Während wir in dem frei zugänglichen Jahresrückblick die Erlöse eines stand-alone Batteriespeichers im backtesting mit unserem Simulationsmodell darstellen, steigen wir im vorliegenden Blogpost vertiefend in die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers kombiniert mit einem Wind- oder PV-Park ein. Folgende Inhalte finden Sie in diesem Teil des Jahresvergleichs:

Die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Windpark (nach InnAusV) in Deutschland, mit folgender Marktabdeckung
- Day-Ahead
- Intraday-Auktion
- kontinuierlicher Intraday-Handel
- kombinierte Vermarktung an den Großhandelsmärkten
- positive aFRR-Leistungsbereitstellung (zwei Preisszenarien) und
- unsere cross-market-Optimierung (zwei Preisszenarien für aFRR)
Die potenziellen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Solarpark in Deutschland, mit der oben dargestellten Marktabdeckung
Für beide Fälle werden noch folgende Vergleiche dargestellt und analysiert:

Vergleich der Erlöse mit und ohne Batteriespeicher
Vergleich für ein 2 h und ein 4 h co-location Batteriespeichersystem
Vergleich der Erlöspotenziale 2023 vs. 2024

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Erlöse von Windparks mit Batteriespeicher liegen um bis zu 57 % höher als ohne Batteriespeicher

***Abbildung 1***: Berechnungsergebnisse zu den möglichen gemeinsamen Erlösen (backtesting) eines 1 MW/2 MWh co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem 3 MW Windpark (nach InnAusV) an den deutschen Strommärkten in 2024 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen könne *hier* *nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]*

Abbildung 1 zeigt, welche Erlöse ein co-location Batteriespeicher kombiniert mit einem Windpark auf den verschiedenen Märkten im Jahr 2024 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro MW. Der untere, hellere Balken stellt jeweils die Erlöse des Windparks der Anlagenkombination dar, dessen direkte Einspeisung in allen Fällen nur am Day-Ahead-Markt vermarktet wird. Diese Erlöse variieren zum Teil leicht, je nachdem, ob es sich mehr lohnt, die Energie zwischenzuspeichern oder direkt zu vermarkten. Der obere, dunklere Balken zeigt die Erlöse des verbundenen Batteriespeichers am jeweiligen Markt bzw. cross-market. Die Größe des Windparks ist nach den Vorgaben der Innovationsausschreibung an der Größe des Batteriespeichers ausgerichtet und macht damit 75 % (hier 3 MW) der gesamten Leistung der Anlagenkombination aus. Details zu den Modellparametern finden sie hier. Der Batteriespeicher kann zur Wahrung des Grünstromprivilegs nur über den Windpark geladen werden und dementsprechend weder am Primär- (FCR) noch am negativen Sekundärregelleistungsmarkt (aFRR negativ) teilnehmen.

Zur besseren Einordnung wird durch die horizontale, gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung des Windparks jeweils ohne Speicher im Day-Ahead-Markt eingebracht hätte. Diese Zahl liegt im betrachteten Fall bei ca. 435 k €. Dabei ist zu beachten, dass Windkraftanlagen in der Kombination mit Speichern als systemdienliche Lösungen durch Innovationsausschreibungen nach §§ 28 bis 35a und 39n EEG sowie die Regelungen der InnAusV von attraktiveren Förderbedingungen profitieren. Allein hierdurch ergibt sich bei den potenziellen Erlösen ein Plus, aufgrund eines um fast 14 % höheren anzulegenden Wertes und damit einer entsprechend höheren Marktprämie. Dies erklärt den Unterschied zwischen den Erlösen des kombinierten mit denen des eigenständigen Windparks. Im berechneten Beispiel liegt dieser Unterschied im Day-Ahead-Markt beispielsweise bei 57,7 k €.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher bis zu 555 k € erzielen können.

