Von Frequenzregelung bis Solar-Kannibalisierung: Alle Mechanismen, die den Batterie-Wert bestimmen

Zusammenfassung

• Die Batteriekapazität in Deutschland überschritt Mitte 2025 die 2 GW und könnte bis Jahresende 3 GW übersteigen – damit ist es der am schnellsten wachsende Speichermarkt Europas.
• Day-Ahead-Spreads weiteten sich von 30 €/MWh im Jahr 2019 auf 130 €/MWh im Jahr 2024 aus, getrieben durch Solar-Kannibalisierung, die Mittagsstrompreise ins Negative drückt.
• Die Erlöse aus Systemdienstleistungen sinken, da die Batteriebeteiligung wächst; der Erlös-Mix verschiebt sich hin zum Großhandel.
• Flexible Netzanschlussvereinbarungen können die Erlöse durch Import-/Exportbeschränkungen und Rampenlimits um 10–13 % reduzieren, ermöglichen aber einen schnelleren Netzzugang.
• Ab 2026 gibt es ein neues Trägheitsprodukt mit 8–17 T€/MW/Jahr für grid-formende Batterien – einer der wenigen standortbezogenen Erlösimpulse in Deutschland.

1. Warum sollte Deutschland für Batteriespeicher auf Ihrem Radar stehen?

Deutschland ist der größte Strommarkt Europas und das am schnellsten wachsende Batteriesystem. Die Kapazität überstieg Mitte 2025 die 2 GW und könnte bis Jahresende 3 GW erreichen. Die Vergütungsniveaus sind in Deutschland höher als in vielen anderen Ländern und ermöglichen günstigere Fremdfinanzierung für den Ausbau.

Es ist auch einer der schwierigsten Märkte für Modellierungen. Eine Preiszone verbirgt starke regionale Engpässe. Mehrere Ausgleichsebenen überlappen sich. Diese Netzrestriktionen machen Engpassmanagement zum Alltag.

Zu verstehen, wie diese Ebenen zusammenspielen, entscheidet darüber, wo Batterien Geld verdienen, wie sie handeln und wie schnell sich das Geschäftsmodell von regulierten Diensten zu Handelsmärkten verlagert.

Der BESS-Bestand in Deutschland erreichte Ende 2025 rund 2,5 GW, die durchschnittliche Speicherdauer neuer Anlagen steigt von 1,4h auf über 2h.

2. Wie sind die deutschen Strommärkte aufgebaut?

Ein Tag umfasst fünf Gate-Schlusszeiten: FCR → aFRR → Day-Ahead → Intraday → Redispatch.

• FCR und aFRR vergüten Frequenzregelung: die berechenbare Basis der Systemdienstleistungen.
• Day-Ahead und Intraday belohnen Energieshifting: die Handelschance.
• Redispatch greift ein, wenn Netzengpässe Preissignale aushebeln.

Für deutsche Batteriespeicher bestimmt das Agieren auf allen fünf Ebenen den langfristigen Wert. Systemdienstleistungen sichern den Zugang. Der Großhandel entscheidet über die Rendite. Redispatch und Netzregeln bestimmen, wer liefern kann.

3. Wie funktioniert der Day-Ahead-Markt in Deutschland?

Die Preise werden in 96 Viertelstunden-Blöcken um 12:00 Uhr MEZ in einer einzigen Auktion festgelegt. Alle Erzeuger, Verbraucher, Speicher und Interkonnektoren stimmen ihre Fahrpläne ab, um Angebot und Nachfrage auszugleichen.

​Day-Ahead gibt den Ladeplan vor, den Betreiber durch Intraday und Systemdienstleistungen weiter optimieren.

Mit dem Wandel hin zu Solar und Wind haben sich die Spreads zwischen den teuersten und günstigsten Stunden von 30 €/MWh (2019) auf 130 €/MWh (2024) vervierfacht. Batterien nutzen diese Differenzen: Laden bei niedrigen Mittagskursen, Entladen zu Spitzenpreisen am Abend.

Laut Modo Energy-Analyse haben sich die Day-Ahead-Spreads in Deutschland zwischen 2019 und 2024 vervierfacht, da über 100 GW Solarleistung die Mittagskurse ins Negative drückten.

4. Warum ist der Intraday-Markt in Deutschland so volatil?

Nach dem Day-Ahead-Schluss müssen Erzeuger und Abnehmer Angebot und Nachfrage in Echtzeit ausgleichen. Deutschlands Intraday ist Europas liquidester Markt: Über eine Million Trades werden täglich in 96 Lieferfenstern abgewickelt.

