LONDON (IT BOLTWISE) – Simulationen mit zusätzlichen Batterieleistungspotenzialen zeigen, dass der Strompreis in Deutschland insgesamt sinken kann. Schon ein moderater Zubau von knapp 5 auf 20 Gigawatt gleicht in den Modellen die extremen Börsenstrompreisausschläge nahezu aus. Über eine Woche hinweg reduziert sich der Durchschnittspreis rechnerisch um rund 2 Prozent; in bestimmten Wochen sogar um etwa 5 Prozent. Die Berechnungen legen zugleich nahe, dass ein gezielter Speicherzuwachs an Umspannwerken Netzausbau teilweise ersetzen könnte.
Wenn Batterien den Engpass vor der Leitung statt im Umspannwerk adressieren, verschiebt sich die Logik der Energiewende merklich: In den neuen Simulationen rund um den deutschen Strommarkt wird nicht zuerst über mehr Transportkapazität nachgedacht, sondern über die kurzfristige Glättung von Angebotsspitzen. Das Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme hat dafür das Portal Energy-Charts um zusätzliche simulierte Szenarien erweitert. Anhand bereits gemessener Einspeiseleistung und der vergangenen Börsenpreisentwicklung lässt sich dadurch nachvollziehen, wie sich ein anderer Speicher-Mix auf den Wochen- und Tagespreis auswirken würde.
Im Kern zeigt das Modell einen Preishebel durch Zeitverschiebung: Mehr Batteriekapazität verschiebt Erzeugung aus Phasen hoher Einspeisung in Zeitfenster geringerer Verfügbarkeit. Wenig überraschend bleibt das Grundmuster erhalten, dass der Strom in Sommermittagsstunden günstiger ist und am Abend teurer wird. Die großen Ausschläge an der Börse werden aber in den Simulationen deutlich entschärft – und zwar schon bei einem eher moderaten Sprung der Batterieleistung von aktuell knapp 5 auf 20 Gigawatt (GW). Für die Preiswirkung nennt der Simulator zwei zentrale Richtwerte: über eine Woche hinweg sinkt der Durchschnittspreis rechnerisch um ungefähr 2 Prozent, in bestimmten Konstellationen mit mehreren windreichen Tagen und gleichzeitiger Sonne sogar um rund 5 Prozent.
Interessant ist die Darstellung der Grenzen, weil sie die Größenordnung für „vollständige“ Saisonnutzung oder Tagesabdeckung erkennbar macht. Die rechnerisch eingesetzte Batterieleistung liegt in den Szenarien zunächst bei maximal 20 GW. Dem steht im öffentlichen Stromsystem eine durchschnittliche Last von etwa 60 GW gegenüber. So können die Batterien anteilig wirken und in der Modellrechnung im Schnitt nur für ungefähr 4 Stunden die Lastspitzen abfedern. Wer dagegen den Solarstrom eines Tages vollständig nutzen will, müsste die Batterieleistung laut Rechnung deutlich über 100 GW erhöhen – allein um die Tagesüberproduktion aufzunehmen. Zusätzlich müssten die Speicher die Zeit zwischen 17 Uhr und morgens 9 Uhr überbrücken und in diesem Zeitraum bis zu 1.000 Gigawattstunden (GWh) bereitstellen, also ungefähr das 30-Fache der derzeitigen Leistung insgesamt, einschließlich heimischer Kleinspeicher.
Genau hier liegt aber auch der differenzierte Markt- und Systemausblick der Studie: Die „harte“ Dimension großer Tages-/Nachtabdeckung ist nicht das einzige Ziel, das sich in den Preissignalen abbildet. Das Modell setzt vielmehr auf einen zielgerichteten Zubau an Orten, an denen Überproduktion aus erneuerbaren Anlagen besonders stark zu erwarten ist. Dafür wird das bestehende Netz rechnerisch ergänzt: 60 GW Batterieleistung mit 240 GWh Kapazität werden nicht flächig verteilt, sondern an Umspannwerken angesetzt. Damit ist im Modell ein Drittel dieser Anlagen adressiert, also dort, wo Erzeugungsspitzen voraussichtlich schneller in lokale Überlastung übersetzen würden.
Das Ergebnis wird dann auf eine konkrete Erzeugungsseite gespiegelt: Die Studie kommt zu dem Schluss, dass sich die Photovoltaik-Leistung um bis zu 150 GW erhöhen ließe – im Vergleich zum Status quo also mehr als verdoppelt –, ohne die bestehenden Übertragungskapazitäten ausbauen zu müssen. Der Mechanismus ist dabei weniger „Entlastung durch Optimismus“, sondern technisch nachvollziehbar: Die Batterien fangen die zeitlichen Hochphasen der Einspeisung ab, sodass die bestehenden Stromleitungen gleichmäßiger ausgelastet und Überlastungen nahezu ausgeschlossen werden. In der Simulation wirkt der Speicher damit nicht nur als Preisregler, sondern als Engpassmanager an definierten Netzpunkten.
Für Entscheider in Versorgern, Netzen und Industriekunden ist vor allem die Kosten- und Planungslogik relevant. Während umfangreicher Netzausbau in der Praxis von Genehmigungen, Baukapazitäten und Flächen abhängt, lässt sich ein Speicherzuwachs in der Modellwelt stärker modular denken: Leistung wird dort hinzugefügt, wo sie den Transportdruck reduziert. Die Studie setzt dabei auch einen Vergleichspunkt zur Investitionsseite: Die theoretisch ergänzte Gesamtkapazität läge kaum teurer als der prognostizierte Netzausbau pro Jahr. Damit verschiebt sich die Projektierung von „Leitungen zuerst“ zu „Speicher zuerst“, allerdings mit einer klaren Bedingung: Wind- und Photovoltaikleistung müssen entsprechend mitwachsen, sonst bleibt der Effekt auf Preisspitzen und Netzlast begrenzt.
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