Ort: Bauprojekt + Milliarden – Die Rechnung für zusätzliche Batteriespeicher in Deutschland wirkt auf den ersten Blick fast wie ein Selbstläufer: Strom billig einkaufen, später teuer verkaufen, Preisspitzen kappen. Doch je genauer man hinschaut, desto mehr wird daraus eine ziemlich große und teure Baustelle. Eine Simulation des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE zeigt zwar deutliche Effekte am Strommarkt. Eine vollständige Wirtschaftlichkeitsrechnung ist sie aber ausdrücklich nicht.

Untersucht wurden reale Kauf- und Verkaufsgebote am deutschen Day-Ahead-Strommarkt aus dem Jahr 2025. Das Szenario: zusätzlich 20 GW Batteriespeicherleistung, jeweils mit zwei Stunden Speicherdauer – also insgesamt 40 GWh Speicherkapazität. Die Batterien laden in günstigen Stunden und geben den Strom später bei höheren Preisen wieder ab. So steigen besonders niedrige Preise, während die teuren Stunden nachgeben.

Weniger Preisspitzen, weniger negative Stunden

Die Ergebnisse lesen sich zunächst eindrucksvoll. Der durchschnittliche tägliche Abstand zwischen der billigsten und der teuersten Viertelstunde würde von 130 auf 53 Euro je MWh sinken. Stunden mit Börsenstrompreisen von mehr als 200 Euro je MWh gäbe es nicht mehr 169, sondern nur noch 20 – ein Rückgang um rund 88 Prozent.

Auch negative Preise würden seltener: Ihre Zahl sinkt in der Simulation von 575 auf 271 Stunden, also um rund 53 Prozent. Der Marktwert von Solarstrom steigt zugleich von 45,08 auf 61,02 Euro je MWh, etwa 35 Prozent. Der höhere Wert könnte den rechnerischen EEG-Förderbedarf um bis zu 1,2 Milliarden Euro pro Jahr reduzieren.

Der Effekt hat allerdings einen Haken, und zwar keinen kleinen. Wenn viele Batterien gleichzeitig in billigen Stunden laden, treiben sie dort die Preise nach oben. Entladen sie sich später gemeinsam, drücken sie die hohen Preise nach unten. Mehr Speicher schmälern damit ihre eigene Arbitragemarge. Der durchschnittliche Jahresstrompreis würde laut Simulation sogar leicht steigen – von 89,32 auf 89,44 Euro je MWh.

Fraunhofer rechnet mit einem Lade- und Entladewirkungsgrad von insgesamt 86 Prozent sowie Alterungskosten von 10 Euro je MWh ausgespeicherter Energie. Wird ein Speicher jeden Tag vollständig geladen und entladen, gehen bei diesem Wirkungsgrad allein durch Speicherverluste jährlich rund 2,4 TWh verloren. Und ein Zwei-Stunden-Speicher kann natürlich nicht die gesamte Kapazität in der günstigsten Viertelstunde vollmachen und alles in der teuersten Viertelstunde wieder verkaufen. Der tatsächlich erzielbare Handelsspread liegt daher unter den simulierten 53 Euro je MWh.

Milliarden für die Infrastruktur

Die Fraunhofer-Simulation enthält keine vollständige Investitionsrechnung. Baukosten, Finanzierung, fixe Betriebskosten, Netzanschlüsse und weitere Projektkosten sind nicht vollständig berücksichtigt. Das ist der Punkt, an dem aus einer hübschen Börsenkurve schnell ein Milliardenprojekt wird.

Ein Portfolio von TotalEnergies und AllianzGI kommt bei 1.628 MWh Kapazität auf rund 500 Millionen Euro, umgerechnet etwa 307 Euro je kWh. Auf 40 GWh hochgerechnet wären das mehr als 12 Milliarden Euro. Ein Projekt von Green Flexibility in Balzhausen kostet rund 35 Millionen Euro für 80 MWh, also ungefähr 438 Euro je kWh. Bei diesem Kostenniveau würden 40 GWh rund 17,5 Milliarden Euro kosten.

Eine Modellrechnung zu aktuellen Projektkosten ergibt – abhängig von Finanzierung, Lebensdauer und Betriebskosten – annualisierte Vollkosten von etwa 1,4 bis 2,9 Milliarden Euro pro Jahr. Die Ladeenergie ist darin noch nicht vollständig enthalten. Bei einem vollständigen Zyklus pro Tag liegen die berechneten Speicherbereitstellungskosten im günstigen Szenario bei rund 93 Euro je MWh ausgespeicherter Energie, unter mittleren Annahmen bei rund 130 Euro je MWh. Die zusätzliche Ladeenergie kommt noch obendrauf.

