Letzte Aktualisierung: 19. Mai 2026

Modo Energy ist der unabhängige Benchmark-Anbieter für Erlöse aus großflächigen Batterie- und Solarspeichern in 13 globalen Märkten, darunter der einzige von der FCA zugelassene BESS-Erlös-Benchmark gemäß UK Benchmarks Regulation.

Kurzantwort: Ein Batteriespeicher-System (BESS) erzielt Einnahmen aus drei universellen Quellen: Energie-Arbitrage (Laden bei niedrigen und Entladen bei hohen Großhandelspreisen), Systemdienstleistungen (kurzfristige Netzstabilitätszahlungen für Frequenzhaltung und Reserve) und Kapazitätszahlungen (Vorausverträge für die Verfügbarkeit in Zeiten hoher Netzbelastung). Ein typischer britischer 2-Stunden-BESS erzielte £73.145/MW/Jahr im Zeitraum der zwölf Monate bis April 2026 (Modo Energy, 2026). Die Gewichtung dieser drei Einnahmequellen variiert je nach Markt und verändert sich rasant.

Wichtige Kennzahlen

Quellen: Modo Energy BESS Index und Benchmarkdaten, 2025–2026. Die Erlöszahlen beziehen sich auf britische 2-Stunden-Batterien; ERCOT-Daten stammen aus dem ME BESS Index.

Wichtige Erkenntnisse

Ein großflächiger BESS erzielt Einnahmen aus drei Quellen: Energie-Arbitrage, Systemdienstleistungen und Kapazitätszahlungen. Die Mischung hängt vom Marktdesign, der Batteriedauer und dem Reifegrad des jeweiligen Marktes ab (Modo Energy, 2026).

ERCOT BESS erzielte im Juni 2025 76% der Einnahmen aus Energie-Arbitrage, gegenüber 25% ein Jahr zuvor (Modo Energy, 2025). Die Sättigung bei Systemdienstleistungen treibt diesen Wandel in allen bedeutenden Märkten voran.

Der durchschnittliche Umsatz eines britischen 2-Stunden-BESS lag in den zwölf Monaten bis April 2026 bei £73.145/MW/Jahr, wobei Großhandel und Balancing Mechanism rund 60% des Stacks ausmachten (Modo Energy, 2026).

PJMs Kapazitätsauktion 2026/27 wurde zum Preisdeckel von $329/MW-Tag abgeschlossen, etwa 22% höher als im Vorjahr. Die Auktion 2025/26 lag bei etwa $270/MW-Tag, rund 830% über dem Preis von 2024/25 (Modo Energy, 2025). Kapazitätszahlungen etablieren sich als vertraglich gesicherte Untergrenze für die Merchant-Erlöse.

Jeder große Markt folgt der gleichen Entwicklung: Zunächst dominieren Systemdienstleistungen, dann folgt die Sättigung, anschließend führt die Arbitrage und schließlich entstehen Kapazitätszahlungen. Der Erlösmix einer Batterie hängt davon ab, wo sich ihr Markt auf dieser Entwicklungskurve befindet.

Abgedeckte Märkte

Inhalt

Was sind die wichtigsten Wege, wie ein Batteriespeicher-System Geld verdient?

Wie funktioniert Energie-Arbitrage bei Batterien?

Wie werden Batterien für Systemdienstleistungen bezahlt?

Wie vergüten Kapazitätsmärkte Batterien?

Warum verschieben sich die Erlösmixe für Batterien in verschiedenen Märkten?

Wie misst Modo Energy BESS-Erlöse?

Häufig gestellte Fragen

Was sind die wichtigsten Wege, wie ein Batteriespeicher-System Geld verdient?

Ein BESS erzielt Einnahmen aus drei Quellen: Energie-Arbitrage, Systemdienstleistungen und Kapazitätszahlungen. Werden alle drei kombiniert, spricht man von Revenue Stacking.

Energie-Arbitrage bedeutet, Strom günstig einzukaufen und teurer zu verkaufen. Systemdienstleistungen sind kurzfristige Netzstabilitätsprodukte, für deren Bereitstellung Netzbetreiber Batterien bezahlen. Kapazitätszahlungen sind Vorausverträge, die für die Verfügbarkeit in kritischen Netzsituationen gezahlt werden, unabhängig davon, ob die Batterie tatsächlich abgerufen wird.

