Wie der Ausbau von Batteriespeichern in Deutschland die Strompreise beeinflusst

Bis Ende 2025 waren in Deutschland rund 2,2 Millionen Batteriespeichersysteme in Betrieb, darunter Großspeicher, gewerbliche und private Anlagen. Diese entsprechen einer installierten Leistung von knapp 16 GW und einer nutzbaren Speicherkapazität von rund 25,5 GWh.

Der überwiegende Teil dieser Kapazität ist jedoch weiterhin kleineren Systemen zuzurechnen. Großskalige Batteriespeichersysteme machen derzeit nur einen vergleichsweisen geringen Anteil aus, mit rund 2,4 GW BESS-Leistung und etwa 3,2 GWh Speicherkapazität. Dennoch gibt es starke Hinweise darauf, dass sich dieses Verhältnis in den kommenden Jahren deutlich verschieben wird.

Deutschlands Pipeline für große BESS-Projekte – jedoch mit Unsicherheiten

Ein zentraler Indikator für diese Entwicklung ist die Projektpipeline. Ende 2025 veröffentlichte die Bundesnetzagentur detaillierte Informationen zu Netzanschlusszusagen für Batteriespeichersysteme. Den Daten zufolge genehmigten Netzbetreiber im Jahr 2024 rund 3.800 Netzanschlussanträge für großskalige Batteriespeichersysteme auf der Mittelspannungsebene. Insgesamt entsprechen diese Zusagen einer Batteriespeicherleistung von etwa 25 GW und einer Energiespeicherkapazität von 46 GWh (Quelle: Bundesnetzagentur, 2025).

Diese Zahlen verdeutlichen die starken Investitionsanreize von BESS in Deutschland. Gleichzeitig ist klar, dass nicht jedes genehmigte Projekt auch realisiert wird. Verzögerungen, wirtschaftliche Rahmenbedingungen, regulatorische Unsicherheiten oder Finanzierungsrestriktionen führen dazu, dass ein Teil dieser Projekte nie in Betrieb gehen wird. Netzanschlusszusagen garantieren daher keine vollständige Umsetzung, sondern zeigen vielmehr das theoretische maximale Ausbaupotenzial auf.

Wann Speicherkapazität preisrelevant wird

Großskalige Batteriespeichersysteme können grundsätzlich auf mehreren Märkten agieren, insbesondere auf dem Day-Ahead-Markt, dem Intraday-Markt und den Regelenergiemärkten. Um zukünftige Preisentwicklungen in diesen Märkten zu modellieren, ist es jedoch entscheidend zu bestimmen, welcher Anteil der Speicherleistung bzw. -kapazität tatsächlich für den jeweiligen Markt verfügbar ist und somit zur Preisbildung beiträgt.

Vor diesem Hintergrund umfasst unsere langfristige Day-Ahead-Preismodellierung nur jene Batteriespeichersysteme, die voraussichtlich aktiv am Day-Ahead-Markt teilnehmen. Zudem vermeiden wir explizit die Annahme einer vollständigen Realisierung aller genehmigten Projekte und tragen damit den oben beschriebenen Unsicherheiten Rechnung.

Um die Auswirkungen dieser Annahme transparent zu bewerten, führten wir im Rahmen unseres Q1-2026-Updates der europäischen Strompreisszenarien eine zusätzliche Sensitivitätsanalyse durch. Dabei betrachteten wir anhand von vier relevanten Sensitivitäten für Deutschland, welchen Einfluss unterschiedliche Ausprägungen der BESS-Leistung auf Base- und Capture-Preise haben können (im Vergleich zu den Annahmen unseres Standardszenarios „Central“). Zudem untersuchen wir, wie sich der Roll-out flexibler Nachfrage auf diesen Zusammenhang auswirkt, indem wir unterschiedliche Flexibilitätsannahmen in den Sensitivitäten berücksichtigten.

