Erlöse von co-location Batteriespeichern im August 2025 - Märkte leicht gedämpft, Batteriespeicher verdoppeln Erlöse von Erneuerbaren

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Während wir im frei zugänglichen Teil des Monatsrückblicks die Erlöse eines stand-alone Batteriespeichers im backtesting mit unserem Simulationsmodell darstellen, steigen wir im vorliegenden Blogpost vertiefend in die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers kombiniert mit einem Wind- oder PV-Park ein. Folgende Inhalte finden Sie in diesem Teil des Monatsvergleichs: 

1. Die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Windpark (nach InnAusV) in Deutschland, mit folgender Marktabdeckung

   • Day-Ahead

   • Intraday-Auktion

   • kontinuierlicher Intraday-Handel

   • kombinierte Vermarktung an den Großhandelsmärkten

   • positive aFRR-Leistungsbereitstellung (zwei Preisszenarien) und

   • unsere cross-market-Optimierung (zwei Preisszenarien für aFRR)

2. Die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Solarpark in Deutschland, mit der oben dargestellten Marktabdeckung

3. Für beide Fälle werden noch folgende Vergleiche dargestellt und analysiert:

• Vergleich der Erlöse mit und ohne Batteriespeicher

• Vergleich für ein 2 h und ein 4 h co-location Batteriespeichersystem

• Vergleich der Erlöspotenziale mit dem Vorjahresmonat

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Erlöse von Windparks mit Batteriespeicher liegen um bis zu 89 % höher als ohne

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Abbildung 1: Berechnungsergebnisse zu den möglichen gemeinsamen Erlösen (backtesting) eines 1 MW/2 MWh co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Windpark (nach InnAusV) an den deutschen Strommärkten im August 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen könne hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Abb. 1 zeigt, welche Erlöse ein co-location Batteriespeicher mit einem Windpark an den verschiedenen Märkten im August 2025 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro Megawatt. Der untere, hellere Balken stellt jeweils die Erlöse des Windparks in der Anlagenkombination dar, dessen direkte Einspeisung in allen Fällen nur am Day-Ahead-Markt vermarktet wird. Der obere, dunklere Balken zeigt die Erlöse des verbundenen Batteriespeichers am jeweiligen Markt bzw. cross-market. Die Größe des Windparks ist nach den Vorgaben der Innovationsausschreibung an der Größe des Batteriespeichers ausgerichtet und macht damit 75 % (hier 3 MW) der gesamten Leistung der Anlagenkombination aus. Details zu den Modellparametern finden sie hier. Der Batteriespeicher kann zur Wahrung des Grünstromprivilegs nur über den Windpark geladen werden und dementsprechend weder am Primär- (FCR) noch am negativen Sekundärregelleistungsmarkt (aFRR negativ) teilnehmen.

Zur besseren Einordnung wird durch die gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung des Windparks ohne Speicher im Day-Ahead-Markt eingebracht hätte. Diese Zahl liegt im betrachteten Fall bei ca. 21 k €. Dabei ist zu beachten, dass Windkraftanlagen in der Kombination mit Speichern als systemdienliche Lösungen durch Innovationsausschreibungen nach §§ 28 bis 35a und 39n EEG sowie die Regelungen der InnAusV von attraktiveren Förderbedingungen profitieren. Hierdurch ergibt sich bei den potenziellen Erlösen ein Plus aufgrund eines um fast 8 % höheren anzulegenden Wertes und damit einer entsprechend höheren Marktprämie. Dies erklärt den Unterschied zwischen den Erlösen des kombinierten mit denen des eigenständigen Windparks.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher bis zu ca. 30 k € erzielen können. 

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ca. 31 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte insgesamt knapp 32 k € eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit gut 33 k € ein etwas größerer Erlös für die Anlagenkombination erwirtschaften lassen.

Wenn für die positive Sekundärregelreserve (aFRR positiv), durch die Leistung für die Einspeisung ins Netz vorgehalten wird, die durchschnittlich erzielten Leistungspreise angelegt werden, wären hier Erlöse von ca. 34 k € möglich gewesen. Geht man hingegen davon aus, dass bei der Vermarktung des Batteriespeichers immer der marginale Leistungspreis hätte realisiert werden können, was eine extreme Annahme ist, so hätten mit der Anlagenkombination ca. 38 k € erlöst werden können.

