20 Gigawatt zusätzliche Batteriespeicher sollen Preisspitzen an der Strombörse massiv glätten und den Marktwert von Solarstrom kräftig erhöhen. Mit diesen Zahlen sorgt der neue Energy-Charts-Simulator des Fraunhofer ISE für Aufmerksamkeit. Was dabei untergeht: Die Rechnung sagt nichts darüber aus, ob sich die dafür nötigen 40 Gigawattstunden Speicher unter Einbeziehung der Milliardeninvestitionen überhaupt rechnen. Aktuelle deutsche Großprojekte zeigen, dass allein der Bau einer solchen Speicherflotte grob 12 bis 18 Milliarden Euro verschlingen könnte.
Die Zahlen machen Eindruck. Fraunhofer ISE hat anhand der realen Strommarktgebote des Jahres 2025 berechnet, was zusätzliche 20 Gigawatt Batterieleistung mit zwei Stunden Speicherdauer bewirkt hätten. Der durchschnittliche Abstand zwischen billigster und teuerster Viertelstunde eines Tages wäre von 130 auf 53 Euro je Megawattstunde gefallen. Statt 169 Stunden mit Preisen über 200 Euro hätte es nur noch 20 gegeben. Die Zahl negativer Preisstunden wäre von 575 auf 271 gesunken, der Marktwert von Solarstrom von 45,08 auf 61,02 Euro je Megawattstunde gestiegen. Die Energiewende-Propagandisten in den sozialen Medien versuchen, dies als Erfolg zu verkaufen.
Das Prinzip selbst funktioniert, keine Frage. Batterien kaufen Strom, wenn große Mengen verfügbar und die Preise niedrig sind, und verkaufen ihn später wieder. Damit steigen die Preise in den billigen Stunden, während sie in den teuren Stunden fallen. Gerade Solarstrom lässt sich so vom Mittag in den Abend verschieben. Nur: Billiger wird der Strom im Durchschnitt dadurch nicht. Der mittlere Jahrespreis steigt im 20-Gigawatt-Szenario sogar leicht von 89,32 auf 89,44 Euro je Megawattstunde. Die Ausschläge werden kleiner, der Durchschnittspreis hingegen sinkt nicht.
Fraunhofer berücksichtigt keine Vollkosten
Und dann kommt die Milliardenfrage. Fraunhofer berücksichtigt einen Round-Trip-Wirkungsgrad von 86 Prozent sowie zehn Euro Alterungskosten je ausgespeicherter Megawattstunde. Die eigentlichen Vollkosten der Speicherflotte rechnet der Simulator jedoch nicht durch. Fraunhofer schreibt in seiner Methodendokumentation selbst, dass sich daraus keine Gesamtsystemkosten ableiten lassen und das Modell keine vollständige Wirtschaftlichkeitsrechnung eines Batteriespeicherprojekts liefert. Damit fehlen ausgerechnet die großen Brocken: Bau der Anlagen, Finanzierung, fixe Betriebskosten, Netzanschlüsse und weitere Projektkosten.
Ein aktuelles deutsches Projektportfolio von TotalEnergies und AllianzGI zeigt die Größenordnung. Für elf Großspeicher mit zusammen 1.628 Megawattstunden Kapazität werden rund 500 Millionen Euro investiert. Das entspricht etwa 307 Euro je Kilowattstunde. Auf die 40 Gigawattstunden des Fraunhofer-Szenarios hochgerechnet wären das mehr als zwölf Milliarden Euro. Andere Projekte liegen noch höher. Green Flexibility investierte im bayerischen Balzhausen rund 35 Millionen Euro in einen Speicher mit 80 Megawattstunden Kapazität. Das entspricht rund 438 Euro je Kilowattstunde. Bei diesem Kostenniveau wären für 40 Gigawattstunden rund 17,5 Milliarden Euro fällig.
Unsere Modellrechnung mit aktuellen Projektkosten kommt je nach Finanzierung, Lebensdauer und Betriebskosten auf grob 1,4 bis 2,9 Milliarden Euro annualisierte Vollkosten pro Jahr. Die Ladeenergie ist dabei noch nicht vollständig eingerechnet. Auch die Verluste schlagen zu Buche. Bei 86 Prozent Wirkungsgrad muss deutlich mehr Strom in die Batterie hinein, als später wieder herauskommt. Würde die 40-Gigawattstunden-Flotte täglich einmal vollständig geladen und entladen, gingen über das Jahr rund 2,4 Terawattstunden allein bei der Speicherung verloren.