Day-Ahead Strompreisszenarien für Europa

Die Analyse der Auswirkungen eines stärkeren Ausbaus von Batteriespeichern auf den Day-Ahead-Strommarkt basiert auf unseren europäischen Strompreisszenarien, die auf unserem fundamentalen Modell Power2Sim basieren. Power2Sim ist ein stündliches, fundamental getriebenes Strommarktmodell, das Stromangebot, Stromnachfrage sowie Flexibilitätsoptionen wie großskalige Batteriespeichersysteme konsistent abbildet und so eine modellbasierte Ableitung langfristiger Strom- und Capture-Preise ermöglicht. Die Stromnachfrage wird zudem in eine flexible und eine inflexible Komponente unterteilt. Die „flexible“ Nachfrage umfasst dabei Elektrolyseure, Wärmepumpen und Elektromobilität.

Anstatt eine einzelne Zukunft zu modellieren, arbeiten wir mit Szenariowelten, die unterschiedliche plausible Entwicklungen des Energiesystems widerspiegeln. Diese Szenarien unterscheiden sich unter anderem hinsichtlich der Annahmen zu Ausbaupfaden erneuerbarer Energien, Nachfragewachstum, Rohstoffpreisen, CO₂-Kosten, Flexibilitätsoptionen und regulatorischen Rahmenbedingungen (auch weitere Aspekte können variieren).

Das Szenario „Central“ dient als Referenzszenario für diese Analyse und basiert auf aktuellen politischen Zielsetzungen. Im „Central“-Szenario unterstellen wir einen kontinuierlichen Ausbau erneuerbarer Energien im Einklang mit den Zielen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), einen moderaten Anstieg der Stromnachfrage sowie einen schrittweisen Ausbau von Flexibilitätsoptionen wie großskaligen Batteriespeichern und der flexiblen Nachfrage. Großskalige Batteriespeichersysteme werden als unabhängige Marktteilnehmer modelliert, die im Day-Ahead-Markt auf Basis von Preissignalen laden und entladen. Eine detailliertere Beschreibung dieses Szenarios sowie der weiteren europäischen Szenarien findet sich in unserem EU Energy Outlook.

Zentrale Annahmen zu Batteriespeichern und nachfrageseitiger Flexibilität

In dieser Analyse werden alternative Modellannahmen zur zukünftigen Entwicklung von Batteriespeichersystemen und der flexiblen Nachfrager untersucht. Deren Auswirkungen werden anschließend relativ zu den Ergebnissen des „Central“-Szenarios im Q1-2026-Update bewertet.

Im Referenzfall, dem „Central“-Szenario, wird angenommen, dass bis 2030 rund 60 % der Netzanschlusszusagen der Bundesnetzagentur realisiert werden. Dies führt zur Berücksichtigung von etwa 15 GW großskaliger Batteriespeicherleistung im Jahr 2030. Anschließend werden die Ziele aus dem Netzentwicklungsplan im Szenario B angewendet, welches rund 68 GW im Jahr 2045 entspricht.

Darüber hinaus berücksichtigt das „Central“-Szenario die flexible Stromnachfrage aus Elektromobilität, Wärmepumpen und Elektrolyseuren, wobei angenommen wird, dass diese auf Preissignale reagieren, indem der Verbrauch unter Berücksichtigung von technischen und zeitlichen Restriktionen verschoben wird.

Um die Auswirkungen verschiedener Richtungen der Flexibilitätsentwicklung auf das Preisverhalten zu bewerten, basieren die Sensitivitätsanalysen auf bestimmten Annahmen. Konkret werden zwei alternative Annahmen zur Expansion der Batteriespeicherleistung im Vergleich zum „Central“-Szenario betrachtet: 

• noBESS: bis 2045 wird keine Batteriespeicherleistung errichtet und berücksichtigt.

• highBESS: Es wird die vollständige Umsetzung der Netzanschlusszusagen der Bundesnetzagentur angenommen, was zur Einbeziehung von rund 25 GW großskaliger Batteriespeicherkapazität im Jahr 2030 führt. Um ein progressiveres Szenario abzubilden, werden für 2045 die Ziele des Netzentwicklungsplans des Szenario C herangezogen, was zu rund 94 GW Batteriespeicherkapazität führt. 

