Erlöse nach Konfiguration
Die Erlösmöglichkeiten eines Batteriespeichers hängen entscheidend von seiner regulatorischen Konfiguration ab. Standalone-Speicher, EEG-Grünstromspeicher, Hybrid-Modelle und Wind/Solar-Anlagen haben unterschiedlichen Marktzugang — mit direkten Auswirkungen auf die erzielbare Rendite.
Wind / Solar Standalone
Eigenständige EE-Anlage ohne co-lokalisierten Speicher
Eine eigenständige Wind- oder Solaranlage ohne angeschlossenen Batteriespeicher erzielt Erlöse primär über Direktvermarktung am Spot-Markt oder feste Einspeisevergütungen nach EEG. Der Dispatch folgt dem Erzeugungsprofil — keine Flexibilisierung durch Speicher. Innovationsausschreibungen ermöglichen jedoch die Integration von co-lokalisiertem Speicher als Folgeprojekt.
Direktvermarktung EEG
| Erlösquelle | Kurzbeschreibung | 2020–2025 | 2025–2030 | 2031–2040 |
|---|---|---|---|---|
| Direktvermarktung (Marktprämie) | EEG-Marktprämie auf Spotmarkterlöse — Grundlage für Anlagen ≥ 100 kWp | ~70 % | ~60 % | ~45 % |
| Einspeisevergütung | Feste EEG-Vergütung für Bestandsanlagen unterhalb der Direktvermarktungspflicht | ~20 % | ~10 % | ~5 % |
| Innovationsausschreibung | Förderung für innovative EE-Konzepte — Kombination mit Speicher möglich | ~10 % | ~30 % | ~50 % |
Anteile am Gesamterlös — illustrativ, nicht bindend.
Direktvermarktung ohne EEG
| Erlösquelle | Kurzbeschreibung | 2020–2025 | 2025–2030 | 2031–2040 |
|---|---|---|---|---|
| Day-Ahead | Tägliche Spotauktion für den Folgetag — Peak/Off-Peak-Spread | ~65 % | ~60 % | ~55 % |
| Intraday | Kontinuierlicher Handel bis kurz vor Lieferung — kurzfristige Preisspitzen | ~35 % | ~40 % | ~45 % |
Anteile am Gesamterlös — illustrativ, nicht bindend.
Keine Speicher-Erlösquellen (FCR, aFRR). Erlöspotenzial steigt deutlich, wenn Speicher co-lokalisiert wird — dann gilt Green oder Grey Co-Location.
Standalone BESS
Voller Marktzugang, keine Ladebeschränkungen
Ein reiner Netzspeicher ohne co-lokalisierte Erzeugungsanlage hat uneingeschränkten Zugang zu allen Energiemärkten. Der Speicher kann jederzeit aus dem Netz laden — unabhängig von Erzeugungsmustern. Das ermöglicht maximale Zyklusauslastung und optimalen Dispatch über FCR, aFRR, Intraday und Day-Ahead.
| Erlösquelle | Kurzbeschreibung | 2020–2025 | 2025–2030 | 2031–2040 |
|---|---|---|---|---|
| FCR | Symmetrische Frequenzregelreserve — wöchentliche Auktionen | ~55 % | ~35 % | ~20 % |
| aFRR | Automatische Frequenzwiederherstellung — Vorhaltungs- und Aktivierungserlöse | ~25 % | ~30 % | ~30 % |
| Intraday | Kurzfristige Arbitrage auf Basis von Preisspitzen im kontinuierlichen Handel | ~15 % | ~25 % | ~35 % |
| Day-Ahead | Peak/Off-Peak-Spread als Ergänzung zum FCR-/aFRR-Stack | ~5 % | ~10 % | ~15 % |
Anteile am Gesamterlös — illustrativ, nicht bindend.
Höchstes Erlöspotenzial je MW — regulatorische Einschränkungen durch FCAs und Ramp-Rate-Anforderungen gelten dennoch.
