Erlöse von co-location Batteriespeichern im Oktober 2025 - aFRR-Markt immer noch stark, Batteriespeicher erzielen teilweise mehr als zugehörige PV-Anlagen

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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 86 % 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 Oktober 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 Oktober 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 46 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. 59 k € erzielen können. 

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ebenso ca. 59 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte insgesamt knapp 60 k € eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit knapp 62 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. 75 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 sogar gut 85 k € erlöst werden können. Dies ist, wie in unserem Beitrag zu den Erlöspotenzialen eines stand-alone Batteriespeichers bereits erläutert, auf die z.T. sehr hohen Preise im positiven aFRR-Markt zurückzuführen. Grund hierfür ist vermutlich, dass aufgrund wechselhafter Einspeisung von Erneuerbaren teilweise wenig regelbare Erzeugung im Markt war, die dann auch positive Regelleistung bereitstellen konnte. Zudem waren, trotz höherer Niederschläge im Oktober, die Pegelstände zum Teil noch unterdurchschnittlich, was die Verfügbarkeit von Lauf- und Speicherkraftwerken vermutlich einschränkte. Die Wasserkraftproduktion ist eine wichtige Säule des aFRR-Marktes. In Summe kam es zu diversen Preisspitzen, bis zu knapp 192 €/MW/h bei den durchschnittlichen Preisen bzw. bis zu knapp 567 €/MW/h bei den marginalen Preisen.

Die Optimierung des Speichers über alle verfügbaren Märkte zeigt mit ca. 75 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt bzw. fast 85 k € bei der Verwendung von marginalen Leistungspreisen am aFRR-Markt, dass in Kombination mit einem Windpark durch einen effizienten cross-market Ansatz relativ hohe Erlöse erzielt werden können. Dass die genauen Zahlen leicht 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 anbieten zu können (siehe Hintergrund zum Modell). Dadurch kann insgesamt weniger Leistung z.B. im positiven aFRR-Markt angeboten werden, als das in der Vermarktung des Batteriespeichers ausschließlich in diesem Markt der Fall ist. 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 39 k € (+85 %) mit der cross-market Strategie bzw.  40 k € (+86 %) 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 deutlich höheren Erlösen im Oktober 2025 vs. Oktober 2024

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

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination im Vorjahresvergleich, dass die Erlöse für alle Vermarktungsstrategien im Oktober 2025 über denen von Oktober 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. 2 % gefallen, wobei der Windstrom an Land ca. 66 % des durchschnittlichen Marktpreises erzielen konnte. Die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie insgesamt lag jedoch um ca. 72 % über der des Vorjahresmonats – pro installierte Kapazität um ca. 62 % darüber. Dies führt insgesamt zu einer Steigerung der direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen konnte.

• Hinzu kommt, dass die Spreads auf dem Day-Ahead-Markt gestiegen sind (siehe stand-alone Batteriespeichereinnahmen), was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesem Markt erhöht, auch wenn die Spreads am Intraday-Auktionsmarkt und dem kontinuierlichen Intraday-Markt kleiner waren.

• Da sich die durchschnittlichen Leistungspreise am positiven aFRR-Markt im Vorjahresvergleich mehr als verdoppelt haben, sind auch die Gesamterlöse mit der Teilnahme des co-location Speicher gestiegen (wie ebenfalls bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen). Die marginalen Preise sind im Vergleich zum Vorjahresmonat im Durchschnitt um etwa 140 % gestiegen.

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 Oktober 2025 und im Oktober 2024, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher ca. 20 % 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 66 % 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 Oktober beliefen sich diese entgangenen Day-Ahead-Erlöse bei der cross-market Strategie auf 1,6 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 Verlagerung in die jeweils verfügbaren Regelleistungsmärkte (von 34 % zu 80 % 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 November 2024 bis Oktober 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abb. 4 lässt sich sehr gut ableiten, wie stark sich die Erlöse des Windparks in den Wintermonaten, die generell windreicher sind, durch die höheren Erlöse im Day-Ahead-Markt nach oben entwickelt haben. Nach den insgesamt windschwachen Monaten von März bis August stiegen die Gesamterlöse seit September wieder deutlich an und lagen im Oktober noch etwas höher als im Vormonat. 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. Da die Day-Ahead-Vermarktung trotzdem stark ins Gewicht fällt, lässt sich die Dominanz der Erlöse vom positiven aFRR-Leistungsmarkt bei den Erlöspotenzialen eines stand-alone Speichers hier nicht beobachten.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit Windkraft im Oktober 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 Oktober 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 5 % 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. 13 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 33 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 4-%-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 lediglich ca. 57 % mehr Energie geladen wird.