Gleichzeitig wird eine modifizierte Annahme zur flexiblen Stromnachfrage betrachtet, bei der nur 50 % der nachfrageseitigen Flexibilität preisreaktiv sind, verglichen mit 100 % im „Central“-Szenario. In diesem Kontext bezeichnet „Flexibilität“ den Anteil der Last, der über mehrere Stunden oder sogar Tage verteilt werden kann, also nicht zwingend zu einem bestimmten Zeitpunkt gedeckt werden muss. Dies bedeutet auch, dass keine volumenbezogenen Anpassungen vorgenommen werden; stattdessen wird in allen Sensitivitäten dasselbe Nachfrageniveau angenommen, wobei lediglich der Grad der Flexibilität variiert. Diese Variante mit 50 % Flexibilisierung wird als lowFlex bezeichnet. 

Die Kombination der oben genannten Annahmen definiert ein Set von Sensitivitäten:

• highBESS

• lowFlex

• highBESS & lowFlex

• noBESS & lowFlex

Der folgende Abschnitt stellt die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse vor und diskutiert deren Auswirkungen auf die langfristige Strompreisentwicklung.

Auswirkungen auf die deutschen Strompreise

Die flexible Nachfrage und Batteriespeicher spielen eine zentrale Rolle für die effektive Integration erneuerbarer Erzeugung und die Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Die Flexibilitäten unterstützen stabilere Capture-Preise, indem erneuerbare Erzeugung in Phasen hoher Einspeisung aufgenommen wird. Zudem verbessert sie die Investitionsanreize für erneuerbare Technologien.

Die Sensitivität ohne Batteriespeicherleistung und mit geringerer Flexibilität der Nachfrageseite („noBESS & lowFlex“) stellt das Worst-Case-Szenario in unserem Vergleich dar, bei dem die Solar-Capture-Preise um bis zu 30 % unter denen des „Central“-Szenarios liegen. Dies zeigt, dass ein vollständiger Verzicht auf Batteriespeicherleistung nachteilig für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien ist. Ohne ausreichende Speicher kann Solarstrom nicht effizient aufgenommen werden, was zu sinkenden Solar-Capture-Preisen führt. Eine stärkere Abhängigkeit von konventioneller Erzeugung in Zeiten hoher Nachfrage und begrenzter Flexibilität führt zudem zu deutlich höheren Strompreisen. Dies verdeutlicht klar den Bedarf an mehr Flexibilität, um größere Mengen erneuerbarer Energie zu integrieren.

Ein Vergleich mit der Sensitivität, in der sich die Batteriespeicherleistung wie im „Central“-Szenario entwickelt, jedoch mit reduzierter Flexibilität („lowFlex“), zeigt den Wert zusätzlicher Batteriespeicherleistung und deren erheblichen Einfluss auf die Solar-Capture-Preise. Die Sensitivität mit noch höherer Batteriespeicherleistung und geringerer Flexibilität („highBESS & lowFlex“) zeigt jedoch, dass der Einfluss auf die Solar-Capture-Preise begrenzt ist und von der Flexibilitätsnachfrage abhängt, welche durch die fluktuativen erneuerbare Energien beeinflusst werden. Unter bestimmten Fahrweisen können die bestehenden Batteriespeicherleistungen bereits als ausreichend angesehen werden, sodass zusätzliche BESS die meiste Zeit inaktiv bleiben.

In der nächsten Phase der Analyse werden die Ergebnisse des „zentralen“ Szenarios verglichen, wobei die Auswirkungen einer Erhöhung der Batterieleistung („highBESS“) und einer Verringerung der Flexibilität der flexiblen Nachfrage („lowFlex“) isoliert betrachtet werden.

In der diesem Fall führt der Ausbau der Batteriespeicherleistung bei gleichbleibendem Niveau der Flexibilität der Nachfrage nur zu einem leichten Anstieg der Solar-Capture-Preise. Dieser Effekt spiegelt die verbesserte Integration der Solarerzeugung in das Stromsystem wider, da zusätzliche Speicher die Aufnahme von Solarstrom in Phasen hoher Einspeisung ermöglichen, zeigt aber zugleich den begrenzten Bedarf an zusätzlichen Flexibilitätsquellen in der aktuellen Systemkonfiguration.

