Im derzeitigen Strommarkt, aber insbesondere mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien, steigen die Anforderungen an Netzstabilität, Flexibilität sowie Versorgungszuverlässigkeit. Großbatteriespeicher, meist als Battery Energy Storage System (BESS) bezeichnet, stellen eine geeignete und zuletzt ökonomisch attraktive Möglichkeit dar, den Flexibilitätsanforderungen des Stromsystems zu begegnen, und entwickeln sich zu einem zentralen Baustein der zukünftigen Energieinfrastruktur.

Preisdifferenzen und Gebote im Regelleistungsmarkt als Einnahmequelle

Sowohl sogenannte Stand-Alone BESS als auch Speicher in Kombination mit erneuerbaren Erzegungskapazitäten können auf verschiedenen Strommärkten vermarktet werden und bieten damit das Potenzial für attraktive Einnahmequellen. Hierbei kann die Batterie zum einen auf den Regelmärkten angeboten werden, zum anderen können sowohl Preisschwankungen innerhalb als auch Preisdifferenzen zwischen verschiedenen Märkten Gewinne generieren.

Abbildung 1 zeigt exemplarisch Preise für 2 Strommärkte sowie das resultierende Lade- und Entladeprofil einer Batterie. Unterschiedliche Preise für dasselbe Produkt (Markt A vs. Markt B) zu Beginn und zum Ende des Tages können zur Einnahmengenerierung ohne Batterieverwendung ausgenutzt werden. Zu Tagesniedrigstpreisen wird die Batterie geladen um dann in den Abendstunden bzw. bei höheren Preisen entladen zu werden.

Netzdienlichkeit gleich vermiedene Redispatchkosten

Eine im September 2025 veröffentlichte Kurzstudie zur „Netzdienlichkeit von Großbatterien“ im Auftrag der ECO STOR GmbH hat sich dem Thema Netzdienlichkeit und möglichen Instrumenten zur Förderung netzentlastenden Verhaltens gewidmet. Die Autoren definieren Nutzer als netzdienlich, falls deren Verhalten die Netzkosten reduziert. Der Fokus liegt auf den Redispatchkosten, welche Kosten für einen möglichen Ausbau des Netzes gegenüberstellen. Netzdienliches bzw. netzentlastendes Verhalten von Netznutzern lässt sich dementsprechend auch als eingesparte Netzausbaukosten interpretieren. Aus Sicht des Batterievermarkters jedoch besteht in der Regel kein allzu großer Anreiz, sich zusätzlich netzdienlich zu verhalten. Je nach vorherrschender Preisstruktur kann beispielsweise ein Speicher in Zeiten eines schon vorliegenden Überangebots an Strom zusätzlich Strom ins Netz einspeisen.

Die Autoren der Kurzstudie konzentrieren sich auf die Quantifizierung der Netzdienlichkeit einer Großbatterie im derzeitigen Marktumfeld. Sie zeigen exemplarisch, dass die betrachtete Anlage weder signifikant netzentlassend noch netzbelastend ist. Dies ist jedoch nicht auf einen bestimmten Marktmechanismus zurückzuführen, der dieses Verhalten stimuliert, vielmehr orientieren sich Batteriespeicher ausschließlich an Marktpreisen. Basierend auf den Preisen von 2024 hat eine marktlich betriebene Batterie das Stromnetz zu etwa gleichen Teilen be- als auch entlastet. Dabei wurden Zeiträume mit positivem und negativem Redispatch als auch Zeiträume mit Batterienutzung (im Gegensatz zu Stillstand des Batteriebetriebs) betrachtet.

FORRS Analyse: Optimierte Vermarktung eines Großspeichers vs. Redispatchmaßnahmen für 2024

FORRS konnte mittels eines Multi-Market-Optimierers für BESS, unter Verwendung der Marktpreise aus dem Jahr 2024 sowie der von netztransparenz.de veröffentlichten Redispatch-Maßnahmen, die Beobachtung bestätigen, dass für den Zeitraum 2024 keine eindeutige Aussage zur Netzdienlichkeit von BESS getroffen werden kann. Betrachtet wurden hierbei die Märkte FCR, aFRR, Day-Ahead und Intraday. Vereinfacht konnte gezeigt werden, dass eine Batterie, die im Netz von TenneT betrieben worden wäre, in etwa 55 % der Fälle netzentlastend und in 45 % der Fälle netzbelastend gewesen wäre. Dabei gilt als netzentlastend, wenn in Zeiten, in denen TenneT als Netzbetreiber die Reduktion von Wirkleistungseinspeisung anweist, die Batterie mehrheitlich lädt.

Co-located BESS ebenfalls weder eindeutig netzentlastend noch netzbelastend

Zusätzlich wurde mit derselben vereinfachten Logik die Häufigkeit netzentlastenden Verhaltens einer Batterie, die im Co-Location-Modus betrieben wird, untersucht. Für eine Batterie, die in der sogenannten Hybrid-Konfiguration betrieben wird, d. h. Strom darf auch von den Märkten und nicht allein von der Photovoltaikanlage bezogen werden, unterscheiden sich die prozentualen Anteile kaum von der Stand-Alone Konfiguration. In 52 % und 48 % der Fälle verhielt sich die Kombination aus Solar und Batterie netzent-bzw. belastend. Interessanterweise verändert sich das Verhältnis im Falle eines Grünspeichers nur unwesentlich. Auch wenn der Vermarkter einer PV-Anlage mit Grünspeicher an den Energiemärkten nicht als Käufer auftritt, wird aufgrund der Speichermöglichkeit Strom unter Umständen zu aus Netzbetreibersicht ungünstigen Zeiten, auch außerhalb der Produktionszeiten des erneuerbaren Stroms, in das Netz abgegeben. Netzdienliches Verhalten in Zeiten, in denen die Wirkungseinspeisung zu reduzieren ist, ist in diesem Set-up nicht möglich.

Von besonderem Interesse sind unserer Meinung nach die Ergebnisse der Analyse verschiedener Instrumente zur Förderung netzdienlichen Verhaltens. Die Autoren zeigen, dass ein dynamisches Preissignal den Netz-Mehrwert deutlich steigert, ohne dabei Marktsignale negativ zu beeinflussen und somit netz- als auch marktdienliches Verhalten verbinden kann. Ein statisches Netzentgelt hingegen schränkt die Wertschöpfung der Batterie deutlich ein.

Abbildung 1: Zeitliche und Inter-market-Arbitrage – Ladezustand