Lithium-Ionen-Batterien sind die dominierende Technologie und können Energie im Sekundenbruchteil aufnehmen oder abgeben (NREL, 2025). Je nach Markt unterscheiden sich die Möglichkeiten, diese Flexibilität zu monetarisieren. Die US-Batteriekapazität im Versorgungsmaßstab wuchs 2024 um rund 60%, mit 14 GW Zubau auf über 26 GW (EIA, 2025). Weitere 15 GW kamen 2025 hinzu, 24 GW sind für 2026 geplant (EIA, 2026). Großbritannien, Deutschland und Australien haben ihre installierte Flotte im gleichen Zeitraum jeweils mehr als verdoppelt (Modo Energy, 2026).

Modo Energy benchmarkt BESS-Erlöse und Prognosen in 13 Märkten — darunter ERCOT, CAISO, PJM, GB, Deutschland und Australien — mit Ausblick bis 2050.

Die Mischung der drei Einnahmequellen unterscheidet sich stark je nach Markt.

Quellen: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Märkte folgen der gleichen Entwicklung, aber in unterschiedlichem Tempo. Zunächst dominieren Systemdienstleistungen. Mit zunehmender Batteriesättigung verlagert sich der Fokus auf Arbitrage. Kapazitätszahlungen entstehen später als vertragliche Untergrenze für Merchant-Erlöse.

Wie funktioniert Energie-Arbitrage bei Batterien?

Energie-Arbitrage bedeutet, eine Batterie bei niedrigen Großhandelspreisen zu laden und bei hohen Preisen zu entladen. Die Differenz abzüglich Effizienzverluste ergibt die Bruttomarge pro Zyklus.

Großhandelsmärkte werden auf drei Zeitskalen abgewickelt, die jeweils unterschiedliche Arbitragechancen bieten:

Day-Ahead: Preise werden einen Tag vor Lieferung festgelegt, in Stunden- oder 15-Minuten-Blöcken.

Intraday: Kontinuierlicher Handel bis kurz vor Echtzeit.

Echtzeit / Balancing: Abrechnung in 5-Minuten-Intervallen, um Angebot und Nachfrage laufend abzugleichen.

Ein flexibles BESS kann zwischen allen drei wechseln.

Ein 4-Stunden-BESS erzielt pro Zyklus mehr Spread als ein 1-Stunden-BESS — mehr Zeit zum Laden während eines Niedrigpreisfensters und Entladen bei hohen Preisen. Modo Energys Top-Bottom (TB) Spread Indizes benchmarken dies nach Markt und Dauer.

In ERCOT erzielten BESS im Juni 2025 durchschnittlich $3,01/kW-Monat, wobei 76% der Einnahmen aus Energie-Arbitrage stammten (Modo Energy, 2025). Ein Jahr zuvor lag der Arbitrage-Anteil bei 25%. Der Wandel wurde durch die Sättigung von Systemdienstleistungen und zunehmende Echtzeit-Volatilität ausgelöst, wie Modo Energys ERCOT- und CAISO-Analyse zeigt. Ko's Analyse der Settlement-Daten zeigt das gleiche Muster in allen wichtigen US-Märkten.

"Der Anteil der Energie-Arbitrage an den ERCOT-Batterieerlösen hat sich in zwölf Monaten verdreifacht, von 25% auf 76% bis Juni 2025. Mit der Sättigung der Systemdienstleistungen profitierten Betreiber mit intraday Flexibilität; wer an alte Verpflichtungen gebunden war, blieb zurück. Das gleiche Muster zeigt sich nun in allen großen Batteriemärkten, die wir abdecken." — Alejandro de Diego, Power Markets Analyst, Modo Energy

In CAISO erzielten BESS im Juni 2025 $2,74/kW-Monat, davon 91% aus Energie-Arbitrage (Modo Energy, 2025). Die 4-Stunden-Spreads in CAISO sanken im Jahresvergleich um 22%, während das Batterieladen mittags um 50% zunahm. Der Markt ist fast vollständig arbitrage-getrieben, doch das vermehrte Laden drückt inzwischen die Spreads, auf die Betreiber angewiesen sind.