Green Co-Location (Grünstromspeicher)
EEG-Speicher — Laden ausschließlich aus co-lokalisierter Erzeugung
Ein Grünstromspeicher im Sinne des EEG lädt ausschließlich aus der co-lokalisierten Erneuerbare-Energien-Anlage (PV oder Wind). Diese Beschränkung begrenzt den Marktzugang: In Zeiten ohne Erzeugung steht kein Ladepotenzial zur Verfügung. Der Dispatch ist damit an das Erzeugungsprofil gekoppelt — mit entsprechenden Auswirkungen auf die Teilnahme an Märkten mit kontinuierlicher Verfügbarkeitsanforderung.
| Erlösquelle | Kurzbeschreibung | 2020–2025 | 2025–2030 | 2031–2040 |
|---|---|---|---|---|
| EEG-Optimierung | Erzeugungsüberschüsse werden zwischengespeichert und erlösoptimiert vermarktet | ~40 % | ~35 % | ~30 % |
| Intraday | Spot-Arbitrage im Erzeugungsfenster — eingeschränkte Ladekapazität | ~20 % | ~30 % | ~38 % |
| FCR | Eingeschränkt — Ladekapazität nur bei aktiver Erzeugung verfügbar | ~25 % | ~20 % | ~17 % |
| aFRR | Entladen jederzeit möglich; Laden nur bei aktiver Erzeugung | ~15 % | ~15 % | ~15 % |
Anteile am Gesamterlös — illustrativ, nicht bindend.
Niedrigere Erlöse als Standalone durch eingeschränkte Ladeflexibilität — kann durch reduzierte Netzentgelte und EEG-Optimierung teilweise kompensiert werden.
Grey Co-Location (Graustromspeicher Hybrid)
Laden aus Netz und co-lokalisierter Erzeugung
Ein Hybrid-Graustromspeicher kann sowohl aus dem Netz (Graustrombezug) als auch aus der co-lokalisierten Erzeugungsanlage laden. Diese Kombination ermöglicht deutlich flexibleren Dispatch als ein reiner Grünstromspeicher — bei gleichzeitiger Nutzung der co-lokalisierten Erzeugung. Netzentgelte fallen für den Netzladebezug an; die Erlösstruktur nähert sich dem Standalone-BESS.
| Erlösquelle | Kurzbeschreibung | 2020–2025 | 2025–2030 | 2031–2040 |
|---|---|---|---|---|
| FCR | Volle Teilnahme möglich — Netzbezug sichert Ladezustand jederzeit | ~45 % | ~30 % | ~18 % |
| aFRR | Hohe Verfügbarkeit durch kombinierte Ladequellen | ~22 % | ~28 % | ~27 % |
| Intraday | Arbitrage ohne Bindung an Erzeugungsfenster | ~22 % | ~30 % | ~40 % |
| Day-Ahead | Peak/Off-Peak-Spread als Stack-Ergänzung | ~11 % | ~12 % | ~15 % |
Anteile am Gesamterlös — illustrativ, nicht bindend.
Höheres Erlöspotenzial als Green Co-Location. Netzentgelte für Netzladung reduzieren den Nettoerlös — projektspezifische Kalkulation erforderlich.
Einschränkungen & Kostenfaktoren
FCAs — Frequenzleistungsausgleich
FCAs regulieren das gleichzeitige Anbieten von FCR und aFRR (Stacking). Die Regelung begrenzt, wie viel aFRR-Kapazität ein Speicher anbieten darf, der gleichzeitig FCR bereitstellt. Abhängig von der Konfiguration können FCAs den kombinierten Erlösstack um bis zu −41% reduzieren. Catalyst modelliert FCAs projekt- und regelzonespezifisch direkt im Dispatch-Optimierer.
Ramp Rates — Leistungsgradienten
FCR erfordert die vollständige Leistungsabgabe innerhalb von 30 Sekunden nach Frequenzabweichung. Netzanschlussbedingungen können maximale Leistungsgradienten (MW/min) vorschreiben, die eine volle FCR-Teilnahme verhindern oder die gebotene Kapazität begrenzen. Ramp-Rate-Beschränkungen sind standortspezifisch und müssen im Netzanschlussvertrag geprüft werden.
Grid Fees — Netzentgelte
Netzentgelte setzen sich aus Arbeits- und Leistungspreiskomponenten zusammen und variieren je nach Netzebene und Netzbetreiber erheblich. Für Speicher relevant: die leistungspreisorientierte Netzentgeltsystematik und die AgNes-Umlage. Graustromspeicher (Netzbezug zum Laden) sind in der Regel in voller Höhe netzentgeltpflichtig; bestimmte Ausnahmetatbestände für Speicher gelten nach § 118 EnWG.
Eigene Projekte modellieren
Nutzen Sie die Methodik direkt für Ihre Projekte — mit individualisierten Szenarien, Standortparametern und auditfähigen Ergebnissen.