Mit dem starken Ausbau von Batteriespeichern steigen auch die Anforderungen an realistische Erlösprognosen in der Batterievermarktung. Marktbedingungen, Wettbewerbsintensität und Vermarktungsoptionen verändern sich dynamisch. Dadurch wird es für Betreiber und Investoren immer schwieriger, für ihren Business Case abzuschätzen, mit welcher Erlöserwartung sie bei ihrem Speicherprojekt künftig rechnen können. Gleichzeitig bleiben in vielen Erlösbetrachtungen – sei es von unabhängigen Analysehäusern oder Vermarktern selbst – wichtige Einflussfaktoren unberücksichtigt, nicht zuletzt im Regelenergiemarkt. Hinzu kommen weitere Effekte, etwa im Zusammenhang mit dem Vermarkter und dessen eigenem Portfolio. Worauf dabei alles zu achten ist, zeigen wir in diesem Artikel.
Wie entwickelt sich der Regelenergiemarkt künftig?
Insbesondere den Regelenergiemärkten kommt bei den Erlösprognosen für Batteriespeicherprojekte (vor allem Graustrom) eine große Bedeutung zu. Denn Batteriespeicher eignen sich besonders gut für diese Märkte, da sie innerhalb kürzester Zeit auf Netzschwankungen reagieren und flexibel Strom aufnehmen oder abgeben können. Genau das braucht das Stromnetz, um die Frequenz stabil zu halten. Die für den Netzbetrieb benötigte Regelleistung wird regelmäßig von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNBs) ausgeschrieben. Der Bedarf an Primärregelleistung (PRL bzw. engl. Frequency Containment Reserve, FCR) lag in den vergangenen Jahren relativ konstant bei etwa 550 bis 600 MW, bei der Sekundärregelleistung (SRL bzw. engl. Automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR) bei knapp 2.000 MW (Stand 2026, regelleistung.net sowie Monitorbericht der Bundesnetzagentur). Zum Vergleich lag das Handelsvolumen am Spotmarkt bei 297 TWh (2024). PRL ist dabei die erste Stufe der Frequenzstabilisierung: Sie wird automatisch innerhalb weniger Sekunden aktiviert und reagiert direkt auf Frequenzabweichungen. Die SRL schließt daran an und sorgt innerhalb weniger Minuten dafür, dass Erzeugung und Verbrauch wieder ins Gleichgewicht kommen und die PRL entlastet wird.
Marktteilnehmer bieten ihre Leistung in Ausschreibungen der ÜBNs an und erhalten bei einem Zuschlag eine Vergütung für die Bereitstellung sowie gegebenenfalls für die tatsächliche Aktivierung. Gleichzeitig ist die Zahl der für den Regelenergiemarkt präqualifizierten Batteriespeicher in den vergangenen Jahren deutlich gestiegen. Im Bereich der PRL sind inzwischen Batteriespeicher mit einer präqualifizierten Leistung von rund 1,35 GW verfügbar, im Bereich der SRL sind es etwa 1,2 GW (Stand: Februar 2026, regelleistung.net). Das Angebot an Speicherleistung ist damit über die Jahre stark gewachsen, während der ausgeschriebene Bedarf weitgehend stabil bleibt. Da all diese Anlagen sowie die weiteren präqualifizierten Technologien um ein begrenztes Ausschreibungsvolumen konkurrieren, nimmt der Wettbewerbsdruck zu.
Im PRL-Markt übersteigt allein die präqualifizierte Leistung von Batteriespeichern (ca. 1,35 GW) das ausgeschriebene Marktvolumen (ca. 580 MW) inzwischen. Auch Marktanalysen, wie beispielsweise von Aurora Energy Research, erwarten, dass der Ausbau von Batteriespeichern und erneuerbaren Anlagen die FCR- und aFRR-Märkte mittelfristig zunehmend sättigt. In der Folge dürfte sich die Preisentwicklung stärker am Großhandelsmarkt orientieren. Für die Vermarktungsstrategie und die Erlösberechnung von Batteriespeichern ist das deshalb sehr relevant, denn künftig muss noch genauer berücksichtigt werden, welche Erlöse in diesen Märkten tatsächlich erzielbar sind.
Warum ist das Marktvolumen der Regelenergiemärkte für Erlösprognosen entscheidend?
Regelenergiemärkte sind vergleichsweise klein und zunehmend überfüllt. Für die Erlösprognose von Batteriespeichern müssen daher die jeweiligen Markteigenschaften, insbesondere die Marktgröße, berücksichtigt werden. In der Praxis werden diese Faktoren jedoch häufig nicht oder nur unzureichend in den Prognosen abgebildet. Oft wird zunächst berechnet, welche Erlöse sich mit einer normierten Speicherleistung von 1 MW in den Märkten erzielen lassen. Diese Werte werden anschließend linear auf die tatsächliche Projektgröße hochskaliert, etwa auf 10 MW, 20 MW oder 50 MW.