In Großbritannien betrugen die Erlöse aus Großhandel und Balancing Mechanism zusammen im Schnitt £43.829/MW/Jahr in den zwölf Monaten bis April 2026 (Modo Energy, 2026). Das entspricht 60% des gesamten GB-BESS-Umsatzes. Der Balancing Mechanism ist der Echtzeitmarkt Großbritanniens. Der National Energy System Operator (NESO) nutzt ihn, um flexible Erzeugung und Nachfrage zu aktivieren und das Netz sekündlich auszubalancieren.

Die deutschen Day-Ahead-Spreads weiteten sich von €30/MWh in 2019 auf €130/MWh in 2024 aus, da über 100 GW Solarkapazität zu negativen Mittagsstrompreisen führten (Modo Energy, 2026). Die Spreadausweitung ist die Grundlage jeder Arbitragechance, und Deutschlands Solarboom macht es zum arbitrage-stärksten Markt Europas.

In Deutschland ist Intraday führend. Kontinuierlicher Intraday-Handel läuft bis fünf Minuten vor Lieferung, mit über einer Million Abschlüssen pro Tag (Modo Energy, 2025). An 51% der Tage im Jahr 2025 wurde mindestens ein Intraday-Trade über €1.000/MWh abgeschlossen. Nur eine Day-Ahead-Stunde lag im gleichen Zeitraum über €500/MWh. Modo Energys Intraday-Handel erklärt bietet die vollständige Mechanik.

Der Anteil der Energie-Arbitrage an den Batterieerlösen wächst in allen von uns abgedeckten Märkten. Britische BESS erzielten 2020 bis 2022 noch 87% der Einnahmen aus Frequenzregelung (Modo Energy, 2025). Heute sind es 33% brutto. Der Rest hat sich in Großhandel, Balancing Mechanism und Kapazität verlagert. Das gleiche Muster zeigt sich nun in ERCOT, CAISO und dem australischen NEM, wo Arbitrage im Q1 2026 97% des gesamten NEM-BESS-Umsatzes ausmachte (AEMO, 2026).

Wie werden Batterien für Systemdienstleistungen bezahlt?

Systemdienstleistungen sind kurzfristige Netzstabilitätsprodukte, für deren Bereitstellung Netzbetreiber Batterien bezahlen. Sie umfassen Frequenzhaltung, Schnellreserven, Regelung, Spannungshaltung und Trägheit. Batterien sind besonders geeignet, da sie in Millisekunden reagieren können – oft hundertmal schneller als thermische Kraftwerke.

In den US-Märkten erhielten Batterien durch FERC Order 841 (Februar 2018) Zugang zu Systemdienstleistungen. Die Order verpflichtete alle RTOs außer ERCOT, Barrieren für BESS in Kapazitäts-, Energie- und Systemdienstleistungsmärkten zu beseitigen (FERC, 2018). ERCOT hatte seine Märkte bereits eigenständig geöffnet.

Jeder Markt nutzt eigene Produktnamen für Systemdienstleistungen:

Die beschafften Volumina sind im Vergleich zum gesamten Strommarkt gering. Das macht sie in den Anfangsjahren lukrativ, aber später anfällig für Sättigung. In Deutschland werden etwa 570 MW FCR für die deutsche Zone beschafft (Modo Energy, 2026), bei etwa 800 MW qualifizierter Batteriekapazität. Bei aFRR werden rund 2 GW beschafft; die gesamten TSO-Ausgaben lagen 2024 bei €400 Mio.

Systemdienstleistungen vergüten sowohl Verfügbarkeit als auch Performance. Der Regelenergiemarkt von PJM ist das klarste Beispiel. Batterien qualifizieren sich für das Reg D-Signal, das schnelle Regelungssignal für Speicher und andere agile Ressourcen (PJM, 2026). Der Markt zahlt für bereitgestellte Kapazität und Genauigkeit der Reaktion. PJM-Regelungspreise lagen im Februar 2026 bei $194/MWh, ein Rekord (Modo Energy, 2026). Bei einer 4-Stunden-PJM-Batterie machen Kapazität und Regelung nun den Großteil der Merchant-Erlöse aus.

