Wie haben sich die Erlöspotenziale von co-location Batterie speichern im Januar 2025 in Deutschland entwickelt? Diese Frage analysieren wir in dem vorliegenden Bericht. Folgende Insides können Sie in den Bericht finden:

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 mit dem Vorjahresmonat

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Erlöse von Windparks mit Batteriespeicher lagen im Januar 2025 um bis zu 37 % 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 Januar 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 kombiniert mit einem Windpark auf den verschiedenen Märkten im Januar 2025 potenziell hätte erzielen können, gemessen in Euro pro Megawatt. 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. 62 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 ca. 6 k €.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher bis zu gut 73 k € erzielen können.

Findet die Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel statt, hätten für die Anlagenkombination ca. 74 k € erzielt werden können. Der Handel mit dem Speicher nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte ca. 75 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. 77 k € noch einmal 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 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. 78 k € etwas höherer Erlös als mit dem kombinierten Speichereinsatz in den Großhandelsmärkten möglich gewesen. Geht man hingegen immer davon aus, das bei der Vermarktung des Batteriespeichers der marginale Leistungspreis realisieren werden könnte, was eine extreme Annahme wäre, so hätten mit der Anlagenkombination ca. 82 k € erlöst werden können.

Die Optimierung des Speichers über alle verfügbaren Märkte zeigt mit ca. 81 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Leistungspreisen am aFRR-Markt beziehungsweise ca. 85 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 ca. 23 k € (+ 37 %), 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.

Alle betrachteten Vermarktungsstrategien führen zu leicht höheren Erlösen im Januar 2025 vs. Januar 2024

**Abbildung 2:** Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit Windpark in den verschiedenen Märkten für Januar 2025 vs. Januar 2024 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Grundsätzlich zeigt die Gegenüberstellung der Erlöse der Anlagenkombination im Januar 2025 und Januar 2024, dass ähnlich wie bei einem eigenständigen Batteriespeicher die Erlöse für alle Vermarktungsstrategien im Januar 2025 über den potenziellen Erlösen von Januar 2024 lagen. Dabei kommen mehrere Faktoren zum Tragen:

Zwar lag die Menge der durch Windkraft erzeugten Energie im Januar 2025 insgesamt um 16 % unter der des Vorjahresmonats, gleichzeitig lag aber der Durchschnittspreis am Day-Ahead-Markt, an dem der direkt eingespeiste Windstrom vermarktet wird, um fast 33 % über dem des Vorjahresmonats. Dies erhöhte die direkten Erlöse, die der Windpark allein am Markt erzielen konnte. Zum Vergleich: Der Windpark ohne Speicher hätte im Januar 2025 am Day-Ahead-Markt ca. 0,5 % mehr als im Vorjahresmonat erzielt. Der Batteriespeicher kann diese Erhöhung folglich leicht verstärken.
Zum anderen lagen die aFRR-Leistungspreise deutlich über denen des Vorjahresmonats, wie bei den stand-alone Batteriespeichereinnahmen ebenfalls beobachtet werden kann.

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

Es zeigt sich, wie auch im Jahresrückblick für 2024, dass bei der cross-market-Strategie der co-location Speicher gut zwei Drittel der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt werden, das verbleibende 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: 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 Januar 2025 beliefen diese entgangenen Erlöse sich bei der cross-market-Strategie auf ca. 8 k €. Zur besseren Übersicht wurden diese negativen Erlöse hier nicht mit abgebildet, sondern nur die Bruttoerlöse in den drei anderen Märkte dargestellt. Daher liegt die Summe in Abbildung 2 über der Summe der Erlöse in Abbildung 1 und auch über der Summe der stand-alone-Erlöse, in denen jeweils 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 18 zu 32 % Anteil am Bruttogesamterlös der Batterie).

Die Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem 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 Februar 2024 bis Januar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abbildung 4 kann man sehr gut ableiten, wie stark sich die Erlöse des Windparks in den aktuellen Wintermonaten durch die höheren Erlöse am Day-Ahead Markt entwickelt haben. Bei den Einnahmen aus dem 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 von dem Speicher dem Windpark kompensiert wird, ist hier nicht dargestellt. Im Januar 2025 hätte sich diese Summe auf ca. 8 k € belaufen. Daher stellen die Day-Ahead-Erlöse nur einen Teil der Erlöse des Windparks dar, die in Abbildung 5 abgebildet sind. Wie oben schon dargestellt, lässt 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 Januar 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 Januar 2025 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Wird die Speichergröße verdoppelt, so ergeben sich in der vorliegenden Betrachtung zusätzliche Erlöspotenziale von etwa 4 % 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 7 %. Wenngleich eine Verdopplung der Kapazität zu einer Erlössteigerung des Speichers um ca. 47 % im Day-Ahead-Markt führt, schlägt sie sich nur in einer 3 %-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. 58 % mehr Energie geladen wird bzw. im Durchschnitt nur 1,2 statt 1,5 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.

Verdreifachung der Erlöse durch co-location für PV-Park im Januar 2025 möglich

Abb. 6 zeigt, welche Erlöse ein Batteriespeicher kombiniert mit einem PV-Park in verschiedenen Märkten im Januar 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 horizontale, gestrichelte schwarze Linie angezeigt, was die Vermarktung der Anlage jeweils ohne Speicher eingebracht hätte. Diese Zahl liegt für 2024 bei 7.7 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 16 %.

