Erlöse von co-location Batteriespeichern im Januar 2026 - Wind startet mit Höchstwert, PV hingegen schwach

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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 29 % 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 Januar 2026 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen könne hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise] - heller Balkenteil: Erlös des co-location Windparks (im DA-Markt), dunkler Balkenteil: Erlös des co-location Speichers, gestrichelte Linie: Erlöse eines stand-alone 3-MW-Windparks

Im Januar 2026 zeigt sich für die Kombination aus Windenergie und Batteriespeicher ein differenziertes Bild. Die gemeinsamen Erlöse der Anlagenkombination bei einer cross-market Strategie belaufen sich auf ca. 74,1 k € pro Monat. Zum Vergleich: Ein reiner 3-MW-Windpark ohne Speicher (gestrichelte Linie in der Abbildung) hätte im Day-Ahead-Markt 57,4 k € erzielt. Die Kombination mit dem Batteriespeicher bringt somit einen Mehrerlös von 29 % bzw. 16,7 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. 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.

Bei der Einzelmarktbetrachtung zeigt sich, dass die reine Day-Ahead-Vermarktung der Kombination 67,0 k € erbringt (davon 4,3 k € Speicheroptimierung). Die Vermarktung des Speichers in der Intraday-Auktion bringt 66,9 k € (4,2 k € Speicher), im kontinuierlichen Intraday-Markt 70,5 k € (7,8 k € Speicher). Die kombinierte Vermarktung über DA, IDA1 und ID1 erreicht 71,3 k € (8,6 k € Speicher). Bei der Vermarktung des Speichers im positiven aFRR-Markt ergibt sich ein Potenzial von 69,8 k € (7,1 k € Speicher), während die cross-market Strategie mit 74,1 k € (11,3 k € Speicher) die beste Gesamtperformance aufweist.

Der Mehrwert des Speichers liegt somit bei der cross-market Strategie bei 11,3 k €, was 15 % der Gesamterlöse entspricht. Dies zeigt, dass der Speicher in Kombination mit Windenergie einen signifikanten Beitrag zur Erlössteigerung leisten kann, insbesondere durch die Flexibilität zwischen Großhandels- und Regelleistungsmärkten.

Alle Vermarktungsstrategien führen zu höheren Erlösen im Januar 2026 vs. Januar 2025

Abbildung 2: Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark in den verschiedenen Märkten für Januar 2026 vs. Januar 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise]

Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich bei der Kombination aus Wind und Batteriespeicher ein positives Bild. Die Erlöse der Day-Ahead-Vermarktung legten um 9 % zu, bei der Intraday-Auktion um 7 %, während die Vermarktung des Speichers im kontinuierlichen Intraday-Markt die Erlöse um 11 % steigerte. Die kombinierte Vermarktung des Speichers über DA, IDA1 und ID1 stieg um 9 %. Der positive aFRR-Markt verzeichnete einen Anstieg von 6 %, während die cross-market Strategie insgesamt um 6 % zulegte.

Diese positive Entwicklung ist primär auf die Windproduktion zurückzuführen, die die Erlöse der Anlagenkombination dominieren:

• Die Produktion aus Windanlagen lag zwar nahezu auf Vorjahresniveau lag (−0,2 %), bzw. ging die normalisierte Erzeugung (bezogen auf die installierte Leistung) minimal um 0,3 % zurück. Produziert wurde jedoch in deutlich attraktiveren Zeiten: der monatliche Marktwert der Windenergie an Land lag um 12 % höher als im Vorjahresmonat.

• Die Speichererlöse dämpften die Gesamterlöse im Vergleich mit dem Vorjahresmonat ab. Wie beim stand-alone Speicher zu sehen, lagen insbesondere die Erlöse der Speichervermarktung in der Intraday-Auktion weit unter denen des Vorjahresmonats, weshalb auch die Anlagenkombination hier hinter den anderen Großhandelsmärkten zurückbleibt.

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 Januar 2026 und im Januar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Die Abbildung 3 zeigt die Zusammensetzung der Bruttoerlöse der cross-market Strategie für die Kombination aus Wind und Batteriespeicher. Im Januar 2026 entfallen ca. 10 % der Erlöse auf die Intraday-Auktion (IDA1), 63 % auf den kontinuierlichen Intraday-Markt (ID1) und 27 % auf den positiven aFRR-Markt. Im Vergleich zum Januar 2025 (5,1 k € IDA1, 8,3 k € ID1, 6,6 k € aFRR pos) zeigt sich eine Verschiebung zugunsten des kontinuierlichen Intraday-Marktes, während der Anteil des positiven aFRR-Marktes leicht zurückging.