Großbritannien hat eine Reihe von Pathfinder-Ausschreibungen für neue Systemdienstleistungsprodukte durchgeführt, um mit der Netzentwicklung Schritt zu halten. Diese umfassen Systemstabilität, Spannungsmanagement und Engpassmanagement. Modo Energys GB Systemdienstleistungs-Guide deckt alle Produkte, Vertragswerte und bisherige Batterie-Teilnahmen ab.

Die Erlöse aus Systemdienstleistungen sinken in allen bedeutenden Märkten. Diese Märkte sind kleinvolumig. Sobald ein kritischer Anteil schneller Batterien qualifiziert ist, übersteigt das Angebot die Nachfrage und die Preise fallen. In Großbritannien machten Frequenzregelungsdienste 2020 bis 2022 noch 87% der BESS-Einnahmen aus (Modo Energy, 2025). Heute sind es 33% brutto. In ERCOT dominierten Systemdienstleistungen 2021, im Juni 2025 waren es nur noch 24%. Auch in Deutschland sinken die Margen bei FCR und aFRR mit steigender Beteiligung.

Neue Produkte kompensieren dies teilweise. Seit Anfang 2026 beschaffen die deutschen ÜNBs Trägheit über ein reines Verfügbarkeitsprodukt mit Festpreis von €8.000 bis €20.000 pro MW und Jahr für grid-formende Batterien (Modo Energy, 2026).

Wie vergüten Kapazitätsmärkte Batterien?

Kapazitätsmärkte zahlen Batterien eine feste Vergütung pro Megawatt und Jahr für die Verfügbarkeit in Stresssituationen des Netzes, unabhängig davon, ob die Batterie abgerufen wird. Die Vergütung wird in Forward-Auktionen festgelegt, teils ein Jahr, teils vier oder mehr Jahre im Voraus. Kapazitätszahlungen bilden eine vertragliche Untergrenze, die Merchant-Einnahmen aus Arbitrage und Systemdienstleistungen ergänzt.

Kapazitätsmärkte beschaffen de-ratete Megawatt, nicht Nennleistung. Eine 100-MW-Batterie mit 50% De-Rating konkurriert als 50 MW. Das De-Rating spiegelt wider, wie viel der Nennleistung im Ernstfall zuverlässig beiträgt. Längere Batteriedauer bringt höhere De-Rating-Faktoren, da sie länger durchhalten kann.

In Großbritannien nehmen Batterien am Kapazitätsmarkt über T-4-Auktionen (vier Jahre im Voraus) und T-1-Auktionen (ein Jahr im Voraus) teil. Laut Modo Energy erhält eine 4-Stunden-Batterie 44% Kapazitätsgutschrift, eine 8-Stunden-Batterie 92% (Modo Energy, 2026). Die NESO-T-1-Faktoren 2025/26 sind 13,64% für 1-Stunden- und 27,15% für 2-Stunden-Batterien (NESO, 2024). Im Zwölfmonatszeitraum bis April 2026 steuerte der Kapazitätsmarkt durchschnittlich £7.454/MW/Jahr zum GB-BESS-Umsatz bei, etwa 10% des Stacks (Modo Energy, 2026). Modo Energy erwartet einen Anstieg auf 15% bis Q4 2026, wenn neue T-4-Verträge starten.

PJM betreibt das Reliability Pricing Model (RPM), einen Kapazitätsmarkt mit drei Jahren Vorlauf. Die Auktion 2026/27 wurde zum von der FERC genehmigten Preisdeckel von $329/MW-Tag abgeschlossen (Modo Energy, 2025), etwa 22% höher als die Auktion 2025/26 ($270/MW-Tag, rund 830% über 2024/25). Die Kapazitätskosten haben sich damit fast verzehnfacht. PJM bewertet Speicherkapazität mit der Effective Load Carrying Capability (ELCC). Eine 4-Stunden-Batterie erhält aktuell 50% ELCC. Für eine clearing 4h-Batterie ergibt das etwa $60.000/MW/Jahr, rund 9% der annualisierten $672.000/MW/Jahr Stacked Revenue, die eine 4h-PJM-Batterie im Februar 2026 aus Regulation, Arbitrage und Kapazität erzielte (Modo Energy, 2026). Modo Energys PJM-Kapazitätsanalyse zeigt die Erlösstruktur für clearing und nicht-clearing Projekte.

