Erlöse von co-location Batteriespeichern im Dezember 2025 - weiter sinkende Erlöse für Kombinationen mit Wind und PV

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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 der Erlöspotenziale mit dem Vorjahresmonat

• Entwicklung des Erlöspotenzials über die letzten 12 Monate

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

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Erlöse von Windparks mit Batteriespeicher liegen um bis zu 30 % 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 Dezember 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen könne hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise]

Abb. 1 zeigt, welche Erlöse ein co-location Batteriespeicher mit einem Windpark an den verschiedenen Märkten im November 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 47 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. 55 k € erzielen können. 

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ca. 54 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte insgesamt 55 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. 56 k € ein geringfügig 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. 59 k € möglich gewesen.

Die Optimierung des Speichers über alle verfügbaren Märkte zeigt mit ca. 60 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt, dass in Kombination mit einem Windpark durch einen effizienten cross-market Ansatz im Vergleich die höchsten Erlöse 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 zu einem Mehrerlös von rund 14 k € (+30 %) mit der cross-market Strategie für die hier betrachteten Märkte maximal, zu dem dann noch potenzielle Erlöse aus dem aFRR-Arbeitsmarkt und unter Umständen financial trading addiert werden müssten, um ein vollumfassendes Bild von den maximal möglichen Gesamterlösen zu erhalten.

Alle Vermarktungsstrategien führen zu niedrigeren Erlösen im Dezember 2025 vs. Dezember 2024

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

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination im Vorjahresvergleich, dass die Erlöse für alle Vermarktungsstrategien im Dezember 2025 über denen von Dezember 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. 15 % gefallen, wobei der Windstrom an Land ca. 89 % des durchschnittlichen Marktpreises erzielen konnte. Die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie insgesamt lag um ca. 13 % unter der des Vorjahresmonats – pro installierte Kapazität um ca. 19 % darunter. Dies führt insgesamt zu einer Verringerung der direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen konnte.

• Hinzu kommt, dass die Spreads auf allen Großhandelsmärkten deutlich gesunken sind (siehe stand-alone Batteriespeichereinnahmen), was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesen Märkten reduziert.

• Ein weiterer Aspekt ist, dass die durchschnittlichen Leistungspreise am positiven aFRR-Markt im Vorjahresvergleich gesunken sind.

Vergleich der cross-market Bruttoerlöse des co-location Speichers mit dem Vorjahresmonat

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

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher knapp die Hälfte der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) und die andere Hälfte am positiven aFRR-Markt erzielte, anders als im Vorjahresmonat, als auf die Intraday-Märkte nur 62 % 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 Dezember beliefen sich diese entgangenen Day-Ahead-Erlöse bei der cross-market Strategie auf ca. 3,8 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 analog zur cross-market Optimierung der stand-alone Batterie eine leichte Verlagerung in die jeweils verfügbaren Regelleistungsmärkte (von 38 % zu 51 % 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 Januar bis Dezember 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abb. 4 lässt sich sehr gut ableiten, wie stark sich die Erlöse des Windparks in den Sommermonaten, die generell wind schwächer sind, durch die geringeren Erlöse im Day-Ahead-Markt nach unten entwickelt haben. Nach den insgesamt windschwachen Monaten von März bis August stiegen die Gesamterlöse im September und Oktober deutlich an, gingen im Dezember jedoch nach den bereits schwächeren Erlösen im November erneut zurück. 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. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse in Abb. 4 nur einen Teil der Erlöse des Windparks dar, die in Abb. 1 abgebildet sind.

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

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

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 4 % für die Anlagenkombination an 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. 6 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 48 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 3-%-Erhöhung der Erlöse 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, 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 ca. 52 % mehr Energie geladen wird..

3. Die Erhöhung der Kapazität führt bei einer cross-market Vermarktung zu einer Verschiebung der Vermarktung von den Großhandelsmärkten in den positiven Sekundärregelleistungsmarkt.

176-%-Steigerung der Erlöse durch Speicher für PV-Park 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 Dezember 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise]

Abb. 6 zeigt, welche Erlöse ein Batteriespeicher kombiniert mit einem PV-Park in verschiedenen Märkten im Dezember 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 Dezember bei ca. 5 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 aufgrund eines um 34 % höheren anzulegenden Wertes und damit einer entsprechend höheren Marktprämie. Dies erklärt den Unterschied zwischen den Erlösen des kombinierten mit denen eines eigenständigen PV-Parks.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von PV-Park und Speicher ca. 7 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 38 % übersteigen können. 

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten ebenfalls knapp 7 k € erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte gut 7k € eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit etwas über 7 k € ein leicht größerer Erlös erwirtschaften lassen.

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. 14 k €.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario hätte ca. 12 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen aFRR-Preisen eingebracht. Dass diese Zahlen unter den Erlösen im aFRR-Markt liegen, resultiert aus einer zusätzlichen Restriktion für die Vermarktung über alle Märkte. Im Unterschied zu den aFRR-Modi muss hier der Füllstand des Speichers am Ende des Tages immer bei 50 % liegen, um prinzipiell in der Optimierung am nächsten Tag in beiden aFRR-Märkten Leistung anbieten zu können (siehe Hintergrund zum Modell). Dadurch kann insgesamt weniger Leistung z.B. im positiven aFRR-Markt angeboten werden, als es in der Vermarktung des Batteriespeichers ausschließlich in diesem Markt der Fall ist.