Der kontinuierliche Handel läuft bis fünf Minuten vor Lieferung. Die Liquidität erreicht in der letzten halben Stunde ihren Höhepunkt, da Teilnehmer Positionen schließen, um Ausgleichsenergiekosten zu vermeiden.

An über der Hälfte der Handelstage 2025 gab es mindestens eine Transaktion über 1.000 €/MWh. Betreiber kombinieren physische Fahrweise mit nicht-physischem Churn, indem sie Positionen bei Preisbewegungen weiterverkaufen.

Intraday macht inzwischen einen Großteil der deutschen Batterieerlöse aus, aber der Wettbewerb nimmt stark zu.

5. Was ist Redispatch und wie betrifft er Batterien?

Wenn das Netz trotz bilanzieller Ausgeglichenheit keinen Strom mehr transportieren kann, gibt Redispatch 2.0 den ÜNB und VNB die Befugnis, Fahrpläne zu überschreiben.

Die Redispatch-Kosten in Deutschland stiegen 2024 auf 2,8 Mrd. €, das ist das 15-fache im Vergleich zu vor zehn Jahren. Jede Einheit über 100 kW muss mitmachen.

Die Vergütung folgt dem Prinzip der Pumpspeicher, spiegelt aber selten das reale Batterie-Verhalten wider. Speicher werden trotz ihres Potenzials zur Senkung der Engpasskosten kaum genutzt. Kürzungen können jedoch Batteriefahrpläne stören und sind ein wesentliches Risiko für den Betrieb.

6. Wie funktionieren FCR- und aFRR-Erlöse für deutsche Batterien?

Deutschland ist Ankerpunkt zweier großer europäischer Frequenzmärkte.

FCR: Rund 3 GW werden täglich europaweit beschafft, ca. 570 MW entfallen auf Deutschland. Vollaktivierung innerhalb von 30 Sekunden.

aFRR: Rund 2 GW Kapazität, 400 Mio. € TSO-Ausgaben im Jahr 2024. Aktivierung in fünf Minuten abgeschlossen.

Batterien dominieren in Präzision und Geschwindigkeit. Aber die Margen schrumpfen mit wachsender Beteiligung. Systemdienstleistungen bleiben der Einstieg; das größte Potenzial liegt nun in der Großhandelsoptimierung.

Laut Modo Energy-Analyse erreichte die Batteriezulassung in Deutschland rund 550 MW (aFRR) und 800 MW (FCR) bei 570 MW Ausschreibung.

7. Was ist der neue Trägheitsmarkt in Deutschland und wie viel können Batterien verdienen?

Seit Anfang 2026 beschaffen die ÜNB Trägheit über ein Fixpreis-Produkt, das nur auf Verfügbarkeit basiert. Grid-formende Wechselrichter imitieren in Millisekunden rotierende Masse und stabilisieren die Frequenz.

Wirtschaftlichkeit:

• Erlöszuschlag: 8–17 T€/MW/Jahr zusätzlich zu Markterlösen
• CapEx-Aufschlag: bis zu 5 % für grid-formende Wechselrichter
• Energiebedarf: minimal (0,035 % einer 1h-Batterie)

Skalierung: Deutschland benötigt bis 2027 rund 30 GW trägheitsfähige Batterien, bis 2037 sogar 72 GW.

Standort ist entscheidend: Die ÜNB können Gebote ablehnen, sobald der regionale Bedarf gedeckt ist. Größte Chancen: Nordwestdeutschland (Offshore-Wind-DC-Leitungen) und Nordbayern (viel Solar, nahe Systemtrennstellen).

8. Wie wirken sich Flexible Netzanschlussvereinbarungen auf Batterieerlöse in Deutschland aus?

FCAs tauschen feste Netzrechte gegen schnelleren Zugang. Die Erlöse sinken, wenn die Fahrweise eingeschränkt wird.

Drei Restriktionstypen:

1. Import-/Export-Limits: Laut Modo Energy-Modellierung verliert eine 2h-, 75 MW-Batterie mit Inbetriebnahme 2028 rund 13 % der durchschnittlichen Erlöse.
2. Rampenlimits: Eine 15-Minuten-Rampe senkt die Lebenszeit-Erlöse um über 10 %. Eine 5-Minuten-Rampe kostet ca. 5 %.
3. Restriktionen bei Systemdienstleistungen: Ohne Ausnahmen begrenzen Rampenlimits die aFRR-Teilnahme (Anlagen müssen innerhalb von 5 Minuten auf Leistung kommen).

