Der fortschreitende Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten führt in Deutschland zu einer erheblichen Veränderung der Anforderungen an die Bereitstellung von Strom. Allein im Jahr 2025 stieg die installierte Leistung an Photovoltaik- und Windkraftanlagen um nahezu 21 GW auf insgesamt rund 210 GW. Gleichzeitig verringert sich die installierte Kraftwerksleistung steuerbarer Erzeugungsanlagen wie zum Beispiel Kohlekraft. Diese Entwicklungen verändern die zeitlichen und regionalen Muster der Stromeinspeisung und führen häufiger zu Situationen, in denen Stromerzeugung und -verbrauch nicht aufeinander abgestimmt sind. Insbesondere in Perioden von sehr hoher oder sehr niedriger erneuerbarer Energieerzeugung steigt der Bedarf an Flexibilitäten im Energiesystem.
Ein sichtbarer Ausdruck des zunehmenden Flexibilitätsbedarfs im Stromsystem ist die gestiegene Zahl von Stunden mit negativen Börsenstrompreisen im Day-Ahead-Markt. Im Jahr 2025 wurden insgesamt 573 Stunden mit Preisen unter null Euro pro Megawattstunde registriert, gegenüber 457 Stunden im Jahr 2024. Solche Preisphasen treten insbesondere dann auf, wenn Wind- und Solarenergie gleichzeitig hohe Einspeisemengen erzeugen und das Stromangebot die Nachfrage innerhalb der gesamten Preiszone übersteigt. Negative Strompreise sind dabei nicht zwangsläufig ein Problem, sondern grundsätzlich ein wichtiges Marktsignal: Sie schaffen Anreize, flexible Verbraucher, Speicher oder steuerbare Lasten in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung zu aktivieren. Kritisch werden jedoch starke Preisspitzen nach oben oder unten sowie deren zunehmende Häufigkeit. Gleichzeitig zeigen die negativen Preisphasen, dass bislang ausreichende regionale Flexibilitätsanreize fehlen, um sogenannte „Hellbrisen“ lokal besser aufzufangen.
Vor diesem Hintergrund gewinnen Batteriespeicher an Bedeutung. Sie können Energie zeitlich verschieben, kurzfristig aufnehmen oder bereitstellen und damit sowohl marktliche als auch systemseitige Anforderungen abbilden. Aufgrund ihrer technologischen Eigenschaften eignen sie sich insbesondere für Dienstleistungen, die eine hohe Reaktionsgeschwindigkeit und präzise Leistungssteuerung erfordern.
Grundsätzlich sind Großbatteriespeicher aus technischer Sicht in der Lage, eine Vielzahl an Produkten auf den Strombörsen zu handeln, und Systemdienstleistungen zu erbringen. Dazu zählt zum Beispiel die Erbringung von Regelleistung und zukünftig auch Momentanreserve zur Stützung der Netzfrequenz. Großbatteriespeicher können innerhalb kürzester Zeit auf Schwankungen in der Netzfrequenz reagieren und diese ausgleichen, indem sie bei einem Frequenzabfall gespeicherte Energie einspeisen oder bei einem Frequenzanstieg überschüssige Energie aufnehmen. Diese schnelle Regelfähigkeit macht sie zu einem idealen Instrument zur Frequenzhaltung.
Darüber hinaus unterstützen sie auch die Integration erneuerbarer Energien, indem sie deren volatil erzeugte Leistung zwischenspeichern und zeitversetzt den Energiemärkten zur Verfügung stellen. Das ermöglicht den weiteren wirtschaftlichen Zubau von erneuerbaren Energieanlagen.
Last- und Erzeugungsseitige Flexibilität ist heute umso notwendiger, da sich das Energiesystem grundlegend verändert: Während früher ein nicht steuerbarer Verbrauch einer steuerbaren Erzeugungsleistung gegenüberstand, sind heute sowohl Verbrauch als auch Erzeugung zumindest teilweise volatil und eingeschränkt steuerbar. Deshalb werden flexible Elemente wie Großbatteriespeicher unverzichtbar für ein stabiles Energiesystem, indem immer so viel elektrische Energie in das Netz eingespeist wird, wie entnommen werden muss.
Großbatteriespeicher werden heute über eine Kombination mehrerer Märkte vermarktet. Am Day-Ahead-Markt wird die Fahrweise für den Folgetag anhand der prognostizierten Preisverläufe gehandelt, im Intraday-Handel an den Spotmärkten erfolgt die Erbringung sehr kurzfristiger Leistungsanfragen. Daneben erbringen Speicher Regelenergie: FCR (Frequency Containment Reserve) reagiert im Sekundenbereich auf Frequenzabweichungen, aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) und mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) im Minutenbereich. Batteriespeicher punkten hier durch ihre technische Präzision, da sie angeforderte Leistung nahezu verzögerungsfrei liefern können. Mit zunehmender installierter Leistung erneuerbarer Erzeugung ist zu erwarten, dass künftig weitere Flexibilitätsprodukte an Bedeutung gewinnen. Dazu zählen etwa Anwendungen im Redispatch, sofern der regulatorische Rahmen dies vorsieht, sowie in der Bereitstellung von Momentanreserve.