Die Speicher kannibalisieren sich selbst
Und die Speicher sägen zugleich an ihrem eigenen Geschäftsmodell – so wie die Solarfarmen sich gegenseitig kannibalisieren. Fraunhofer drückt den durchschnittlichen täglichen Spread in seiner Simulation von 130 auf 53 Euro je Megawattstunde. Kaufen immer mehr Batterien bei niedrigen Preisen, treiben sie diese nach oben. Verkaufen sie später gleichzeitig, drücken sie die hohen Preise. Der Speicher frisst seine eigene Arbitragemarge. Das wird bei der Wirtschaftlichkeit zum Problem. Unsere Rechnung kommt selbst im günstigen Szenario bei einem vollständigen Ladezyklus pro Tag auf Speicherbereitstellungskosten von rund 93 Euro je ausgespeicherter Megawattstunde. Bei mittleren Annahmen sind es rund 130 Euro. Die Ladeenergie kommt noch hinzu. Nach dem massiven Speicherausbau bleiben laut Fraunhofer aber nur noch 53 Euro Unterschied zwischen billigster und teuerster Viertelstunde.
Und selbst dieser Vergleich schmeichelt der Batterie. Ein Zwei-Stunden-Speicher kann seine gesamte Kapazität weder in der billigsten Viertelstunde kaufen noch komplett in der teuersten Viertelstunde wieder verkaufen. Der tatsächlich erzielbare durchschnittliche Handelsspread liegt darunter. Fraunhofer beziffert die geringeren lastgewichteten Day-Ahead-Beschaffungskosten im 20-Gigawatt-Szenario mit rund 410 Millionen Euro jährlich. Dem stehen annualisierte Vollkosten im Milliardenbereich gegenüber. Die Rechnung geht am Day-Ahead-Markt also nicht auf. Zusätzliche Einnahmen aus Intraday-Handel, Regelenergie und anderen Dienstleistungen müssen den Rest verdienen – genau diese Bereiche untersucht der Preissimulator aber nicht.
Simulator-Finanzierung: Wer bezahlt, schafft an
Auch der um 35 Prozent höhere Marktwert des Solarstroms hat eine Kehrseite. Die Batterien kaufen den Strom während bisheriger Überschusszeiten auf und treiben dort die Preise hoch. Solarbetreiber kassieren dadurch mehr. Gleichzeitig verschwinden gerade jene Stunden, in denen Strom bislang besonders billig oder sogar negativ war. Das Modell setzt zudem Bedingungen voraus, von denen reale Betreiber nur träumen können. Die Batterieflotte wird über jeweils eine Woche optimal eingesetzt und kennt die Preise dieses Zeitraums. Im echten Stromhandel kennt niemand am Montag bereits sicher die Preise vom Freitagabend.
Bei den prominent veröffentlichten Jahreszahlen bleibt außerdem der reagierende grenzüberschreitende Stromhandel außen vor. Das ist im eng vernetzten deutschen Strommarkt keine Kleinigkeit. Steigen hier die Preise durch das Laden der Batterien, verändern sich Importe und Exporte. Beim Entladen passiert das Umgekehrte. Damit wird ein Teil des Preiseffekts ebenfalls wieder abgefedert. Auch ein Blick auf die Finanzierung des Simulators gehört zur Analyse dazu. Fraunhofer nennt unter den finanziellen Unterstützern unter anderem ECO STOR, Harmony Energy, BELECTRIC, FENECON und Kyon Energy Solutions – Unternehmen aus dem Energie- und Speichergeschäft. Glauben Sie, diese Unternehmen hätten ein ernsthaftes Interesse daran, den Bürgern auch die Kostenwahrheit zu präsentieren?
Nutzlos bei Dunkelflaute
Fraunhofer selbst bringt die technische Grenze auf den Punkt: „Speicher glätten den Preis, aber sie erzeugen keinen Strom.“ Zwei Stunden Batteriekapazität helfen bei täglichen Schwankungen. Bei einer mehrtägigen Dunkelflaute sind sie weitgehend leer, lange bevor Wind und Sonne wieder ausreichend liefern. Eine gesicherte Erzeugungsleistung bleibt also weiterhin nötig, um die permanente Versorgung Deutschlands aufrechterhalten zu können.
Die Fraunhofer-Rechnung zeigt also eindrucksvoll, wie Batterien die Strompreise innerhalb eines Tages zurechtrücken können. Sie zeigt ebenso deutlich, was dabei verschwindet: extreme Preisspitzen, negative Preise – und die Arbitragemargen der Speicher selbst. Was sie nicht liefert, ist die Rechnung über 12, 15 oder 18 Milliarden Euro Investitionskosten. Aber dort entscheidet sich schlussendlich, ob aus einem hübsch geglätteten Börsenpreis am Ende tatsächlich ein günstigeres Stromsystem wird – oder nur ein weiteres milliardenschweres Bauteil der ohnehin schon verkorksten Energiewende. Derzeit sieht es jedoch so aus, als ob Letzteres der Fall sein dürfte.
