Es gibt eine Zahlenkombination, die in jeder zweiten Präsentation über Großbatteriespeicher auftaucht: 46 Prozent Primärregelleistung, 38 Prozent Intraday, 16 Prozent Day-Ahead. Sie stammt aus einer Modellrechnung für einen Speicher mit 20 Megawatt und 40 Megawattstunden, der 2024 rund 3,7 Millionen Euro erwirtschaftet hat. Die Zahlen stimmen. Nur beschreiben sie einen Markt, den es in dieser Form nicht mehr gibt. Wer heute einen Speicher rechnet und diese Aufteilung übernimmt, kalkuliert mit dem Wetter von vorgestern.
Warum es ein Stapel ist und keine Torte
Der Begriff Erlösstapel klingt nach Kuchendiagramm, und genau das ist das Missverständnis. Ein Speicher hat nicht drei Einnahmequellen nebeneinander. Er hat eine einzige physikalische Ressource, die er nacheinander verkauft: Leistung in Megawatt und Energieinhalt in Megawattstunden. Jedes Megawatt, das für eine Stunde in einem Regelleistungsprodukt gebunden ist, steht in dieser Stunde für den Handel nicht mehr zur Verfügung. Der Stapel ist deshalb ein Wasserfall.
Mehr zum Thema: Batteriespeicher & Energie – Grundlagen, Praxis und alle Artikel an einer Stelle.
Die Reihenfolge im Wasserfall ergibt sich aus den Fristen. Ganz oben stehen die Regelleistungsmärkte, weil sie am frühesten verbindlich werden: Wer dort einen Zuschlag hat, muss die zugesagte Leistung über die gesamte Produktzeitscheibe vorhalten, egal was am Spotmarkt passiert. Was danach an Leistung und Energieinhalt übrig bleibt, geht in die Day-Ahead-Auktion. Was auch danach noch frei ist oder durch Prognosefehler wieder frei wird, wandert in den kontinuierlichen Intraday-Handel, der bis kurz vor die Lieferstunde offen bleibt.
Diese Reihenfolge ist der Grund, warum ein Speicher mit 20 Megawatt und 40 Megawattstunden nicht einfach viermal Geld verdient. Er hat zwei Stunden Volllaufzeit. Wer davon einen Teil in der Regelleistung parkt, hat für Arbitrage weniger Hub. Und wer den vollen Hub für Arbitrage braucht, kann keine Regelleistung anbieten. Der Optimierer, der diese Entscheidung stündlich trifft, ist der eigentliche Ertragstreiber eines Speichers, nicht die Zelle.
Die vier Stockwerke, kurz erklärt
Primärregelleistung (FCR). Die schnellste Reserve im europäischen Verbundnetz. Der Speicher muss innerhalb von 30 Sekunden voll aussteuern und die Leistung mindestens 15 Minuten halten. Ausgeschrieben wird täglich in sechs Vierstundenblöcken, das Mindestgebot liegt bei einem Megawatt, bezahlt wird nach dem Preis des letzten bezuschlagten Gebots. Abgerufen wird automatisch über die Netzfrequenz, sobald sie das Band zwischen 49,99 und 50,01 Hertz verlässt. Für Batterien war das jahrelang das ideale Produkt: hohe Leistung, kaum Energieumsatz.
Sekundärregelleistung (aFRR). Langsamer, dafür zweigeteilt. Es gibt einen Leistungspreis für das reine Vorhalten und einen Arbeitspreis für die tatsächlich gelieferte Energie. Genau diese Zweiteilung macht aFRR für Speicher inzwischen interessanter als FCR, weil sie zwei unabhängige Erlöshebel bietet.
Day-Ahead. Die Auktion am Vortag für alle 24 Stunden des Folgetags. Planbar, liquide, aber der Preisunterschied zwischen Tagestief und Tageshoch ist der einzige Ertrag. Er hängt daran, wie stark Sonne und Wind die Mittagsstunden drücken.
Intraday. Der kontinuierliche Handel bis kurz vor Lieferung. Hier verdient nicht, wer die beste Prognose hat, sondern wer schnell auf fremde Prognosefehler reagieren kann. Das ist der Markt, in dem ein Speicher seinen physikalischen Vorteil ausspielt.
Warum die 46 Prozent gerade zerfallen
Die Modellrechnung mit den 46 Prozent stammt vom Mai 2025 und beschreibt das Jahr 2024. Bemerkenswert ist, dass die Autoren selbst die entscheidende Frage direkt daneben gestellt haben: Wird sich dieser Trend fortsetzen? Die Antwort liefert eine Tabelle, die die Übertragungsnetzbetreiber halbjährlich veröffentlichen.
Allein die präqualifizierte Batteriespeicherleistung für Primärregelleistung ist von 0,63 Gigawatt im Januar 2023 auf 1,35 Gigawatt im Januar 2026 gestiegen. Ausgeschrieben werden in Deutschland rund 580 Megawatt. Die Batterien allein bieten also mehr als das Doppelte dessen an, was gebraucht wird, und daneben stehen weiterhin Wasserkraft mit 2,91 Gigawatt, Braunkohle mit 0,46 und Gas mit 0,26. Insgesamt sind 5,13 Gigawatt für ein Produkt präqualifiziert, das 0,58 Gigawatt einkauft.
