Großbatteriespeicher im Strommarkt

Marktlogik, Erlösmechanismen und Rolle negativer Strompreise

1. Strukturwandel des Strommarktes und Bedeutung negativer Preise

Der Strommarkt hat sich in den letzten Jahren grundlegend verändert. Seit etwa 2020 ist eine starke Zunahme der Preisvolatilität zu beobachten, insbesondere im Spotmarkt (Day-Ahead und Intraday).

1.1 Beobachtbare Marktentwicklungen

• Deutlich häufigere starke Preisschwankungen innerhalb eines Tages
• Zunehmende Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen
• Stärkere Preisspreizung zwischen Niedrig- und Hochpreisphasen
• Wegfall konventioneller, regelbarer Erzeugungskapazitäten
• Stark wachsender Anteil wetterabhängiger Erzeugung (PV und Wind)

Negative Strompreise treten heute nicht mehr nur in Ausnahmefällen auf, sondern sind ein regelmäßiges, wiederkehrendes Marktphänomen, insbesondere:

• an sonnigen Tagen,
• bei hoher PV-Einspeisung zur Mittagszeit,
• bei gleichzeitig geringer Last oder begrenzten Exportmöglichkeiten.

1.2 Entwicklung negativer Stunden

• ca. 325 negative Stunden im Jahr 2023
• bereits über 450 negative Stunden im laufenden Jahr (zum Analysezeitpunkt)
• Prognosen gehen bis 2030 von rund 650–700 negativen Stunden pro Jahr aus

Diese Entwicklung wird als strukturell eingeschätzt und nicht als temporärer Markteffekt.

2. Wirtschaftliche Bedeutung von Flexibilität

Während volatile Preise für klassische Erzeugungsanlagen problematisch sind, stellen sie für flexible Assets einen wirtschaftlichen Vorteil dar.

2.1 Unterschiedliche Wirkung von Volatilität

• PV- und Windanlagen:
  • Einnahmerisiken bei negativen Preisen
  • Abregelung oder Zahlung für Einspeisung möglich
• Batteriespeicher:
  • profitieren von Preisunterschieden
  • Erlöse entstehen aus dem zeitlichen Verschieben von Energie

2.2 Zentrale Logik von Batteriespeichern

Batteriespeicher erzielen ihre Erlöse nicht durch:

• maximale Preisspitzen,
• maximale negative Preise,

sondern durch den Spread zwischen:

• günstigen oder negativen Ladepreisen und
• hohen Entladepreisen.

Je häufiger und ausgeprägter diese Spreads auftreten, desto größer ist das Erlöspotenzial.

3. Definition und Abgrenzung von Großbatteriespeichern

Ein Großbatteriespeicher ist gekennzeichnet durch:

• Mindestleistung: 1 MW
• Mindestkapazität: 1 MWh
• Technologie: überwiegend Lithium-Ionen
• Einsatz: kurzfristige Flexibilitätsvermarktung
• Typischer Vermarktungshorizont: 1–5 Jahre
• Anbindung an das öffentliche Stromnetz

Der Speicher wird marktgetrieben betrieben, nicht zur Eigenverbrauchsoptimierung.

4. Speicherarchitekturen und Einsatzformen

4.1 Standalone-Großbatteriespeicher

Grundkonzept

• Speicher ohne gekoppelte Erzeugungsanlage
• Vollständig netzgekoppelt
• Frei steuerbar im Strommarkt

Märkte

• Day-Ahead-Arbitrage
• Intraday-Arbitrage (kontinuierlich & Auktionen)
• Regelenergie (Primär- und Sekundärregelung)

Technische und regulatorische Mindestanforderungen

• ≥ 1 MW Leistung
• Präqualifikation für Regelenergiemärkte
• Hohe technische Verfügbarkeit
• Kein Eigenverbrauch

Begründung des Eigenverbrauchsausschlusses

Eigenverbrauch führt zu einem strukturellen Zielkonflikt:

• Hohe Börsenpreise → Verkauf wirtschaftlich sinnvoll
• Hoher Eigenverbrauch → Nutzung vor Ort wirtschaftlich sinnvoll

Beide Ziele lassen sich nicht gleichzeitig optimal erfüllen. Der Speicher verliert dadurch Marktflexibilität.

