Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat einen frei zugänglichen Strompreissimulator entwickelt. Auf der Website Energy-Charts können Nutzer:innen damit historische Day-Ahead-Auktionen, mit zusätzlicher (fiktiver) Batterieleistung neu berechnen. Fraunhofer ISE hat das Werkzeug auf das Jahr 2025 angewandt: Im Szenario mit 20 Gigawatt zusätzlicher Leistung und zwei Stunden Speicherdauer sinkt die höchste Preisspitze des Jahres im Modell von 583 auf 221 Euro je Megawattstunde (MWh).
Leonhard Gandhi vom Fraunhofer ISE stellte die Auswertung am Montag auf einer gemeinsamen Pressekonferenz mit dem Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) und dem Bundesverband Energiespeicher Systeme e. V. (BVES) vor. Nutzer:innen können mit dem Werkzeug historische Wochen am Day-Ahead-Markt nachrechnen; verfügbar sind Daten ab dem 1.1.2025. Gandhi ordnete die Methode für "Was wäre wenn"-Rechnungen ein.
Speicher könnten hohe und niedrige Preise glätten
Ein weiteres Beispiel zeigt die Wirkung bei hoher Solarstromeinspeisung. Für den 11. Mai 2025 führt Gandhis Präsentation 53 Gigawatt (GW) Solarleistung bei einer Last von 43 Gigawatt auf. Der niedrigste Börsenpreis des Tages lag bei minus 250 Euro je MWh, also im Negativbereich. Mit einer zusätzlichen Batterieleistung von 20 GW wäre der Tiefstpreis auf minus 20 Euro angehoben worden, wie die Simulation zeigt.
Das Modell
Das neue Modell rechnet historische Day-Ahead-Preise mit zusätzlichen Batteriespeichern nach – die Simulation ist keine Prognose. Sie bildet weder lokale Netzengpässe noch konkrete Speicherstandorte ab. Aus geglätteten Börsenpreisen lässt sich deshalb nicht ableiten, ob ein Speicher an einem bestimmten Ort das Netz entlastet oder Netzausbau ersetzt.
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Die Auswertung zeigt auch, wie sich die Preisschwankungen über das Jahr verändern könnten. Für 2025 zählt sie 575 Stunden mit negativen Preisen und 169 Stunden mit Preisen über 200 Euro je MWh. Der mittlere Abstand zwischen der teuersten und der billigsten Viertelstunde eines Tages lag bei 130 Euro je MWh. Mit 20 GW zusätzlichen Speichern sinkt dieser Tages-Spread im Modell auf 53 Euro. Die Stunden über 200 Euro fallen von 169 auf 20 Euro; negative Preise bleiben jedoch in 271 Stunden bestehen. Der mittlere Jahrespreis verändert sich kaum: Er steigt leicht von 89,32 auf 89,44 Euro je MWh.
Höhere Marktwerte senken den Förderbedarf
Folgen für den Marktwert von Solarstrom können ebenfalls simuliert werden. Er steigt im 20-Gigawatt-Szenario von 45,08 auf 61,02 Euro je MWh, ein Plus von rund 35 Prozent. Im Marktprämienmodell gleicht die Förderung die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Marktwert aus. Steigt der Marktwert, sinkt der Förderbedarf. Fraunhofer ISE beziffert die mögliche Entlastung für Solarstrom auf bis zu 1,2 Milliarden Euro pro Jahr. Die Rechnung setzt 77 Terawattstunden (TWh) Solarstrom voraus. Die mögliche Entlastung würde sich durch einen geringeren EEG-Finanzierungsbedarf zeigen.
Für den Einkauf am Day-Ahead-Markt nennt Gandhi rund 410 Millionen Euro geringere Kosten pro Jahr im 20-Gigawatt-Szenario, das entspräche etwa einem Euro je MWh im Jahresmittel. Für 10 GW weist das Szenario bis zu 530 Millionen Euro aus. Die Entlastung steigt damit nicht proportional zur Leistung der Speicher.