Ein 50-MW-Speicher entspricht beispielsweise jedoch bereits rund 8–9 % des gesamten ausgeschriebenen PRL-Bedarfs (600 MW) und hat demzufolge marktbeeinflussende Effekte. Was für ein kleines Projekt in einem Markt erzielbar ist, lässt sich daher nicht ohne Weiteres auf deutlich größere Projekte übertragen. So wird die Annahme, dass sich die gesamte Leistung dauerhaft ohne Einschränkungen hinsichtlich Preis und bezuschlagter Leistung im Regelenergiemarkt vermarkten lässt, mit zunehmender Projektgröße immer unrealistischer. In der Praxis kann also die gesamte Leistung eines Batteriespeichers nicht beliebig im Regelenergiemarkt platziert werden. Wer ein Speicherprojekt bewerten will, sollte deshalb nicht nur die technischen Möglichkeiten des Systems betrachten, sondern auch die konkreten Marktbedingungen einbeziehen.
Welche Rolle spielt das Portfolio des Vermarkters für die erzielbaren Erlöse?
Ein weiterer wichtiger Faktor, der in Erlösprognosen häufig zu wenig Beachtung findet, ist die Zusammensetzung und Größe des Vermarkterportfolios. Vermarkter verfügen in der Regel über eine hohe Anzahl von Assets, die sie insbesondere im Regelenergiemarkt nicht isoliert, sondern als Teil eines größeren Portfolios aus Batteriespeichern und weiteren Anlagentechnologien einsetzen. Diese Anlagen bilden gemeinsam den Regelenergiepool des Vermarkters. Dabei konkurrieren sie nicht nur mit dem allgemeinen Angebot am Markt, sondern – je nach Vermarktungsstrategie – auch mit anderen Anlagen innerhalb desselben Portfolios.
Die gesamte Leistung aller Assets kann nicht jederzeit vollständig in den jeweils attraktivsten Markt – häufig den Regelenergiemarkt – allokiert werden. Bleibt dieser Effekt in der Erlösberechnung unberücksichtigt, entstehen schnell unrealistische Annahmen. Für die tatsächlich erzielbaren Erlöse ist daher entscheidend, welche Anlagen sich im Portfolio befinden und wie die verfügbare Leistung innerhalb des Portfolios auf die verschiedenen Märkte verteilt wird. Für belastbare Erlösprognosen sollte deshalb nicht nur das einzelne Asset betrachtet werden, sondern auch das Portfolio des Vermarkters, in das es eingebunden ist. Nur so lässt sich realistisch berechnen, welcher Anteil der Speicherleistung tatsächlich in den Märkten platziert werden kann und welche Erlöse unter realen Vermarktungsbedingungen erreichbar sind.
Worauf kommt es bei einer realistischen Erlösbetrachtung an?
In der Praxis basieren Erlösberechnungen häufig auf idealisierten Annahmen – etwa auf linearen Erlösmodellierungen, ohne dabei Marktbedingungen oder Portfolioeigenschaften des Vermarkters zu berücksichtigen. Solche Ansätze können zwar auf dem Papier attraktive Ergebnisse liefern, bilden die tatsächlichen Vermarktungsbedingungen jedoch nur unzureichend ab. Unabhängigen Analysehäusern fehlt hierfür häufig die notwendige Transparenz über das Regelenergieportfolio der Vermarkter. Zudem normieren Vermarkter ihre Backtests oft auf 1 MW oder blenden in ihren Tests marktbeeinflussende Portfolioeffekte aus. Für einen belastbaren Business Case ist deshalb entscheidend, zwischen theoretischen und tatsächlich realisierbaren Erlösen zu unterscheiden. Wer Vermarktungsangebote bewertet, sollte deshalb genau prüfen:
- Wurden die Erlöse normiert und lediglich auf die Projektgröße hochskaliert?
- Wurden die Entwicklungen am Strommarkt realistisch abgebildet?
- Und wurde die Größe des Portfolios des Vermarkters und dadurch resultierende Einschränkungen für die vermarktbare Leistung in der Regelenergie berücksichtigt?
Wir beziehen diese Effekte von Beginn an in unsere Analysen ein – unser Index bildet Portfolioeffekte ab und schafft damit eine belastbare Grundlage für realistische Erlösprognosen. Interessieren Sie sich für unsere Vermarktungsmöglichkeiten? Kontaktieren Sie uns gerne für ein unverbindliches Angebot und erfahren Sie, wie wir Sie bei der Vermarktung Ihres Projekts unterstützen können.
