Battery Beats Juni 2025: Erlöse von stand-alone Batteriespeichern (BESS)

Anhaltend gut – Erlöse von über 40 k € pro MW im Juni möglich

Abbildung 1: Berechnungsergebnisse zu den möglichen Erlösen (backtesting) eines 1 MW/2 MWh Batteriespeichers an den deutschen Strommärkten im Juni 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise; ** marginale Leistungspreise]

Der positive Trend für stand-alone Batteriespeicher vom ersten Quartal setzt sich bis in den Juni fort.

Die Abbildung stellt die Berechnungsergebnisse unseres Optimierungsmodells basierend auf den Preisen in den verschiedenen Strommärkten im Juni 2025 zeigt, hätte ein Batteriespeicher (1 MW/2 MWh) bei einer cross-market Optimierung und marginalen Leistungspreisen bis zu ca. 45 k € erlösen können.

Die dargestellten Erlöse bilden die theoretischen Potenziale unter perfekter Voraussicht über jeweils einen Tag ab und stellen damit eine Maximalabschätzung für die betrachteten Märkte dar. Erlöse aus financial trading und Aktivierungen auf dem aFRR-Markt bzw. einer Teilnahme am Regelarbeitsmarkt wurden jedoch nicht mit betrachtet und stellen weitere Erlösoptionen dar.

Es zeigt sich in Abb. 1, dass der Trend von 2024 auch im Juni 2025 anhält: In der Vermarktung in Einzelmärkten bringt der kontinuierliche Intraday-Handel und der aFRR-Leistungsmarkt die höchsten Erlöse für stand-alone Batteriespeicher. Im Detail zeigt sich im Regelenergiemarkt, dass die Erlöspotenziale im negativen Regelleistungsmarkt im Juni deutlich über denen im positiven Regelleistungsmarkt lagen. Der positive aFRR-Leistungsmarkt lag wiederum etwas über dem FCR-Markt.

Cross-market-Erlöse in den letzten 13 Monate im Überblick

Abbildung 2: Potenzielle Erlöse der cross-market-Strategie von Juni 2024 bis Juni 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Zur wirtschaftlichen Bewertung eines Batteriespeichers sind insbesondere die potenziellen Erlöse einer cross-market Strategie relevant. Im Juni 2025 wären in unserem Modell damit Erlöse von bis zu 31 k € mit durchschnittlichen aFRR-Leistungspreisen erzielt worden. Davon wären ca. 45 %, und damit etwas mehr als im Mai, in den Großhandelsmärkten erzielt worden, wovon der größte Anteil auf den kontinuierlichen Intraday entfällt. Der verbleibende Teil der Erlöse wird etwa zu 86 % im negativen aFRR-Markt verbucht. Der positive aFRR-Markt und der FCR-Markt machen entsprechend einen geringeren Anteil aus. Im Vergleich mit dem Vorjahresmonat (in Abb. 2 ganz links) sieht man zunächst einen Reduktion der Gesamterlöse um ca. 14 %. Darüber hinaus sieht man zum einen eine leichte Verlagerung innerhalb der Großhandelsmärkte vom Intraday-Auktionsmarkt und kontinuierlichen Intradaymarkt zum Day-Ahead-Markt und zum anderen eine deutliche Steigerung im negativen aFRR-Leistungsmarkt sowie eine leichte Reduktion im positiven aFRR-Leistungsmarkt und einen deutlicheren Rückgang im FCR-Markt. In der Summe führt dies dazu, dass es eine Verschiebung hin zu den Regelleistungsmärkten beim Gesamterlös der cross-market Strategie gab (von 38 % zu 55 %).