Die Optimierung des Speichers über alle verfügbaren Märkte zeigt mit ca. 37 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt bzw. ca. 40 k € bei der Verwendung von marginalen Leistungspreisen am aFRR-Markt, dass die höchsten Erlöse genau wie im Fall eines stand-alone Batteriespeichers auch in Kombination mit einem Windpark durch einen effizienten cross-market Ansatz erzielt werden können. Dieses Szenario berücksichtigt Preisvolatilitäten, die optimale Ausnutzung von Flexibilität sowie die spezifischen Eigenschaften der einzelnen Märkte.

Das Investment in einen Speicher zusätzlich zu einem Windpark führt also für die hier betrachteten Märkte zu einem Mehrerlös von maximal rund 19 k € (+ 89 %), zu dem dann noch potenzielle Erlöse aus dem aFRR-Arbeitsmarkt und financial trading addiert werden müssten, um ein vollumfassendes Bild von den maximal möglichen Gesamterlösen zu erhalten.

Fast alle Vermarktungsstrategien führen zu etwas geringeren Erlösen im August 2025 vs. August 2024

Abbildung 2: Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark in den verschiedenen Märkten für August 2025 vs. August 2024 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination im Vorjahresvergleich, dass wie bei der Betrachtung eines eigenständigen Batteriespeichers die Erlöse für alle Vermarktungsstrategien mit Ausnahme der alleinigen Vermarktung am Sekundärleistungsmarkt im August 2025 unter denen von August 2024 lagen. Dabei kommen mehrere Faktoren zum Tragen:

• Der Durchschnittspreis am Day-Ahead-Markt, an dem der direkt eingespeiste Windstrom vermarktet wird, ist im Vergleich zum Vorjahresmonats um ca. 6 % gefallen wobei der Windstrom ca. 89 % des durchschnittlichen Marktpreises erzielen konnte. Zudem lag die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie im August 2025 zwar insgesamt um ca. 1 % über der des Vorjahresmonats – pro installierte Kapazität aber um ca. 4 % darunter. Dies führt zu einer Verringerung der direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen konnte.

• Hinzu kommt, dass die Spreads auf allen Großhandelsmärkten gesunken sind (siehe stand-alone Batteriespeichereinnahmen), was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesen Märkten reduziert. Da die durchschnittlichen Leistungspreise am positiven aFRR-Markt leicht unter denen des Vorjahresmonats lagen, sind die Gesamterlöse mit der Teilnahme des co-location Speicher im Vergleich leicht gesunken. Ausnahme sind hier die marginalen Preise, die im Vergleich zum Vorjahresmonat leicht gestiegen waren (wie ebenfalls bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen). Mit der Teilnahme des Speicher an diesem Markt , liegen die Gesamterlöse etwas über denen des Vorjahresmonats.

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Abbildung 3: Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit Windenergie durch die cross-market-Strategie im August 2025 und im August 2024, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher ca. 60 % der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) und den übrigen Teil am positiven aFRR-Markt erzielte, anders als im Vorjahresmonat, als auf die Intraday-Märkte noch 74 % der Erlöse entfielen. Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie, in dem Sinne, dass der erzeugte Windstrom dort nicht direkt vermarktet wird: In der Modellierung bedeutet dies, dass die Batterie negative Erlöse am Day-Ahead-Markt erzielt, da sie dem Windpark die entgangenen Erlöse an diesem Markt erstattet. Im August 2025 beliefen sich diese entgangenen Day-Ahead-Erlöse bei der cross-market Strategie auf ca. 2,5 k €. Zur besseren Übersicht wurden diese negativen Erlöse hier nicht mit abgebildet, sondern nur die Bruttoerlöse in den drei anderen Märkten dargestellt. Daher liegt die Summe in Abb. 3 über der Summe der Erlöse des Speichers in Abb. 1. Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich ähnlich wie bei der cross-market Optimierung der stand-alone Batterie eine Verlagerung in den positiven aFRR-Leistungsmarkt (von 26 % zu 40 % Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

