Flexibilitätsvermarktung für BESS-Betreiber: Modelle, Verträge, Aggregatoren im Vergleich

Wer einen Batteriespeicher im Front-of-the-Meter-Betrieb (FTM) plant oder bereits betreibt, kommt an einer Frage nicht vorbei: Wer vermarktet die Flexibilität der Anlage am Strommarkt – und zu welchen Konditionen? Die Antwort heißt in den meisten Fällen: ein spezialisierter Flexibilitätsvermarkter. Dieser Beitrag erklärt, was Comercialización de la flexibilidad konkret bedeutet, welche Vertragsmodelle es gibt, worauf Betreiber bei der Auswahl eines Partners achten sollten und welche Anbieter am deutschen Markt aktiv sind.

Was ist Flexibilitätsvermarktung?

Flexibilitätsvermarktung bezeichnet den Verkauf der Fähigkeit einer Anlage, ihre Einspeisung oder ihren Bezug kurzfristig zu erhöhen oder zu senken – gegen Vergütung an Strom- und Regelenergiemärkten. Bei Batteriespeichern besteht diese Flexibilität aus der Lade- und Entladeleistung sowie der verfügbaren Kapazität. Ein Flexibilitätsvermarkter bündelt diese Flexibilität, handelt sie an Börsen wie EPEX Spot oder EEX und übernimmt dafür die technische Anbindung, die Marktzulassung und häufig auch die Bilanzkreisverantwortung.

Für Betreiber bedeutet das: Sie müssen selbst keine Börsenmitgliedschaft, keinen eigenen Handelsschalter und keine Echtzeit-Handelsalgorithmen aufbauen. Diese Aufgaben übernimmt der Vermarkter im Rahmen eines Flexibilitätsvermarktungsvertrags.

Flexibilitätsvermarktung, Direktvermarktung & Tolling im Vergleich

Die drei Begriffe werden in der Praxis häufig synonym verwendet, sind aber weder rechtlich noch wirtschaftlich deckungsgleich – und nicht jedes Modell passt auf jeden Anlagentyp.

Marketing directo

Marketing directo ist ein gesetzlich definierter Begriff nach § 20a EEG und bezieht sich grundsätzlich nur auf EEG-geförderte Grünstromerzeugungsanlagen (PV, Wind, Biomasse etc.). Statt einer festen Einspeisevergütung vermarktet der Anlagenbetreiber – oder ein beauftragter Direktvermarkter – den erzeugten Strom selbst am Markt und erhält zusätzlich eine gleitende Marktprämie als Ausgleich zum anzulegenden Wert.

A Standalone Speicher ohne eigene EEG-geförderte Erzeugung fällt grundsätzlich no in diese Kategorie. Relevant wird Direktvermarktung für Speicher nur, wenn diese unmittelbar mit einer EEG-Anlage gekoppelt sind und – je nach Messkonzept – Grünstrom ein- und wieder ausspeichern. Genau diese Abgrenzung ist Gegenstand der MiSpeL-Reform. Mehr dazu in unseren Beiträgen “MiSpeL: ¿Más mercado y oportunidades para grandes acumuladores?” und “MiSpeL 2026: ¿Cuándo entra en vigor la disposición y qué significa para los proyectos BESS?“

Comercialización de la flexibilidad

Für den klassischen Standalone-BESS im FTM-Betrieb, der unabhängig von einer geförderten Erzeugungsanlage am Markt agiert, ist daher nicht Direktvermarktung, sondern Comercialización de la flexibilidad das einschlägige Modell bzw. Bezeichnung. Dabei handelt es sich um ein rein vertragliches Konstrukt ohne EEG-Bezug, bei dem der Betreiber am tatsächlichen Handelsergebnis partizipiert. Er legt meist auch gemeinsam mit dem Vermarkter im Vorfeld die Vermarktungsstrategie fest. Diese hängt oft von der technischen Auslegung des Speichers, den Marktbedingungen und den wirtschaftlichen Zielsetzungen des Betreibers ab.

Tolling

Tolling ist ebenfalls kein EEG-Begriff, sondern stammt ursprünglich aus dem Gaskraftwerksgeschäft. Dort zahlt ein Tolling-Partner eine Kapazitätsgebühr, liefert selbst den Brennstoff und vermarktet den erzeugten Strom vollständig in eigener Regie. Bei Batteriespeichern funktioniert das Prinzip analog, nur ohne Brennstoff: Ein Tolling-Partner – meist ein Energiehändler oder Finanzinvestor – mietet die komplette Speicherkapazität für einen definierten Zeitraum an. Er übernimmt die volle Dispatch-Hoheit (wann und wie geladen und entladen wird), trägt das gesamte Marktrisiko und behält sämtliche Handelserlöse. Im Gegenzug zahlt er dem Betreiber eine feste, planbare Vergütung pro MW und Jahr – unabhängig vom tatsächlichen Marktergebnis. Der Betreiber gibt damit die operative Kontrolle über die Anlage vollständig ab.