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ca. 570 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte ca. 594 k € eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit ca. 615 k € noch einmal ein größerer Erlös für die Anlagenkombination erwirtschaften lassen. In allen Fällen wird der direkt eingespeiste Strom des Windparks ausschließlich am Day-Ahead-Markt vermarktet.

Wenn für den Markt für positive Sekundärregelreserve (aFRR positiv), bei dem Leistung für die Einspeisung ins Netz vorgehalten wird, die durchschnittlich erzielten Leistungspreise angelegt werden, wäre hier ein mit ca. 606 k € etwas geringerer Erlös als mit dem kombinierten Speichereinsatz in den Großhandelsmärkten möglich gewesen. Geht man hingegen immer davon aus, den marginalen Leistungspreis realisieren zu können, was eine extreme Annahme wäre, so hätten mit der Anlagenkombination ca. 650 k € erlöst werden können.

Das über alle verfügbaren Märkte optimierte Szenario zeigt mit ca. 652 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt beziehungsweise 685 k € bei der Verwendung von marginalen Leistungspreisen am aFRR-Markt, dass die höchsten Erlöse genau wie im Falle eines stand-alone Batteriespeichers auch in Kombination mit einem Windpark durch einen effizienten cross-market-Ansatz erzielt werden können. Dieses Szenario berücksichtigt Preisvolatilitäten, die optimale Ausnutzung von Flexibilität sowie die spezifischen Eigenschaften der einzelnen Märkte.

Das Investment in einen Speicher zusätzlich zu einem Windpark führt also für die hier betrachteten Märkte zu einem Mehrerlös von maximal 250 k € (+ 57 %), zu dem dann noch potenzielle Erlöse aus dem aFRR-Arbeitsmarkt und financial trading addiert werden müssten, um ein vollumfassendes Bild über die maximal möglichen Gesamterlöse zu erhalten.

***Abbildung 2:*** *Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit Windenergie durch die cross-market-Strategie, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]*

Es zeigt sich, dass bei der cross-market-Strategie der co-location Speicher mehr als zwei Drittel der Bruttoerlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt werden, das verbleibende knappe Drittel am positiven aFRR-Markt. Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie in dem Sinne, dass der erzeugte Windstrom dort nicht direkt vermarktet wird und damit für die Batterie an sich zu negativen Erlösen führt.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit Windkraft in 2024

***Abbildung 3:*** Vergleich der potenziellen gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers und eines Windpark mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 6 % für die Anlagenkombination auf den Großhandelsmärkten. Diese relativ geringe Erhöhung der Erlöse leitet sich aus folgenden Faktoren ab:

Der Batteriespeicher trägt nur einen kleinen Teil zu den Gesamterlösen der Anlagenkombination bei. Werden der Speicher und die Windkraftanlage am Day-Ahead-Markt vermarktet, liegt der Anteil des Speichers am Gesamterlös bei einem 2-h-System bei knapp 12 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 42 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 5 %-Erhöhung der Gesamterlöse für die Anlagenkombination nieder.
Der Batteriespeicher ist durch die Windparkerzeugung begrenzt, denn eine Vergrößerung der Kapazität führt nicht zwangsläufig dazu, dass diese auch ausgeschöpft werden kann, bzw. dass sich dies auch lohnt, da der Speicher lediglich aus dem Windpark geladen werden kann. Beim Beispiel der ausschließlichen Day-Ahead-Vermarktung führt die Steigerung der Kapazität von 2 h auf 4 h dazu, dass lediglich ca. 54 % mehr Energie geladen wird bzw. im Durchschnitt nur 1,2 statt 1,5 Vollzyklen pro Tag vollzogen werden.

Wie bei der Analyse der Erlöse von stand-alone Speichern beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale auf den Sekundärregelenergiemärkten aus.