4.2 Co-Location ohne Förderung (förderfrei)

Definition

• Kombination aus Batteriespeicher und Erzeugungsanlage (meist PV)
• Keine staatliche Förderung

Vorteile

• Volle Teilnahme an Spot- und Regelenergiemärkten
• Zusätzliche Möglichkeit der Lastgangverschiebung der Erzeugung
• Speicher kann technisch wie ein Standalone-System betrieben werden

Einschränkungen

• Kein Eigenverbrauch
• Netzverknüpfungspunkt kann durch die Erzeugungsanlage zeitweise stark belegt sein
• Reduzierte Flexibilität im Vergleich zu reinem Standalone-Betrieb

4.3 Co-Location mit staatlicher Förderung (Innovationsmodelle)

Grundprinzip

• Kombination aus erneuerbarer Erzeugung und Speicher
• Teilnahme an Fördermechanismen mit garantierter Vergütung
• Vergütung über Marktwert + Marktprämie

Technische und regulatorische Rahmenbedingungen

• Speicherleistung mindestens 25 % der Erzeugungsleistung
• Speicher darf nicht aus dem Netz geladen werden
• Keine Teilnahme an Regelenergiemärkten
• Einspeisung ausschließlich aus der Erzeugungsanlage

Wirtschaftlicher Mechanismus

• Ziel ist nicht maximale Arbitrage
• Ziel ist, den reinen Marktwert der Erzeugungsanlage zu übertreffen
• Zusatzerlöse entstehen durch:
  • zeitliche Verschiebung der Einspeisung
  • Einspeisung zu preislich besseren Stunden

5. Erlösquellen und Marktzugänge

5.1 Relevante Märkte

• Day-Ahead-Markt
• Intraday-Markt
• Regelenergiemärkte (je nach Projektkonzept)

5.2 Erlöshöhen (indikativ)

• Typischer Korridor: 110.000–170.000 EUR pro MW und Jahr
• Extremjahre mit deutlich höheren Erlösen möglich
• Rückläufige Erlöse in weniger volatilen Marktphasen

5.3 Grenzen von Backtests und Indizes

• Basieren auf perfekter Preissicht
• Vernachlässigen:
  • Prognosefehler
  • Netzrestriktionen
  • technische Ausfälle
• Reale Erlöse liegen systematisch unter Idealwerten, bleiben jedoch wirtschaftlich relevant

6. Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit

Die Wirtschaftlichkeit eines Batteriespeichers ist stark projektabhängig. Relevante Parameter sind:

• Leistung (MW)
• Kapazität (MWh)
• Dauer der Leistungsabgabe (1h / 2h / 3h)
• Anzahl zulässiger Ladezyklen
• Wirkungsgrad (Roundtrip Efficiency)
• Technische Verfügbarkeit
• Netzverknüpfungspunkt und dessen Auslastung
• Zeitpunkt der Inbetriebnahme
• Langfristige Degradation des Speichers

6.1 Bewährter Marktstandard

• 2-Stunden-System
• 1,5–2 Ladezyklen pro Tag
• Abbildung typischer täglicher Preisspitzen
• Bestes Verhältnis aus Mehrerlös und Mehrkosten

Mehr Ladezyklen führen nicht linear zu höheren Erlösen, da:

• zusätzliche Zyklen nur auf schlechtere Preissignale reagieren können
• Prognose- und Steuerungsrisiken steigen

7. Vergütungs- und Risikomodelle

7.1 Variable Erlösbeteiligung

• Volle Marktteilnahme
• Hohe Upside
• Kein Schutz nach unten

7.2 Erlösbeteiligung mit Mindestabsicherung

• Garantierter Mindestbetrag pro MW und Jahr
• Zusätzliche Beteiligung an Mehrerlösen
• Hohe Akzeptanz bei Finanzierern
• Kombination aus Sicherheit und Marktchance

7.3 Fixe Kapazitätsvergütung

• Feste Zahlung pro MW und Jahr
• Keine Upside-Beteiligung
• Maximale Planbarkeit

Typische Vertragslaufzeiten

• 1–5 Jahre
• Längere Laufzeiten mit Risikoabschlägen aufgrund hoher Prognoseunsicherheit

8. Erkenntnisse aus realen Projekten

• Co-Location-Projekte mit Förderung erzielen messbare Zusatzerlöse gegenüber dem reinen Marktwert
• Standalone-Großspeicher können in Hochvolatilitätsphasen sehr hohe Erlöse erzielen
• In ruhigeren Marktphasen sinken die Erlöse, bleiben aber wirtschaftlich tragfähig
• Typische Amortisationszeiten: 5–7 Jahre

9. Regulatorische Rahmenbedingungen und Hemmnisse

• Baukostenzuschüsse stellen ein wesentliches Investitionshemmnis dar
• Speicher werden regulatorisch häufig weiterhin als Verbraucher behandelt
• Kurzfristig ist keine grundlegende regulatorische Entlastung absehbar
• Projektwirtschaftlichkeit muss diese Zusatzkosten berücksichtigen

10. Zusammenfassende Bewertung

• Großbatteriespeicher sind ein zentrales Flexibilitätsinstrument im zukünftigen Stromsystem
• Negative Strompreise verstärken ihre wirtschaftliche Bedeutung
• Wirtschaftlichkeit ist stark abhängig von:
  • Projektstruktur
  • Speicherdesign
  • Vermarktungsstrategie
• Pauschale Aussagen sind nicht möglich
• Der Markt befindet sich trotz schnellen Wachstums weiterhin in einer frühen Entwicklungsphase