Direkter Vergleich

Der wesentliche Unterschied zwischen Flexibilitätsvermarktung und Tolling liegt somit nicht im rechtlichen Rahmen, sondern in der Kontroll- und Risikoverteilung: Beim Tolling gibt der Betreiber die Dispatch-Hoheit vollständig ab und erhält dafür Planungssicherheit. Bei der Flexibilitätsvermarktung behält der Betreiber – zumindest im Rahmen definierter Grenzwerte – Einfluss auf die Anlagenstrategie und partizipiert direkt am Marktergebnis, trägt dafür aber auch dessen Volatilität.

Wie ein Flexibilitätsvermarktungsvertrag funktioniert

Ein Flexibilitätsvermarktungsvertrag regelt im Kern drei Dinge:

• Marktzugang
• Steuerungshoheit über die Anlage
• Remuneración

Für Betreiber und Investoren ist vor allem in der Praxis entscheidend, diese relevanten Vertragsbestandteile frühzeitig mit potenziellen Vermarktern zu klären, bevor ein Anlagenkonzept final ausgelegt wird:

• Multi-Market-Fähigkeit: Kann der Vermarkter die Anlage flexibel zwischen Intraday, Day-Ahead und Regelenergiemärkten (aFRR, mFRR) hin- und herschalten, um die jeweils lukrativste Vermarktung zu wählen? Welche Wartungs- und Kalibrierungszeiten sind zu beachten?
• Bilanzkreis und Messkonzept: Wer übernimmt die Bilanzkreisverantwortung, und wie ist die Anlage messtechnisch angebunden (eigene MaLo, Summenzähler, Fernwirktechnik)?
• Steuerungshoheit: In welchem Umfang darf der Vermarkter die Anlage fernsteuern, und welche Grenzwerte (State of Charge, maximale Zyklenzahl) gibt der Betreiber vor? Gibt es Zeitfenster für BTM-Anwendungen, die zu beachten sind?
• REMIT-Compliance: Wer stellt sicher, dass Handelsaktivitäten den Transparenz- und Meldepflichten der REMIT-Verordnung entsprechen? (REMIT = Verordnung über Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes)
• Laufzeit und Exit-Optionen: Kündigungsfristen, Wechsel des Vermarkters, Verhalten bei technischem Ausfall der Anlage.

Vergütungsmodelle: Profit-Share & Floor-Price

In der Flexibilitätsvermarktung haben sich zwei Grundmodelle etabliert, die häufig auch kombiniert werden:

Profit-Share: Der Vermarkter oder Aggregator erhält einen prozentualen Anteil am erzielten Handelsergebnis, üblich sind Größenordnungen von 20 bis 30 Prozent, abhängig vom Anlagenkonzept und der verwendeten Technologie. Der Betreiber trägt das volle Marktrisiko, profitiert im Gegenzug aber vollständig von starken Marktphasen.

Floor-Price (Mindesterlösgarantie): Der Vermarkter garantiert eine Mindestvergütung pro MW und Jahr, unabhängig vom tatsächlichen Marktergebnis. Liegt der erzielte Erlös darüber, wird die Mehrerlös meist geteilt. Dieses Modell reduziert das Risiko für den Betreiber, geht aber in der Regel mit einer niedrigeren Erlösobergrenze einher.

Für Unternehmen, die einen Batteriespeicher kaufen und fremdfinanzieren, ist eine Variante des Floor-Price-Modells meist günstiger, da sich dadurch die Bankability deutlich verbessert. Das Risiko ist so kleiner und kalkulierbarer. Ein Profit-Share-Modell vereinbart CUBE CONCEPTS als Betreiber häufig bei BESS Contracting o CPFS. Unternehmen profitieren dabei gleich ab dem ersten Tag der Inbetriebnahme. Welches Modell jedoch am Ende wirtschaftlich sinnvoller ist, hängt demnach von der Risikotragfähigkeit des Betreibers, der Finanzierungsstruktur des Projekts und der erwarteten Marktvolatilität ab.

Worauf Betreiber bei der Auswahl des Flexibilitätsvermarkters achten sollten

Unternehmen, die die Vermarktung ihrer FTM-Batteriespeicherkapazitäten an einen Flexibilitätsvermarkter übertragen möchten, sollten bei der Auswahl des Partners verschiedene technische, wirtschaftliche und vertragliche Kriterien berücksichtigen. CUBE CONCEPTS setzt dabei auf die Zusammenarbeit mit renommierten und erfahrenen Vermarktungspartnern, um eine zuverlässige Vermarktung und eine langfristige Erlösoptimierung sicherzustellen.

• Marktzugang und Erfahrung: Ist der Vermarkter an allen relevanten Märkten (Intraday, Day-Ahead, Regelenergie) aktiv zugelassen, und mit welchem Anlagenportfolio hat er nachweislich Erfahrung – speziell mit Batteriespeichern?
• Track Record bei BESS: Werden konkrete, referenzierbare Erlöszahlen für vergleichbare Speicherprojekte offengelegt?
• Technische Integration: Welche Fernwirktechnik und Schnittstellen (z. B. zum EMS der Anlage) werden vorausgesetzt, und wer trägt die Integrationskosten?
• Transparencia Erhält der Betreiber Einblick in Einzeltrades, oder wird nur ein aggregiertes Ergebnis ausgewiesen?
• Vertragsflexibilität: Wie kurzfristig kann der Vermarkter gewechselt werden, falls die Zusammenarbeit nicht überzeugt?
• Bonität und Ausfallrisiko: Insbesondere bei Floor-Price-Modellen ist die wirtschaftliche Substanz des Vermarkters relevant, da er selbst die Garantie tragen muss.