Diese Verschiebung reflektiert die veränderten Marktbedingungen: Der kontinuierliche Intraday-Markt bietet bei stabiler Windproduktion gute Möglichkeiten zur Erlösoptimierung, während die Regelleistungsmärkte aufgrund der geringeren Volatilität an den Spotmärkten weniger attraktiv sind als im Vorjahr.

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 Februar 2025 bis Januar 2026, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Die Entwicklung der monatlichen Erlöse über die letzten 12 Monate (Abb. 4) zeigt ein volatiles Bild mit deutlichen saisonalen Schwankungen. Die höchsten gemeinsamen Erlöse wurden im Januar 2026 mit 74,1 k € erzielt, gefolgt mit deutlichem Abstand von Oktober 2025 mit 65,1 k € und Dezember mit 60,2 k €. Die niedrigsten Erlöse verzeichneten der August 2025 mit 32,6 k € und der April 2025 mit 36,6 k €.

Die saisonalen Schwankungen sind primär auf die Windproduktion zurückzuführen, die in den Wintermonaten typischerweise höher ausfällt als in den Sommermonaten. Gleichzeitig zeigt sich, dass die Erlöse aus dem Speicher in Phasen mit hoher Preisvolatilität (z.B. September und Oktober 2025) besonders hoch ausfallen, während sie in Phasen mit geringer Volatilität (z.B. März und Juni 2025) niedriger sind.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit Windkraft im Januar 2026

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]

Der Vergleich zwischen einem 4-h-Speichersystem und einem 2-h-Speichersystem in Kombination mit Windenergie zeigt im Januar 2026 moderate Unterschiede. Bei der Day-Ahead-Vermarktung liegt der Erlösvorteil des 4-h-Systems bei 3 %, bei der Intraday-Auktion ebenfalls bei 3 % und beim kontinuierlichen Intraday-Handel bei 4 %. Die kombinierte Vermarktung über DA, IDA1 und ID1 bringt einen Vorteil von 5 % für das 4-h-System, während die cross-market Strategie einen Vorteil von 3 % aufweist.

Diese geringen Unterschiede sind darauf zurückzuführen, dass die Windeinspeisung bereits einen Großteil der Erlöse generiert (ca. 85 % der Gesamterlöse) und der Speicher primär zur kurzfristigen Optimierung genutzt wird. Die längere Speicherdauer des 4-h-Systems bringt daher nur einen marginalen Mehrwert.

118-%-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 Januar 2026 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise] - heller Balkenteil: Erlös des co-location PV-Parks (im DA-Markt), dunkler Balkenteil: Erlös des co-location Speichers, gestrichelte Linie: Erlöse eines stand-alone 3-MW-PV-Parks

Im Januar 2026 zeigt sich für die Kombination aus Photovoltaik und Batteriespeicher ein anderes Bild als bei der Windkombination (Abb. 6). Die gemeinsamen Erlöse der Anlagenkombination bei einer cross-market Strategie belaufen sich auf 13,1 k € pro Monat. Zum Vergleich: Ein reiner 3-MW-PV-Park ohne Speicher (gestrichelte Linie in der Abbildung) hätte im Day-Ahead-Markt 6,0 k € erzielt. Die Kombination mit dem Batteriespeicher bringt somit einen Mehrerlös von 118 % bzw. 7,1 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.

Bei der Einzelmarktbetrachtung zeigt sich, dass die reine Day-Ahead-Vermarktung der Kombination 8,3 k € erbringt (davon 1,3 k € Speicheroptimierung). Die Intraday-Auktion bringt 8,3 k € (1,3 k € Speicher), der kontinuierliche Intraday-Markt 9,2 k € (2,2 k € Speicher). Die kombinierte Vermarktung über DA, IDA1 und ID1 erreicht 9,7 k € (2,7 k € Speicher). Bei der Vermarktung des Speichers im positiven aFRR-Markt mit 14,1 k € (7,1 k € Speicher) wird das höchste Ergebnis erzielt, während die cross-market Strategie mit 13,1 k € (6,1 k € Speicher) eine sehr gute Performance aufweist. Dass diese Zahlen unter den Erlösen im positiven 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.

