus. Für die Marktwertsteigerung ist also nicht nur kurzfristige Flexibilität nötig, sondern auch ausreichende Speicherdauer, um größere Strommengen über längere Zeiträume zu verschieben.

Weniger Strom verschenken

Ein dritter Effekt betrifft den Außenhandel. Erzeugt Deutschland zeitweise mehr Strom als benötigt, muss dieser exportiert werden – in Phasen negativer Preise zahlt das Land sogar dafür, Überschüsse loszuwerden. Mit ausreichend Speichern ließe sich ein größerer Teil dieser Energie im Inland vorhalten und später nutzen. Die Studie beziffert die Saldo-Stromkosten im Austausch mit dem Ausland auf rund 4,1 Milliarden Euro; 20 GW mit vier Stunden hätten sie um etwa 40 Prozent gesenkt. So verbessert sich nicht nur die Handelsbilanz, sondern die gesamte Wertschöpfung der erneuerbaren Energien.

Wie viel Speicher wäre sinnvoll?

Über die verschiedenen Kombinationen aus Leistung und Speicherdauer hinweg zeigt sich ein Bereich, in dem bereits ein Großteil der positiven Effekte erreicht wird. Diesen „Sweet Spot" verorten die Autoren bei etwa 20 GW zusätzlicher Speicherleistung und vier Stunden Dauer – rund 80 GWh Kapazität. In dieser Größenordnung ließe sich unter anderem die Zahl negativer Preisstunden um etwa 70 Prozent verringern und die marktbedingte Abregelung erneuerbaren Stroms mehr als halbieren.

Zur Einordnung: 20 GW entsprechen weniger als drei Prozent der über 720 GW an Netzanschlussanfragen für Speicherprojekte. Diese Anfragen sind allerdings kein Zubaupotenzial im engeren Sinne, sondern zeigen vor allem den Projektandrang und den Priorisierungsbedarf beim Netzanschluss.

Ausdrücklich warnen die Autoren davor, den Sweet Spot als langfristiges Ausbauziel misszuverstehen. Er beschreibt die Flexibilitätslücke des heutigen Systems – den akuten Nachholbedarf, nicht die Obergrenze.

Der wunde Punkt: Brutto, nicht netto

Hier liegt die wichtigste Einschränkung, die die Studie selbst offenlegt: Bei den genannten Milliardenbeträgen handelt es sich um Brutto-Entlastungen zentraler Strommarkt- und Finanzierungsgrößen, nicht um eine vollständige volkswirtschaftliche Netto-Wohlfahrtsrechnung. Was die 20 GW Speicher an Investition, Betrieb, Netzanschluss, Wirkungsgradverlusten und Degradation kosten, ist bewusst nicht gegengerechnet – ebenso wenig Verteilungseffekte zwischen Erzeugern und Verbrauchern. Die Zahlen zeigen also die Größenordnung des möglichen Nutzens, nicht den Saldo nach Abzug der Speicherkosten. Wer die Ergebnisse politisch nutzt, sollte diesen Unterschied mitdenken.

Ein Szenario mit Pointe

Am aufschlussreichsten ist ein ergänzendes Sonderszenario. Die Forscher rechneten durch, was passiert wäre, wenn Deutschland im selben Zeitraum weniger erneuerbare Leistung installiert hätte – 30 Prozent weniger Solar, 20 Prozent weniger Wind. Ergebnis: Der Sweet Spot läge dann nur bei rund 10 GW statt 20 GW. Der Ausbau der vergangenen Jahre hat den Flexibilitätsbedarf also spürbar erhöht.

Daraus leiten die Autoren eine grobe Orientierung ab: Neben dem einmaligen Aufholen der heutigen Lücke von rund 20 GW mit vier Stunden braucht es mit jedem weiteren Ausbaujahr zusätzliche Flexibilität – als Größenordnung etwa 8 GW mit vier Stunden pro Jahr. Zugleich zeigt das Szenario, dass der bisherige EE-Ausbau die Verbraucher schon ohne Speicher netto um rund 0,3 Milliarden Euro entlastet hat; mit dem Schließen der Flexibilitätslücke steigt dieser Nutzen auf über 5,5 Milliarden Euro. Das Sonderszenario ist dabei kein Plädoyer für weniger Erneuerbare, sondern ein Beleg dafür, dass Ausbau und Flexibilität künftig gemeinsam geplant werden müssen.

Flexibilität wird zur Schlüsselgröße

Batteriespeicher sind damit mehr als eine Ergänzung zu Wind und Solar – sie verändern die Dynamik des gesamten Marktes. Dabei geht es nicht allein um Batterien: In der Studie stehen Speicher stellvertretend für Flexibilität insgesamt. Ebenso können Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Elektrolyseure oder flexible Industrieprozesse Erzeugung und Verbrauch zeitlich zusammenbringen. Entscheidend ist nicht die Technologie, sondern die Fähigkeit, dann zu laden oder einzuspeisen, wenn das System davon profitiert.

Die eigentliche Anschlussfrage stellt die Studie im Schlussteil selbst: Wenn Flexibilität so wertvoll ist, wie müssen Markt und Regulierung gestaltet werden, damit sie auch wirtschaftlich erschlossen wird? Netzanschlüsse zu beschleunigen, netzdienlichen Betrieb zu ermöglichen und tragfähige Geschäftsmodelle zu schaffen, wird damit zur zentralen Aufgabe des künftigen Strommarktdesigns.

Was das für die Leistungselektronik bedeutet

Für die Elektronikbranche steckt in dieser Entwicklung ein tiefgreifender Strukturwandel. Mit jedem zusätzlichen Batteriespeicher wächst der Bedarf an bidirektionalen Wechselrichtern, Batterie-Management-Systemen und DC/DC-Wandlern – und damit an leistungsfähigen Halbleitern auf Basis von Siliziumkarbid (SiC) und Galliumnitrid (GaN), die höhere Schaltfrequenzen, geringere Verluste und kompaktere Baugrößen ermöglichen. Parallel steigen die Anforderungen an Netzregelung, Kommunikationsschnittstellen und intelligente Energiemanagementsysteme, weil Speicher künftig nicht nur laden und entladen, sondern netzstützend und marktgesteuert agieren sollen.

Flexibilität ist damit längst keine rein energiewirtschaftliche Frage mehr. Sie wird zu einem der zentralen Innovationsfelder der Leistungselektronik. Klar ist nach dieser Untersuchung vor allem eines: Nach dem Jahrzehnt des Erzeugungszubaus rückt nun die zeitliche Steuerung des Stromsystems in den Mittelpunkt – und mit ihr die Technik, die diese Steuerung überhaupt erst möglich macht. (mr)

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