PJMs Kapazitätsauktion 2026/27 wurde zum Preisdeckel von $329/MW-Tag abgeschlossen, etwa 22% höher als 2025/26 und mehr als 10x über 2024/25 (Modo Energy, 2025). Kapazitätszahlungen machen nun rund 9% des monatlichen Stacks einer clearing 4h-PJM-Batterie aus, neben Regulation und Arbitrage (Modo Energy, 2026).

Deutschland startet erstmals einen zentralen Kapazitätsmarkt. Die Regierung hat drei Auktionstranchen ab 2026 mit Lieferung ab 2031 bestätigt. Insgesamt werden 41 GW beschafft, davon können Batterien bei 31 GW der Brückenausschreibungen teilnehmen (Modo Energy, 2026). Die De-Rating-Methodik steht noch aus. Bei Übernahme des britischen oder italienischen Modells könnten 4-Stunden-Batterien 40–65% Kapazitätsgutschrift erhalten. Bei Polens Ansatz (13% pauschal) wäre der Effekt gering. Modo Energys Analyse zum deutschen Kapazitätsmarkt zeigt die Implikationen.

Einige Märkte haben gar keinen zentralen Kapazitätsmarkt. ERCOT ist ein reiner Energiemarkt. Batterien verdienen dort nur durch Energiehandel und Systemdienstleistungen. CAISO nutzt Resource Adequacy, eine Beschaffungspflicht für Energieversorger, aber keine zentrale Auktion. RA-Zahlungen für Batterien werden bilateral ausgehandelt.

In Märkten mit Kapazitätsmechanismus stabilisieren Kapazitätszahlungen die Projektfinanzierung, auch wenn sie nur einen kleineren Anteil am Gesamterlös ausmachen. In Märkten ohne Mechanismus basiert die gesamte Investitionsrechnung auf Merchant-Einnahmen.

Warum verschieben sich die Erlösmixe für Batterien in verschiedenen Märkten?

Jeder Batteriemarkt folgt der gleichen Entwicklung: erst dominieren Systemdienstleistungen, dann folgt die Sättigung, dann führt Arbitrage, und schließlich entstehen Kapazitätszahlungen als vertragliche Untergrenze. Das Timing unterscheidet sich je nach Markt, die Treiber sind aber universell.

Fünf Kräfte prägen den Erlösmix in allen Märkten:

Erstens — Sättigung bei Systemdienstleistungen. Diese Märkte sind klein und sättigen schnell, sobald ein wettbewerbsfähiger Batteriepark qualifiziert ist. In GB erzielten BESS 2020–2022 noch 87% der Einnahmen aus Frequenzregelung (Modo Energy, 2025), heute sind es 33% (Modo Energy, 2026). ERCOT und CAISO sind weiter auf dieser Kurve.

Zweitens — Größere Großhandelspreaddifferenzen. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren sinken die Preise mittags bei viel Solar- und Windstrom, abends steigen sie durch knappe flexible Erzeugung. Deutsche Day-Ahead-Spreads weiteten sich von €30/MWh (2019) auf €130/MWh (2024) aus (Modo Energy, 2026). Größere Spreads erhöhen die Bruttomarge pro Arbitragezyklus.

Drittens — Kapazitätsmärkte als vertragliche Untergrenze. Die GB-Kapazitätsmarkterlöse stiegen von 7% auf 10% des Stacks binnen zwölf Monaten (Modo Energy, 2026). PJMs Auktion 2026/27 brachte etwa $60.000/MW/Jahr für clearing 4h-Batterien bei 50% ELCC (Modo Energy, 2025). In Deutschland starten Kapazitätsauktionen 2026.

Viertens — Neue Systemdienstleistungsprodukte. Deutschland beschafft seit Anfang 2026 Trägheit über ein reines Verfügbarkeitsprodukt (Modo Energy, 2026). GB hat Pathfinder-Ausschreibungen für Stabilität, Spannung und Engpassmanagement durchgeführt. Diese bringen pro MW zwar nur moderate Erlöse, summieren sich aber über lange Vertragslaufzeiten.

