Batteriespeicher im Stromnetz: So verdienen große Akkus Geld

Du zahlst deine Stromrechnung, liest von negativen Börsenpreisen und wunderst dich gleichzeitig, warum das Netz trotzdem manchmal „am Limit“ wirkt? Genau diese Spannung zwischen viel erneuerbarer Erzeugung und stabiler Versorgung ist der Punkt, an dem Batteriespeicher interessant werden. Große Strom-Akkus stehen oft in Containerreihen neben Umspannwerken. Sie sehen unspektakulär aus, können aber in Sekunden reagieren und so das Netz stützen oder kurzfristige Preissignale nutzen.

Wichtig ist dabei: Batteriespeicher verdienen ihr Geld nicht automatisch, nur weil sie existieren. Sie müssen in klar geregelten Märkten oder vertraglichen Modellen Leistungen anbieten, die das System wirklich braucht. In Deutschland sind das vor allem Regelenergie-Produkte, also Reserven für Frequenz- und Systemstabilität, sowie der Handel am Day-Ahead- und Intraday-Markt. Dazu kommen neue Rollen, etwa im Kontext von Redispatch 2.0, wo Netzbetreiber Engpässe managen und dafür flexible Anlagen brauchen.

In diesem Artikel bekommst du einen verständlichen Überblick über die Mechanismen, die wichtigsten technischen Voraussetzungen und typische Denkfehler. Ziel ist nicht, ein Geschäftsmodell zu versprechen, sondern dir zu zeigen, worauf es realistisch ankommt, wenn Batteriespeicher im Stromnetz Geld verdienen sollen.

Die Frequenz im europäischen Verbundnetz muss stabil bleiben. Wenn Erzeugung und Verbrauch im Moment nicht zusammenpassen, ändert sich die Frequenz. Dafür gibt es Reserveprodukte, die von den Übertragungsnetzbetreibern beschafft werden. In Deutschland läuft die gemeinsame Beschaffung und Abwicklung über eine zentrale Plattform. Für Batteriespeicher ist das attraktiv, weil sie sehr schnell Leistung liefern oder aufnehmen können.

In der Logik dieser Märkte verkaufst du nicht primär „Energie“, sondern „Bereitschaft und Reaktionsfähigkeit“. Bei der Frequenzhaltung (FCR) geht es darum, innerhalb von 30 Sekunden auf eine Frequenzabweichung zu reagieren. Bei automatischer Frequenzwiederherstellung (aFRR) muss die volle Aktivierung innerhalb von 5 Minuten erfolgen; bei manueller Reserve (mFRR) innerhalb von 12,5 Minuten. Diese Zeitvorgaben sind nicht nur Technikdetails: Sie entscheiden, welche Anlagen teilnehmen können und wie ein Speicher gesteuert werden muss.

Sinngemäß nach der offiziellen Marktbeschreibung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: Regelenergie wird standardisiert beschafft, vorqualifiziert und bei Bedarf über definierte Aktivierungssignale abgerufen.

Wie kommt dabei Geld ins Spiel? Vereinfacht gibt es zwei Ebenen: Vergütung für die bereitgestellte Kapazität (Leistung in MW) und – falls tatsächlich aktiviert wird – Vergütung für die gelieferte Energie. Die Regeln unterscheiden sich je Produkt: Für FCR wird laut Marktbeschreibung eine Kapazitätsvergütung nach einem Clearing-Mechanismus genutzt; bei aFRR und mFRR kommen Kapazitäts- und Energiekomponenten mit unterschiedlichen Preisbildungsmechaniken zusammen. Für dich als Nicht-Experte ist vor allem wichtig: Ein Speicher kann schon dann Einnahmen haben, wenn er „nur“ zuverlässig bereitsteht.

Ein häufiges Missverständnis: „Dafür braucht man riesige Energiemengen.“ Für einzelne Vollaktivierungen stimmt das nicht unbedingt. Aus den vorgegebenen Aktivierungszeiten lässt sich die Energiemenge pro 1 MW bei Vollabruf direkt ableiten. Das zeigt die Tabelle – und erklärt, warum Batteriespeicher technisch so gut passen: Sie sind stark in Leistung (MW), auch wenn die Energie pro kurzzeitiger Aktivierung begrenzt sein kann.

Damit ein Speicher überhaupt teilnehmen darf, braucht er eine Präqualifikation. In den offiziellen Unterlagen wird beschrieben, dass dafür unter anderem ein IT-Konzept, ein Lieferkonzept und Tests mit vorgegebenen Profilen nötig sind. Außerdem spielt die Marktgröße eine Rolle: Als typische Mindestgebotsgröße wird 1 MW genannt. Das ist ein Grund, warum Aggregatoren (Bündelung mehrerer Anlagen) relevant sind, etwa für kleinere, verteilte Speicher.