Dauer ist entscheidend: 1h-Batterien verlieren 1,4 Prozentpunkte IRR beim Wechsel von 5- auf 15-Minuten-Rampen. 4h-Batterien verlieren nur 0,7 Prozentpunkte.

FCAs werden zum Standard in deutschen Netzverhandlungen. Ihr Einfluss auf Fahrweise und IRR ist für Kreditgeber entscheidend.

9. Wo sollte man eine Batterie in Deutschland bauen?

Es gibt keine standortbezogenen Preissignale. Jede Anlage erhält den gleichen Großhandelspreis. Aber Kosten und Zugang unterscheiden sich stark.

Laut Modo Energy-Analyse:

• BKZ-Gebühren: im Norden bis zu 80 % günstiger
• Flächenpreise: im Norden und Osten bis zu 90 % günstiger
• Anschlusswarteschlange: über 500 GW

Der Netzzugang ist der eigentliche Engpass. Entwickler achten darauf, welche VNB am schnellsten bearbeiten, wo Kapazitäten frei sind und wie Redispatch-Regeln Speicher betreffen.

Die neuesten Vorschläge für standortdynamische Netzentgelte könnten ab 2029 regionale Unterschiede verstärken – Batterien, die vorher gebaut werden, sind voraussichtlich ausgenommen.

10. Sollte man Batterien in Deutschland mit anderen Anlagen koppeln?

Deutschland hat ein Solarproblem: Über 100 GW PV, aber die Sommernachfrage überschreitet selten 60 GW. An sonnigen Tagen ist das Netz überflutet, Day-Ahead-Preise stürzen ab und die Solar-Capture-Rate fiel von 98 % (2022) auf 54 % (2025).

Für Solarinvestoren wird Merchant-Solar immer schwieriger zu finanzieren, und die EEG-Vergütungspreise sinken.

Batterien sind die Lösung. Kopplung ist der schnellste Weg zum Ausbau.

• Die Kopplung einer Batterie bietet Vorteile bei CapEx und Netzzugang. Eine grüne Batterie (die nicht aus dem Netz lädt) kann oft die Anschlusswarteschlange umgehen und erhält sofortigen Zugang.
• Aber das Setup ist entscheidend: Grüne Batterien sind im Betrieb stark eingeschränkt und erzielen eine geringere IRR als eine graue Batterie, die aus dem Netz laden kann.
• Für neu gebaute grüne Batterien gibt es eine Förderung: Im Rahmen der Innovationstender erhält die Solar-Speicher-Kombination eine einseitige CfD, die die IRR investierbar macht.

11. Wie ist der Ausblick für Batterieerlöse in Deutschland?

Früher waren Systemdienstleistungen das Fundament für deutsche Batteriespeicher. Sättigung und Wettbewerb drängen nun in Richtung Multi-Markt-Handel.

• FCR- und aFRR-Erlöse sinken mit wachsender Beteiligung. Die Margen schrumpfen schnell, der Einstieg garantiert keine hohen Renditen mehr. Aber ein stärkerer Fokus auf Großhandel, vor allem mit längeren Speicherdauern, verspricht weiterhin relevante Einnahmen.
• Ab 2029 prägen neue Netzentgelte die Projekt-IRR. Nach Auslaufen der Befreiung müssen Batterien ein neues Entgeltsystem akzeptieren, das die IRR zwar senkt, aber den Standortwert erhöht und die Optimierung komplexer macht.
• Ein Kapazitätsmechanismus könnte das Bild verändern. Deutschland will bis 2027 einen Kapazitätsmarkt finalisieren (Start 2031), der Batterien zuverlässigere Erlöse bringt. Das genaue Design und eventuelle Abschläge stehen noch aus.

Alle Erlösszenarien sind mit drei Hauptrisiken behaftet, die Prognosen berücksichtigen müssen:

1. Nachfragewachstum könnte ausbleiben. Viele Prognosen setzen auf steigende Elektrifizierung und steuerbare Nachfrage (z. B. Wasserstoff, Rechenzentren). Bleibt das Wachstum aus, sinken Volatilität und Spreads.
2. Gas bleibt preisbestimmend. Die Handelserlöse hängen an Preisspitzen, die sich weiterhin am Gas orientieren. Fällt der Gaspreis, spüren das auch Batterien.
3. Überbau könnte Chancen vernichten. Wenn Entwickler versuchen, ihre Batterie noch vor 2029 ans Netz zu bringen und der Ausbau weiter rasant läuft, könnte eine Marktsättigung die Batterieerlöse kannibalisieren.