Ein neues Rechenmodell des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) zeigt: Zusätzliche Batteriespeicher könnten extreme Strompreise an der Börse deutlich glätten und die staatliche Solarförderung um bis zu 1,2 Milliarden Euro pro Jahr entlasten. Gleichzeitig weist die Auswertung auf einen Schwachpunkt vieler Heimspeicher hin: Sie sind oft schon voll, bevor die Mittagssonne am stärksten scheint. Wir erklären, was hinter den Zahlen steckt und was Sie als Speicherbesitzer daraus mitnehmen können.
Was wurde untersucht?
Die Simulation stammt vom Fraunhofer ISE in Freiburg. In Auftrag gegeben haben die Auswertung zwei Branchenverbände: der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) und der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne). Die Ergebnisse wurden Ende September 2026 vorgestellt.
Grundlage ist ein Strompreis-Simulator, den das Institut auf seiner Datenplattform Energy-Charts frei zugänglich anbietet. Er rechnet mit den tatsächlichen Kauf- und Verkaufsgeboten, die 2025 am deutschen Day-Ahead-Markt abgegeben wurden. Damit lässt sich durchspielen, wie sich die Preise verändert hätten, wenn es zusätzliche Speicher im Markt gegeben hätte. Es handelt sich also um eine „Was-wäre-wenn-Rechnung“ für ein vergangenes Jahr, nicht um eine Prognose für die Zukunft.
Das untersuchte Szenario: 20 Gigawatt (GW) zusätzliche Batteriespeicher-Leistung mit einer Speicherdauer von zwei Stunden. Das entspricht einer Speicherkapazität von rund 40 Gigawattstunden. Zum Vergleich: Laut den Verbänden waren Mitte 2026 in Deutschland rund 19,2 GW Batteriespeicher-Leistung installiert, ein halbes Jahr zuvor waren es 16,8 GW.
Kurz erklärt: Day-Ahead-Markt und „Marktwert Solar“
Am Day-Ahead-Markt der Strombörse wird Strom jeweils für den Folgetag gehandelt, getrennt nach einzelnen Zeitabschnitten. Erzeuger und Käufer geben Gebote ab, daraus ergibt sich für jeden Zeitabschnitt ein Preis. Scheint mittags überall die Sonne, ist das Angebot groß und der Preis fällt, manchmal sogar unter null. Dann bekommen Abnehmer Geld dafür, dass sie Strom verbrauchen.
Der Marktwert Solar ist der durchschnittliche Börsenpreis, den Solarstrom tatsächlich erzielt, gewichtet nach den Stunden, in denen er erzeugt wird. Weil PV-Anlagen alle gleichzeitig liefern, liegt dieser Wert meist deutlich unter dem durchschnittlichen Strompreis.
Die wichtigsten Ergebnisse
Speicher wirken an der Börse wie ein Puffer: Sie kaufen Strom, wenn er reichlich vorhanden und billig ist, und geben ihn wieder ab, wenn er knapp und teuer ist. Beides dämpft die Preisausschläge. In der Simulation fällt dieser Effekt deutlich aus:
| Kennzahl (Basis 2025) | Ohne zusätzliche Speicher | Mit 20 GW zusätzlich | Veränderung |
|---|---|---|---|
| Stunden mit Preisen über 200 €/MWh | 169 | 20 | −88 % |
| Stunden mit negativen Preisen | 575 | 271 | −53 % |
| Durchschnittspreis 18–20 Uhr | 130 €/MWh | 108 €/MWh | −17 % |
| Marktwert Solarstrom | ca. 45 €/MWh | 61 €/MWh | +35 % |
| EEG-Förderbedarf | sinkt um bis zu 1,2 Mrd. € pro Jahr | ||
Außerdem schrumpft der durchschnittliche Unterschied zwischen dem billigsten und dem teuersten Preis eines Tages um rund 60 Prozent. Bei Windstrom zeigt sich ein ähnlicher, aber schwächerer Effekt. Die Entlastung für Verbraucher beziffern die Verbände auf rund 410 Millionen Euro.
Warum sinkt dadurch der Förderbedarf?