Die zweite große Einnahmeidee klingt simpel: Strom kaufen, wenn er billig ist, speichern und später verkaufen, wenn er teurer ist. Das nennt man Arbitrage. In Deutschland und Europa passiert das über Börsenprodukte wie Day-Ahead (Auktion am Vortag) und Intraday (untertägiger Handel bis kurz vor Lieferung). Gerade mit viel Wind- und Solarstrom entstehen Preisunterschiede, die ein Speicher nutzen kann – sofern die Spreads groß genug sind, um Verluste und Alterung zu decken.

Für das Verständnis hilft ein alltagstaugliches Modell: Stell dir den Speicher als Puffer vor, der in Zeiten von „zu viel Strom“ lädt und in Zeiten von „zu wenig Strom“ entlädt. Der Speicher verdient daran, dass er die zeitliche Verschiebung bezahlt bekommt. Der Haken: Diese Verschiebung ist nicht kostenlos. Batterien haben Wirkungsgradverluste (Round-Trip), und jeder Ladezyklus kostet Lebensdauer. Deshalb ist Arbitrage selten ein Selbstläufer, sondern braucht gutes Timing und ein sauberes Kostenmodell.

Praktisch relevant ist die Marktmechanik. Laut der Handelsunterlage der Börse wird ein Volumen-Tick von 0,1 MW bzw. 0,1 MWh (also 100 kWh) genannt. Das ist eine wichtige Detailschranke: Wenn du intern in kleineren Energiemengen planst (zum Beispiel viele kleine Optimierungsschritte), musst du für den realen Handel zu diesen Einheiten bündeln. Außerdem wird beschrieben, dass der Intraday-Handel in Deutschland bis 5 Minuten vor Lieferbeginn möglich ist. Im Day-Ahead gibt es feste Auktionszeiten; in den Unterlagen wird als Schlusszeitpunkt D-1 um 12:00 CET genannt.

Für große Batteriespeicher ist das ein Spielfeld, aber auch ein Stressfaktor: Je näher du an die Lieferung heranrückst, desto stärker ändern sich Preis und Liquidität. Studien zur Intraday-Liquidität zeigen zudem, dass das Design (Auktion vs. kontinuierliches Orderbuch) die Transaktionskosten beeinflussen kann. Für Speicherbetreiber heißt das: Eine gute Handelsstrategie ist nicht nur „höchster Preis minus niedrigster Preis“, sondern auch die Frage, wie zuverlässig du Volumina tatsächlich platzieren kannst.

Viele Betreiber kombinieren Arbitrage mit Systemdienstleistungen. In der Theorie klingt das nach doppelten Einnahmen. In der Praxis kollidieren aber Verpflichtungen: Wenn dein Speicher für Regelenergie gebucht ist, musst du Leistung vorhalten. Dann kannst du nicht beliebig voll laden oder entladen, nur weil der Börsenpreis gerade verlockend ist. Genau hier entscheidet sich, ob ein Projekt sauber geplant ist oder ob es im Betrieb ständig zwischen Zielen hin- und hergerissen wird.

Auf dem Papier wirken die Erlösquellen klar. Die Umsetzung ist es weniger, weil Batteriespeicher gleichzeitig Kraftwerk, Steuerungssystem und Marktteilnehmer sind. Drei Themen tauchen in der Praxis immer wieder auf: Präqualifikation und Kommunikation, Management des Ladezustands (State of Charge, SOC) und die Optimierung über viele Zeitschritte hinweg.

Erstens: Teilnahmebedingungen. In den offiziellen Beschreibungen zu den deutschen Regelenergiemärkten wird Präqualifikation als Voraussetzung beschrieben – inklusive IT-Konzept und Tests, die zeigen müssen, dass die Anlage die Aktivierungsprofile einhält. Auch organisatorische Aspekte zählen: Abrechnung und Aktivierung laufen über definierte Rollen und Schnittstellen, und die Präqualifikation ist laut Dokumentation zeitlich begrenzt (genannt wird eine Gültigkeit von bis zu fünf Jahren). Ein Speicherprojekt ist damit nicht nur ein Bauprojekt, sondern auch ein dauerhaftes Compliance- und Betriebsprojekt.

Zweitens: SOC-Management. Bei FCR wird in der Marktbeschreibung betont, dass die Leistung typischerweise symmetrisch ist: Der Speicher muss also nicht nur entladen, sondern auch aufnehmen können. Das zwingt zu einem mittleren Ladezustand und zu Strategien, die den Speicher „in der Mitte“ halten, obwohl Aktivierungen in beide Richtungen auftreten. Ohne diese Betriebsführung kann ein Speicher technisch verfügbar sein, aber faktisch aus dem Markt fallen, weil er im falschen Ladezustand steckt.

