Während wir im frei zugänglichen Teil des Monatsrückblicks 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 Monatsvergleichs:

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 42 % 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 im Februar 2025 (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen können hier (Annahmen und Einschränkungen zu den Berechnungen könne *hier* *nachgelesen werden) [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]*

Abbildung 1 zeigt, welche Erlöse ein co-location Batteriespeicher mit einem Windpark an den verschiedenen Märkten im Februar 2025 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro Megawatt. Der untere, hellere Balken stellt jeweils die Erlöse des Windparks in der Anlagenkombination dar, dessen direkte Einspeisung in allen Fällen nur am Day-Ahead-Markt vermarktet wird. 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 gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung des Windparks ohne Speicher im Day-Ahead-Markt eingebracht hätte. Diese Zahl liegt im betrachteten Fall bei ca. 44 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 8 % 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 bei ca. 4 k €.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher bis zu ca. 52 k € erzielen können.

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ebenfalls ca. 52 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte ca. 52 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. 53 k € ein etwas 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 die positive Sekundärregelreserve (aFRR positiv), durch die Leistung für die Einspeisung ins Netz vorgehalten wird, die durchschnittlich erzielten Leistungspreise angelegt werden, wären hier Erlöse von ca. 57 k € möglich gewesen. Geht man hingegen immer davon aus, dass bei der Vermarktung des Batteriespeichers der marginale Leistungspreis realisiert werden könnte, was eine extreme Annahme wäre, so hätten mit der Anlagenkombination ca. 63 k € erlöst werden können.

Die Optimierung des Speichers über alle verfügbaren Märkte zeigt mit ca. 58 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt beziehungsweise 63 k € bei der Verwendung von marginalen Leistungspreisen am aFRR-Markt, dass die höchsten Erlöse genau wie im Fall 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 maximal19 k € (+ 42 %), 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.

Fast alle Vermarktungsstrategien führen zu geringeren Erlösen im Februar 2025 vs. Februar 2024

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination für Februar 2025 und Februar 2024, dass im Gegensatz zu einem eigenständigen Batteriespeicher die Erlöse für fast alle Vermarktungsstrategien im Februar 2025 unter denen von Februar 2024 lagen. Die Ausnahmen sind die Erlöse mit einer Vermarktung des Batteriespeichers im positiven aFRR-Markt und cross-market bei marginalen Preisen. Dabei kommen mehrere Faktoren zum Tragen:

Zwar lag der Durchschnittspreis am Day-Ahead-Markt, an dem der direkt eingespeiste Windstrom vermarktet wird, um ca. 52 % über dem des Vorjahresmonats, gleichzeitig lag aber die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie im Februar 2025 insgesamt um 50 % unter der des Vorjahresmonats – pro installierte Kapazität um 53 % darunter. Dies reduzierte die direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen konnte. Zum Vergleich: Ein Windpark ohne Batteriespeicher hätte 12 % weniger Erlös erzielt als im Vorjahresmonat. Der Speicher kann diesen Rückgang folglich leicht kompensieren.
Da die Leistungspreise am positiven aFRR-Markt deutlich über denen des Vorjahresmonats lagen, wie bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen, konnte der Speicher mit der Teilnahme in diesem Markt der Erlösreduktion entgegenwirken.

***Abbildung 3:*** *Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit Windenergie durch die cross-market-Strategie im Februar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]*

Es zeigt sich, dass, anders als im Vorjahresmonat, bei der cross-market Strategie der co-location Speicher etwa die Hälfte der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) und die andere Hälfte am positiven aFRR-Markt erzielte. Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie in dem Sinne, dass der erzeugte Windstrom dort nicht direkt vermarktet wird: In der Modellierung bedeutet dies, dass die Batterie negative Erlöse am Day-Ahead-Markt erzielt, da sie dem Windpark die entgangenen Erlöse an diesem Markt erstattet. Im Februar 2025 beliefen sich diese entgangenen Erlöse bei der cross-market Strategie auf ca. 6 k €. Zur besseren Übersicht wurden diese negativen Erlöse hier nicht mit abgebildet, sondern nur die Bruttoerlöse in den drei anderen Märkten dargestellt. Daher liegt die Summe in Abb. 3 über der Summe der Erlöse in Abb. 1 und auch über der Summe der stand-alone Erlöse, in denen jeweils die Nettoerlöse abgebildet sind. Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich ähnlich wie bei der cross-market Optimierung der stand-alone Batterie die Verlagerung in den positiven aFRR-Leistungsmarkt (von 16 % zu 50 % Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

Die Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark über die letzten zwölf Monate