Bei der Sekundärregelleistung läuft dieselbe Entwicklung, nur zwei Jahre versetzt und schneller: Die präqualifizierte Batterieleistung für positive aFRR ist von 0,33 Gigawatt im Februar 2024 auf 1,20 Gigawatt im Januar 2026 gesprungen. Wer heute mit aFRR-Preisen von 2025 rechnet, macht denselben Fehler, den 2024 alle mit FCR gemacht haben.
Ein Detail aus der Fußnote derselben Tabelle wird dabei gern überlesen und ist für die Kalkulation zentral: Eine präqualifizierte Leistung darf immer nur für ein Regelreserveprodukt vermarktet werden oder anteilig aufgeteilt auf mehrere. Präqualifikation in drei Produkten verdreifacht also nicht die vermarktbare Menge. Sie erweitert nur die Auswahl.
Was der Stapel real abwirft
Für die Höhe gibt es inzwischen einen brauchbaren Maßstab. Das ISEA der RWTH Aachen veröffentlicht mit dem Battery Revenue Index die Erlöspotenziale eines Referenzspeichers mit einem Megawatt Leistung und zwei Megawattstunden Kapazität. Über alle Märkte optimiert lag der Wert 2024 bei rund 309.000 Euro je Megawatt und Jahr. 2025 waren es 259.000 Euro, ein Minus von 16 Prozent. Beim Einstundenspeicher ging es von 183.000 auf 151.000 Euro zurück.
Interessanter als die Summe ist die Verschiebung darunter. Der Index weist zusätzlich aus, was jeder Markt für sich allein hergeben würde. Für den Zweistundenspeicher waren das 2025: 106.000 Euro in FCR, ein Rückgang um knapp 7 Prozent. 146.000 Euro im aFRR-Leistungspreis, ein Plus von 39 Prozent. 76.500 Euro im aFRR-Arbeitspreis, ein Einbruch um 66 Prozent. Und 91.000 Euro am Day-Ahead-Markt, ein Plus von 17 Prozent. Diese vier Zahlen darf man nicht addieren, das ist der häufigste Lesefehler bei diesem Index: Es sind Einzelmarktpotenziale, keine Bausteine der 259.000 Euro.
Das erste Quartal 2026 war dann der bisher härteste Dämpfer. Auf das Jahr gerechnet lag das Erlöspotenzial bei 132.000 Euro je Megawatt, 40 Prozent unter dem Vorjahresquartal. Der Februar fiel auf rund 95.000, der März erholte sich auf rund 200.000. Der enervis-Index, der etwas konservativer rechnet, kam im Juni 2026 auf rund 18.000 Euro je Megawatt und Monat und im Zwölfmonatsschnitt auf gut 12.500, also rund 150.500 Euro im Jahr.
Eine Einordnung, die in Verkaufsunterlagen fast nie steht: Diese Werte sind Backtests mit perfekter Voraussicht. Sie rechnen aus, was ein Speicher verdient hätte, wenn er die Preise des Tages vorher gekannt hätte. Ein echter Optimierer kennt sie nicht. Wer die Indexwerte eins zu eins in ein Investitionsmodell übernimmt, hat den Abschlag für Prognoseunsicherheit, Nichtverfügbarkeit und Vermarktungsgebühr noch vor sich.
Die Tür heißt Präqualifikation
Bevor irgendetwas davon zählt, muss die Anlage präqualifiziert sein. Das ist kein Formular, sondern ein technischer Eignungsnachweis gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber, geführt über das PQ-Portal: Sprungantwort messen, Aktivierungszeit belegen, Kommunikationsanbindung und Fahrplanfähigkeit nachweisen, Vertragswerk unterschreiben. Der Nachweis ist produktspezifisch und muss für jedes Regelreserveprodukt einzeln geführt werden.
Und er hat Zähne. Wer die zugesagte Leistung nicht liefert, bekommt den Leistungspreis anteilig gekürzt; im Wiederholungsfall drohen Pönalen bis hin zum Entzug der Präqualifikation. Ein Speicher, der seine Regelleistungsvermarktung verliert, verliert nach der Aufteilung oben fast die Hälfte seines Erlösstapels. In der Projektfinanzierung ist die Präqualifikation deshalb kein technisches Detail, sondern ein Meilenstein mit Auszahlungsrelevanz.
Der Netzanschluss greift direkt in den Stapel
Es gibt einen Zusammenhang, der die beiden Themen verbindet, über die ich in den letzten Tagen geschrieben habe. Wenn ein Netzbetreiber einen Speicher nur mit begrenzter Leistung anschließt, also über eine Hüllkurve, die zu bestimmten Tageszeiten weniger Einspeisung oder Bezug erlaubt, sinken die Jahreserlöse in derselben Modellrechnung um 15 bis 30 Prozent. Die Last verteilt sich aber nicht gleichmäßig: Die Primärregelleistung wird am härtesten getroffen und bricht um 50 bis 75 Prozent ein, während das Spotmarkt-Trading um 5 bis 15 Prozent zulegt, weil die Leistung dort landet.