Fraunhofer beziffert die niedrigeren lastgewichteten Day-Ahead-Beschaffungskosten im 20-GW-Szenario auf rund 410 Millionen Euro jährlich. Dem stehen annualisierte Vollkosten im Milliardenbereich gegenüber. Zusätzliche Erlöse müssten folglich aus dem Intraday-Handel, aus Regelenergie oder anderen Dienstleistungen kommen. Diese Bereiche untersucht der Preissimulator nicht.

Deutschland baut bereits Speicher – aber nicht immer marktgerecht

Die installierte Batteriespeicherleistung in Deutschland ist laut Energy-Charts im ersten Halbjahr 2026 von 16,8 auf 19,2 GW gestiegen. Das klingt nach Tempo. Gleichzeitig orientieren sich viele Speicher, besonders im Heimbereich, noch nicht konsequent am Strommarkt. Manche Heimspeicher laden schon am Morgen und sind dann zur mittäglichen Solarstromspitze voll – genau dann, wenn zusätzlicher Solarstrom besonders reichlich vorhanden ist.

Damit Speicher stärker auf Preissignale reagieren, nennen BNE und BVES drei Ansatzpunkte. Großspeicher sollen schneller und transparent ans Netz kommen. Bei knappen Kapazitäten brauche es nachvollziehbare Priorisierungskriterien und flexible Netzanschlussmodelle.

Auch die gemeinsame Nutzung von Speicher, Solar- und Windanlagen soll möglich werden, ohne dass die EEG-Reform solche Co-Location-Projekte wirtschaftlich benachteiligt. Ein geplanter Abschöpfungsmechanismus dürfe zusätzliche Investitionen in Flexibilität nicht ausbremsen.

Bei Heimspeichern geht es um einen schnelleren Smart-Meter-Rollout, verlässliche Messdaten und einheitliche digitale Prozesse für die Direktvermarktung kleiner Anlagen. Dynamische Stromtarife und perspektivisch dynamische Netzentgelte sollen außerdem helfen, das Laden stärker in die günstigen Stunden zu verschieben. Der weitere Ausbau wird derzeit durch regulatorische und netzseitige Rahmenbedingungen begrenzt.

Was die Simulation nicht sehen kann

Das Modell setzt voraus, dass Speicher jeweils über eine Woche optimal eingesetzt werden und die Preise dieser Woche bekannt sind. Diese Information steht echten Marktteilnehmern nicht vollständig zur Verfügung. Zudem wird der reagierende grenzüberschreitende Stromhandel in den veröffentlichten Jahreszahlen nicht berücksichtigt. Veränderte deutsche Preise könnten Importe und Exporte beeinflussen und einen Teil des Effekts abschwächen.

Der höhere Marktwert von Solarstrom entsteht unter anderem deshalb, weil Batterien Strom in bisherigen Überschusszeiten kaufen und dort die Preise anheben. Das verbessert die rechnerische Erlössituation von Solaranlagen. Finanziell unterstützt wird der Simulator laut Artikel unter anderem von ECO STOR, Harmony Energy, BELECTRIC, FENECON und Kyon Energy Solutions.

Fraunhofer weist zugleich auf eine schlichte physikalische Grenze hin: Speicher erzeugen keinen Strom, sie verschieben ihn nur. Zwei Stunden Kapazität können tägliche Schwankungen ausgleichen. Mehrtägige wind- und sonnenarme Phasen überbrücken sie nicht. Für eine kontinuierliche Stromversorgung bleibt deshalb gesicherte Erzeugungsleistung erforderlich – samt den entsprechenden Kosten und Anlagen.

Die vollständigen Simulationsergebnisse des Fraunhofer ISE sind interaktiv online verfügbar. Der gelieferte KfW-Text zum Fokus 2026, Nummer 555, enthält dagegen ausschließlich komprimierte PDF- beziehungsweise Binärdaten und keinen lesbaren Nachrichtenartikel. Viel mehr lässt sich daraus an dieser Stelle nicht herauslesen. Die Simulation zeigt mögliche Effekte auf Preisvolatilität, negative Preise und den Marktwert von Solarstrom, ersetzt aber keine vollständige Bewertung der Investitions- und Systemkosten.