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

Zusammenfassung

• Die Batteriekapazität in Deutschland überschritt Mitte 2025 die 2 GW-Marke und könnte bis Jahresende 3 GW erreichen – damit ist Deutschland der am schnellsten wachsende Speicher-Markt Europas.
• Day-Ahead-Spreads weiteten sich von 30 €/MWh im Jahr 2019 auf 130 €/MWh im Jahr 2024 aus, getrieben durch Solarkanibalisierung, die mittags zu negativen Preisen führt.
• Zusatzerlöse sinken, da mehr Batterien teilnehmen; der Einnahmenmix verschiebt sich hin zum Großhandel.
• Flexible Netzanschlussvereinbarungen können die Erlöse durch Import-/Exportbegrenzungen und Rampenraten um 10–13 % reduzieren, ermöglichen aber schnelleren Netzzugang.
• Ab 2026 gibt es ein neues Trägheitsprodukt, das 8.000–17.000 €/MW/Jahr für grid-formende Batterien bietet – einer der wenigen standortbezogenen Erlösimpulse in Deutschland.

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

Deutschland ist Europas größter Strommarkt und das am schnellsten wachsende Batteriesystem. Die Kapazität überschritt Mitte 2025 die 2 GW und könnte bis Jahresende 3 GW erreichen.

Es ist aber auch einer der schwierigsten Märkte zum Modellieren. Eine Preiszone verbirgt große regionale Engpässe. Mehrere Ausgleichsebenen überlappen sich. Diese Netzengpässe machen das 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 Merchant-Märkten verschiebt.

Deutschlands betriebene BESS-Flotte erreichte Ende 2025 2,5 GW, mit einer durchschnittlichen Dauer, die bei Neubauten von 1,4 h auf über 2 h ansteigt.

2. Wie greifen die deutschen Strommärkte ineinander?

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

• FCR und aFRR vergüten Frequenzregelung: die berechenbare Basis der Zusatzdienste.
• Day-Ahead und Intraday belohnen Energieverschiebung: das Merchant-Potenzial.
• Redispatch greift ein, wenn Netzengpässe Preissignale aushebeln.

Für Batterien in Deutschland bestimmt der Betrieb über alle fünf Märkte den langfristigen Wert. Zusatzdienste sichern den Zugang. Großhandel bestimmt die Rendite. Redispatch und Netzregeln legen fest, wer liefern darf.

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

Die Preise werden in 96 Viertelstundenblöcken um 12:00 Uhr CET in einer Auktion festgestellt. Alle Erzeuger, Nachfrager, Speicher und Interkonnektoren stimmen ihre Fahrpläne ab und setzen Preise, um Angebot und Nachfrage auszugleichen.

​Day-Ahead legt den State-of-Charge-Plan fest, den Betreiber im Intraday und mit Zusatzdiensten weiter optimieren.

Mit dem Wandel durch Solar und Wind haben sich die Spreads zwischen teuerster und günstigster Stunde von 30 €/MWh (2019) auf 130 €/MWh (2024) vervierfacht. Batterien nutzen diese Differenzen: Laden bei niedrigen Mittags-Preisen, Entladen zu Abendspitzen.

Laut Modo Energy-Analyse haben sich die deutschen Day-Ahead-Spreads zwischen 2019 und 2024 vervierfacht, da über 100 GW Solarleistung zu negativen Mittags-Preisen führten.

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

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

Der kontinuierliche Handel läuft bis fünf Minuten vor Lieferung. Die Liquidität erreicht im letzten halben Stunde ihr Maximum, da Marktteilnehmer Positionen schließen, um Ausgleichsenergie-Strafen zu vermeiden.

An über der Hälfte der Handelstage 2025 gab es mindestens eine Transaktion über 1.000 €/MWh. Betreiber kombinieren physische Fahrpläne mit nicht-physischen Umschichtungen und verkaufen Positionen bei Preisbewegungen weiter.

Intraday macht inzwischen einen Großteil der deutschen Batterieerlöse aus, doch der Wettbewerb nimmt schnell zu.

5. Was ist Redispatch und wie beeinflusst es 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 erreichten 2024 2,8 Mrd. €, fünfzehnmal so viel wie vor zehn Jahren. Jede Einheit über 100 kW muss teilnehmen.

Die Vergütung folgt der Logik von Pumpspeichern und spiegelt selten das reale Batterie-Verhalten wider. Speicher bleiben trotz ihres Potenzials zur Senkung der Engpasskosten untergenutzt. Doch Abregelungen können Batterie-Fahrpläne stören und sind ein wichtiges Betriebsrisiko.

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

Deutschland ist Anker zweier großer europäischer Frequenzmärkte.

FCR: Täglich werden rund 3 GW im kontinentalen Verbund beschafft, davon ca. 570 MW für Deutschland. Vollaktivierung innerhalb von 30 Sekunden.

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

Batterien dominieren beide Märkte in Präzision und Geschwindigkeit. Doch steigende Teilnahme drückt die Margen. Zusatzdienste bleiben der Einstieg; das größte Potenzial liegt inzwischen in der Großhandelsoptimierung.

Laut Modo Energy-Analyse lag die deutsche Batteriequalifikation bei etwa 550 MW in aFRR und 800 MW in FCR gegenüber 570 MW beschaffter Kapazität.

