Restkapazitäten vermarkten: Wie dein Batteriespeicher nebenbei am Spotmarkt Geld verdient

Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung sind das Hauptgeschäft eines BTM-Speichers und dafür werden diese Speicher in Furo ausgelegt. Doch einen großen Teil der Zeit steht der Speicher ungenutzt bereit. Diese verfügbaren Kapazitäten lassen sich gewinnbringend an der Strombörse vermarkten. Mit der Flexibilitätsvermarktung schätzt Furo ab, was diese freien Restkapazitäten am Strommarkt zusätzlich einbringen. Dieser Beitrag erklärt dir ohne Trading-Vorwissen, wie das funktioniert und warum unsere Zahlen bewusst konservativ gerechnet sind.

Die gute Nachricht: Furo berechnet als eigenen Baustein der Wirtschaftlichkeitsrechnung, was die Restkapazitäten in der Vermarktung an zusätzlichen Einnahmen erbringen können. Dazu musst du weder auf einen Vermarkter zugehen, noch selber die Simulation durchrechnen.

Wie funktioniert Trading mit einem Batteriespeicher?

Das Grundprinzip ist einfach und dasselbe, das jeden Speicher wirtschaftlich macht: günstig laden, teuer entladen. Neu ist nur der Bezugspunkt. Bei der Eigenverbrauchsoptimierung vergleicht der Speicher den Strompreis mit den vermiedenen Netzbezugskosten. Beim Trading vergleicht er die Preise am Stromhandelsmarkt untereinander über den Tag.

Diese Preise schwanken stark. An sonnigen Tagen drückt die PV-Einspeisung die Mittagspreise nach unten, teils ins Negative. Morgens und abends, wenn die Sonne fehlt und die Nachfrage hoch ist, ziehen sie an. Ein Speicher kann diese Differenz, den Spread, einsammeln:

• Er lädt in der günstigen Stunde Strom aus dem Netz.

• Er entlädt in der teuren Stunde und verkauft die Energie wieder.

• Die Differenz abzüglich Speicherverluste ist der Rohertrag.

Ein Beispiel: Wird eine Kilowattstunde mittags für 4 ct gekauft und abends für 16 ct verkauft, bleiben nach Speicherverlusten rund 12 ct Marge. Pro Zyklus, an jedem Tag mit genug Spread. Über ein Jahr summiert sich das trotz Wirkungsgradverlust.

Dazu kommt eine weitere Form der Arbitrage: Die Preise können zwischen den einzelnen Märkten variieren. Dadurch kann es sinnvoll sein, eine Strommenge auf einem Markt zu kaufen und auf einem anderen wieder zu verkaufen. Das nennen wir virtuelles Trading, da dabei physikalisch gar kein Strom fließt. Es fallen also auch keine Netzentgelte an.

Für diesen Artikel ist der Unterschied zwischen virtuellem und physikalischem Trading nicht entscheidend. Wichtig ist: In der Furo simulieren wir beides gleichzeitig und damit den gesamten Handel der Restkapazität über die Stromhandelsmärkte.

Restkapazitäten vermarkten, ohne den Eigenverbrauch einzuschränken

Der wichtigste Punkt vorweg, weil er in Kundengesprächen für Sicherheit sorgt: Die Vermarktung greift die eigentliche Aufgabe des Speichers nicht an. Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung haben immer Vorrang. Gehandelt wird nur, was übrig bleibt: die Restkapazität.

Technisch läuft das so: Die Furo Planung optimiert zuerst wie gewohnt den Speicherbetrieb für die Primärnutzung. Erst auf dieses fertige Fahrprofil setzt die Handelssimulation auf und nutzt nur den verbleibenden Spielraum. Drei Schutzmechanismen sichern das ab:

• Freier Spielraum statt Vollzugriff. Das Modell berechnet zu jedem Zeitpunkt, wie viel Lade- und Entladeleistung frei ist, nachdem die Primärnutzung bedient wurde. Nur dieser Rest steht dem Handel zur Verfügung. Ist der Speicher ausgelastet, bekommt der Handel nichts.
• Energie-Neutralität. Am Ende des Zeitraums landet der Speicher exakt im Ladezustand, den die Primärnutzung ohnehin gebraucht hätte. Der Handel verschiebt Energie nur zeitlich, er kann dem Eigenverbrauch nichts „wegnehmen“.
• Lastspitzen-Schutz. Der Handel darf die teuer erkaufte Lastspitzenkappung nicht zunichtemachen. Dazu gibt es in der Simulation zwei Modi: Hard (Gedeckelt) verbietet jeden Netzbezug über der bestehenden Spitze; Soft (Aufschlag) erlaubt ihn, verrechnet aber den realen Leistungspreis, sodass Kosten durch eine neue Spitze nur akzeptiert werden, wenn diese durch das Trading wieder herausgeholt werden können.