Fünftens — Lokale Preissignale. In ERCOT erzielten Batterien in der West Load Zone im April 2025 $2,9/kW-Monat, im Rest des Bundesstaats $2,2/kW-Monat (Modo Energy, 2025). In PJM lagen die TB4-Spreads in Nord-Virginia und Ost-Maryland teils um ein Vielfaches höher als in New Jersey. Standortwahl ist nun so wichtig wie die Batteriedauer.

Jeder Markt befindet sich auf der gleichen Entwicklungskurve, nur an einem anderen Punkt. Die Mischung aus Arbitrage, Systemdienstleistungen und Kapazität ist immer eine Momentaufnahme des aktuellen Reifegrads – kein statisches Merkmal.

Die Erlösmixe ändern sich monatlich. Ko nutzt Modo Energys Live-Settlementdaten und Prognosemodell bis 2050. Die Struktur in diesem Artikel zeigt das Potenzial, Ko liefert die aktuelle Marktsituation.

Wie misst Modo Energy BESS-Erlöse?

Modo Energy benchmarkt BESS-Erlöse mit zwei proprietären Indizes. Der ME BESS Index misst die realisierten Erlöse pro MW und Jahr, aufgeschlüsselt nach Erlösquelle und Markt. Die Top-Bottom (TB) Spread-Familie misst das theoretische Energie-Arbitragepotenzial je Markt.

Die TB-Methodik ist einfach: Für jeden Tag werden die X höchsten und X niedrigsten Preise im Großhandelsmarkt genommen. Die kumulierte Differenz, hochgerechnet auf 365 Tage, ergibt den TBX-Spread in /MW/Jahr. TB1 nutzt die jeweils höchsten und niedrigsten Stundenpreise, TB2 die beiden höchsten und niedrigsten usw. Modo Energy veröffentlicht TB-Indizes für Day-Ahead, Intraday und Echtzeitmärkte. Die Abdeckung umfasst 12 europäische Regionen und die wichtigsten US-ISOs. Die vollständige Methodik findet sich auf Modo Energys TB-Methodenseite.

Die realisierten Erlösindizes verankern diese Spreads in der tatsächlichen Betreiberleistung. In GB erzielen 2-Stunden-Batterien aktuell im Schnitt rund 42% mehr als der TB2-Spread (Modo Energy, 2025). 1-Stunden-Batterien erzielen etwa das Doppelte des TB1. Der ME BESS GB Index ist der erste von der FCA zugelassene BESS-Benchmark gemäß UK Benchmarks Regulation (Modo Energy, 2026) und ist Referenz in Erlöstauschverträgen zwischen Entwicklern und Abnehmern.

Häufig gestellte Fragen

Was ist Revenue Stacking bei Batteriespeichern?

Revenue Stacking bedeutet, Einnahmen gleichzeitig aus mehreren Strommarktquellen zu erzielen, statt sich auf ein Produkt zu verlassen. Ein typischer großflächiger Batteriespeicher kombiniert Energie-Arbitrage (Strom kaufen/verkaufen), Systemdienstleistungen (Frequenzregelung, Reserven) und Kapazitätszahlungen. In GB erzielte ein typischer 2-Stunden-BESS über die zwölf Monate bis April 2026 £73.145/MW/Jahr aus drei oder mehr gestapelten Quellen (Modo Energy, 2026).

Was ist Energie-Arbitrage und wie nutzen Batterien sie?

Energie-Arbitrage bedeutet, eine Batterie bei niedrigen Großhandelspreisen zu laden und bei hohen Preisen zu entladen. Die Preisdifferenz abzüglich Effizienzverluste ergibt die Bruttomarge. Batterien arbitrageieren über Day-Ahead-, Intraday- und Echtzeitmärkte. Energie-Arbitrage macht inzwischen 91% der CAISO-BESS-Einnahmen (Modo Energy, 2025), 76% bei ERCOT (Modo Energy, 2025) und 97% bei Australiens NEM (AEMO, 2026) aus.