Im Day-Ahead-Markt hätte die Kombination von Windpark und Speicher ca. 11 k € erzielen und damit die Erlöse gegenüber einem PV-Park ohne Speicher um ca. 43 % übersteigen können.

Bei der Vermarktung des Batteriespeichers nur durch den Intraday-Auktionshandel hätten gut 11 k €erzielt werden können. Der Handel des Speichers nur am kontinuierlichen Intraday-Markt hätte 12 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. 13 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 Januar 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. 51 % 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 89 % über den Erlösen beim Intraday-Handel bzw. um 112 % höher als am Day-Ahead-Markt erreicht werden.

Das über alle verfügbaren Strommärkte optimierte Szenario zeigt mit ca. 18 k € bei der Verwendung von durchschnittlichen Preisen am aFRR-Markt bzw. ca. 20 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 88 % 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 Januar ein PV-armer Monat ist.

Insgesamt könnte das zusätzliche Investment in einen co-location Batteriespeicher im betrachteten Szenario die Erlöse des PV-Parks damit um maximal knapp 15 k € und damit um 197 % erhöhen.

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

***Abbildung 7:*** Veränderung der gemeinsamen Erlöspotenziale eines co-location Batteriespeichers mit einem PV-Park in den verschiedenen Märkten für Januar 2025 vs. Januar 2024 [*: durchschnittliche Leistungspreise; **: marginale Leistungspreise]

Analog zu den Entwicklungen bei der co-location mit einem Windpark zeigt sich, dass die Erlöspotenziale über alle Märkte und Optimierungsstrategien im Januar 2025 um mindestens 48 % über den Erlöspotenzialen vom Vorjahresmonat lagen. Die Kerntreiber sind hier vergleichbar mit der vorherigen Diskussion zu Windenergie:

Im Vergleich zum Januar 2024 lag die die Menge der durch PV erzeugten Energie insgesamt um 12 % über dem Vorjahreswert. Zudem lag der Durchschnittspreis fast 33 % über dem des Vorjahresmonats. Dies erhöht die direkten Erlöse, die der PV-Park am Day-Ahead-Markt erzielen kann. Zum Vergleich: Der PV-Park ohne Speicher hätte im Januar 2025 am Day-Ahead-Markt allein fast 45 % mehr als im Vorjahresmonat erzielt. Der Batteriespeicher kann diese Steigerung folglich leicht bis deutlich verstärken.
Die aFRR-Leistungspreise lagen deutlich über denen des Vorjahresmonats, wie auch in unserem Beitrag zu den stand-alone Batteriespeichereinnahmen zu sehen.

***Abbildung 8:*** *Potenzielle Bruttoerlöse des Speichers in co-location mit PV-Anlage durch die cross-market-Strategie im Januar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [* durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]*

Es zeigt sich, dass bei der cross-market-Strategie der co-location Speicher, dass mehr als die Hälfte der Erlöse an den Intraday-Märkten (Auktion und kontinuierlich) erzielt und die verbleibenden 41 % 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 Januar 2025 beliefen diese sich 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 Märkte dargestellt. Daher liegt die Summe in Abbildung 8 über der Summe der Erlöse in Abbildung 6, 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 33 zu 41 % Anteil am Gesamterlös 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 9**: Potenzielle gemeinsame monatliche Erlöse des Speichers in co-location mit PV durch die cross-market-Strategie von Februar 2024 bis Januar 2025, nach Einzelmärkten aufgelöst [*: durchschnittliche aFRR-Leistungspreise]

Aus Abbildung 9 kann man sehr gut ableiten, wie stark die gemeinsamen Erlöse des Speichers und PV-Parks saisonbedingt in den aktuellen Wintermonaten abgenommen haben. 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 von dem Speicher dem PV-Park kompensiert wird, ist hier nicht dargestellt. Im Januar 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 in Abbildung 5 zu sehen. Wie oben schon dargestellt, lässt 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 Januar 2025

***Abbildung 10***: 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 zu der Betrachtung der co-location mit Windkraft zeigt sich auch hier, dass eine Verdopplung der Kapazität nur zu einer Erlössteigerung von etwa 21 % im besten Fall führt. 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, 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 ca. 18 %. Eine Verdopplung der Kapazität führt zu einer Erlössteigerung des Speichers um 6 % im Day-Ahead-Markt. Dies schlägt sie sich nur in einer 1 %-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 im Januar dazu, dass nur ca. 9 % mehr Energie geladen wird.
Wie oben beschrieben wirkt sich die Erhöhung der Kapazität nicht auf die Erlöspotenziale auf den Sekundärregelenergiemärkten 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 zum Beginn des Tages immer zur Hälfte geladen ist. Bei einer Verdoppelung der Kapazität hat der Speicher entsprechend mehr zur Verfügung.

Zusammenfassend zeigen die Ergebnisse, dass das Investment in einen co-location Batteriespeicher in den hier betrachteten Szenarien für Januar 2025 zu Mehrerlösen gegenüber einem Windpark ohne Speicher von bis zu knapp 23 k € und gegenüber einem PV-Park ohne Speicher von 15 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 März veröffentlichen wir das nächste Update mit Details dazu, wie sich die Erlöspotenziale von Batteriespeichern im Februar 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 Januar 2025 -trotz wenig Wind und Sonne höhere Erlöse