Použití Batteriespeichern im Energiehandel hat sich in den vergangenen Jahren von einer Nischenanwendung zu einem strategischen Kernelement der Strommarktoptimierung entwickelt. Neben ihrer Rolle als Netzstabilisierer werden sie zunehmend als aktiver Handelsfaktor eingesetzt, um Preisschwankungen an der Strombörse gewinnbringend zu nutzen.
Aktuelle Marktdaten verdeutlichen den Trend:
Ende 2024 waren in Deutschland bereits rd. 170 Großspeicher mit einer Leistung von mehr als 1 MW in Betrieb. Diese Systeme brachten es zusammen auf 1,26 GW installierte Leistung und 1,43 GWh Speicherkapazität. Mitte 2025 sind es bereits 2,03 GW in 255 Projekten und die Pipeline ist riesig. Rund 340 weitere Batteriespeicherprojekte mit 6,7 GWh Kapazität befinden sich bereits in Planung oder Bau.
Eine auffällige Entwicklung ist die Veränderung im Leistungs-Kapazitäts-Verhältnis: Während frühe Batteriesysteme meist für sehr kurze Reaktionszeiten ausgelegt waren (typisch 1:1,1), liegt der Fokus heute stärker auf längeren Speicherzyklen – das Verhältnis verschiebt sich zunehmend in Richtung 1:1,6 oder höher. Das bedeutet: Speicher können mehrere Stunden am Stück im Energiehandel aktiv sein, was Arbitrage-Strategien und Marktflexibilität erheblich verbessert.
Insgesamt bewegt sich der Markt klar in Richtung handelsoptimierter Batteriespeicher, die nicht nur auf Primärregelenergie ausgelegt sind, sondern mehrere Marktsegmente parallel bedienen können.
Vom Primärregelenergie-Fokus zur Handelsoptimierung
Noch vor wenigen Jahren galt die Primärregelenergie (PRL) als das lukrativste Einsatzfeld für Batteriespeicher. Systeme mit einem Leistungs-Kapazitäts-Verhältnis von etwa 1:1 („Einstundenspeicher“) erzielten ihre Erlöse fast ausschließlich aus Netzentgelt-Vergütungen a Bereitstellung von PRL. Doch beide Säulen verlieren an Bedeutung:
- Vermiedene Netzentgelte werden für neue Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2023 nicht mehr gezahlt.
- Der PRL-Markt in Deutschland gilt inzwischen als weitgehend gesättigt.
Die Vergütung ist zwar nach wie vor attraktiv – mit rund 2.000 €/MW/Woche lassen sich noch immer etwa 100.000 € Jahreserlös pro MW erzielen – doch das Potenzial ist begrenzt und von Marktschwankungen abhängig.
Multi-Use für den Energiehandel
Parallel hat sich der Blick auf flexiblere Handelsstrategien geschärft. Batteriespeicher mit längerer Entladezeit und größerem Energievolumen können deutlich mehr Umsatzpotenzial erschließen, indem sie mehrere Marktsegmente gleichzeitig bedienen:
- Day-Ahead-Handel: Gebote für den Folgetag, oft kombiniert mit intraday-optimierter Feinsteuerung.
- Intraday Continuous: Reaktion auf kurzfristige Preisschwankungen mit Vorlaufzeiten von nur fünf Minuten.
- Sekundärregelenergie (SRL): Abruf innerhalb von fünf Minuten als Ersatz für PRL.
Die technische Anforderung an Speicher steigt dadurch deutlich. Ein handelsoptimierter Speicher muss nicht nur große Energiemengen vorhalten, sondern auch in Sekundenbruchteilen zwischen verschiedenen Märkten umschalten können. Die kleinste handelbare Einheit an der Strombörse beträgt 100 kW. Ein 1 MW-Speicher kann somit in zehn Handelspakete aufgeteilt werden – ein 100 MW-Speicher in 1.000 Pakete, die sich im Tagesverlauf flexibel auf verschiedene Märkte verteilen lassen. In der Praxis sind bei großen Speichern bis zu 20.000 Einzeltrades pro Tag möglich.