**Abbildung 4:** Potenzielle gemeinsame monatliche Erlöse des Speichers in co-location mit Windenergie durch die cross-market-Strategie von März 2024 bis Februar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abb. 4 kann man sehr gut ableiten, wie stark sich die Erlöse des Windparks in den Wintermonaten durch die höheren Erlöse am Day-Ahead Markt nach oben entwickelt haben, wenngleich sie im Februar nun deutlich abgesunken sind. Bei den Einnahmen am Day-Ahead-Markt ist zu berücksichtigen, dass diese nur aus der Vermarktung der direkten Einspeisung des Windparks resultieren. Der Teil der Erzeugung des Windparks, der gespeichert wurde und vom Speicher kompensiert wird, ist hier nicht dargestellt. Im Februar 2025 hätte sich diese Summe auf gut 5 k € belaufen. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse nur einen Teil der Erlöse des Windparks dar, die in Abb. 4 abgebildet sind. Wie oben schon dargestellt lassen sich hier, analog zu den Erlöspotenzialen bei stand-alone Speichern, die erhöhten Potenziale am positiven aFRR-Markt beobachten.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit Windkraft im Februar 2025

**Abbildung 5**: Vergleich der potenziellen gemeinsamen Erlöse eines co-location Batteriespeichers und eines Windparks mit einer 2-h-Auslegung vs. 4-h-Auslegung im Februar 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 3 % 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 8 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 32 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 2-%-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. 41 % mehr Energie geladen wird bzw. im Durchschnitt nur 1,1 statt 1,6 Vollzyklen pro Tag vollzogen werden.
Wie oben beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale auf den Sekundärregelenergiemärkten aus, weshalb diese nicht abgebildet sind.

Mehr als Verdopplung der Erlöse durch Speicher für PV-Park im Februar 2025 möglich

Abbildung 5 welche Erlöse ein Batteriespeicher kombiniert mit einem PV-Park in verschiedenen Märkten im Februar 2025 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro Megawatt. Dabei wird den einzelnen Ergebnissen wiederum der mögliche Erlös aus einer cross-market Optimierung gegenübergestellt. Außerdem wird zur besseren Einordnung durch die gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung der Anlage jeweils ohne Speicher eingebracht hätte. Diese Zahl liegt für Februar bei gut 13 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 17 %.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher ca. 18 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 35 % übersteigen können.

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten knapp 19 k €erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte gut 18 k €eingebracht. Durch eine Handelsstrategie, die über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte optimiert wird, hätte sich durch eine effizientere Allokation der Ressourcen mit 19 k € noch einmal ein etwas größerer Erlös erwirtschaften lassen, sodass das Investment in einen Speicher zusätzlich zu einem PV-Park bei dieser Strategie bereits einen zusätzlichen Erlös von 5 k € im Februar hätte erwirtschaften können.

Für die PV-Speicher-Kombination bestand das größte Erlöspotenzial im aFRR-Leistungsmarkt. Schon bei einer Betrachtung der durchschnittlich erzielbaren Preise liegen die Erlöse am aFRR-Markt ca. 34 % über den Erlösen bei der Intraday-Auktion. Nimmt man hingegen an, dass die marginalen Preise realisiert werden können, was das maximale Erlöspotenzial am aFRR-Markt darstellt, so könnten Erlöse um 64 % über den Erlösen bei der Intraday-Auktion bzw. um 68 % höher als am Day-Ahead-Markt erreicht werden.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario zeigt mit gut 23 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen aFRR-Preisen bzw. ca. 28 k € bei der Verwendung von marginalen aFRR-Preisen, dass durch einen effizienten cross-market-Ansatz auch mit einer PV-Anlagenkombination hohe Erlöse erzielt werden können. Die cross-market-Erlöse liegen damit um bis zu 56 % höher als am Day-Ahead-Markt. Die Erlöse am positiven aFRR-Markt liegen jeweils über den cross-market-Erlösen, da hier in der Modellrechnung im Gegensatz zur cross-market Strategie immer von einem vollen Speicher ausgegangen wird und der Februar ein relativ sonnenarmer Monat ist.

Insgesamt könnte das zusätzliche Investment in einen co-location Batteriespeicher im betrachteten Szenario die Erlöse des PV-Parks damit um maximal knapp 17 k € und damit um 127 % erhöhen.

Für die PV-Speicher-Kombination sind die Erlöse gegenüber dem Vorjahresmonat erneut deutlich gestiegen

***Abbildung 6:*** Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park in den verschiedenen Märkten für Februar 2025 vs. Februar 2024 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Analog zu den Entwicklungen bei der Kombination von Speicher und Windpark zeigt sich, dass die Erlöspotenziale über alle Märkte und Optimierungsstrategien im Februar 2025 um mindestens 72 % über den Erlöspotenzialen vom Vorjahresmonat lagen. Die Kerntreiber sind hier:

Im Vergleich zum Februar 2024 lag die Menge der durch PV erzeugten Energie insgesamt um 33 % über dem Vorjahreswert bzw. pro installierte Kapazität um ca. 18 %. Zudem lag der Durchschnittspreis 52 % über dem des Vorjahresmonats. Dies erhöht die direkten Erlöse, die der PV-Park am Day-Ahead-Markt erzielen kann. Zum Vergleich: Ein PV-Park ohne Batteriespeicher hätte 83 % mehr Erlöse erzielt als im Vorjahresmonat. Der Speicher kann diese Erhöhung noch leicht verstärken.
Die aFRR-Leistungspreise lagen deutlich über denen des Vorjahresmonats, wie auch in unserem Beitrag zu den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen.