Der Mehrwert des Speichers liegt somit bei der cross-market Strategie bei 6,1 k €, was 47 % der Gesamterlöse entspricht. Dies zeigt, dass der Speicher in Kombination mit PV einen deutlich höheren relativen Beitrag zur Erlössteigerung leisten kann als in Kombination mit Wind. Der Grund liegt in der geringeren PV-Produktion im Januar im Vergleich zur Windproduktion, wodurch der Speicher einen größeren Anteil an den Gesamterlösen hat.

Erlöse für PV-Speicher-Kombinationen an allen Märkten im Vergleich zu Januar 2025 gesunken

Abbildung 7: Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park in den verschiedenen Märkten für Januar 2026 vs. Januar 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise]

Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich bei der Kombination aus PV und Batteriespeicher ein überwiegend negatives Bild. Die Day-Ahead-Vermarktung ging um 8 % zurück, die Intraday-Auktion um 13 %, während die Erlöse im kontinuierlichen Intraday-Markt um 10 % sanken. Die kombinierte Vermarktung über DA, IDA1 und ID1 fiel um 12 %. Der positive aFRR-Markt verzeichnete einen Rückgang von 16 %, während die cross-market Strategie insgesamt um 17 % zurückging. Diese negative Entwicklung ist auf mehrere Faktoren zurückzuführen:

• Zum einen blieb die PV-Produktion nahezu konstant (+0,4 %), während die normalisierte Erzeugung (bezogen auf die installierte Leistung) so gut wie unverändert blieb. Gleichzeitig ging der monatliche Marktwert von PV um 4 % zurück.

• Zum anderen sanken die Erlöse aus dem Speicher aufgrund der deutlich geringeren Preisvolatilität an den Großhandelsmärkten. Die durchschnittlichen Day-Ahead-Spreads gingen um 13 % zurück, die Intraday-Auktion um ca. 42 % und der kontinuierliche Intraday-Markt um 25 %.

• Zusätzlich wirkte sich der Rückgang im positiven aFRR-Markt (−24 % bei stand-alone Speichern) negativ aus, da dieser Markt in den Sonnenstunden bei hoher PV-Einspeisung besonders relevant ist. Aufgrund des höheren Anteils des Speichers an den Gesamterlösen der Anlagenkombination, schlägt das schwache Speicherergebnis im Vergleich zum Vorjahresmonat hier deutlich stärker durch als bei der Wind-Speicherkombination.

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 Januar 2026 vs. Januar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Die Abbildung 8 zeigt die Zusammensetzung der Bruttoerlöse der cross-market Strategie für die Kombination aus PV und Batteriespeicher. Im Januar 2026 entfallen 12 % der Erlöse auf die Intraday-Auktion (IDA1), 44 % auf den kontinuierlichen Intraday-Markt (ID1) und 45 % auf den positiven aFRR-Markt. Im Vergleich zum Januar 2025 (3,1 k € IDA1, 4,7 k € ID1, 5,7 k € aFRR pos) zeigt sich eine deutliche Verschiebung zugunsten des positiven aFRR-Marktes, während der Anteil der Intraday-Märkte zurückging.

Diese Verschiebung reflektiert die veränderten Marktbedingungen: Während die Großhandelsmärkte aufgrund der geringeren Volatilität weniger attraktiv sind, bleibt der positive aFRR-Markt eine wichtige Erlösquelle. Die relativ ausgeglichene Verteilung zwischen kontinuierlichem Intraday-Markt (44 %) und positivem aFRR-Markt (45 %) zeigt, dass die cross-market Strategie im Januar 2026 eine ausgewogene Mischung aus Großhandels- und Regelleistungsmärkten nutzt.

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 Februar 2025 bis Januar 2026, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Die Entwicklung der monatlichen Erlöse über die letzten 12 Monate zeigt ein typisches saisonales Muster mit deutlich höheren Erlösen in den Sommermonaten. Die höchsten Erlöse wurden im September 2025 mit 37 k € erzielt, gefolgt vom Juli 2025 mit 36,5 k € und dem August 2025 mit 34,2 k €. Die niedrigsten Erlöse verzeichneten der Dezember 2025 mit 11,6 k €, der Januar 2026 mit 13,1 k € und der November 2025 mit 18,2 k €.