Das hängt mit der Art zusammen, wie die Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) finanziert wird. Der Netzbetreiber zahlt Ihnen für jede eingespeiste Kilowattstunde einen festen Betrag. Der Strom selbst wird anschließend an der Börse verkauft. Die Lücke zwischen dem gezahlten Vergütungssatz und dem Verkaufserlös wird über das sogenannte EEG-Konto ausgeglichen. Seit Juli 2022 kommt dieses Geld nicht mehr über die EEG-Umlage auf der Stromrechnung, sondern aus Bundesmitteln.
Steigt der Marktwert von Solarstrom, weil Speicher die Mittagsschwemme aufnehmen, wird die Lücke kleiner. Das ist der Hebel hinter den 1,2 Milliarden Euro. Für Ihre persönliche Einspeisevergütung ändert sich dadurch nichts: Der Vergütungssatz Ihrer Anlage bleibt gleich.
Der Haken bei vielen Heimspeichern
Interessant für Hausbesitzer ist ein Nebenbefund. Die Verbände weisen darauf hin, dass viele private Solarspeicher schon am Vormittag vollständig geladen sind. Wenn mittags die Erzeugung ihren Höhepunkt erreicht und die Börsenpreise am tiefsten fallen, können sie nichts mehr aufnehmen. Der Überschuss fließt dann ungebremst ins Netz, genau zur ungünstigsten Zeit.
Der Grund ist die übliche Regelstrategie: Ein Heimspeicher lädt normalerweise, sobald die PV-Anlage mehr erzeugt, als das Haus verbraucht. Das ist einfach und maximiert an wolkigen Tagen den Eigenverbrauch. An sonnigen Tagen führt es aber dazu, dass der Speicher gegen Mittag voll ist.
Alternative: Laden nach Prognose
Ein Energiemanagement mit Prognose geht anders vor. Es schätzt anhand von Wettervorhersage und typischem Verbrauch des Haushalts ab, wie viel Sonnenstrom im Laufe des Tages zu erwarten ist. Ist klar, dass der Speicher ohnehin voll wird, lässt es vormittags zunächst einen Teil des Überschusses ins Netz fließen und lädt den Speicher gezielt in den Mittagsstunden. Die Einspeisespitze wird so gekappt.
In unserer vereinfachten Beispielrechnung für einen sonnigen Tag (10-kWp-Anlage, 10-kWh-Speicher) ist der Speicher bei sofortigem Laden kurz vor 12 Uhr voll. Danach speist die Anlage über 7 kW ins Netz ein. Beim Laden nach Prognose bleibt die Einspeisung über Mittag bei 4,5 kW, der Speicher ist trotzdem am Nachmittag voll und steht für den Abend zur Verfügung. Die Zahlen sind ein Schema, keine Messung. Sie zeigen aber das Prinzip.
Wo die Grenzen liegen
- Prognosen können danebenliegen. Zieht unerwartet Bewölkung auf, ist der Speicher am Abend womöglich nicht ganz voll. Gute Systeme halten deshalb Reserven vor.
- Notstrom-Reserve: Wer den Speicher auch als Notstromquelle nutzt, sollte einen Mindestladestand festlegen, der nicht unterschritten wird.
- Batteriealterung: Ein Akku, der viele Stunden bei 100 % Ladestand steht, altert tendenziell etwas schneller. Späteres Vollladen kann hier sogar ein kleiner Vorteil sein.
Wie belastbar ist die Studie?
Einige Punkte sollten Sie bei der Einordnung kennen:
- Keine begutachtete Studie: Die Ergebnisse wurden als Pressemitteilung der Auftraggeber veröffentlicht, nicht als Fachartikel mit Peer-Review (unabhängige Begutachtung durch Fachleute). Der Simulator selbst ist aber öffentlich einsehbar.
- Auftraggeber sind Speicherverbände. Das macht die Rechnung nicht falsch, erklärt aber den Blickwinkel.
- Rückblick statt Prognose: Die Rechnung nutzt die Gebote von 2025. Wie Marktteilnehmer auf zusätzliche Speicher reagieren würden, etwa mit anderen Geboten oder mehr Solarzubau, bildet sie nicht ab. Der Fraunhofer-Forscher Leonhard Gandhi betont, der Simulator arbeite „nur mit sehr wenigen Annahmen“.