Handelsplattformen & Marktsegmente im Überblick
Batteriespeicher können im Energiehandel auf unterschiedlichen Märkten agieren. Jedes Marktsegment hat eigene Spielregeln, Vergütungsmechanismen und technische Anforderungen. Der wirtschaftliche Erfolg hängt maßgeblich davon ab, die richtigen Märkte zur richtigen Zeit zu bedienen – oft sogar in Kombination.
| Marktsegment | Beschreibung | Preisdynamik & Handelshäufigkeit | Mindestgröße | Eignung für Batteriespeicher |
| Denní trh | Handel von Strommengen für den Folgetag in Stunden- oder 15-Min.-Blöcken | Moderate Preisschwankungen, planbar; 24 Stunden im Voraus | 100 kW | Gut – planbare Arbitrage möglich, längere Speicherzyklen erforderlich |
| Vnitrodenní trh | Kurzfristiger Handel bis 5 Minuten vor Lieferung | Hohe Volatilität, mehrere Preisänderungen pro Stunde | 100 kW | Sehr gut – ideal für flexible Speicher mit schneller Reaktion |
| Primärregelenergie (FCR) | Stabilisierung der Netzfrequenz auf 50 Hz | Konstante Fixvergütung, Leistungsabruf in Sekunden | 1 MW | Sehr gut – auch für kurze Speicherzyklen geeignet |
| Sekundärregelenergie (aFRR/mFRR) | Ausgleich von Netzschwankungen im Minutenbereich | Mittel bis hoch vergütet, Abrufdauer Minuten bis Stunden | 1 MW | Sehr gut – für mittlere Speicherzyklen ideal |
| Kapazitätsmärkte (ab 2027/28 geplant) | Vergütung für gesicherte Leistung zur Netzstabilisierung | Voraussichtlich stabil, langfristige Verträge | noch unklar | Gut – bietet planbare Erlöse, unabhängig vom Strompreis |
Die optimale Vermarktungsstrategie für Batteriespeicher kombiniert oft mehrere dieser Märkte. Beispielsweise kann ein Speicher tagsüber Arbitrage im Intraday-Handel betreiben und nachts Kapazität für Sekundärregelenergie bereitstellen. Diese Mehrfachnutzung maximiert die Erlöse und verteilt das Risiko.
Strategien für die Flexibilitätsvermarktung
Die zunehmende Volatilität der Strompreise eröffnet Batteriespeicher-Betreibern erhebliche Ertragschancen bei der Flexibilitätsvermarktung. Dabei richtet sich die Strategie nach dem jeweiligen Marktumfeld und der Speichercharakteristik. Arbitrage, Regelenergie oder Preis-Spread-Optimierung im Intraday-Handel können individuell zu Hybridstrategien kombiniert werden. Noch vor wenigen Jahren waren Preisschwankungen im zweistelligen Eurobereich pro MWh üblich. Heute kommt es deutlich häufiger zu Extremen – sowohl bei sehr hohen als auch bei negativen Preisen. Diese Schwankungen sind die Grundlage für Arbitragegeschäfte: Günstig einkaufen oder eigene Überschüsse speichern, um sie in Hochpreisphasen zu verkaufen – oder umgekehrt, bei negativen Preisen gezielt Strom aufnehmen und Netzbetreibervergütungen einstreichen.
Entwicklung der Spreads in Deutschland (Day-Ahead & Intraday)
| Jahr | Stunden > 300 €/MWh | Höchstpreis [€/MWh] | Stunden ≤ 0 €/MWh | Tiefstpreis [€/MWh] |
| 2023 | 3 | 313,5 | 301 | – 500,0 |
| 2024 | 41 | 419,9 | 457 | – 500,0 |
- Die Zahl der extremen Hochpreisstunden hat sich mehr als verzehnfacht.
- Niedrig- und Negativpreise treten deutlich häufiger auf – 2024 gab es über 50 % mehr Stunden mit Preisen ≤ 0 €/MWh als 2023.
- Für Batteriespeicher-Betreiber bedeutet das: Mehr Chancen für profitables Laden und Entladen, unabhängig von der Primärregelenergie.
Beispielhafte Arbitragestrategien bei aktueller Preisvolatilität:
- Tages-Arbitrage: Laden in Mittagsstunden bei PV-Überschuss (0–10 €/MWh) und Entladen in den frühen Abendstunden (> 160 €/MWh).
- Intraday-Optimierung: Nutzung kurzfristiger Preisabfälle oder -spitzen durch automatisierte Handelsalgorithmen (Algotrading).
- Kombination mit Regelenergie: Speicher kann außerhalb von Regelabrufen gezielt Arbitrage fahren, um Auslastung und Erlöse zu erhöhen.
Die aktuellen Marktbedingungen sind so günstig wie nie für den Handel mit Batteriespeichern. Wer Preisvolatilität aktiv nutzt und Arbitrage mit flexiblen Vermarktungsstrategien kombiniert, kann signifikant höhere Erlöse erzielen.