Die Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark über die letzten zwölf Monate

Abbildung 4: Potenzielle gemeinsame monatliche Erlöse des Speichers in co-location mit Windenergie durch die cross-market-Strategie von September 2024 bis August 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abb. 4 lässt sich sehr gut ableiten, wie stark die Erlöse des Windparks sich in den Wintermonaten durch die höheren Erlöse im Day-Ahead-Markt nach oben entwickelt haben. Nach den etwas windstärkeren Monaten Mai und Juni liegen die Erlöse im August etwas unter denen von März und April. Bei den Einnahmen im Day-Ahead-Markt ist zu berücksichtigen, dass diese nur aus der Vermarktung der direkten Einspeisung des Windparks resultieren. Der Teil der Erzeugung des Windparks, der gespeichert wurde und vom Speicher kompensiert wird, ist hier nicht direkt ersichtlich bzw. verbirgt sich in den Erlösen auf den anderen Märkten. Im August 2025 hätten sich diese entgangenen DA-Erlöse auf ca. 2,5 k € belaufen. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse in Abb. 4 nur einen Teil der Erlöse des Windparks dar, die in Abb. 1 abgebildet sind. Es lassen sich hier im Gegensatz zu den Erlöspotenzialen bei stand-alone Speichern leicht reduzierte Potenziale am positiven aFRR-Markt beobachten, auch wenn diese relativ an Bedeutung gewinnen.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit Windkraft im August 2025

Abbildung 5: Vergleich der potenziellen gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers und eines Windparks mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung im August 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 9 % für die Anlagenkombination in den Großhandelsmärkten. Diese relativ geringe Erhöhung der Erlöse leitet sich aus folgenden Faktoren ab:

1. Der Batteriespeicher trägt in diesem Szenario nur einen kleinen Teil zu den Gesamterlösen der Anlagenkombination bei. Werden der Speicher und die Windkraftanlage am Day-Ahead-Markt vermarktet, liegt der Anteil des Speichers am Gesamterlös bei einem 2-h-System bei ca. 23 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 37 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 8-%-Erhöhung der Gesamterlöse für die Anlagenkombination nieder.

2. Der Batteriespeicher ist durch die Windparkerzeugung begrenzt. Eine Vergrößerung der Kapazität führt daher nicht zwangsläufig dazu, dass diese auch ausgeschöpft werden kann, bzw. dass sich dies auch lohnt, da der Speicher lediglich aus dem Windpark geladen werden kann. Beim Beispiel der ausschließlichen Day-Ahead-Vermarktung führt die Steigerung der Kapazität von 2 h auf 4 h dazu, dass lediglich ca. 50 % mehr Energie geladen wird.

3. Wie oben beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale in den Sekundärregelenergiemärkten aus, weshalb diese nicht abgebildet sind.

Verdopplung der Erlöse durch Speicher für PV-Park im August 2025 möglich

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Abbildung 6: Berechnungsergebnisse zu den möglichen gemeinsamen Erlösen (backtesting) eines 1 MW/2 MWh co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Solarpark an den deutschen Strommärkten im August 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Abb. 6 zeigt, welche Erlöse ein Batteriespeicher kombiniert mit einem PV-Park in verschiedenen Märkten im August 2025 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro Megawatt. Dabei wird den Ergebnissen wiederum der mögliche Erlös aus einer cross-market Optimierung gegenübergestellt. Außerdem wird zur besseren Einordnung durch die gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung der Anlage jeweils ohne Speicher eingebracht hätte. Diese Zahl liegt für August bei ca. 21 k €. Dabei ist zu beachten, dass Wind- und PV-Anlagen in der Kombination mit Speichern als systemdienliche Lösungen durch die InnAusV von attraktiveren Förderbedingungen profitieren. Hierdurch ergibt sich bei den potenziellen Erlösen ein Plus von 29 %.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von PV-Park und Speicher ca. 35 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 69 % übersteigen können. 

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten gut 35 k € erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte  36 k €eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit ca. 37 k € noch einmal ein etwas größerer Erlös erwirtschaften lassen, sodass das Investment in einen Speicher zusätzlich zu einem PV-Park bei dieser Strategie bereits einen zusätzlichen Erlös von ca. 17 k € im August hätte erwirtschaften können.