Effekt von Speichern: So rechnet der Simulator
Für die Hauptrechnung stellte Gandhi den Anteil der Speicherleistung am Day-Ahead-Markt auf 100 Prozent. Der Standardwert des Werkzeugs liegt bei 20 Prozent. Im Szenario verfügt die Flotte über 20 GW Leistung und 40 GWh Energie. Das Modell kennt die Preise der gesamten Woche und optimiert den Einsatz dahingehend. Die übrigen Gebote bleiben weitgehend unverändert. Die Jahreswerte berücksichtigen Blockgebote, aber keine Reaktion des grenzüberschreitenden Stromhandels.
Gandhi betonte, der Simulator sei keine Prognose, sondern eine "Was wäre wenn"-Rechnung. Er bildet nur die Day-Ahead-Auktion ab. Intraday-Handel, Regelenergie, Systemdienstleistungen und lokale Netzengpässe gehören nicht dazu. Das Werkzeug zeigt auch nicht, wo ein Speicher steht und ob er dort ein Netz entlastet. Eine mehrtägige Dunkelflaute kann eine Flotte mit zwei Stunden Speicherdauer ebenfalls nicht überbrücken, wie der Frauenhofer-Experte klarstellte. Für den Zeitraum vom 7. bis 9. November 2025 wies das Beispielszenario im Mittel 5,7 GW Wind- und Solarleistung bei 52 GW Verbrauch aus. Speicher können in solchen Situationen eine Preisspitze kappen, aber die fehlende Energie nicht über mehrere Tage ersetzen.
BNE und BVES fordern schnellere Netzanschlüsse für Speicher
Robert Busch Geschäftsführer der BNE stellte die Simulation in den Zusammenhang mit dem schleppenden Ausbau und der Digitalisierung der Netze. "Wir haben eine Netzkrise, denn die gesamte Wirtschaft staut sich eigentlich am Netz", sagte er bei der Pressekonferenz. Speicher könnten Überschüsse aufnehmen und Strom später wieder abgeben. Busch forderte deshalb schnellere Netzanschlüsse und bessere Bedingungen dafür, erneuerbare Energien direkt mit Speichern zu verbinden. Auch Heimspeicher sollten stärker am Stromsystem teilnehmen können; dafür brauche es digitale Prozesse und intelligente Messsysteme.
Urban Windelen, Geschäftsführer des Bundesverbands Energiespeicher Systeme (BVES), verwies auf den Wettbewerb um knappe Netzanschlüsse. Industrie, Rechenzentren, Speicher und Wärmepumpen konkurrierten zunehmend um Zugang zum Netz. Zugleich begegneten Netzbetreiber Speichern aus seiner Sicht oft noch mit Misstrauen, weil vielen Netzgebieten praktische Erfahrungen fehlten. Windelen verlangte verlässlichere Investitionsbedingungen und sagte: "Wir verwalten momentan den Mangel und gestalten nicht die Zukunft unseres Energiesystems."
Als Gegenbeispiel führte Windelen Bulgarien an. Dort seien Preisspitzen, die in den drei Vorjahren aufgetreten seien, 2026 bis dato nicht mehr vorgekommen, sagte er. Windelen führte das auf den Zubau von Speichern zurück. Er hoffe, das das neue Simulationswerkzeug in Deutschland zu mehr Vertrauen in Batteriespeicher in Deutschland sorgen wird.
Fraunhofer-Forscher Leonhard Gandhi grenzte die Aussagekraft des Werkzeugs ein: Der Simulator bilde den Strommarkt, nicht lokale Netzengpässe oder konkrete Speicherstandorte, ab. Die Preisrechnung belegt daher nicht, wo Batteriespeicher Netze entlasten. Sie zeigt, warum die Verbände mehr Speicher im Markt sehen wollen; ob und wo sie vor Ort helfen, muss eine Netzanalyse klären.