Um den abnehmenden Einfluss auf die Solar-Capture-Preise zu erklären, wird die Sensitivität „highBESS“ mit der Sensitivität „highBESS & lowFlex“ verglichen, bei der für dieselbe Batteriespeicherleistung ein geringerer Flexibilitätsgrad angenommen wird. Die Analyse der durchschnittlichen täglichen Batterieaktivität zeigt, dass viele Speicher im Szenario „highBESS“ inaktiv bleiben. Demgegenüber spielt die Batteriespeicherleistung im Szenario „highBESS & lowFlex“ eine deutlich kritischere Rolle, da die reduzierte Fähigkeit, Nachfrage in Phasen hoher erneuerbarer Erzeugung zu verschieben, die Abhängigkeit von Speichern erhöht.

Schließlich zeigt die Sensitivität „lowFlex“, dass eine Reduktion der flexiblen Nachfrage negative Auswirkungen hat, da sie im Vergleich zum „Central“-Szenario zu leicht niedrigeren Solar-Capture-Preisen führt. Dies ist auf die begrenzte Fähigkeit der Nachfrage zurückzuführen, auf Preissignale zu reagieren, wodurch die Aufnahme von Solarstrom in Phasen hoher Einspeisung eingeschränkt und die Abhängigkeit von kostenintensiverer Erzeugung in Zeiten hoher Nachfrage erhöht wird.

Alle dargestellten Sensitivitäten unterstreichen die Bedeutung von Batteriespeicherleistung und flexibler Stromnachfrage für die Effizienz und Zuverlässigkeit des Stromsystems. Die Analyse zeigt, dass der Einsatz von Flexibilität in unterschiedlichen Formen erforderlich ist, um den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien und deren Integration in das Stromsystem zu ermöglichen. Gleichzeitig ist es wichtig, ein ausgewogenes Verhältnis zwischen flexibler Stromnachfrage und Batteriespeicherleistung im Stromsystem zu wahren, um die Stabilität des Netzes zu gewährleisten.

Speicher und Flexibilität als gemeinsame Wegbereiter der Energiewende

Insgesamt verdeutlicht die Analyse, dass die zukünftige Entwicklung der Strompreise in Deutschland nicht allein durch den Ausbau von Batteriespeichern bestimmt wird, sondern durch das Zusammenspiel von Speicherkapazität und nachfrageseitiger Flexibilität. Während zusätzliche BESS-Kapazitäten die Integration erneuerbarer Erzeugung unterstützen und Capture-Preise stabilisieren, wird ihr Preiseffekt deutlich stärker, wenn die Flexibilität auf der Nachfrageseite begrenzt ist.

Gleichzeitig zeigen die Ergebnisse klar, dass eine Reduktion der Flexibilität, auf der Angebots- oder Nachfrageseite, zu höheren Strompreisen und niedrigeren Capture-Preisen führt, insbesondere für Solarstrom.

Aus systemischer Sicht sollten Batteriespeicher und flexible Nachfrage daher als komplementäre Flexibilitätsoptionen und nicht als Substitute verstanden werden. Ein ausgewogener Ausbau beider Elemente ist entscheidend, um steigende Mengen erneuerbaren Stroms aufzunehmen, Preisvolatilität zu begrenzen und effiziente Marktergebnisse sicherzustellen. Während Deutschland sich auf ein Stromsystem mit höherem Anteil erneuerbarer Energien und strukturell häufigeren Überschusssituationen zubewegt, wird der koordinierte Einsatz von Speichern und nachfrageseitiger Flexibilität bis 2045 ein zentraler Faktor für Preisbildung und Systemstabilität sein

Quelle:

Bundesnetzagentur (2025): Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen für 2024 zu Anschlussanfragen und zusagen für Batteriespeicher [online] https://www.bundesnetzagentur.de/1079644