Für die PV-Speicher-Kombination bestand ebenfalls ein großes Erlöspotenzial am aFRR-Leistungsmarkt. Mit durchschnittlich erzielbaren Preisen liegen die Erlöse am aFRR-Markt bei ca. 37 k €. Nimmt man hingegen an, dass die marginalen Preise realisiert werden können, was das maximale Erlöspotenzial am aFRR-Markt darstellt, so hätten Erlöse von ca. 41 k € erreicht werden können.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario zeigt mit ca. 40 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen aFRR-Preisen bzw. ca. 43 k € bei der Verwendung von marginalen aFRR-Preisen, dass auch bei einer PV-Anlagenkombination die höchsten Erlöse durch einen effizienten cross-market Ansatz erzielt werden können. Die cross-market Erlöse liegen damit um bis zu 23 % höher als am Day-Ahead-Markt.

Insgesamt hätte das zusätzliche Investment in einen co-location Batteriespeicher im betrachteten Szenario die Erlöse des PV-Parks damit um maximal gut 22 k € und damit um 108 % erhöhen können.

Für die PV-Speicher-Kombination sind die Erlöse gegenüber August 2024 in allen Märkten gesunken

Abbildung 7: Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park in den verschiedenen Märkten für August 2025 vs. August 2024 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Ähnlich zu den Entwicklungen bei der Kombination von Speicher und Windpark, bei der nur bei einer Strategie leichte Zugewinne verzeichnen verzeichnet konnten, zeigt sich, dass die Erlöspotenziale in den Großhandelsmärkten bei der Nutzung von PV im August 2025 um bis zu 17 % unter den Erlöspotenzialen vom Vorjahresmonat lagen. Die Kerntreiber sind diese:

• Im Vergleich zum August 2024 lag die Menge der durch PV erzeugten Energie insgesamt zwar um ca. 13 %, bzw. pro installierte Kapazität um weniger als 1 % höher. Da der Marktwert von Solarstrom aber ca. 10 % unter dem des Vorjahresmonats lag, führte dies zu einer Verringerung der direkten Erlöse, die der PV-Park allein am Markt erzielen konnte.

• Hinzu kommt, dass die Spreads auf allen Großhandelsmärkten gesunken sind (siehe stand-alone Batteriespeichereinnahmen), was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesen Märkten reduziert. Da die Leistungspreise am positiven aFRR-Markt unter denen des Vorjahresmonats lagen, mit Ausnahme der marginalen Preise (wie ebenfalls bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen) sinken mit der Teilnahme des co-location Speicher an diesem Markt die Erlöse ebenfalls.

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Abbildung 8: Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit PV-Anlage durch die cross-market-Strategie im August 2025 und August 2024, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher etwa zwei Drittel seiner Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt und das verbleibende Drittel am positiven aFRR-Markt. Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie in dem Sinne, dass der erzeugte PV-Strom dort nicht direkt vermarktet wird: In der Modellierung bedeutet dies, dass die Batterie negative Erlöse am Day-Ahead-Markt erzielt, da sie dem PV-Park die entgangenen Erlöse an diesem Markt erstattet. Im August 2025 beliefen sich diese bei der cross-market Strategie auf ca. 1,9 k €. Zur besseren Übersicht wurden diese negativen Erlöse hier nicht mit abgebildet, sondern nur die Bruttoerlöse in den drei anderen Märkten dargestellt. Daher liegt die Summe in Abb. 8 über der Summe der Erlöse in Abb. 6, in der die Nettoerlöse abgebildet sind. Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich wie bei der stand-alone Batterie die Verlagerung in den positiven aFRR-Leistungsmarkt (von 22 % zu 37 % Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

Für eine vollständige Betrachtung des maximalen Erlöspotenzials müssten diesem weitere Einnahmen aus dem aFRR-Arbeitsmarkt und financial trading hinzugerechnet werden.

