Mehr Erlöse mit Batteriespeichern: Was Projektentwickler über die Strommarktteilnahme wissen sollten

Die Integration von stationären Batteriespeichern in Gewerbe- und Industrieprojekte wird zunehmend attraktiver, nicht nur wegen der Eigenverbrauchsoptimierung oder Netzentgeltreduktion, sondern auch durch zusätzliche Erlöse am Strommarkt. Wer als Projektentwickler heute Speicherlösungen plant, sollte die Möglichkeiten und Herausforderungen der Marktintegration von Anfang an mitdenken.

Optionen der Marktteilnahme für C&I-Batteriespeicher

Industrie- und Gewerbebetriebe können Batteriespeicher auf unterschiedliche Weise zur Marktbeteiligung einsetzen. Grundsätzlich existieren zwei Modelle:

• Hybride Nutzung derselben Batterie für Behind-the-Meter (BTM) und Front-of-Meter (FTM) – d.h. ein einziger Batteriespeicher übernimmt sowohl betriebsinterne Aufgaben (z.B. Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsoptimierung) als auch Netz- bzw. Marktservices (z.B. Bereitstellung von Regelleistung, Stromhandel).

• Einsatz separater Batteriespeicher für BTM und FTM – d.h. zwei getrennte Speicher: einer ist dediziert für unternehmensinterne Zwecke, während der andere ausschließlich für den Strommarkt (als eigenständige Anlage mit Netzanschluss) betrieben wird.

Vergleich: Hybride Doppelnutzung vs. separate Speicher

Zur Gegenüberstellung der beiden Ansätze zeigt Tabelle 1 die wichtigsten Merkmale, Vorteile und Nachteile:

Tabelle 1: Gegenüberstellung einer dualen (hybriden) Nutzung derselben Batterie vs. separaten BTM- und FTM-Speichern.

In vielen Fällen erscheint die Doppelnutzung eines Batteriespeichers vorteilhaft, da gleichzeitig Energiekosten gesenkt und neue Einnahmen generiert werden können . So kann z.B. ein industrieller Speicher tagsüber Solarüberschüsse aufnehmen und abends Lastspitzen kappen, während er zu anderen Zeiten freie Kapazität für Netzdienste bereitstellt . Diese duale Nutzung erschließt zusätzliche Erlösquellen und erhöht die Rentabilität der Investition in einen Batteriespeicher .

Allerdings sind die betrieblichen und regulatorischen Anforderungen an einen hybriden Einsatz höher. Einige Energiedienstleister empfehlen daher ein getrenntes Vorgehen: Die EnBW z.B. fokussiert bei der Batterievermarktung auf Speicher ohne Eigenverbrauchshintergrund – als Richtwert gilt ≥ 1 MW Leistung und 1 MWh Kapazität, ausschließlich für den Markt genutzt [1]. Ein solcher Stand-alone-Speicher kann unabhängig von Verbraucherlasten optimal an den Regel- und Spotmärkten betrieben werden.

Praktische Herausforderungen bei hybriden Modellen

Die Kombination von BTM- und FTM-Anwendungen in einem Speicher stellt besondere Anforderungen an Technik, Marktprozesse und Organisation. Im Einzelnen sind folgende Herausforderungen relevant:

Energiemanagement und Steuerung hybrider Anwendungen

Ein leistungsfähiges Energiemanagementsystem (EMS) ist unabdingbar, um einen Batteriespeicher parallel für Eigenbedarf und Marktteilnahme einzusetzen. Das EMS muss in Echtzeit Mehrfachnutzungen koordinieren – z.B. Netzregelungssignale an die Batterie schicken, ohne die lokale Versorgungssicherheit oder Peak-Shaving-Strategie zu gefährden.

Derartige hybride Use-Cases stellen hohe Ansprüche an Hard- und Software. In vielen Projekten wird eine Vernetzung mit einem Virtuellen Kraftwerk realisiert: Eine Fernsteuereinheit verbindet die Batterie mit dem Aggregator. Gleichzeitig behält ein lokales EMS die Betriebsführung vor Ort im Blick (Ladezustand, Lastverlauf etc.). In jedem Fall muss das Energiemanagement sicherstellen, dass Mindestspeicherstände, Leistungsreserven und Reaktionszeiten eingehalten werden, um externe Zusagen (z.B. Regelleistungsbereitstellung) nicht zu verletzen.

Mindestgebote und Aggregation von Kapazitäten

Viele lukrative Strommärkte setzen Mindestgrößen für Gebote voraus, die einzelne C&I-Batteriespeicher oft nicht allein erreichen. Für die Primärregelleistung (FCR) gilt weiterhin eine typische Mindestleistung von 1 MW, bei Sekundär- (aFRR) und Tertiärregelleistung (mFRR) sind es in der Regel 1–4 MW, je nach Übertragungsnetzbetreiber. Daher ist in der Praxis meist die Aggregation mehrerer dezentraler Speicher über einen Aggregator notwendig, um marktfähige Leistungen zu bündeln.

