Merchant-Batteriespeicher: Wie sie Geld verdienen und Strompreise glätten

Wenn du dein Smartphone lädst oder an der Ladesäule stehst, fühlt sich Strom wie ein Selbstläufer an. Er ist da, wenn du ihn brauchst. Im Hintergrund ist das Bild viel unruhiger. Wind und Sonne liefern mal sehr viel, mal deutlich weniger. Gleichzeitig ändern sich Nachfrage und Netzbelastung im Tagesverlauf. Diese Schwankungen schlagen sich in Strompreisen nieder, manchmal sogar im Minutentakt.

Große Batteriespeicher setzen genau an dieser Unruhe an. Sie können innerhalb von Sekunden reagieren, Strom aufnehmen und später wieder abgeben. Das klingt nach einer technischen Komfortfunktion, ist aber auch ein Geschäftsmodell. Manche Betreiber kaufen den Speicher nicht, um eine Fabrik zu versorgen oder ein Windrad zu ergänzen, sondern um am Markt Geld zu verdienen. Deshalb heißen sie merchant, also marktgetrieben.

Entscheidend ist dabei nicht nur der Gewinn. Je mehr flexible Speicher es gibt, desto eher lassen sich extreme Ausschläge glätten. Das ist für Erneuerbare, für E‑Mobilität und für die Stabilität des Stromsystems gleichermaßen relevant.

Ein Strompreis ist kein Preisschild, das man einmal festklebt. Er entsteht laufend durch Angebot und Nachfrage. Wenn viel erneuerbarer Strom ins Netz drückt, etwa an sonnigen und windigen Stunden, kann das Angebot so groß sein, dass die Preise stark fallen. In manchen Märkten werden die Preise dann sogar negativ. Das wirkt absurd, ist aber ein Marktsignal. Es sagt, dass im Moment mehr Strom produziert wird, als sinnvoll verbraucht oder abtransportiert werden kann.

Auf der anderen Seite stehen Stunden, in denen Strom knapp wird. Das kann passieren, wenn Wetterlagen kippen, große Lasten gleichzeitig laufen oder wenn Netzengpässe den Transport einschränken. Dann steigen die Preise, weil flexible Kraftwerke und Importoptionen teurer werden oder nicht schnell genug reagieren.

Ein Batteriespeicher ist wirtschaftlich dann interessant, wenn er nicht nur Energie bewegt, sondern Zeit gewinnt.

Damit klar wird, worüber wir reden, hilft eine Unterscheidung. Leistung beschreibt, wie schnell ein Speicher laden oder entladen kann. Energie beschreibt, wie lange er das durchhält. Ein Speicher mit hoher Leistung kann das Netz in Sekunden stützen. Ein Speicher mit viel Energie kann über Stunden Preisunterschiede ausnutzen.

Dass Speicherpreise glätten können, hat einen einfachen Kern. Wenn ein Speicher lädt, erhöht er die Nachfrage in einer günstigen Stunde. Das kann den Preis etwas anheben. Wenn er später entlädt, erhöht er das Angebot in einer teuren Stunde. Das kann den Preis dämpfen. In der Realität ist der Effekt nicht immer riesig, weil Europa 2024 laut ENTSO‑E erst bei rund 11 GW installierter Batterie‑Leistung lag. Das ist Wachstum, aber gemessen am Gesamtsystem noch begrenzt.

Wenn Zahlen oder Vergleiche in strukturierter Form klarer sind, kann hier eine Tabelle verwendet werden.

Das klassische Bild ist die Preisarbitrage. Der Speicher lädt, wenn Strom günstig ist, und verkauft später, wenn der Preis höher liegt. Was nach einfachem Einkauf und Verkauf klingt, ist in der Praxis eine Disziplin, die stark von Daten, Prognosen und Marktregeln abhängt. Denn es reicht nicht, irgendwann billig zu laden. Man muss auch sicher sein, später überhaupt entladen zu können, und zwar zu einem Preis, der Verluste und Alterung der Batterie übersteigt.