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

Seit Anfang 2026 beschaffen die ÜNB Trägheit über ein Festpreisprodukt, das nur für Verfügbarkeit vergütet. Grid-formende Wechselrichter emulieren Rotationsmasse in Millisekunden und stabilisieren die Frequenz.

Wirtschaftlichkeit:

• Zusätzliche Erlöse: 8.000–17.000 €/MW/Jahr zusätzlich zum Marktumsatz
• CapEx-Anstieg: bis zu 5 % für grid-formenden Wechselrichter
• Energiebedarf: minimal (0,035 % einer 1-Stunden-Batterie)

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

Standort ist entscheidend: ÜNB können Gebote ablehnen, sobald der regionale Bedarf gedeckt ist. Die größten Chancen: Nordwestdeutschland (Offshore-Wind-DC-Leitungen) und Nordbayern (viel Solar, in der Nähe von Systemspaltungs-Faultlines).

8. Wie beeinflussen Flexible Netzanschlussvereinbarungen die Batterieerlöse in Deutschland?

FCAs tauschen feste Netzzugangsrechte gegen schnelleren Zugang. Die Erlöse sinken, wenn der Dispatch eingeschränkt wird.

Drei Restriktionstypen:

1. Import-/Exportbegrenzungen: Laut Modo Energy-Modell verliert eine 2-Stunden-, 75-MW-Batterie mit Inbetriebnahme 2028 durchschnittlich 13 % Erlöse.
2. Rampenratenbegrenzungen: Eine 15-Minuten-Rampe senkt die Lebenszeiterlöse um über 10 %. Eine 5-Minuten-Rampe kostet etwa 5 %.
3. Beschränkungen bei Zusatzdiensten: Ohne Ausnahmen begrenzen Rampenraten die aFRR-Teilnahme (Assets müssen innerhalb von 5 Minuten Leistung bereitstellen).

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

FCAs werden Standard bei Netzverhandlungen in Deutschland. Ihr Einfluss auf Dispatch und IRR ist für Kreditgeber essenziell.

9. Wo sollte man in Deutschland eine Batterie bauen?

Es gibt keine standortspezifischen Preissignale. Jedes Asset erhält denselben Großhandelspreis. Aber Kosten und Zugang unterscheiden sich deutlich.

Laut Modo Energy-Analyse:

• BKZ-Gebühren: im Norden um bis zu 80 % niedriger
• Landkosten: 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 noch Netzkapazität frei ist und wie Redispatch-Regeln Speicher behandeln.

Die jüngsten Vorschläge für standortabhängige, dynamische Netzentgelte könnten ab 2029 die Unterschiede verstärken – Batterien, die vorher gebaut werden, bleiben aber voraussichtlich ausgenommen.

10. Sollte man in Deutschland einen Speicher mit PV koppeln?

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

Für Solarinvestoren wird Merchant-Solar immer schwerer zu finanzieren und die EEG-Vergütungssätze sinken.

Batterien sind die Lösung. Kopplung ist der schnellste Weg zur Umsetzung.

• Die Kopplung eines Speichers bietet Vorteile bei CapEx und Netzzugang. Eine grüne Batterie (die nicht aus dem Netz lädt) kann oft die Warteschlange umgehen und erhält sofortigen Anschluss.
• Aber die Ausgestaltung 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 Innovationsausschreibungen erhält die Solar-Speicher-Kombination einen einseitigen CfD, der die IRRs in investierbare Regionen bringt.

11. Wie ist der Ausblick für Batterieerlöse in Deutschland?

Zusatzdienste waren lange das Rückgrat des deutschen Batteriegeschäfts. Sättigung und Wettbewerb treiben nun in Richtung Multi-Markt-Handel.

• FCR- und aFRR-Erlöse sinken, da die Batterie-Teilnahme steigt. Margen schrumpfen schnell, der Markteintritt garantiert keine hohen Renditen mehr. Aber der Fokus auf Großhandel und längere Speicher verspricht weiterhin relevante Erlöse.
• Ab 2029 prägen neue Netzentgelte die Projekt-IRR. Nach Auslaufen der Befreiung müssen Batterien ein neues System von Netzentgelten akzeptieren, das IRRs senken, aber den Standortwert erhöhen und die Optimierung komplexer machen könnte.
• Ein Kapazitätsmechanismus könnte die Erlösstruktur neu ordnen. Deutschland plant bis 2027 einen Kapazitätsmarkt zu finalisieren (Start 2031), der stabile Erlöse für Batterien bringen würde. Das genaue Marktdesign und eventuelle Abschläge stehen aber noch aus.

Alle Erlösszenarien bergen drei große Risiken, die Prognosen berücksichtigen müssen:

1. Nachfragewachstum könnte enttäuschen. Viele Prognosen setzen auf steigende Elektrifizierung und steuerbare Nachfrage (z. B. Wasserstoff, Rechenzentren). Bleibt dieses Wachstum aus, könnten Volatilität und Spreads sinken.
2. Gas bleibt der Preisanker. Merchant-Erlöse hängen an Spitzenpreisen, die weiterhin Gas folgen. Fallen die Gaspreise, spüren das auch die Batterien direkt.
3. Überbau könnte Chancen vernichten. Wenn Entwickler vor 2029 ans Netz gehen und der Ausbau weiter rasant läuft, könnte Marktsättigung die Batterieerlöse kannibalisieren.