Insgesamt hätte das zusätzliche Investment in einen co-location Batteriespeicher im betrachteten Szenario die Erlöse des PV-Parks damit um maximal ca. 9 k € und damit um ca. 176 % erhöhen können. Mit der cross-market Strategie, die für gewöhnlich den höchsten Ertrag einbringt, hätte das Investment immerhin noch einen Mehrerlös von ca. 7 k € und damit ca. 132 % generieren können. Für eine vollständige Betrachtung des maximalen Erlöspotenzials müssten diesem noch weitere Einnahmen aus dem aFRR-Arbeitsmarkt hinzugerechnet werden. Financial trading käme als zusätzliche Erlösquelle in einigen Szenarien in Frage.

Erlöse für PV-Speicher-Kombinationen an fast allen Märkten im Vergleich zu Dezember 2024 gesunken

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

Im Kontrast zu den Entwicklungen bei der Kombination von Speicher und Windpark zeigt sich, dass die Erlöspotenziale am Day-Ahead- und Intrayday-Auktionsmarkt etwas über denen des Vorjahresmonats lagen. In den anderen Märkten war hingegen ein Rückgang der Erlöse im Vergleich zu Dezember 2024 zu verzeichnen, wenngleich nicht so deutlich wie in Kombination mit einem Windpark. Die Hintergründe der Veränderungen und Kerntreiber sind diese:

• Einerseits lag im Vergleich zu Dezember 2024 die Menge der durch PV erzeugten Energie insgesamt zwar um ca. 47 % höher, pro installierte Kapazität um ca. 26 %. Wenngleich der DA-Preis durchschnittlich ca. 15 % unter dem des Vorjahresmonats lag, führte die erhöhte Produktion insgesamt zu einer Erhöhung der direkten Erlöse, die der PV-Park allein am Markt erzielen konnte.

• Die Spreads auf Großhandelsmärkten sind gefallen, was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesen Märkten vermindert.

• Ein weiterer Aspekt ist, dass die durchschnittlichen Leistungspreise am positiven aFRR-Markt im Vorjahresvergleich gesunken sind.

Vergleich der cross-market Bruttoerlöse des co-location Speichers mit dem Vorjahresmonat

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

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher 61 % seiner Erlöse am positiven aFRR-Markt erzielte und den verbleibenden Teil zu etwa 80 % am kontinuierlichen und zu etwa 20 % am Intraday-Auktionsmarkt. 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 Dezember 2025 beliefen sich diese bei der cross-market Strategie auf 3,4 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 analog zur cross-market Optimierung bei co-location mit Windkraft sowie bei einer stand-alone Batterie die Verlagerung in die jeweils verfügbaren Regelleistungsmärkte (von 54 % zu 61 % Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

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 Januar bis Dezember 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 zum Sommer zunehmen und dann zur dunkleren Jahreshälfte abnehmen. Im Dezember erreichen sie den Tiefpunkt. 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. 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, wie bei den Erlöspotenzialen bei co-location mit Windkraft und bei einem stand-alone Speicher, zuletzt stark gestiegene Potenziale am positiven aFRR-Markt beobachten.

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

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

Während der Effekt bei einem stand-alone Speicher etwas größer war, zeigt sich bei der Kombination mit PV analog zur Betrachtung mit Windkraft, dass eine Verdopplung der Kapazität nur zu einer relativ geringen Erlössteigerung führt, hier immerhin von etwa 21 % 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 zumindest an den Großhandelsmärkten nur einen kleineren Teil zu den Erlösen 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. 13 %. Eine Verdopplung der Kapazität führte zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 17 % im Day-Ahead-Markt. Dies schlug sich nur in einer 2-%-Erhöhung der Erlöse für die Kombination nieder.

2. Der Batteriespeicher ist durch die PV-Erzeugung begrenzt, da er zur Wahrung der Privilegien als Erneuerbare-Energien-Speicher nur aus der PV-Anlage geladen werden darf. Eine Vergrößerung der Kapazität führt daher nicht zwangsläufig dazu, dass diese auch ausgeschöpft werden kann und/oder zu signifikanten Mehrerlösen führt: Im Beispiel der ausschließlichen Day-Ahead-Vermarktung führte die Verdopplung der Kapazität von 2 h auf 4 h im Dezember dazu, dass nur ca. 1 % mehr Energie geladen wurde.

3. Die Erhöhung der Kapazität führt bei einer cross-market Vermarktung zu einer Verschiebung der Vermarktung von den Großhandelsmärkten in den positiven Sekundärregelleistungsmarkt, weshalb hier die Erlöse höher ausfallen.

Fazit für co-location Batteriespeicher

Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien im Dezember 2025 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von ca. 14 k € und damit 30 % und gegenüber einer PV-Anlage ohne Speicher von ca. 9 k € und damit sogar 176 % hätte führen können. Diesen Erlösen müssten dann noch die Erlöspotenziale aus dem Sekundärarbeitsmarkt und ggf. financial trading hinzugerechnet werden, um eine ganzheitliche Abschätzung des Geschäftsmodells vorzunehmen.

Im Februar veröffentlichen wir das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im Januar 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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