Die saisonalen Schwankungen sind primär auf die PV-Produktion zurückzuführen, die in den Sommermonaten deutlich höher ausfällt als in den Wintermonaten. Gleichzeitig zeigt sich, dass die Erlöse aus dem Speicher in den Sommermonaten besonders hoch sind, da die hohe PV-Einspeisung zu höheren Preisen im negativen aFRR-Markt führt und gleichzeitig mehr Energie für die Optimierung an den Großhandelsmärkten zur Verfügung steht.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit PV-Park im Januar 2026

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 Januar 2026 [* durchschnittliche Leistungspreise]

Der Vergleich zwischen einem 4-h-Speichersystem und einem 2-h-Speichersystem in Kombination mit PV zeigt im Januar 2026 sehr geringe Unterschiede. Bei der Day-Ahead-Vermarktung liegt der Erlösvorteil des 4-h-Systems bei 3 %, bei der Intraday-Auktion ebenfalls bei 3 % und beim kontinuierlichen Intraday-Handel bei 1 %. Die kombinierte Vermarktung über DA, IDA1 und ID1 bringt einen Vorteil von 3 % für das 4-h-System, während die cross-market Strategie einen Vorteil von 17 % aufweist.

Der höhere Vorteil bei der cross-market Strategie (17 %) im Vergleich zu den reinen Großhandelsmarktstrategien (1–3 %) ist darauf zurückzuführen, dass die cross-market Strategie im Januar 2026 zu einem größeren Teil auf Regelleistungsmärkten basiert, bei denen die längere Speicherdauer des 4-h-Systems besser genutzt werden kann. Dennoch bleibt der Mehrwert moderat, da die PV-Einspeisung im Januar gering ist und der Speicher primär zur kurzfristigen Optimierung genutzt wird.

Für Investoren bedeutet dies, dass bei co-location mit PV im Januar ein 4-h-System einen gewissen Mehrwert bieten kann, insbesondere wenn die cross-market Strategie verfolgt wird. Allerdings ist dieser Mehrwert deutlich geringer als bei stand-alone Speichern, wo der Vorteil bei 23 % liegt. Die Wirtschaftlichkeit eines 4-h-Systems hängt somit stark von den saisonalen Schwankungen und der gewählten Vermarktungsstrategie ab.

Fazit für co-location Batteriespeicher

Der Januar 2026 zeigt deutliche Unterschiede zwischen der Co-location von Batteriespeichern mit Wind- und PV-Anlagen. Während die Kombination mit Windenergie mit 74,1 k € Gesamterlösen und einem Speicherbeitrag von 11,4 k € (15 % der Gesamterlöse) eine positive Entwicklung gegenüber dem Vorjahresmonat (+6 %) aufweist, verzeichnet die Kombination mit PV mit 13,1 k € Gesamterlösen und einem Speicherbeitrag von 6,1 k € (47 % der Gesamterlöse) einen deutlichen Rückgang (−17 %).

Die unterschiedliche Entwicklung ist primär auf die saisonalen Erzeugungsprofile zurückzuführen. Zudem lag der monatliche Marktwert von Windenergie über dem des Vorjahresmonats, während der Marktwert von PV abnahm. Gleichzeitig wirkt sich die reduzierte Preisvolatilität an den Großhandelsmärkten stärker auf die PV-Kombination aus, da hier der Speicher einen größeren Anteil an den Gesamterlösen hat und somit stärker von den Marktbedingungen abhängig ist.

Für die kommenden Monate ist zu erwarten, dass sich die Erlöspotenziale für die PV-Kombination mit steigender Solarproduktion deutlich verbessern werden. Die cross-market Strategie bleibt für beide Kombinationen die wirtschaftlich attraktivste Option, wobei die Flexibilität zwischen Großhandels- und Regelleistungsmärkten entscheidend für die Erlösoptimierung ist.

Der Vergleich zwischen 2-h- und 4-h-Speichersystemen zeigt, dass bei co-location der Mehrwert eines 4-h-Systems deutlich geringer ausfällt als bei stand-alone Speichern. Bei der Wind-Kombination liegt der Vorteil bei nur 3–5 %, bei der PV-Kombination bei 1–17 % (je nach Vermarktungsstrategie). Dies liegt daran, dass die Erzeugungsanlage bereits einen Großteil der Erlöse generiert und der Speicher primär zur kurzfristigen Optimierung genutzt wird. Für Investoren bedeutet dies, dass bei co-location in der Regel ein 2-h-System wirtschaftlicher ist, da die höheren Investitionskosten eines 4-h-Systems kaum durch Mehrerlöse kompensiert werden.

Wir veröffentlichen zeitnah das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im Februar 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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