Erlösquellen im Detail

FCR ist der Primärregelmarkt des europäischen Verbundnetzes. BESS stellen symmetrische Leistung bereit, die bei Frequenzabweichungen automatisch aktiviert wird — ohne externen Aktivierungsauftrag. Die Vergütung erfolgt als Vorhaltungserlös pro bereitgestelltem MW.

aFRR gleicht Frequenzabweichungen nach FCR-Aktivierung wieder aus. BESS bieten positive und negative Reservekapazität in 15-Minuten-Produkten an. Vergütung setzt sich aus Vorhaltungserlös (unabhängig von Aktivierung) und Aktivierungserlös zusammen.

Der Intraday-Markt ermöglicht kontinuierlichen Handel bis kurz vor der Lieferstunde. BESS nutzen ihn zur Arbitrage auf kurzfristige Preisbewegungen — insbesondere in Stunden mit starker Einspeisung aus Wind und PV. Kombiniert mit aFRR-Vorhaltung erhöht Intraday die Kapazitätsauslastung deutlich.

Die Day-Ahead-Auktion bestimmt Stundenpreise für den Folgetag. BESS nutzen die Preisdifferenz zwischen günstigen Off-Peak-Stunden (Laden) und teuren Peak-Stunden (Entladen). Als alleinige Einnahmequelle oft zu volatil — als Stack-Ergänzung neben Regelenergie sinnvoll.

Im Marktprämienmodell vermarktet ein Direktvermarkter den Strom am Spotmarkt (Day-Ahead & Intraday) im Namen des Anlagenbetreibers. Der Staat gleicht die Differenz zum anzulegenden Wert durch eine Marktprämie aus. Für co-lokalisierte BESS eröffnet die Direktvermarktung Optimierungspotenziale durch die Koordination von Einspeisung und Speicher-Dispatch.

Die feste Einspeisevergütung nach EEG gilt für Anlagen unterhalb der Direktvermarktungspflicht. Sie bietet Preissicherheit, lässt aber keine Erlösoptimierung zu. Für BESS-Projekte im Utility-Scale-Bereich in der Regel nicht relevant — relevant jedoch für kleinere co-lokalisierte Anlagen.

Grünstromspeicher nach EEG laden ausschließlich aus der co-lokalen EE-Anlage. Diese Einschränkung reduziert einerseits die Dispatch-Freiheit — ermöglicht andererseits aber Vorteile bei Netzentgelten und der Direktvermarktungsoptimierung. Catalyst modelliert den EEG-konformen Betrieb mit realem Erzeugungsprofil.

Die Innovationsausschreibung nach § 39j EEG fördert neuartige EE-Konzepte — insbesondere Co-location-Projekte. Erfolgreiche Bieter erhalten eine Marktprämie auf ihre Einspeisung. Für BESS-Projekte, die in Kombination mit EE-Anlagen realisiert werden, kann die Innovationsausschreibung eine relevante Erlöskomponente darstellen.

Momentanreserve bezeichnet die Fähigkeit, bei einem plötzlichen Frequenzeinbruch instantan Leistung bereitzustellen — ohne Aktivierungsverzug. Traditionell lieferten rotierende Massen (Generatoren) diese Trägheit. Mit zunehmendem Anteil von Umrichteranlagen am Netz wird Inertia knapper. BESS können synthetische Trägheit emulieren.

Kapazitätsmärkte vergüten die Vorhaltung gesicherter Erzeugungskapazität — unabhängig von tatsächlicher Produktion. In Deutschland ist kein Kapazitätsmarkt eingeführt; das bestehende System setzt auf einen Energy-Only-Markt. In anderen EU-Märkten (UK, Frankreich, Belgien, Polen) sind BESS bereits kapazitätsmarkttauglich.