Ein greifbares Beispiel liefern negative Preise. Auswertungen auf Basis von Fraunhofer Energy‑Charts, über die auch Fachmedien berichteten, zeigen für Deutschland im ersten Halbjahr 2025 rund 389 Stunden mit negativen Day‑Ahead‑Preisen. Energy‑Charts nennt zudem Extremwerte, etwa ein Day‑Ahead‑Minimum von rund minus 11 EUR pro MWh. Im Intraday‑Handel können die Ausschläge noch stärker sein, in den Daten tauchen Werte um minus 100 EUR pro MWh auf. Für einen Speicher sind solche Situationen eine Gelegenheit, aber auch ein Risiko. Wer zu früh lädt, blockiert Kapazität. Wer zu spät lädt, verpasst die Stunde.

Der zweite große Einnahmeblock sind Systemdienstleistungen. Das sind Leistungen, die das Netz stabil halten, etwa das Abfangen von Frequenzschwankungen. In Europa ist dafür unter anderem die Frequency Containment Reserve relevant. Batterien sind dafür gut geeignet, weil sie extrem schnell reagieren. Allerdings gelten technische Anforderungen und ein Präqualifikationsprozess. Das kostet Zeit und Geld und setzt eine Steuerung voraus, die zuverlässig und auditierbar ist.

Im Alltag führt das zu einem Mix. Ein Speicher kann einen Teil seiner Kapazität für Systemdienste reservieren und den Rest für Handel nutzen. Diese Kombination wird oft als Revenue Stacking beschrieben, also das Stapeln mehrerer Erlösquellen. Für Betreiber ist das attraktiv, weil sich damit die Abhängigkeit von nur einem Markt verringert. Für das Stromsystem ist es interessant, weil derselbe Speicher gleichzeitig Preisspitzen dämpfen und Stabilität liefern kann.

Merchant klingt nach Freiheit, ist aber vor allem ein anderes Risikoprofil. Ein Betreiber lebt von Preisschwankungen. Werden diese Schwankungen kleiner, weil mehr Flexibilität ins System kommt, sinkt oft auch die Marge. Das kann sogar ein Erfolg der Energiewende sein, nur eben nicht automatisch ein Erfolg für jedes einzelne Projekt.

Ein weiteres Thema ist Konkurrenz. Wenn viele Speicher gleichzeitig auf dieselben Preissignale reagieren, kann das den Markt kannibalisieren. Dann laden alle in derselben günstigen Stunde und entladen alle in derselben teuren Stunde. Das glättet zwar den Preis, drückt aber auch den Ertrag. Je mehr Anlagen hinzukommen, desto wichtiger wird Software, die nicht nur reagiert, sondern vorausschauend optimiert. McKinsey beschreibt genau diesen Trend, mit einem möglichen Wandel von systemdienstlastigen Erlösen hin zu mehr Handelsanteil in reiferen Märkten. Solche Prognosen sind hilfreich, bleiben aber Szenarien und keine Garantie.

Auch die Finanzierung ist ein Spannungsfeld. Branchenberichte nennen als Beispiel, dass in Deutschland bei zweistündigen Systemen Merchant‑Erlöse im Bereich von etwa 200 bis 250 EUR pro kW und Jahr liegen können, während Tolling‑Verträge, also eine Art Vermietung des Speichers gegen feste Zahlung, eher um 130 EUR pro kW und Jahr lagen. Das zeigt den Reiz des Merchant‑Ansatzes. Es zeigt aber auch, warum Banken gern Sicherheiten sehen. Feste Verträge machen Cashflows planbarer, nehmen aber oft Upside weg.

Dann gibt es noch Kapazitätsmechanismen. In einigen Ländern werden Speicherkapazitäten über Auktionen vergütet, um Versorgungssicherheit zu unterstützen. Als Beispiel wird in Italien für die erste Runde des MACSE‑Mechanismus ein gewichteter Durchschnittspreis von rund 13.000 EUR pro MWh und Jahr berichtet. Solche Zahlungen können eine Basis bilden, sind aber je nach Marktdesign nicht mit Spot‑Erlösen vergleichbar und ersetzen selten das aktive Vermarkten vollständig.