- Optimales Verhalten angenommen: Die zusätzlichen Speicher reagieren in der Simulation auf Börsenpreise. Heimspeicher tun das heute meist nicht, weil sie auf Eigenverbrauch geregelt sind.
Was die Verbände fordern
BVES und bne leiten aus den Ergebnissen drei Forderungen ab: schnellere und transparentere Netzanschlüsse für große Speicher, keine wirtschaftlichen Nachteile für Speicher am selben Standort wie Solar- oder Windparks und eine bessere Einbindung von Heimspeichern in den Strommarkt. Für Letzteres sollen der Rollout intelligenter Messsysteme (Smart Meter) schneller vorankommen, dynamische Stromtarife und Netzentgelte gestärkt und die Direktvermarktung kleiner Anlagen bundesweit einheitlich und digital geregelt werden. Das sind Forderungen, keine beschlossenen Regeln.
Teile davon sind bereits in Bewegung: Die Bundesnetzagentur arbeitet mit der Festlegung „MiSpeL“ an Regeln für Speicher, die sowohl Solar- als auch Netzstrom aufnehmen (siehe unseren Beitrag MiSpeL: Neue Regeln für Heimspeicher und E-Autos). Und die geplante EEG-Novelle setzt stärker auf Direktvermarktung.
Was bedeutet das für Sie?
Für Besitzer und Planer einer PV-Anlage mit Speicher lassen sich einige praktische Punkte ableiten:
- Einspeisegrenzen werden wichtiger. Seit dem Solarspitzengesetz (in Kraft seit Februar 2025) dürfen neue kleine Anlagen ohne intelligentes Messsystem nur 60 % ihrer Modulleistung einspeisen, und bei negativen Börsenpreisen gibt es für neue Anlagen keine Vergütung. Die EEG-Novelle sieht im Entwurf sogar eine Grenze von 50 % vor; beschlossen ist das noch nicht. Ein Speicher, der die Mittagsspitze aufnimmt, verhindert, dass Solarstrom wegen solcher Grenzen abgeregelt wird.
- Die Ladestrategie zählt, nicht nur die Größe. Ein gut gesteuerter Speicher kann mehr Nutzen bringen als ein größerer, der schon um 11 Uhr voll ist. Fragen Sie bei der Planung, ob Ihr System prognosebasiert laden kann.
- Bestehende Anlagen prüfen: Oft lässt sich die Ladestrategie per Einstellung oder mit einem Energiemanager nachrüsten. Ob sich das in Ihrem Fall lohnt, hängt von Anlagengröße, Verbrauch und Vergütungsmodell ab und sollte im Einzelfall geprüft werden.
- Nicht in Hektik verfallen: Die Marktteilnahme von Heimspeichern steckt noch in den Anfängen. Die Regeln dafür entstehen gerade erst.
Bei SolaX-Anlagen übernimmt diese Aufgabe zum Beispiel der Energiemanager XHub, der PV-Anlage, Speicher und große Verbraucher mit Hilfe von Prognosen steuert. Mehr dazu finden Sie auf unserer Seite zu SolaX-Wallboxen und Energiemanagement und zu unseren SolaX-Batteriespeichern.
Sie möchten wissen, welche Speichergröße und Ladestrategie zu Ihrem Haus passen? Wir beraten Sie gern: Angebot anfordern.
Quellen
- „Pressemitteilung: Energiespeicher senken Strompreisspitzen und können Milliarden EEG-Förderkosten sparen“, Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) / BVES, 25.09.2026: bne-online.de
- Strompreis-Simulator Spotmarkt, Fraunhofer ISE, Energy-Charts: energy-charts.info
- „Fraunhofer ISE: Batteriespeicher könnten EEG-Förderbedarf stark senken“, pv magazine Deutschland, 28.09.2026: pv-magazine.de
- „Studie: Batteriespeicher-Ausbau senkt Börsenstrompreise“, Solarserver, 28.09.2026: solarserver.de
- „Das neue Solarspitzengesetz – kein Grund zur Panik“, co2online: co2online.de