***Abbildung 7***: Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit PV-Anlage durch die cross-market-Strategie im Februar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Es zeigt sich, dass bei der cross-market Strategie der co-location Speicher mehr als die Hälfte der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt und die verbleibenden 45 % am positiven aFRR-Markt. Der Day-Ahead-Markt dient nur zum Laden der Batterie in dem Sinne, dass der erzeugte PV-Strom dort nicht direkt vermarktet wird: In der Modellierung bedeutet dies, dass die Batterie negative Erlöse am Day-Ahead-Markt erzielt, da sie dem PV-Park die entgangenen Erlöse an diesem Markt erstattet. Im Februar 2025 beliefen sich diese bei der cross-market Strategie auf ca. 5 k €. Zur besseren Übersicht wurden diese negativen Erlöse hier nicht mit abgebildet, sondern nur die Bruttoerlöse in den drei anderen Märkten dargestellt. Daher liegt die Summe in Abb. 7 über der Summe der Erlöse in Abb. 5, in der die Nettoerlöse abgebildet sind. Im Vergleich zum Vorjahresmonat zeigt sich noch deutlicher als bei der stand-alone Batterie die Verlagerung in den positiven aFRR-Leistungsmarkt (von 24 % zu 48% Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

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

Die Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park über die letzten zwölf Monate

**Abbildung 8**: Potenzielle gemeinsame monatliche Erlöse des Speichers in co-location mit PV durch die cross-market-Strategie von März 2024 bis Februar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abbildung 8 kann man sehr gut ableiten, wie stark die gemeinsamen Erlöse des Speichers und des PV-Parks saisonbedingt in den Herbst- und Wintermonaten abnehmen und im Februar wieder deutlich ansteigen. Bei den Einnahmen aus dem Day-Ahead-Markt ist zu berücksichtigen, dass diese nur aus der Vermarktung der direkten Einspeisung des PV-Parks resultieren. Der Teil der PV-Erzeugung, der gespeichert wurde und vom Speicher kompensiert wird, ist hier nicht dargestellt. Im Februar 2025 hätte sich diese Summe auf ca. 5 k € belaufen. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse nur einen Teil der Erlöse des PV-Parks dar, wie sie in Abb. 5 zu sehen sind. Wie oben schon dargestellt lassen sich hier, analog zu den Erlöspotenzialen bei stand-alone Speichern, die erhöhten Potenziale am positiven aFRR-Markt beobachten.

Vergleich von 2 h- und 4 h-Batteriespeichern in co-location mit PV-Park im Februar 2025

***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 imJanuar 2025 [* durchschnittliche Leistungspreise I ** marginale Leistungspreise]

Analog zur Betrachtung mit Windkraft zeigt sich auch hier, dass eine Verdopplung der Kapazität nur zu einer Erlössteigerung von etwa 9 % im besten Fall führte. Auch hier erklären wieder verschiedene Faktoren den relativ geringen Zuwachs, vor allem in den Großhandelsmärkten:

Wenngleich etwas größer als bei der Variante mit einem Windpark, trug der Batteriespeicher nur einen kleinen Teil zu den Gesamterlösen der Anlagenkombination mit PV bei. Bei der Vermarktung beider Anlagen, Batteriespeicher und PV, am Day-Ahead-Markt lag der Anteil des Speichers am Gesamterlös bei einem 2-h-System bei ca. 13 %. Eine Verdopplung der Kapazität führte zu einer Erlössteigerung des Speichers um 34 % im Day-Ahead-Markt. Dies schlug sich nur in einer 5-%-Erhöhung der Gesamterlöse für die Kombination nieder.
Der Batteriespeicher ist durch die PV-Erzeugung begrenzt, da er zur Wahrung des Grünstromprivilegs nur aus der PV-Anlage geladen werden darf. Insbesondere in den Wintermonaten wirkt sich dies begrenzend auf das Erlöspotenzial des Speichers 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 führte die Verdopplung der Kapazität von 2 h auf 4 h im Februar dazu, dass ca. 49 % mehr Energie geladen wurde.
Wie oben beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale im aFRR-Markt aus, wenn die Batterie nur dort vermarktet wird. In der cross-market Strategie führt eine Erhöhung der Kapazität zu einer Steigerung der Erlöse in diesem Markt. Dies liegt daran, dass der Speicher bei dieser Strategie zum Ende und dementsprechend auch zu Beginn des Tages immer zur Hälfte geladen ist. Bei einer Verdopplung der Kapazität hat der Speicher entsprechend mehr Energie zur Verfügung.

Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien im Februar 2025 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von bis zu ca. 19 k € und gegenüber einem PV-Park ohne Speicher von bis zu 17 k € hätte führen können. Diesen Erlösen müssen dann noch die Erlöspotenziale aus dem Sekundärarbeitsmarkt und financial trading hinzugerechnet werden, um eine ganzheitliche Abschätzung des Geschäftsmodells vorzunehmen.

Im April veröffentlichen wir das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im März 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 im Februar 2025 - Viel Sonne, wenig Wind