Das ist praktisch relevant, weil eine flexible Netzanschlussvereinbarung im Zweifel darüber entscheidet, ob ein Projekt überhaupt ans Netz kommt. Wer die Zahlen kennt, verhandelt anders: Eine Hüllkurve, die die Mittagsstunden freilässt und die Abendspitze beschneidet, kostet einen arbitragegetriebenen Speicher wenig und einen regelleistungsgetriebenen viel. Was gerade in der Warteschlange der Batteriespeicher passiert und warum das Reifegradverfahren die Entwicklungsreihenfolge umdreht, habe ich dort ausführlich aufgeschrieben.
Meine Einordnung
Der Erlösstapel ist kein Ertragsversprechen, sondern eine Momentaufnahme einer Marktordnung. Er hat sich in drei Jahren zweimal umsortiert, und er wird es wieder tun, sobald genug Batterieleistung in der Sekundärregelleistung steht. Wer ein Speicherprojekt darauf gründet, dass ein bestimmter Markt weiterhin die Hälfte trägt, baut auf einer Annahme, die von genau dem Boom widerlegt wird, an dem er selbst teilnimmt.
Was daraus für meine eigenen Projekte folgt, ist unspektakulär und trotzdem selten umgesetzt. Erstens: Präqualifikation in mehreren Produkten, auch wenn nur eines gerade trägt. Zweitens: Erlösmodelle mit Bandbreiten rechnen statt mit Punktwerten, und die Untergrenze aus einem Jahr wie 2026 nehmen, nicht aus 2024. Drittens: die Vermarktungsverträge kurz halten oder mit Ausstiegsfenstern versehen, weil der Optimierer, der 2024 der beste war, es 2027 nicht sein muss. Und viertens: früh klären, ob grün, grau oder gemischt eingespeichert wird, denn an Netzentgelten und Stromsteuer hängt oft mehr Geld als am Unterschied zwischen zwei Handelsstrategien.
Wer tiefer einsteigen will, warum Speicher überhaupt das Rückgrat der Energiewende sind, findet den Überblick unter BESS und Energiespeicher. Welche Messregeln daneben gelten, steht im Beitrag über die neuen Regeln für Batteriespeicher und Ladepunkte.
Die ehrlichste Zusammenfassung eines Erlösstapels lautet: Er sagt dir, welcher Markt gerade knapp ist. Und Knappheit ist das, was am schnellsten verschwindet.
Häufige Fragen
Was ist der Erlösstapel eines Batteriespeichers?
Die Summe aller Märkte, in denen ein Speicher dieselbe Leistung nacheinander vermarktet: Primärregelleistung, Sekundärregelleistung, Day-Ahead-Auktion und kontinuierlicher Intraday-Handel. Weil jedes gebundene Megawatt in den anderen Märkten fehlt, funktioniert der Stapel als Wasserfall und nicht als Addition. In einer Modellrechnung für 2024 entfielen bei einem Speicher mit 20 MW und 40 MWh 46 Prozent der Erlöse auf Primärregelleistung, 38 Prozent auf Intraday-Arbitrage und 16 Prozent auf Day-Ahead.
Wie viel verdient ein Großbatteriespeicher pro Megawatt und Jahr?
Der Battery Revenue Index des ISEA der RWTH Aachen weist für einen Speicher mit 1 MW und 2 MWh über alle Märkte optimiert 309.000 Euro je Megawatt für 2024 und 259.000 Euro für 2025 aus. Im ersten Quartal 2026 lag der Wert aufs Jahr gerechnet bei 132.000 Euro. Diese Werte sind Backtests mit perfekter Voraussicht und damit eine Obergrenze, kein Planwert.
Warum verliert die Primärregelleistung an Bedeutung?
Weil das Angebot den Bedarf längst überholt hat. Die präqualifizierte Batteriespeicherleistung für FCR ist laut regelleistung.net von 0,63 Gigawatt im Januar 2023 auf 1,35 Gigawatt im Januar 2026 gestiegen, während in Deutschland nur rund 580 Megawatt ausgeschrieben werden. Insgesamt sind über alle Technologien 5,13 Gigawatt präqualifiziert. In einem Markt mit einheitlichem Zuschlagspreis drückt dieses Überangebot die Erlöse.
Was bedeutet Präqualifikation für Regelleistung?
Den technischen Eignungsnachweis, den eine Anlage über das PQ-Portal beim Übertragungsnetzbetreiber führen muss, bevor sie Regelleistung anbieten darf: Sprungantwort, Aktivierungszeit, Kommunikationsanbindung und Vertragswerk, jeweils getrennt je Produkt. Untererfüllung führt zu anteiliger Kürzung des Leistungspreises, im Wiederholungsfall zu Pönalen bis zum Entzug der Präqualifikation. Präqualifizierte Leistung darf zudem immer nur für ein Produkt vermarktet werden oder anteilig aufgeteilt.
Herzlich,
Euer Dennis Weidner