Betrachtet man die Erlöse über die letzten 13 Monate (Abb. 2), lässt sich zunächst beobachten, dass im Juni 2025 primär der aFRR-Markt Erlöstreiber im Bereich der Regelenergie war. Auffällig ist dabei, dass diese Erlöse, wie bereits im Mai und April, vor allem aus dem negativen aFRR-Markt stammen. Grund für diese Entwicklung ist wahrscheinlich die relativ hohe Stromproduktion aus Solarenergie im Juni, die die verfügbare Kapazität in den Regelenergiemärkten in den Sonnenstunden reduzierte und so zu höheren Preisen führte. Im Vergleich zum Mai und April haben die Erlöse im FCR-Markt wiederholt abgenommen.

Cross-market-Erlöse in Summe über die jeweils letzten 12 Monate

Abbildung 3: Rollierende potenzielle Erlöse der cross-market Strategie über jeweils 12 Monate von Juli 2024 bis Juni 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Im Unterschied zu Abb. 2 zeigt Abb. 3 die potenziellen Erlöse einer cross-market Strategie eines Batteriespeichers nicht nur für den jeweiligen Monat, sondern rollierend über jeweils 12 Monate. Hier zeigt sich im Zeitverlauf, dass bei dieser Strategie die Großhandelsmärkte einen leicht wachsenden Anteil am Gesamterlös ausmachen, der seit März wieder leicht zurückgeht. Seit Dezember 2024 sind die Gesamterlöse kontinuierlich angestiegen und im Juni zum ersten Mal leicht abgesunken. Innerhalb der Regelenergiemärkte sind nach einem Absinken der Erlöse im negativen aFRR-Markt in den Wintermonaten diese seit März kontinuierlich angestiegen, während die Entwicklung im FCR-Markt und seit April auch im negativen aFRR-Markt genau konträr war.

Ergänzend zu den hier dargestellten Erlöspotenzialen könnten sich weitere Erlöse durch die Vermarktung des Batteriespeichers auf dem aFRR-Regelarbeitsmarkt und durch financial trading insbesondere im Intraday-Markt ergeben, die in der hier durchgeführten Optimierung nicht mit betrachtet werden.

Erlöse im Vorjahresvergleich im Juni in fast allen Märkten gesunken

Vergleicht man die potenziellen Erlöse im Juni 2025 mit denen im Vorjahresmonat, zeigt sich in fast allen Märkten ein mindestens leichtes und zum Teil signifikant niedrigeres Erlöspotenzial, am deutlichsten im kontinuierlichen Intradaymarkt. Ausnahmen sind dabei der Day-Ahead-Markt und der negative aFRR-Markt, in denen es eine z.T. deutliche Erlössteigerung gab.

Abbildung 4: Veränderung der Erlöspotenziale eines stand-alone Batteriespeichers in den verschiedenen Märkten für Juni 2025 vs. Juni 2024 [* durchschnittliche Leistungspreise; ** marginale Leistungspreise]

Wesentlich für die unterschiedlichen Erlöse in den Großhandelsmärkten im Vorjahresvergleich sind insbesondere die durchschnittlichen täglichen Spreads bzw. Standardabweichungen an den einzelnen Märkten. Die durchschnittlichen täglichen Spreads sind im Juni 2025 am Day-Ahead-Markt gegenüber Juni 2024 angestiegen (+ 27 %), ebenso wie die durchschnittliche tägliche Standardabweichung (+ 31 %), d.h. es sind mehr und/ oder größere Preisschwankungen um den Mittelwert aufgetreten. Bei der Intraday-Auktion lagen die durchschnittlichen Spreads unter denen im Vorjahresmonat (- 8 %), wenngleich die durchschnittliche Standardabweichung leicht gestiegen ist (+ 11 %). Im kontinuierlichen Intraday-Handel lagen die durchschnittlichen Spreads deutlich unter denen des Vorjahresmonat (- 35 %) und auch die durchschnittliche Standardabweichung ist zurückgegangen (- 29 %). Im Juni 2024 waren im kontinuierlichen Intraday-Markt, insbesondere im ID1, mehrere sehr hohe Preise deutlich über 500 €/MWh aufgetreten.