Alle betrachteten Vermarktungsstrategien führen zu niedrigeren Erlösen in 2024 als 2023

***Abbildung 4:*** Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark in den verschiedenen Märkten für 2023 vs. 2024 [*durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination in 2023 und 2024, dass anders als bei einem eigenständigen Batteriespeicher die Erlöse für alle Vermarktungsstrategien in 2024 signifikant unter den potenziellen Erlösen von 2023 lagen. Dabei kommen mehrere Faktoren zum Tragen:

Zum einen lag die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie in 2024 insgesamt um 6 % unter dem Vorjahreswert. Zudem lag der Durchschnittspreis am Day-Ahead-Markt, an dem der direkt eingespeiste Windstrom vermarktet wird, um fast 18 % unter dem Vorjahreswert. Dies reduziert die direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen kann. Zum Vergleich: Der Windpark ohne Speicher hätte 2024 am Day-Ahead-Markt allein 14 % weniger als 2023 erzielt. Der Batteriespeicher kann diesen Rückgang folglich leicht kompensieren.
Zum anderen lagen die aFRR-Leistungspreise deutlich unter dem Vorjahresniveau, wie bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen.

Verdoppelung der Erlöse durch co-location in 2024 für PV-Park möglich

Abbildung 5 zeigt, welche Erlöse ein Batteriespeicher kombiniert mit einem PV-Park in verschiedenen Märkten im Jahr 2024 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro MW. Dabei wird den einzelnen Ergebnissen wiederum der mögliche Erlös aus einer cross-market-Optimierung gegenübergestellt. Außerdem wird zur besseren Einordnung durch die horizontale, gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung der Anlage jeweils ohne Speicher eingebracht hätte. Diese Zahl liegt für 2024 bei 167 k €. Dabei ist zu beachten, dass Wind- und PV-Anlagen in der Kombination mit Speichern als systemdienliche Lösungen durch die InnAusV von attraktiveren Förderbedingungen profitieren. Allein hierdurch ergibt sich bei den potenziellen Erlösen ein Plus von bis zu 27 %.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher ca. 268 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 61 % übersteigen können.

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten ca. 281 k € erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte 295 k € eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit ca. 314 k € noch einmal ein größerer Erlös erwirtschaften lassen, sodass das Investment in einen Speicher zusätzlich zu einem PV-Park bei dieser Strategie bereits einen zusätzlichen Erlös von 147 k € hätte erwirtschaften können.

Auch für die PV-Speicher-Kombination bestand das größte Erlöspotenzial bei den single-market-Strategien im aFRR-Leistungsmarkt. Schon bei einer Betrachtung der durchschnittlich erzielbaren Preise liegen die Erlöse am aFRR-Markt ca. 11 % über den Erlösen beim Intraday-Handel. Nimmt man hingegen an, dass die marginalen Preise realisiert werden können, was das maximale Erlöspotenzial am aFRR-Markt darstellt, so könnten Erlöse um 26 % über den Erlösen beim Intraday-Handel erreicht werden.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario zeigt mit ca. 351 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Preisen am aFRR-Markt bzw. ca. 382 k € bei der Verwendung von marginalen aFRR-Preisen, dass durch einen effizienten cross-market-Ansatz auch in co-location mit einem PV-Park hohe Erlöse erzielt werden können. Die cross-market-Erlöse liegen damit um bis zu 42 % höher als am Day-Ahead-Markt.

Insgesamt könnte das zusätzliche Investment in einen co-location Batteriespeicher im betrachteten Szenario die Erlöse des PV-Parks damit um maximal knapp 215 k € und damit um 129 % erhöhen.

Es zeigt sich, dass bei der cross-market-Strategie der co-location Speicher, ähnlich wie in Kombination mit Windkraft, etwas mehr als zwei Drittel der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt und das verbleibende Drittel am positiven aFRR-Markt (siehe Abb. 6). Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie in dem Sinne, dass der erzeugte PV-Strom dort nicht direkt vermarktet wird und damit für die Batterie an sich zu negativen Erlösen führt.