Die vermarktete Energie ist also echter Zusatzertrag „on top“ und kein Kompromiss zulasten des Kerngeschäfts.

DAA und IDA: die zwei Märkte, die wir simulieren

Stromgroßhandel findet nicht an einem Marktplatz statt, sondern in mehreren Stufen, die immer kurzfristiger werden. Für Speicher-Restkapazitäten zählen vor allem zwei, und genau die bildet unsere Simulation ab:

• DAA, Day-Ahead-Auktion. Hier wird der Strom für den kommenden Tag in festen Zeitblöcken gehandelt. Bis zur Mittagszeit des Vortags geben alle Marktteilnehmer ihre Kauf- und Verkaufsgebote ab, daraus ergibt sich für jeden Block ein einheitlicher Preis. Für den Speicher heißt das konkret: In den günstigsten Blöcken kauft er Strom und lädt, in den teuersten verkauft er und entlädt. Die Simulation legt diesen Fahrplan für den ganzen Folgetag fest. Die DAA ist der liquideste und am besten prognostizierbare Markt und bildet das Grundgerüst.
• IDA, Intraday-Auktion. Näher am Liefertag folgt eine weitere Auktion mit feinerer, viertelstündlicher Auflösung. Sie ergänzt den Day-Ahead-Fahrplan: Wo die Preise viertelstündlich stärker schwanken oder sich gegenüber dem Vortag verschoben haben, baut der Speicher zusätzliche Positionen auf. Er kann eine DAA-Position auch teilweise zurücknehmen, etwa einen geplanten Verkauf zurückkaufen, wenn das an der IDA günstiger ist. So holt die IDA zusätzliche Marge aus den kurzfristigeren Preisunterschieden. (Das sogenannte virtuelle Trading.)

Bewusst nicht enthalten sind zwei weitere Erlösquellen:

• der kontinuierliche Intraday-Handel (IDC), bei dem bis kurz vor Lieferung fortlaufend gehandelt wird, und

• die Regelenergie (FCR, aFRR), mit der Speicher die Netzfrequenz stabilisieren.

Beide bringen in der Praxis oft Zusatzerlöse. Wir lassen sie außen vor, weil sie stärker von Vermarkter, Poolgröße und Marktzugang abhängen und schwerer zu prognostizieren sind. Was die Software ausweist, ist die robuste Basis aus den beiden gut modellierbaren Auktionsmärkten, nicht die Obergrenze.

Netzentgelte: die Annahme, auf der alles steht

Warum rechnet sich Arbitrage überhaupt? Entscheidend sind die Netzentgelte. Würde jede geladene Kilowattstunde die vollen Netzentgelte kosten, wäre die Spanne zwischen Ein- und Verkauf meist aufgezehrt und Trading würde sich wenig lohnen.

Hier greift jedoch § 118 Abs. 6 EnWG: Speicher, die vor August 2029 in Betrieb gehen, sind 20 Jahre lang von Netzentgelten auf die eingespeicherte Energie befreit. Für reine Handelsflüsse (Netz in den Speicher und zurück ins Netz) fallen damit keine Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion an. Erst das macht die Vermarktung wirtschaftlich. Unsere Simulation rechnet konsequent damit und bewertet den Ladestrom zum reinen Börsenpreis.

Zwei Konsequenzen solltest du kennen:

• Das Feature ist Deutschland-spezifisch. Netzentgelt-Befreiung, Preisdaten und Leistungspreis-Modell sind auf den deutschen Markt (Gebotszone DE-LU) zugeschnitten. Deshalb gibt es die DAA-&-IDA-Simulation nur für deutsche Projekte, sonst ist sie ausgegraut.
• Die Regulierung ändert sich. Die BNetzA hat 2026 bestätigt, dass die Befreiung wie geplant ausläuft und mittelfristig ein moderates Kapazitätsentgelt an ihre Stelle tritt. Für aktuell geplante Projekte gilt Bestandsschutz; bei sehr langen Betrachtungen lohnt ein Blick auf den Zeithorizont.