Im FCR-Markt lag der Leistungspreis durchschnittlich um 21 % niedriger als im Juni 2024. Die Potenziale im positiven aFRR-Leistungsmarkt sind gegenüber dem Vorjahresmonat ebenfalls gestiegen. Die durchschnittlichen Leistungspreise lagen im positiven aFRR-Markt im Durchschnitt 6 % (marginale Preise ca. 10 %) unter denen des Vorjahres. Im Gegensatz dazu sind die Entwicklungen im negativen aFRR-Markt: Hier lagen die Leistungspreise durchschnittlich ca.  37 % (60 % bei marginalen Preisen) über denen aus Juni 2024. Grund für letzteres ist die hohe Stromerzeugung aus PV-Anlagen bzw. die resultierende geringe Residuallast. Um negative Regelleistung gesichert erbringen zu können, müssen die präqualifizierten Erzeugungsanlagen aufgrund von Großhandelsgeschäften im gleichen Zeitraum Strom produzieren. Für Speicherkraftwerke und Batteriespeicher besteht die Opportunität, günstig in diesen Zeiträumen in den Großhandelsmärkten laden zu können. Da PV-Anlagen bislang nicht für Regelleistung präqualifizierbar sind, gibt es in diesen Stunden entsprechend wenige Anlagen, die negative Regelleistung bereitstellen können bzw. viele Anlagen für die damit hohe Opportunitätskosten verbunden wären.

Die Details zu dem Modell und den getroffenen Annahmen und Einschränkungen finden Sie hier.

Zusätzliche Erlöspotenziale für 4-h-Systeme im Juni 2025 insbesondere im DA-Markt

Abbildung 5: Vergleich der potenziellen Erlöse eines stand-alone Batteriespeichers mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung im Juni 2025 [* durchschnittliche Leistungspreise; ** marginale Leistungspreise]

Beim Vergleich der Erlöspotenziale für ein 4-h-System zu der aktuell dominierenden 2-h-Auslegung zeigt sich ein ähnliches Bild wie auch im Jahresrückblick 2024 und den Vormonaten: Die Potenziale in den einzelnen Großhandelsmärkten (DA, ID-Auktion und ID kont.) lagen um bis zu 70 % höher als bei einem 2-h-System. In der hier dargestellten Betrachtung werden für die Regelenergiemärkte lediglich die leistungsbezogenen Erlöse betrachtet. Daher kommt es bei einer Erhöhung der Kapazität zu keiner Veränderung der Erlöspotenziale an diesen Märkten. Bei einer cross-market Strategie stiegen die möglichen Erlöse um bis zu 18 % an.

Die Verdopplung der Kapazität führt in der cross-market Optimierungsstrategie zu einer leichten Verlagerung in die Großhandelsmärkte. Während mit einem 2-h-System bei durchschnittlichen Leistungspreisen ca. 45% der Gesamterlöse an diesen Märkten erzielt wurden, stieg dieser Anteil beim 4-h-System auf ca. 61 %.

Negativer aFRR-Markt für Batteriespeicher zunehmend lukrativ

Zusammenfassend lässt sich beobachten, dass der negative aFRR-Markt für Batteriespeicher im Juni 2025, wie bereits in den drei Vormonaten, deutlich an Attraktivität gewonnen hat. Er ist zusammen mit dem kontinuierlichen Intraday der Kerntreiber der Erlöse einer cross-market Optimierung von Batteriespeichern im Juni 2025. Darüber hinaus bestanden sicherlich weitere Erlöspotenziale am aFRR-Arbeitsmarkt und durch financial trading, die hier aber nicht mitbetrachtet wurden.

Im August veröffentlichen wir das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im Juli 2025 gegenüber dem Vorjahresmonat verändert haben und welche Erlöspotenziale sich daraus für die letzten 12 Monate ableiten lassen.

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