***Abbildung 6****: Potenzielle Erlöse des Speichers in co-location mit PV-Anlage durch die cross-market-Strategie, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]*

Für eine vollständige Betrachtung des maximalen Erlöspotenzials müssten diesem weitere Einnahmen aus dem aFRR-Arbeitsmarkt und financial trading hinzugerechnet werden.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit PV-Park in 2024

potenzielle gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem Windpark mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung — ***Abbildung 7***: Vergleich der potenziellen gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers in Kombination mit einem PV-Park mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Analog zu der Betrachtung der co-location mit Windkraft zeigt sich auch hier, dass eine Verdopplung der Kapazität nur zu einer Erlössteigerung von etwa 15 % im besten Fall führt. Auch hier erklären wieder verschiedene Faktoren den relativ geringen Zuwachs:

Wenngleich etwas größer als bei der Variante mit einem Windpark, trägt der Batteriespeicher nur einen kleinen Teil zu den Gesamterlösen der Anlagenkombination mit PV bei. Werden beide Anlagen, Batteriespeicher und PV, am Day-Ahead-Markt vermarktet, liegt der Anteil des Speichers am Gesamterlös bei einem 2-h-System bei 21 %. Auch wenn eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um 56 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 11 %-Erhöhung der Gesamterlöse für die Kombination nieder.
Der Batteriespeicher ist durch die PV-Erzeugung begrenzt, da der Speicher zur Wahrung des Grünstromprivilegs nur aus der PV-Anlage geladen werden darf. Insbesondere in den Wintermonaten wirkt sich dies begrenzend auf das Erlöspotenzial der Speicher aus, denn eine Vergrößerung der Kapazität führt nicht zwangsläufig dazu, dass diese auch ausgeschöpft werden kann, bzw. dass sich dies auch lohnt. Beim Beispiel der ausschließlichen Day-Ahead-Vermarktung führt die Steigerung der Kapazität von 2 h auf 4 h dazu, dass ca. 71 % mehr Energie geladen wird.

Wie bei der Analyse der Erlöse von stand-alone Speichern beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale auf den Sekundärregelenergiemärkten aus.

Auch für die PV-Speicherkombination sind die Erlöse gegenüber 2023 leicht gesunken

***Abbildung 8:*** Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park in den verschiedenen Märkten für 2023 vs. 2024 [*durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Analog zu den Entwicklungen bei der co-location mit einem Windpark zeigt sich, dass die Erlöspotenziale über alle Märkte und Optimierungsstrategien in 2024 um mindestens 2 % unter den Erlöspotenzialen von 2023 lagen. Die Kerntreiber sind hier vergleichbar mit der vorherigen Diskussion zu Windenergie:

Im Vergleich zu 2023 lag die die Menge der durch PV erzeugten Energie zwar insgesamt um 14 % über dem Vorjahreswert, jedoch lag der Durchschnittspreis fast 18 % unter dem Vorjahreswert. Dies reduziert die direkten Erlöse, die der PV-Park am Day-Ahead-Markt erzielen kann. Zum Vergleich: Der PV-Park ohne Speicher hätte 2024 am Day-Ahead-Markt allein fast 19 % weniger als 2023 erzielt. Der Batteriespeicher kann diesen Rückgang folglich deutlich kompensieren.
Die aFRR-Leistungspreise lagen deutlich unter dem Vorjahresniveau, wie auch in unserem Beitrag zu den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen.

Zusammenfassend zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien für 2024 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von bis zu 250 k € und gegenüber einem PV-Park ohne Speicher von 215 k € führen könnte. Diesen Erlösen müssen dann noch die Erlöspotenziale aus dem Sekundärarbeitsmarkt und financial trading hinzugerechnet werden, um eine ganzheitliche Abschätzung des Geschäftsmodells vorzunehmen.

Im Februar veröffentlichen wir das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im Januar 2025 gegenüber dem Vorjahresmonat verändert haben und welche Erlöspotenziale sich daraus für die letzten 12 Monate ableiten lassen.

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Erlöse von co-location Batteriespeichern 2024 - Battery Beats Jahresrückblick