Batteriespeicher für Stadtwerke werden vom Zukunftsthema zum konkreten Investitionsprojekt. Der neue Strompreissimulator des Fraunhofer ISE zeigt, dass zusätzliche Speicher extreme Börsenpreise deutlich reduzieren können. Für kommunale Umsorger steckt darin eine wichtige wirtschaftliche Erkenntnis: Je mehr Speicher die Preisunterschiede am Strommarkt verringern, desto wichtiger wird eine belastbare Kalkulation ihres Geschäftsmodells.
Der neue Strompreissimulator des Fraunhofer ISE basiert auf realen Kauf- und Verkaufsgeboten des deutschen Day-Ahead-Marktes 2025. Untersucht wurden zusätzliche Batteriespeicher mit zwei Stunden Speicherdauer und Leistungen zwischen 2 und 20 Gigawatt. Das Werkzeug ist über Energy-Charts öffentlich zugänglich.
Die Ergebnisse zeigen die Größenordnung des möglichen Effekts. Bei zusätzlichen 20 Gigawatt Speicherleistung sinkt die Zahl der Stunden mit Preisen über 200 Euro je Megawattstunde in der Simulation von 169 auf 20. Stunden mit negativen Preisen gehen von 575 auf 271 zurück. Der Marktwert von Solarstrom steigt rechnerisch von rund 45 auf 61 Euro je Megawattstunde. Gleichzeitig fällt der durchschnittliche tägliche Preisspread um 60 Prozent.
Gerade der letzte Wert ist für Stadtwerke interessant. Speicher profitieren am Spotmarkt von Preisunterschieden. Wenn viele neue Speicher genau diese Unterschiede verkleinern, verändert sich auch ihre eigene Erlösbasis. Wichtig bleibt die methodische Grenze: Der Simulator zeigt Was-wäre-wenn-Szenarien auf Grundlage des Marktes von 2025. Er ist keine Prognose zukünftiger Speichererlöse.
Batteriespeicher sind längst in der Kommunalwirtschaft angekommen. Eine VKU-Umfrage aus dem Juni 2026 zeigt, dass 11 Prozent der befragten kommunalen Energieversorger konkrete Speicherprojekte umsetzen. Weitere 27 Prozent planen Projekte, 46 Prozent prüfen einen Einstieg. Damit beschäftigen sich 84 Prozent zumindest konkret mit Großbatteriespeichern.
Das Interesse ist nachvollziehbar. Speicher können Strom zu günstigen Zeiten aufnehmen und bei höheren Marktpreisen wieder abgeben. Sie können außerdem Regelleistung bereitstellen und dadurch zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten eröffnen.
Der Fraunhofer-Simulator macht jedoch deutlich, warum eine Kalkulation auf Basis heutiger Preisspreads zu kurz greifen kann. Je mehr marktorientierte Speicher aktiv werden, desto stärker können sie Hochpreisphasen und negative Preise abschwächen.
Für Investitionsentscheidungen bedeutet das: Stadtwerke sollten ihre Wirtschaftlichkeit auch mit kleineren zukünftigen Preisspreads rechnen. Ein Business Case wird robuster, wenn mehrere Vermarktungswege und unterschiedliche Marktszenarien berücksichtigt werden.
Ein aktuelles Beispiel liefert enercity. Am Energiepark Lehrte-Ahlten erweitert das Unternehmen einen bestehenden Batteriespeicher von 40 auf insgesamt 155 Megawatt Leistung. Die Kapazität steigt von 80 auf 310 Megawattstunden. Parallel entsteht in Hannover-Misburg ein eigenständiger Zwei-Stunden-Speicher mit 20 Megawatt Leistung und 40 Megawattstunden Kapazität.
Interessant ist vor allem die Vermarktungslogik. Der Speicher in Lehrte-Ahlten soll am Spotmarkt und am Regelenergiemarkt eingesetzt werden. Außerdem kann enercity vorhandene Netzanschlüsse und Infrastruktur am Standort gemeinsam nutzen.
Damit zeigt das Projekt einen Ansatz, der auch für andere kommunale Versorger relevant ist. Der Wert eines Batteriespeichers hängt nicht allein vom Börsenpreis ab. Vorhandene Assets, verfügbare Netzkapazität, Vermarktungsmöglichkeiten und das eigene Energieportfolio gehören gemeinsam in die Rechnung.
Der Wettbewerb um Netzkapazitäten wächst schnell. Für das Jahr 2024 registrierte die Bundesnetzagentur 9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene. Zusammen kamen die beantragten Projekte auf rund 400 Gigawatt Leistung. Diese Zahlen beschreiben Anfragen und keine tatsächlich realisierten Speicher, zeigen aber den enormen Projektdruck.
Für Speicher ist der Anschluss besonders relevant, weil sie Kapazität für Einspeisung und Bezug benötigen. Die Bundesnetzagentur stellt ausdrücklich klar, dass ein physischer Netzanschluss allein noch keine Zuteilung der gewünschten Netzanschlusskapazität garantiert.
So gewinnt auch Co-Location an Bedeutung. Dabei werden Erzeugungsanlage und Speicher am selben Standort kombiniert. Vorhandene Anschlüsse und Infrastruktur können dadurch besser ausgelastet werden. Der Energiepark Lehrte-Ahlten liefert dafür ein aktuelles Stadtwerke-Beispiel.
Für die Projektbewertung sind vor allem vier Fragen entscheidend:
Diese Prüfung ist wichtiger als die Frage, ob Batteriespeicher grundsätzlich attraktiv sind. Der Markt zeigt bereits eine hohe Projektaktivität. Entscheidend wird, welche Projekte unter veränderten Marktbedingungen dauerhaft wirtschaftlich bleiben.
Die Fraunhofer-Ergebnisse eignen sich gut für die Kommunikation über Flexibilität. Aussagen über konkrete Haushaltsstrompreise lassen sich daraus jedoch nicht ableiten. Die Simulation betrachtet den Day-Ahead-Großhandelsmarkt. Endkundenpreise hängen von weiteren Preisbestandteilen und der Beschaffungsstrategie des jeweiligen Versorgers ab. Ein ähnliches Muster zeigt sich beim Energy Sharing für Stadtwerke: Auch dort entstehen schnell Erwartungen an günstigeren Strom, die früh eingeordnet werden müssen.
Belastbarer ist deshalb die Aussage, dass Batteriespeicher Preisextreme am Großhandelsmarkt dämpfen und erneuerbaren Strom zeitlich flexibler nutzbar machen können. Ob daraus ein wirtschaftlich attraktives Stadtwerkeprojekt entsteht, entscheidet der konkrete Business Case.
Der Fraunhofer-Simulator liefert ein starkes Argument für Batteriespeicher im Stromsystem. Gleichzeitig zeigt er, warum Stadtwerke ihre Investitionsentscheidungen nicht auf heutige Preisunterschiede am Strommarkt stützen sollten.
Mit wachsender Speicherleistung verändern sich die Märkte, in denen Speicher Geld verdienen. Netzanschluss, vorhandene Infrastruktur, unterschiedliche Vermarktungswege und realistische Preisszenarien werden damit zu zentralen Faktoren. Für Stadtwerke bleibt der Speicher attraktiv. Die Anforderungen an einen belastbaren Business Case steigen allerdings mit dem Speicherboom.