Warum unsere Abschätzung konservativ ist

Vermarktungszahlen sind schnell optimistisch gerechnet und eine Simulation ist noch lange kein realer Umsatz. Wir haben die Simulation deshalb bewusst konservativ ausgelegt; die ausgewiesenen Erträge sind eher Untergrenze als Wunschwert:

• Nur die zwei robusten Auktionsmärkte. IDC und Regelenergie bleiben außen vor, reale Erlöse liegen also eher darüber.
• Geteiltes, streng gerechnetes Zyklusbudget. Handel und Primärnutzung teilen sich ein Budget von rund zwei Vollzyklen pro Tag. Die Handelszyklen kommen additiv obendrauf, der Speicher wird nicht „schöngerechnet“ und die Lebensdauer bleibt geschützt.
• Kein Spekulieren, keine physikalisch unmöglichen Trades. Die Simulation geht keine spekulativen Positionen ein und handelt immer nur innerhalb der realen Lade- und Entladegrenzen des Speichers. Was physikalisch nicht möglich ist, wird auch nicht eingekauft.
• Echte historische Preise. Gerechnet wird mit den tatsächlich eingetretenen Börsenpreisen des passenden Jahres, kein handverlesenes Extremjahr.

Eine Annahme wirkt in die andere Richtung: Die Simulation kennt die Preiskurve und die Nutzung des Speichers vollständig und trifft jeden guten Ein- und Verkaufszeitpunkt. Ein realer Handelstag arbeitet mit Prognosen und erwischt nicht jeden Hoch- und Tiefpunkt. Allerdings haben wir auch hier wieder eine konservative Methode angewendet. Der Algorithmus definiert zuerst seine Handelspositionen auf der Day-Ahead-Auktion (innerhalb der physikalischen Grenzen des Speichers). Danach werden die kurzfristigeren Handelspositionen auf dem Intraday-Markt optimiert. Dadurch kann das perfekte Wissen über die Preisentwicklung nicht ausgenutzt werden und die Simulation bleibt realistisch. Verstehe das Ergebnis trotzdem als fundierte Orientierung, nicht als Garantie. Die tatsächliche Höhe der erzielten Erträge hängt vom Vermarkter und seiner Handelsgüte ab.

Die Alternative: die Vermarkter-Pauschale

Manche Kunden stehen schon im Austausch mit einem Direktvermarkter, der ihnen eine eigene Abschätzung gibt, was mit dem Speicher am Markt erreichbar ist. Diese wird meist als Satz in € pro MW und Jahr kommuniziert. Genau diese Abschätzung kannst du in Furo einrechnen. Dafür gibt es den zweiten Modus, die Vermarkter-Pauschale.

Statt selbst die Märkte zu simulieren, nimmt sie die Zahl des Vermarkters und rechnet sie auf deinen Speicher herunter:

• Du trägst den vom Vermarkter genannten Satz ein (Feld „Zu erwartender Erlös pro MW pro Jahr“; typisch sind rund 50.000 bis einige hunderttausend €/MW/Jahr).

• Furo ermittelt, wie viel Leistung nach Eigenverbrauchsoptimierung und Lastspitzenkappung im Mittel frei bleibt.

• Der Jahresertrag ergibt sich dann als: durchschnittlich freie Leistung × Satz des Vermarkters.

So integrierst du eine konkrete Vermarkter-Abschätzung direkt in der Wirtschaftlichkeitsrechnung, ohne eigene Marktsimulation.

Beide Modi schließen sich pro Rechnung aus und fließen am Ende in dieselbe Wirtschaftlichkeitsrechnung ein: Der Zusatzertrag erhöht die jährliche Ersparnis und verbessert Amortisationszeit, Cashflow und Kapitalwert (NPV).

Fazit

Die Vermarktung von Restkapazitäten macht aus einem Speicher, der bisher nur Eigenverbrauch optimiert und Lastspitzen kappt, eine zusätzliche Ertragsquelle, ohne die Kernaufgaben zu beschneiden. Mit Furo beziffert du diesen Zusatznutzen standortgenau, wahlweise als dynamische DAA-&-IDA-Simulation oder durch die Vermarkter-Pauschale. Weil wir uns auf die robusten Auktionsmärkte beschränken, Zyklen und Lastspitzen schützen und mit echten Preisen rechnen, sind die Erträge eine belastbare, konservative Grundlage für dein Angebot.

Für dich in der Planung heißt das: Du zeigst deinem Kunden fundiert, was in seinem Speicher an zusätzlichem Wert steckt, und musst dafür selbst kein Stromhändler werden.