Geschäftsmodelle für Batteriespeicher: Ein strategischer Ratgeber für Investoren

Einleitung

Der Markt für Großbatteriespeicher (BESS) in Deutschland erlebt ein exponentielles Wachstum. Getrieben durch die Volatilität der Energiemärkte und den dringenden Bedarf an Netzflexibilität, wandeln sich BESS von einer Nischentechnologie zu einem zentralen Baustein der Energiewende. Für Investoren öffnet dies ein Fenster für strategische Investitionen in eine systemkritische Infrastruktur.

Die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern hängt jedoch nicht mehr von einem einzelnen Geschäftsmodell ab. In diesem Ratgeber erläutern wir die wichtigsten Geschäftsmodelle für Batteriespeicher Parks.

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Arbitrage - Day-Ahead und Intraday-Trading

Dies ist aktuell oft das lukrativste Geschäftsmodell und profitiert direkt von der Volatilität der Erneuerbaren Energien.

• Das Prinzip: "Buy low, sell high." Energie wird eingekauft, wenn sie günstig ist (z. B. mittags bei hoher Solarproduktion oder nachts bei starkem Wind) und verkauft, wenn sie teuer ist (z. B. in den Morgen- und Abendspitzen).

• Intraday-Trading: Hier wird der Strom während des Liefertages gehandelt. Der kurzfristige Handel ist für BESS ideal. Die hohe Zahl an Stunden mit negativen Strompreisen liegt bei über 400, allein im Jahr 2024.

• Day-Ahead-Handel: Beim Day-Ahead wird der Strom für den Folgetag gehandelt. Hier werden Preisunterschiede zwischen den Tagen genutzt.

Seit dem 01. Oktober 2025 wurde der Day-Ahead Markt in Deutschland vom 60 Minuten-Takt auf 15-Minuten-Intervalle umgestellt. Statt eines einzelnen Preises für jede volle Stunde werden nun vier separate Preise für jede Stunde ermittelt. Diese Umstellung führt laut aktuellen Analysen zu einem Erlöswachstum von 25% (Storio, 2025).  

Netzdienstleistungen - Regelenergie und Blindleistung

Diese Geschäftsmodelle dienen der Stabilisierung des Stromnetzes und werden von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vergütet.

• Regelenergie (Ancillary Services):

• Primärregelleistung (FCR): Batterien punkten mit schneller Reaktion, ideal für Frequenzhaltung und Sekundär-/Minutenreserve. FCR (Frequency Containment Reserve) dient der sofortigen Frequenzhaltung im europäischen Verbundnetz. Wenn die Frequenz (50Hz) abweicht, muss die angebotene Leistung innerhalb von Sekunden automatisch bereitgestellt werden. Betreiber können in gemeinsamen Ausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber Leistung bereitstellen und Abrufe vergütet bekommen.

• Sekundär- & Tertiärregelleistung (aFRR/mFRR): Diese Leistungsarten dienen der mittelfristigen Frequenzwiederherstellung. Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) stabilisiert die Frequenz nach dem FCR-Einsatz. Die manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve (mFRR) wird nach Aufforderung durch den Netzbetreiber aktiviert.

• Blindleistung: Blindleistung ist essenziell für die Spannungsstabilität. Wenn zu wenig Blindleistung vorhanden ist, "bricht" die Spannung zusammen. Im Gegensatz zur Wirkleistung (dem tatsächlich nutzbaren Strom) wird sie nur lokal benötigt.BESS können (unabhängig vom Ladezustand) Blindleistung zur Spannungshaltung bereitstellen. Ab 2026 ist hierfür ein neuer, vergüteter Marktmechanismus geplant, der BESS als Einnahmequelle dient (PwC, 2024).

Zukünftige Erlöse – Redispatch, Schwarzstart und Peak-Shaving

Diese Märkte befinden sich im Aufbau und werden für die Wirtschaftlichkeit zukünftiger Projekte entscheidend sein.

• Engpassmanagement (Redispatch): Wenn das Netz überlastet ist (z. B. zu viel Windstrom im Norden, der nicht in den Süden transportiert werden kann), werden BESS hinter dem Engpass bezahlt, um einzuspeisen, oder vor dem Engpass, um zu laden. So wird die Drosslung von konventionellen Kraftwerken verhindert, was laut aktuellen Studien bereits jetzt Redispatchkosten und somit Netzentgelte einspart (N-EON, 2025).

• Schwarzstart: Die Fähigkeit, nach einem flächendeckenden Stromausfall das Netz "von unten" wieder hochzufahren. Dies ist eine Dienstleistung, die von den ÜNB ausgeschrieben wird und für die BESS präqualifiziert werden können.

• Peak Shaving: Peak Shaving ist ein "Behind-the-Meter"-Modell (hinter dem Netzzähler), bei dem der Speicher direkt beim Industriekunden installiert wird. Er entlädt bei Bedarf, um die Leistungsspitze des Kunden aus dem öffentlichen Netz zu kappen. Dies führt zur Senkung der Jahreshöchstlastspitze, was die Netzentgelte und die Leistungskosten des Unternehmens drastisch reduziert und so planbare Umsätze für den Speicherinvestor generiert.

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Fazit: Batteriespeicher als Zukunftsinvestment

Eine Investition in Batteriegroßspeicher ist eine Investition in die dringend benötigte Flexibilität der Energiewende. Der Markt wächst rasant, was der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) durch die steigende installierte Kapazität bestätigt (Quelle: BVES, 2024).

Die Wirtschaftlichkeit wird durch die hohe Volatilität an den Spotmärkten und die Öffnung neuer Märkte für Netzdienstleistungen (wie Blindleistung und Engpassmanagement) fundamental gestützt. Der Erfolg des Investments hängt maßgeblich an einer intelligenten Vermarktungsstrategie (Revenue Stacking), wobei die Kombination von stabiler Regelenergie und hochmargiger Intraday-Arbitrage die Erträge maximiert. Die strategische Partnerschaft mit erfahrenen Projektentwicklern bleibt dabei entscheidend.

Quellen:

• PwC Deutschland (2024). Der Geschäftserfolg von Batteriespeichern in Deutschland.
• Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (BVES) (2024). Branchenanalyse / Marktdaten.
• Bundesnetzagentur (BNetzA). Monitoringberichte & Informationen zu Redispatch. Definiert die regulatorischen Rahmenbedingungen für Engpassmanagement und Netzdienstleistungen.
• NEON Energy – Netzdienlichkeit von Großbatterien
• PV-Magazin – Umstellung des Day-Ahead-Marktes auf 15-Minuten-Intervalle steigert Arbitrage-Erträge von Speichern

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