Technische & organisatorische Voraussetzungen
Im Handel mit Batteriespeichern entscheidet Geschwindigkeit über den Erfolg. Aufgrund der hohen Anzahl von Handelstransaktionen, die bei großen Speichern täglich anfallen, ist eine manuelle Steuerung nicht mehr möglich. Die Lösung liegt im Algotrading. Dabei optimiert eine Software die Lade- und Entladezyklen so, dass die Handelsalgorithmen greifen. Diese Kombination analysiert Marktdaten in Echtzeit, bewertet Preisbewegungen und platzieret automatisch Gebote in unterschiedlichen Marktsegmenten (Day-Ahead, Intraday, Regelenergie). Ein solches System kann auch eine gebündelte Vermarktung mehrere kleiner Speicher (ab ca. 50 kW) übernehmen. So profitieren gewerblich genutzte Anlagen, die zu klein für den Einzelhandel am Markt sind, von denselben Ertragschancen wie Großspeicher.
Infrastruktur für Automatisierung & Algotrading
Damit ein Batteriespeicher erfolgreich im Energiehandel eingesetzt werden kann, braucht es eine technische Infrastruktur, die hohe Datenverfügbarkeit, schnelle Reaktionszeiten und eine direkte Marktanbindung sicherstellt. Das Herzstück ist ein leistungsfähiges Systém řízení spotřeby energie (EMS), das Marktdaten, Wetterprognosen und den aktuellen Ladezustand des Speichers in Echtzeit zusammenführt. Nur so können Algotrading-Strategien optimal umgesetzt werden. Ebenso wichtig ist die Direktanbindung an Handelsplattformen wie EPEX Spot oder den Regelenergiemarkt. Diese minimiert Latenzzeiten und ermöglicht es, Gebote vollautomatisch und sekundenschnell zu platzieren. Weitere zentrale Bausteine sind hochfrequente Mess- und Prognosesysteme, die präzise Lade- und Entladeentscheidungen ermöglichen, sowie robuste Sicherheits- und Redundanzsysteme, um Ausfälle oder Cyberangriffe zu verhindern.
Organisatorische Strukturen
Neben der Technik müssen auch organisatorische Strukturen vorhanden sein, um das volle Potenzial von Automatisierung und Flexibilitätsvermarktung auszuschöpfen. Eine klare Handelsstrategie legt fest, in welchen Marktsegmenten (Day-Ahead, Intraday, Regelenergie) der Speicher aktiv wird und welche Preisgrenzen gelten. Ein professionelles Risikomanagement definiert maximale Handelsvolumina, Verlustgrenzen und Absicherungsmechanismen, um unerwartete Marktschwankungen abzufedern. Auch wenn der Handel weitgehend automatisiert abläuft, ist ein 24/7-Monitoring unerlässlich, um die Performance der Algorithmen zu überwachen und bei Abweichungen schnell eingreifen zu können. Zudem ist die Einhaltung aller regulatorischen Anforderungen – von Meldepflichten bis zur Abrechnung – Grundvoraussetzung, um dauerhaft am Strommarkt agieren zu können.
Wirtschaftliche Potenziale & Ertragsquellen
Velkokapacitní bateriové úložiště haben im Energiehandel enorme wirtschaftliche Potenziale und die Vývoj příjmů z bateriových úložišť ist in den letzten Jahren weiter gestiegen. Durch gezielte Vermarktungsstrategien lassen sich sowohl direkte Einnahmen als auch indirekte Kostenvorteile realisieren. Die Kombination aus Flexibilitätsvermarktung, Eigenverbrauchsoptimierung und Marktteilnahme macht Batteriespeicher zu einem zentralen Instrument moderner Energiewirtschaft.
Neben der Kostensenkung im Eigenverbrauch (Optimierung des PV-Eigenverbrauchs, Peak Shaving und Load Shifting) entstehen direkte Einnahmen durch Energiehandel. Dies vor allem durch Arbitragegeschäfte im Day-Ahead- und Intraday-Markt. Hierbei wird Strom in Niedrigpreisphasen gespeichert und in Hochpreisphasen wieder verkauft. Zusätzlich können Speicher im Regelenergiemarkt (Sekundär- und Minutenreserve) eingesetzt werden, um Netzschwankungen auszugleichen und dafür Vergütungen zu erzielen. Auch die Vermarktung von Überschussstrom aus erneuerbaren Energien über die Börse gehört zu den wichtigsten Ertragsquellen.