Im Gegensatz dazu sind die Eintrittshürden im Day-Ahead- und Intraday-Handel deutlich niedriger: Hier liegt die Mindestgebotsgröße bei nur 0,1 MWh (100 kWh). Damit können auch kleinere Speicher direkt teilnehmen – vorausgesetzt, sie haben Zugang zur Handelsinfrastruktur. Trotzdem bündeln viele Aggregatoren oder Direktvermarkter Kleinanlagen, um größere Blöcke effizient zu handeln und Transaktionskosten zu senken.

Bilanzkreismanagement und Risiken (Prognoseabweichungen, Fahrpläne)

Sobald ein Batteriespeicher Energie ins öffentliche Netz einspeist oder daraus bezieht, muss dies innerhalb eines Bilanzkreises erfolgen. Jede Marktteilnahme erfordert somit einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) – in der Regel ein Energieversorger oder Direktvermarkter –, der für die Fahrplanmeldung und Mengenbilanzierung gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber zuständig ist.

Bei FTM-Speichern (also Speichern mit eigenem Netzanschluss) übernimmt diese Rolle meist der Direktvermarkter. Das Setup ist vergleichsweise einfach, da der Speicher als eigenständige Anlage mit klar abgegrenztem Einspeise- und Entnahmepunkt geführt wird.

Bei BTM-Speichern (hinter dem Zähler) ist die Situation komplexer: Die Batterie teilt sich den Netzanschluss mit anderen Verbrauchern, was eine exakte Messung und Trennung von Eigenverbrauch und Markteinspeisung notwendig macht. Dafür muss ein separater Unter-Bilanzkreis eingerichtet werden, was nicht nur zusätzlichen technischen und administrativen Aufwand bedeutet, sondern auch passende Partner voraussetzt. In der Praxis scheitert die Marktintegration von BTM-Batterien häufig daran, dass kein BKV bereit ist, die Verantwortung für den komplexen und risikobehafteten Bilanzkreis zu übernehmen.

Zudem tragen BKVs das Risiko von Prognoseabweichungen: Für die Fahrpläne müssen Einspeise- und Entnahmeprofile viertelstundengenau gemeldet werden. Ein Speicher, der sowohl Erzeuger als auch Verbraucher ist – wie bei hybrider Nutzung –, kann schwer vorhersehbar sein. Weicht die tatsächliche Leistung vom gemeldeten Plan ab (z. B. durch ungeplante Eigenbedarfsdeckung), entstehen Ausgleichsenergiekosten, die wirtschaftlich stark ins Gewicht fallen.

Aus diesen Gründen ist in vielen Fällen ein separater FTM-Speicher die pragmatischere Lösung: Er lässt sich technisch klarer abgrenzen, regulatorisch einfacher integrieren und wird von Vermarktern eher akzeptiert.

Fazit: Marktintegration ja – aber mit dem richtigen Setup

Für Industrie- und Gewerbebetriebe bieten Batteriespeicher heute weit mehr als nur Lastspitzenkappung oder Eigenverbrauchsoptimierung. Die Teilnahme am Strommarkt – ob über Regelleistung oder Handel – erschließt zusätzliche Erlöspotenziale und verbessert die Wirtschaftlichkeit deutlich. Doch der Weg dorthin ist anspruchsvoll: Marktprozesse, technische Anforderungen und regulatorische Vorgaben verlangen ein durchdachtes Konzept.

Die hybride Nutzung eines Speichers für BTM- und FTM-Zwecke klingt wirtschaftlich attraktiv, ist aber oft nur mit erheblichem Steuerungsaufwand und zusätzlichen Risiken umsetzbar. Vor allem das Bilanzkreismanagement stellt für BTM-Batterien eine zentrale Hürde dar, da es eine exakte Mess- und Datenaufteilung sowie einen Bilanzkreisverantwortlichen voraussetzt, der zur Übernahme der komplexen Fahrplanverantwortung bereit ist – was in der Praxis oft nicht der Fall ist.

Separat geführte FTM-Speicher bieten hier deutliche Vorteile: Sie sind technisch klar abgegrenzt, regulatorisch leichter integrierbar und aus Sicht von Direktvermarktern und Aggregatoren wesentlich einfacher zu handeln. Auch für die präqualifizierte Teilnahme an Regelleistungsmärkten sind FTM-Speicher oft die bevorzugte Lösung.

Projektentwickler sollten daher frühzeitig abwägen, ob ein kombiniertes Modell tatsächlich wirtschaftlich und organisatorisch tragfähig ist – oder ob ein dedizierter Markt-Speicher als FTM-Anlage nicht der nachhaltigere Weg ist, um Marktchancen effizient zu erschließen. Ein intelligentes EMS, ein starker Aggregator und ein sauberes Messkonzept sind in beiden Fällen unverzichtbar.

[1] https://www.enbw.com/energiehandel/batterievermarktung