Aggregatoren-Landschaft in Deutschland und Europa

Der Markt für Flexibilitätsvermarktung ist in den letzten Jahren deutlich gewachsen und reicht von etablierten Energiehändlern und Stadtwerken bis zu spezialisierten Aggregatoren und Algotradern, die sich gezielt auf Batteriespeicher fokussieren.

CUBE CONCEPTS arbeitet bei FTM-Projekten mit spezialisierten Flexibilitätsvermarktern, Algotradern und Optimierern zusammen – unter anderem mit Segunda Fundación y Enspired, zwei am deutschen und europäischen Markt aktiven Anbietern, die sich auf die algorithmische Vermarktung von Batteriespeicherflexibilität bei Energía de control, Day-Ahead Handel y Trading Intraday spezialisiert haben. Als Projektentwickler und Integrator übernimmt CUBE CONCEPTS dabei die Schnittstellenfunktion: von der technischen Auslegung der Anlage für FTM-Fähigkeit über die Auswahl des passenden Vermarktungspartners bis zur vertraglichen Anbindung.

Diese Partnerwahl erfolgt projektspezifisch – abhängig von Anlagengröße, Standort, Netzanschlusspunkt und den individuellen Anforderungen des Betreibers an Risikoprofil und Vertragslaufzeit.

Marco regulatorio

Die Flexibilitätsvermarktung von Batteriespeichern bewegt sich in Deutschland im Zusammenspiel von EU-Strommarktrecht, Energiewirtschaftsgesetz, Redispatch-Regeln und den Vorgaben für steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Auf europäischer Ebene ist vor allem die Richtlinie (EU) 2019/944 relevant, die in Art. 32 eine marktgestützte, diskriminierungsfreie Beschaffung von Flexibilitätsleistungen vorsieht. In Deutschland wird dieser Rahmen im Wesentlichen über das EnWG, die Redispatch-2.0-Regelungen sowie die Vorgaben der Bundesnetzagentur konkretisiert. Für Betreiber von FTM-Batteriespeichern bedeutet das: Flexibilität darf vermarktet werden, die technische und bilanzielle Einbindung muss aber sauber geregelt sein.

Für Standalone-BESS ist die Abgrenzung zur EEG-Direktvermarktung wichtig. Die Direktvermarktung nach § 20a EEG betrifft grundsätzlich EEG-geförderte Erzeugungsanlagen, nicht jedoch einen reinen Netzspeicher ohne gekoppelte Grünstromanlage. Der klassische FTM-Speicher wird daher in der Praxis meist über einen Flexibilitätsvermarktungs- oder Tolling-Vertrag eingesetzt. Hinzu kommt § 14a EnWG für steuerbare Verbrauchseinrichtungen: Sobald der Speicher beim Laden als steuerbare Last im Netz auftritt, sind die Anforderungen an Steuerbarkeit, Netzentgeltregelung und Netzanschluss zu beachten. Je nach Anlagenkonzept kommen außerdem Messkonzepte, Bilanzkreiszuordnung, Fernwirktechnik und REMIT-Pflichten hinzu. Für Betreiber ist deshalb entscheidend, die Vermarktung nicht nur wirtschaftlich, sondern auch regulatorisch und technisch von Anfang an passend aufzusetzen.

Reine Grünstromspeicher, die bisher die geltende Opción de exclusividad nach § 19 3a EEG nutzen und für den eingespeisten Strom eine EEG-Vergütung erhalten, konnten bisher kaum von einer Flexibilitätsvermarktung profitieren. Sie laden ausschließlich Strom aus den eigenen EE-Anlagen und dürfen nur grünen Strom in das öffentliche Netz einspeisen. Dadurch ist eine tatsächliche Vermarktung von Flexibilität nicht bisher nicht möglich. Graustromspeicher hingegen können auch Strom aus dem öffentlichen Netz aufnehmen und werden so zu einem vollwertigen Marktteilnehmer. Sofern sie mit einer EE-Anlage gekoppelt sind, entfällt bislang jedoch die EEG-Vergütung. Mit dem Ley de picos solares vom 25. Februar 2025 hat der Gesetzgeber diese Logik aufgebrochen. Die neue Opción de devengo (§ 19 Abs. 3b EEG, § 21 Abs. 1–4 EnFG) ermöglicht künftig, dass ein Speicher sowohl Grün- als auch Graustromanteile aufnimmt — und trotzdem anteilig EEG-Förderung für den grünen Anteil erhält.

FAQ: Flexibilitätsvermarktung für BESS-Betreiber