Mehr Batteriespeicher glätten den Strompreis im Tagesverlauf: Bei ~100 GW Speicher bis 2040 fällt die Preisspanne über den Tag rund 30 % geringer aus als im Ausbaupfad.
Mit Batteriespeichern lassen sich die täglichen Schwankungen der Strompreise deutlich reduzieren. Eine Szenarioanalyse von Montel zeigt: Mit rund 100 statt 41 Gigawatt Speicherleistung fällt die über das Jahr gemittelte Preisspanne im Tagesverlauf 2040 um rund 30 Prozent geringer aus. Doch ob der Markt allein es richten wird, ist fraglich. Ein verlässlicher Rahmen und die richtigen Anreize dürften notwendig sein, um ausreichend Investitionen zu fördern.
Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien verändert sich das Preisgefüge am Strommarkt. Wenn mittags große Mengen Solarstrom eingespeist werden, sinken die Preise, teilweise bis in den negativen Bereich. Am Abend, wenn die Solarstromproduktion zurückgeht, steigen sie wieder. Batteriespeicher können diese Unterschiede ausgleichen: Sie nehmen Strom in günstigen Stunden auf und speisen ihn bei höheren Preisen wieder ein. Dadurch steigt die Nachfrage in Niedrigpreisphasen und das Angebot in Hochpreisphasen. Die Preiskurve wird flacher.
Bis zu 30 Prozent geringere Preisspanne
Wie deutlich dieser Effekt ausfallen kann, zeigen Berechnungen mit dem Strommarktmodell Power2Sim. Für Deutschland wurden zwei Szenarien für das Jahr 2040 verglichen. Sie unterscheiden sich nur in der installierten Batteriespeicherleistung: der aktuelle Ausbaupfad mit rund 41 Gigawatt und eine Variante mit rund 100 Gigawatt.
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Bei höherer Speicherleistung fällt die Preisspanne um rund 30 Prozent geringer aus. Das Preistal zur Mittagszeit wird flacher, die Abendspitze niedriger. Wichtig: Die Grafik zeigt den über das gesamte Jahr gemittelten Tagesverlauf der Preise, nicht die Schwankungen an einzelnen Tagen.
Besonders ausgeprägt ist die Wirkung im Sommer. An einem durchschnittlichen Sommertag liegt die Preisspanne 2040 bei rund 9 statt 17 Euro je Megawattstunde. Gleichzeitig sinkt der Anteil der Tage mit großen Preisunterschieden von mindestens 50 Euro je Megawattstunde von 25 auf 15 Prozent.
Allerdings nimmt der zusätzliche Nutzen mit zunehmender Speicherleistung ab: 2030 senken rund 27 Gigawatt zusätzliche Leistung die sommerliche Preisspanne um etwa ein Drittel, 2040 halbieren 59 zusätzliche Gigawatt sie. Je Gigawatt ist die Wirkung damit nur noch rund ein Viertel so groß.
Im Winter bleibt der Effekt begrenzt
Die preisglättende Wirkung von Speichern zeigt sich vor allem im Sommer. Im Winter bleiben die Preise dagegen volatiler – die Modellrechnungen zeigen für 2040 nahezu identische tägliche Preisspannen von 33 beziehungsweise 32 Euro je Megawattstunde – bei rund 41 beziehungsweise 100 Gigawatt Batteriespeichern.
Ein Grund ist der Kohleausstieg: Ohne Kohle fehlt eine mittlere Preisstufe, die Preise springen zwischen günstigem Windstrom und teurerem Gasstrom.
Batteriespeicher können Strom über einige Stunden verschieben. Kurze Windphasen glätten sie deshalb teilweise, mehrtägige Phasen mit viel oder wenig Wind aber nicht: Eine lange Windphase bringt im Modell rund 24-mal so viel überschüssigen Strom, wie der gesamte Batteriepark aufnehmen kann. Auch bei einem starken Ausbau bleiben deshalb einzelne Tage mit hohen Preisunterschieden möglich. Speicher glätten vor allem die täglichen Preisschwankungen, nicht die saisonalen Unterschiede.
Warum der Markt allein es nicht richten dürfte
Das Interesse an Batteriespeichern ist enorm. Nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft liegen Netzanschlusszusagen für rund 78 Gigawatt Großbatteriespeicher vor (Stand: November 2025). Installiert sind bislang erst rund 3,4 Gigawatt.
Doch Zusagen sind noch kein Ausbau. Zum einen verringern Batteriespeicher genau jene Spreads, aus denen sie einen wesentlichen Teil ihrer Einnahmen erzielen. Je mehr Speicher gleichzeitig laden und entladen, desto geringer werden die verbleibenden Handelsmargen. Dieser Selbstkannibalisierungseffekt zeigt sich vor allem im Sommer.
Hinzu kommt, dass längerfristige Flexibilität über mehrere Tage bisher kaum vergütet wird. Auch der Standort eines Speichers und sein Beitrag zur Netzentlastung werden noch nicht angemessen honoriert.
Verlässliche Regeln und gezielte Anreize
Erschwert werden Investitionsentscheidungen zudem durch regulatorische Unsicherheiten. Dazu gehören die vom Bundesgerichtshof 2025 bestätigten Baukostenzuschüsse für Netzanschlüsse und die künftige Behandlung von Speichern bei den Netzentgelten. Die bisherige Netzentgeltbefreiung gilt für neue Speicher nur bei Inbetriebnahme bis August 2029. Für neue Speicher plant die Bundesnetzagentur danach Kapazitätsentgelte, dynamische Netzentgelte frühestens ab 2030.
Um Investitionen langfristig zu ermöglichen, sind deshalb verlässliche Rahmenbedingungen über 2029 hinaus nötig. Zeitvariable Netzentgelte und flexible Netzanschlüsse könnten Anreize schaffen, Speicher stärker netzdienlich einzusetzen. Zudem sollten Speicher im neuen Kapazitätsmarkt fair zum Zug kommen: In den Langzeitrunden 2026 sind nur Anlagen zugelassen, die zehn Stunden am Stück liefern – übliche Zwei- bis Vierstundenbatterien bleiben außen vor. Für mehrtägige Flauten braucht es darüber hinaus Anreize für echte Langzeitspeicher.
Die Modellrechnungen zeigen: Mehr Batteriespeicher können tägliche Strompreisschwankungen deutlich reduzieren. Sie können jedoch weder alle Preisspitzen verhindern noch längerfristige Flexibilität ersetzen. Entscheidend ist deshalb nicht allein, wie viele Speicher gebaut werden, sondern auch, wo und wofür sie eingesetzt werden.
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