3. Wie bei unserem Oktoberbeitrag zu stand-alone Speichern beschrieben, wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale in den Sekundärregelleistungsmärkten aus, weshalb diese nicht abgebildet sind.

314-%-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 Oktober 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 Oktober 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 Oktober bei ca. 12 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 20 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 72 % übersteigen können. 

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten gut 19 k € erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte gut 20 k €eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit knapp 22 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 Mehrerlös von ca. 10 k € 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 sogar Erlöse von ca. 48 k € erreicht werden können. Dies ist, wie oben bereits erläutert, auf die z.T. sehr hohen Preise im positiven aFRR-Markt zurückzuführen.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario hätte ca. 32 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen aFRR-Preisen bzw. ca. 39 k € bei der Verwendung von marginalen 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. 36 k € und damit um ca. 314 % erhöhen können. Mit der cross-market Strategie, die für gewöhnlich den höchsten Ertrag einbringt, hätte das Investment immerhin noch einen Mehrerlös von ca. 28 k € und damit ca. 243 % 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 den Spotmärkten relativ stabil, am aFRR-Markt gestiegen

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

Ähnlich zu den Entwicklungen bei der Kombination von Speicher und Windpark zeigt sich, dass die Erlöspotenziale am positiven aFRR-Markt beim Einsatz von PV im Oktober 2025 um bis zu 66 % über den Erlöspotenzialen im Vorjahresmonat lagen. Die Hintergründe der Veränderungen und Kerntreiber sind diese:

• Einerseits lag im Vergleich zu Oktober 2024 die Menge der durch PV erzeugten Energie insgesamt zwar um ca. 9 % höher, pro installierte Kapazität aber um ca. 4 % niedriger. Da auch der Marktwert von Solarstrom zudem nur ca. 3 % über dem des Vorjahresmonats lag, veränderten sich die Erlöse an den Spotmärkten kaum.

• Während die Spreads auf dem Day-Ahead- und dem kontinuierlichen Intraday-Markt gestiegen sind (siehe stand-alone Batteriespeichereinnahmen), was das Erlöspotenzial des Batteriespeichers bei der Teilnahme an diesen Märkten theoretisch erhöht, sind die Spreads am Intraday-Auktionsmarkt etwas geringer ausgefallen. So erklären sich die geringfügigen Einbußen an diesem Markt.

• Da sich die durchschnittlichen Leistungspreise am positiven aFRR-Markt im Vorjahresvergleich mehr als verdoppelt haben, sind auch die Gesamterlöse mit der Teilnahme des co-location Speicher gestiegen (wie ebenfalls bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen). Die marginalen Preise sind im Vergleich zum Vorjahresmonat im Durchschnitt um etwa 140 % gestiegen.

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 Oktober 2025 und Oktober 2024, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher 80 % seiner Erlöse am positiven aFRR-Markt erzielte und den verbleibenden Teil zu etwa zwei Dritteln am kontinuierlichen und zu etwa einem Drittel 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 Oktober 2025 beliefen sich diese bei der cross-market Strategie auf 1,7 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 39 % zu 80 % 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 November 2024 bis Oktober 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 zur dunklen Jahreshälfte abnehmen und dann zum Sommer zunehmen. 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 Oktober 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 Oktober 2025 [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale 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 22 % 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. 28 %. Eine Verdopplung der Kapazität führte zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 29 % im Day-Ahead-Markt. Dies schlug sich nur in einer 8-%-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 Oktober dazu, dass nur ca. 40 % mehr Energie geladen wurde, anders als im Vormonat, als die Kapazität tatsächlich nahezu ausgeschöpft werden konnte. Die Mehrerlöse des größeren Speichers lagen im Oktober, wie oben erläutert, bei 29 % im Day-Ahead-Markt.

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

Fazit für co-location Batteriespeicher

Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien im Oktober 2025 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von ca. 40 k € und damit 86 % und gegenüber einer PV-Anlage ohne Speicher von ca. 36 k € und damit sogar 314 % hätte führen können. Dabei ist zu berücksichtigen, dass diesen Erlösen die marginalen aFRR-Preise zugrundeliegen, die im Oktober überdurchschnittliche Preisspitzen aufwiesen. Gleichzeitig lagen auch bei durchschnittlichen aFRR-Preisen die Mehrerlöse gegenüber einem Windpark ohne Speicher bei ca. 29 k € (+64 %) und gegenüber einer PV-Anlage ohne Speicher bei 26 k € (+225 %). Diesen Erlösen müssten dann noch die Erlöspotenziale aus dem Sekundärarbeitsmarkt und ggf. financial trading hinzugerechnet werden, um eine ganzheitliche Abschätzung des Geschäftsmodells vorzunehmen.

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