Darüber hinaus eröffnen Zusatznutzen durch Vermarktungsmodelle weitere Potenziale. Durch das Pooling mehrerer Speicher können auch kleinere Anlagen am Energiehandel teilnehmen. Die Kombination aus Eigenverbrauchsoptimierung und Marktvermarktung ermöglicht eine flexible Anpassung an Preis- und Netzsituationen. Langfristige Preisabsicherungen, etwa durch Forward-Strategien, reduzieren das Marktrisiko und stabilisieren die Einnahmen.
Na stránkách Amortisation eines Batteriespeichers hängt maßgeblich von der Marktvolatilität, den eingesetzten Vermarktungsstrategien und der technischen Verfügbarkeit ab. Steigende Preisschwankungen und die zunehmende Bedeutung von Flexibilitätsressourcen im Stromsystem verkürzen die Investitionsrücklaufzeiten und steigern die Wirtschaftlichkeit.
Regulatorische Rahmenbedingungen & Markttrends
Der wirtschaftliche Einsatz von Batteriespeichern im Energiehandel wird maßgeblich von regulatorischen Rahmenbedingungen bestimmt. In Deutschland bilden die Marktregeln des Stromhandels, die Vorgaben der Bundesnetzagentur sowie die europäischen Strommarktverordnungen die Grundlage für den Betrieb und die Vermarktung. Für die Teilnahme am Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemarkt müssen Batteriespeicher bestimmte technische Mindestanforderungen erfüllen, beispielsweise hinsichtlich Reaktionsgeschwindigkeit, Leistungsklasse und Kommunikationsschnittstellen.
Síťové poplatky
Ein zentrales regulatorisches Thema ist die Netzentgeltstruktur. Die geplante Netzentgelt-Reform AgNeS der Bundesnetzagentur wird spätestens bis Ende 2028 die gesamte Netzentgeltsystematik in Deutschland neu regeln. Bekannte Entlastungsregelungen wie beispielsweise das Zatížení pásu-Privileg nach § 19 StromNEV stehen auf dem Prüfstand und könnten auf Druck der EU-Kommission schon früher fallen. Die Änderungen werden auch direkte Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit und Einsatzgebiete von Batteriespeichern haben. Allerdings gelten sie allgemein als “netzdienliche Ressource” und gewinnen dadurch bei Flexibilitätsausschreibungen zunehmend an Bedeutung.
Zulassungen & Pflichten
Auch im Bereich der Betriebs- und Meldepflichten gibt es klare Vorgaben. Betreiber müssen ihre Speicheranlagen bei der Bundesnetzagentur und im Marktstammdatenregister registrieren und zulassen. Zurzeit gibt es lange Wartezeiten bei Netzanschlussanfragen aufgrund überlasteter Netzbetreiber. Zudem gelten je nach Einsatzbereich spezielle Regelwerke, beispielsweise Präqualifikationsverfahren für die Erbringung von Primär- oder Sekundärregelenergie. Rechtsunsicherheiten gibt es noch bei Messkonzepten, dem Redispatch, der bilanziellen Trennung und sonstigen steuerlichen sowie energierechtlichen Befreiungsregelungen.
Generelle Marktentwicklung
Die generelle Marktentwicklung zeigt einen klaren Trend: Die Volatilität der Strompreise nimmt zu, was Arbitragegeschäfte attraktiver macht. Gleichzeitig steigt der Bedarf an kurzfristig verfügbaren Flexibilitätsressourcen, um Netzschwankungen auszugleichen und den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien zu integrieren. Digitalisierung und Automatisierung – insbesondere durch KI-gestützte Energiemanagementsysteme – werden zum Standard, um in allen Marktsegmenten wettbewerbsfähig zu agieren.
Závěr
Batteriespeicher entwickeln sich zunehmend zu einem zentralen Baustein im Energiehandel. Sie ermöglichen es Unternehmen, Preisschwankungen an den Strommärkten gezielt auszunutzen, zusätzliche Erlösquellen zu erschließen und den Eigenverbrauch erneuerbarer Energien zu optimieren. Durch die Kombination aus Automatisierung, Algotrading und einer klaren Handelsstrategie lassen sich Lade- und Entladeprozesse so steuern, dass Batteriespeicher in allen relevanten Marktsegmenten wirtschaftlich arbeiten.
Regulatorische Entwicklungen und steigende Preisvolatilität schaffen ein dynamisches Marktumfeld, das flexible, schnell reagierende Speicherlösungen begünstigt. Wer in moderne Energiemanagementsysteme investiert und die technischen sowie organisatorischen Voraussetzungen erfüllt, kann seine Flexibilitätsressourcen gewinnbringend vermarkten und langfristig Wettbewerbsvorteile sichern.