Die Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park über die letzten zwölf Monate

Abbildung 9: Potenzielle gemeinsame monatliche Erlöse des Speichers in co-location mit PV durch die cross-market-Strategie von September 2024 bis August 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abb. 9 kann man sehr gut ableiten, wie stark die gemeinsamen Erlöse des Speichers und des PV-Parks saisonbedingt in den Herbst- und Wintermonaten abnehmen und dann zum Sommer hin zunehmen, auch wenn die Erlöse zuletzt leicht eingebrochen sind. Bei den Einnahmen aus dem Day-Ahead-Markt ist zu berücksichtigen, dass diese nur aus der Vermarktung der direkten Einspeisung des PV-Parks resultieren. Der Teil der PV-Erzeugung, der gespeichert wurde und vom Speicher kompensiert wird, ist hier nicht direkt ersichtlich. Im August 2025 hätten sich diese entgangenen Day-Ahead-Erlöse auf ca. 1,9 k € belaufen. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse in Abb. 9 nur einen Teil der Erlöse des PV-Parks dar, wie sie in Abb. 6 zu sehen sind. Es lassen sich hier im Gegensatz zu den Erlöspotenzialen bei stand-alone Speichern leicht reduzierte Potenziale am positiven aFRR-Markt beobachten, auch wenn diese relativ an Bedeutung gewinnen.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit PV-Park im August 2025

Abbildung 10: Vergleich der potenziellen gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem PV-Park mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung im August 2025 [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Analog zur Betrachtung mit Windkraft zeigt sich auch bei der Kombination mit PV, dass eine Verdopplung der Kapazität nur zu einer relativ geringen Erlössteigerung führt, hier immerhin von etwa 17 % im besten Fall. Auch hier erklären wieder verschiedene Faktoren den relativ geringen Zuwachs, vor allem in den Großhandelsmärkten:

1. Wie bei der Variante mit einem Windpark trug der Batteriespeicher nur einen kleineren Teil zu den Gesamterlösen der Anlagenkombination mit PV bei. Bei der Vermarktung beider Anlagen, Batteriespeicher und PV, am Day-Ahead-Markt lag der Anteil des Speichers am Gesamterlös bei einem 2-h-System bei ca. 23 %. Eine Verdopplung der Kapazität führte zu einer Erlössteigerung des Speichers um 70 % im Day-Ahead-Markt. Dies schlug sich nur in einer17-%-Erhöhung der Gesamterlöse für die Kombination nieder, was jedenfalls eine deutlich bessere Quote als bei der Variante mit Windkraft darstellt.

2. Der Batteriespeicher ist durch die PV-Erzeugung begrenzt, da er zur Wahrung des Grünstromprivilegs nur aus der PV-Anlage geladen werden darf. Wenngleich eine Vergrößerung der Kapazität daher nicht zwangsläufig dazu führt, dass diese auch ausgeschöpft werden kann, bzw. dass sich dies auch lohnt, zeigt sich im August, wie bereits im Vormonat, dass sich die Vergrößerung der Speicherkapazität lohnt: Im Beispiel der ausschließlichen Day-Ahead-Vermarktung führte die Verdopplung der Kapazität von 2 h auf 4 h im August dazu, dass ca. 98 % mehr Energie geladen wurde.

3. Wie oben beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale im aFRR-Markt aus, wenn die Batterie nur dort vermarktet wird. In der cross-market Strategie führt eine Erhöhung der Kapazität zu einer Steigerung der Erlöse in diesem Markt. Dies liegt daran, dass der Speicher bei dieser Strategie zum Ende und dementsprechend auch zu Beginn des Tages immer zur Hälfte geladen ist. Bei einer Verdopplung der Kapazität hat der Speicher entsprechend mehr Energie zur Verfügung.

Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien im August 2025 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von ca. 19 k € und gegenüber einem PV-Park ohne Speicher von ca. 22 k € und damit mehr als 100 % hätte führen können. Diesen Erlösen müssen dann noch die Erlöspotenziale aus dem Sekundärarbeitsmarkt und financial trading hinzugerechnet werden, um eine ganzheitliche Abschätzung des Geschäftsmodells vorzunehmen.

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

Wenn Sie ein weitergehendes Interesse an Energiepolitik und Marktdesign sowie deren Rückwirkungen auf Geschäftsmodellen im Energiesektor haben, schlagen wir Ihnen auch unser neues Monatsbriefing Regulierung und Marktdesign vor.

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