Unterm Strich ist es wie bei einem gut geführten Fuhrpark. Nicht jedes gefahrene Kilometerprofil ist gleich profitabel. Entscheidend ist, wann, wo und wofür der Speicher eingesetzt wird.

Mehr Wind und Sonne bedeuten nicht automatisch mehr Chaos. Sie bedeuten vor allem mehr Bedarf an Flexibilität. Die IEA ordnet Batteriespeicher deshalb als zentrale Flexibilitätsoption ein, neben Netzausbau, Lastmanagement und anderen Speicherformen. Gleichzeitig betont ENTSO‑E in der Saisonanalyse, dass Batterien zwar schnell wachsen, aber aus Systemsicht noch nicht überall die Größenordnung haben, um allein große Effekte zu garantieren. Aus dieser Spannung entstehen zwei Entwicklungen, die man wahrscheinlich häufiger sehen wird.

Erstens werden Speicher stärker in Portfolios gedacht. Ein Betreiber kombiniert mehrere Standorte, verschiedene Batteriedauern und oft auch Co‑Location, also die Kopplung mit Solar oder Wind am selben Netzanschluss. Das kann Engpässe umgehen und hilft, Zeiten mit Überangebot sinnvoll zu nutzen. Auch die Vermarktung wird professioneller. Intraday‑Handel, Regelenergie und Absicherung über Verträge werden eher parallel geplant als nacheinander.

Zweitens rückt E‑Mobilität näher an diese Logik. Schnellladeparks sind Lasten, die plötzlich und hoch auftreten können. Ein stationärer Speicher vor Ort kann Spitzen kappen, Netzanschlüsse entlasten und die Kosten planbarer machen. Gleichzeitig können flexible Ladezeiten, etwa bei Flotten oder am Arbeitsplatz, als zusätzliche Flexibilität wirken. In Zukunft kommt möglicherweise Vehicle to Grid hinzu, also das zeitweise Zurückspeisen aus Autobatterien. Das ist technisch und regulatorisch anspruchsvoll, aber das Prinzip passt. Viele kleine Batterien können zusammen wie ein großer Speicher reagieren, wenn Marktregeln und Steuerung es zulassen.

Für dich als Leser ist die wichtigste Perspektive eine nüchterne. Merchant‑Modelle sind kein Selbstzweck. Sie sind ein Weg, Investitionen in Flexibilität zu finanzieren, die das Energiesystem mit immer mehr Erneuerbaren dringend braucht. Ob das gut gelingt, hängt weniger von einer einzigen Batterie ab, sondern von Marktregeln, Netzausbau und kluger Steuerung.

Große Batteriespeicher sind nicht nur ein technisches Extra der Energiewende. Sie sind eine Antwort auf ein System, in dem Angebot und Nachfrage stärker schwanken als früher. Merchant‑Betreiber verdienen Geld, indem sie diese Schwankungen ausnutzen und gleichzeitig Systemdienste liefern. Das kann Strompreise glätten, weil Speicher in günstigen Stunden zusätzliche Nachfrage schaffen und in teuren Stunden zusätzliches Angebot liefern.

Trotzdem ist der Weg nicht risikofrei. Mehr Speicher bedeuten oft auch mehr Konkurrenz, und damit sinkende Margen. Deshalb werden Strategien wichtiger, die mehrere Erlösquellen kombinieren, Risiken absichern und technisch sauber betrieben werden. Die nächsten Jahre dürften zeigen, wie gut Marktdesign und Netzausbau mit dem Tempo der Elektrifizierung Schritt halten.

Für E‑Mobilität ist das eine gute Nachricht. Je besser Flexibilität finanziert und eingesetzt wird, desto planbarer werden Ladeinfrastruktur, Netzanschlüsse und am Ende auch die Kosten im Hintergrund.