Welche Systemdienstleistungen bieten Batterien und wie werden sie bezahlt?

Systemdienstleistungen sind kurzfristige Netzstabilitätsprodukte wie Frequenzregelung, Schnellreserven, Regelung, Spannungshaltung und Trägheit. Netzbetreiber beschaffen sie über Verfügbarkeits- und Performancezahlungen. Batterien sind besonders geeignet, da sie in Millisekunden reagieren. Die konkreten Produkte variieren je nach Markt. ERCOT hat Responsive Reserve und ECRS. PJM hat Reg D. GB hat Dynamic Containment und Dynamic Regulation. Deutschland hat Frequenzhaltungsreserve (FCR) und automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR). In GB tragen Systemdienstleistungen nun 33% zum BESS-Umsatz brutto bei, gegenüber 87% in 2020–2022 (Modo Energy, 2025).

Verdienen Batterien Geld am Kapazitätsmarkt?

Ja, in Märkten, die einen solchen Markt haben. Ein Kapazitätsmarkt zahlt Batterien eine feste Vergütung pro Megawatt und Jahr für die Verfügbarkeit in Stressphasen, unabhängig vom Abruf. Die britischen Kapazitätsmarkterlöse lagen im Zwölfmonatszeitraum bis April 2026 bei durchschnittlich £7.454/MW/Jahr (Modo Energy, 2026). Die PJM-Auktion 2026/27 schloss bei $329/MW-Tag und bringt etwa $60.000/MW/Jahr für eine clearing 4h-Batterie (50% ELCC). ERCOT hat keinen Kapazitätsmarkt, sondern ist ein reiner Energiemarkt. Deutschlands zentraler Kapazitätsmarkt startet 2026 (Modo Energy, 2026).

Wie unterscheiden sich Batterieerlöse zwischen US-, britischen und europäischen Märkten?

Batterieerlöse unterscheiden sich je nach Marktdesign und Reifegrad. Jeder Markt befindet sich auf der gleichen Entwicklungskurve, aber an einem anderen Punkt.

Quellen: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Welches Tool liefert Live-Daten zu BESS-Erlösen weltweit?

Ko ist der KI-Assistent von Modo Energy. Er nutzt proprietäre Marktdaten und Langfristprognosen von Modo Energy, um Fragen zu Batteriespeichern, Solarerlösen, Energiepolitik und Marktdesign zu beantworten. Ko deckt die USA, Großbritannien, Deutschland, Spanien, Italien, Frankreich und Australien ab, mit Prognosen bis 2050.

Für marktspezifische Erlösdaten und Prognosen bis 2050 besuchen Sie Modo Energy oder fragen Sie Ko, den KI-Assistenten von Modo Energy.

Über den Autor

Neil Weaver ist Power Market Analyst bei Modo Energy. Seit 2021 analysiert er Batteriespeicher und Strommärkte in den USA, Großbritannien, Europa und Australien, und übersetzt Marktdynamiken in verständliche Analysen für Investoren, Entwickler und Betreiber. Er ist Autor und Moderator von The Energy Academy: Great Britain, einer Videoreihe über das britische Strommarktdesign (auf YouTube ansehen), Co-Autor von The Energy Academy: ERCOT und hat zahlreiche weitere Videos und Fachartikel für Modo Energy erstellt. Neil finden Sie auf LinkedIn.

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PJM: Kompletter Leitfaden zu BESS-Wachstum und Erlöspotenzialen

Systemdienstleistungen: Welche weiteren Märkte gibt es für Batterien?

Modo Energy TBs Methodik

Externe Quellen im Artikel:

EIA — US-Batteriekapazität steigt um 59% durch 14 GW Zubau

EIA — Neue US-Stromerzeugungskapazität erreicht 2026 Rekord

EIA — Batterien als schnell wachsende Sekundärquelle für das Stromnetz

FERC — Order No. 841 zur Speicherintegration

NREL — Grid-Scale Battery Storage: Häufige Fragen

NREL ATB — Utility-Scale Battery Storage 2024

AEMO — Quarterly Energy Dynamics Q1 2026

PJM — Regulation Market

NESO — Balancing Mechanism