Drittens: Optimierung. Moderne Speichersteuerungen planen nicht nur Stunde für Stunde, sondern oft im Horizont von Tagen, und sie berücksichtigen Handelsraster, Mindestvolumina und Verlustmodelle. Ein arXiv-Paper von 2022 beschreibt beispielsweise dynamische Programmierung für kosteneffiziente Speicherfahrpläne und verweist auf einen öffentlich zugänglichen Code-Ansatz. Diese Quelle ist von 2022 und damit älter als zwei Jahre. Trotzdem ist die Grundidee hilfreich: Gute Steuerung ist ein Wettbewerbsvorteil, weil sie aus denselben Marktpreisen mehr nutzbaren Wert herausholt – ohne die technischen Grenzen zu verletzen.

Ein zusätzlicher, oft unterschätzter Punkt ist die Preislogik im Regelenergiemarkt. In der Marktbeschreibung wird ein Preisdeckel für Regelenergie von 15.000 €/MWh genannt. Das heißt nicht, dass du solche Preise „typisch“ bekommst; es zeigt aber, wie stark Extremwerte in Stresssituationen theoretisch begrenzt sind. Für die Planung ist das relevant, weil Erlöse in diesen Märkten volatil sein können. Wer nur mit Best-Case-Werten rechnet, baut schnell am Bedarf vorbei.

Neben Börse und Regelenergie wird ein dritter Bereich wichtiger: der netzdienliche Einsatz, vor allem im Umfeld von Redispatch 2.0. Hier geht es nicht um Frequenz, sondern um Engpässe in Leitungen. Wenn zu viel Erzeugung „hinter“ einem Engpass sitzt, müssen Anlagen abgeregelt oder anders gefahren werden. Genau dafür brauchen Netzbetreiber steuerbare Flexibilität – und Batteriespeicher können diese Flexibilität technisch gut liefern.

Eine Fraunhofer-Veröffentlichung zu Redispatch 2.0 beschreibt, dass im Prozess viele Daten und Fahrpläne auf Viertelstundenbasis eine Rolle spielen. Genannt wird außerdem, dass steuerbare Einheiten ab 100 kW in den Anwendungsbereich fallen können. Für Speicher bedeutet das: Wer netzdienlich fahren will, muss nicht nur Leistung bereitstellen, sondern auch sauber in die Daten- und Prognosewelt eingebunden sein. Es geht um technische Parameter, mögliche Fahrweisen, Grenzen und um verlässliche Kommunikation mit Netzbetreibern.

Wie wird daraus Geld? Der Artikel kann an dieser Stelle nur vorsichtig bleiben, weil Vergütungsmechanismen je nach Vertrag, Region und Rolle variieren. Was man aus den Prozessbeschreibungen aber klar ableiten kann: Redispatch ist planungs- und nachweispflichtig. Wer dort mitspielen will, muss Fahrpläne liefern, Abweichungen erklären können und technisch so aufgestellt sein, dass die Anlage auch unter Anweisung sicher fährt. Für Betreiber kann das eine zusätzliche Erlösschiene sein, die weniger von Börsenspikes abhängt, dafür stärker von Verfügbarkeit, Datenqualität und vertraglicher Gestaltung.

Interessant wird es dort, wo sich Ziele überlagern: Ein Speicher, der am Intraday-Markt auf 15-Minuten-Produkte optimiert, arbeitet bereits in dem Raster, das auch im Engpassmanagement relevant ist. Das ist eine Chance, aber auch ein Risiko. Denn wenn du Flexibilität gleichzeitig an mehrere „Kunden“ verkaufst (Markt, TSO, DSO), brauchst du klare Prioritäten. Sonst droht das Worst-Case-Szenario: Du verdienst weniger, als möglich wäre, und riskierst zusätzlich Sanktionen, wenn du Verpflichtungen nicht erfüllst.

Batteriespeicher verdienen im Stromnetz Geld, indem sie schnelle, präzise Flexibilität anbieten: als Regelenergie für die Frequenzstabilität, als Händler von zeitlichen Preisunterschieden und perspektivisch auch als netzdienliche Anlage im Engpassmanagement. Entscheidend ist dabei weniger die einzelne Idee als die saubere Umsetzung. Märkte haben Mindestgrößen, feste Zeitraster und technische Nachweispflichten. Ein Speicher muss deshalb nicht nur gebaut, sondern wie ein digital gesteuertes Kraftwerk betrieben werden: mit belastbarer Kommunikation, konsequentem Ladezustands-Management und einer Strategie, die Verpflichtungen nicht gegeneinander ausspielt. Wer verstehen will, ob ein Projekt tragfähig ist, sollte vor allem auf Regeln, Betriebsführung und Volatilität achten – und sich nicht von einfachen „Strom billig rein, teuer raus“-Erzählungen blenden lassen.