Damit unterscheidet sich ihre Vermarktungslogik grundlegend von klassischen steuerbaren Anlagen wie Gaskraftwerken, die durch Anfahrzeiten und Mindestlaufzeiten in ihrer Flexibilität eingeschränkt sind. Ein Batteriespeicher kann dagegen innerhalb von kürzester Zeit zwischen Laden, Entladen und Stillstand wechseln.
Da kein Markt für sich genommen durchgängig attraktive Erlöse bietet, hat sich die Multi-Market- beziehungsweise Cross-Market-Optimierung etabliert: die dynamische Verschiebung der verfügbaren Kapazität zwischen Regelenergie- und Spotmarktprodukten, je nachdem, wo sich der höhere Erlös erzielen lässt.
Ein weiterer Ansatz ist die Co-Location mit Solar- oder Windanlagen. Ihre Chance liegt darin, dass die Batterie überschüssige Erzeugung aufnehmen kann, die sonst abgeregelt werden müsste, und dass sich Netzanschlusskapazitäten gemeinsam nutzen lassen. Gleichzeitig erhöht dieser gemeinsame Betrieb die Capture Rate der Erzeugungsanlage und das Erlöspotenzial der erzeugten Energie. Für Co-Location-Projekte wird der Betriebsbereich der Batterie teilweise an die Erzeugungscharakteristik der Anlage gebunden. Dadurch lässt sich diese weniger frei am Markt ausrichten. Ein Stand-Alone-Speicher ist in der Vermarktung unabhängiger, trägt dafür die Kosten und das Risiko eines eigenen Netzanschlusses allein.
Die Erlöse eines Großbatteriespeichers setzen sich heute im Wesentlichen aus Regelleistung und Arbitragehandel zusammen. Regelleistungserlöse ergeben sich aus der Vorhaltung von Kapazität, unabhängig vom tatsächlichen Abruf. Arbitrageerlöse entstehen durch die zeitliche Verschiebung von Energie zwischen Phasen niedriger und hoher Preise.
Die Höhe der Erlöse hängt von mehreren Faktoren ab: dem Standort, der über Netzanschlusskosten und Marktzugang entscheidet; der Speicherkapazität und dem Verhältnis von Leistung zu Kapazität; der Zyklenzahl, die Erlöse und Batteriealterung gegeneinander abwägt; sowie der Marktvolatilität, die das Erlöspotenzial aus der zeitlichen Verschiebung bestimmt.
Wie sich diese Vermarktungslogik in der Praxis einsetzen lässt, zeigt der Stand-Alone-Batteriespeicher im nordrhein-westfälischen Arnsberg. Die Anlage wird nicht im Verbund mit einer Solar- oder Windanlage betrieben, sondern eigenständig vermarktet, ihre Fahrweise richtet sich ausschließlich an Marktsignalen aus.
QUADRA energy setzt den Speicher über die eigene Plattform Q.nect in den relevanten Märkten ein, von der Regelenergie bis zu den Großhandelsmärkten. Welcher Markt zu welchem Zeitpunkt den höheren Erlös verspricht, wird kontinuierlich neu bewertet und der Fahrplan samt Handelsgeschäften in Echtzeit optimiert. Am Standort zeigt sich zudem, wie Netzanschlusskapazität, Speicherkapazität und regionale Marktbedingungen gemeinsam bestimmen, welche Vermarktungsstrategie wirtschaftlich sinnvoll ist. Aktuell liefert dabei der Markt für aFRR einen hohen, stabilen Wertbeitrag, komplettiert durch die teils extremen Spreads am Intraday-Markt, die durch die enorme Dynamik an den Strommärkten entstehen und sich gezielt für die Optimierung flexibler Assets nutzen lassen. In den Monaten Mai und Juni 2026 herrschte durch die hohe Dynamik am Strommarkt hierfür ein außergewöhnliches Umfeld – getrieben durch hohe solare Einspeisung, fehlende Flexibilität im System, teils hitzebedingt gesteigerten Stromverbrauch und geringe Winderzeugung in den Abendstunden.
Mit Blick auf den regulatorischen Rahmen zeigt sich, dass Großbatteriespeicher bislang in einem Marktumfeld agieren, das ihren tatsächlichen Systembeitrag nur teilweise abbildet. Dabei leisten Großbatteriespeicher heute bereits wertvolle Dienste für Systemstabilität und Versorgungssicherheit. Dennoch reagieren sie, wie jedes marktwirtschaftlich betriebene Asset, auf die Preissignale des Strommarkts, die derzeit überwiegend einheitlich und weitgehend systemblind sind. Batteriespeicher „sehen“ daher nur jene Effekte, die vollständig im Marktpreis enthalten sind: kurzfristige Preisschwankungen, Arbitragemöglichkeiten oder Erlöse aus Regelleistungen.
Die zentrale regulatorische Aufgabe besteht daher darin, preisbasierte Anreize so zu gestalten, dass Großbatteriespeicher sowohl marktliche als auch netzdienliche Systembeiträge erbringen können. Je besser externe Effekte internalisiert werden, desto stärker können Batteriespeicher ihr volles Potenzial entfalten und zu einem kosteneffizienten, flexiblen Energiesystem beitragen.
Transparenzhinweis: Dieser Beitrag ist in Zusammenarbeit mit QUADRA energy entstanden.
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