Ein simulierter Großspeicher mit zehn Megawatt Leistung hat im September deutlich mehr am deutschen Strommarkt verdient als im August. Hohe Gaspreise und Preisspitzen bei Schwachwind trieben die Erlöse, vor allem im Intraday-Handel.
Wie stark Batteriespeicher von schwankenden Preisen profitieren, zeigt eine Simulation für den September. Suena Energy hat die Erlöse eines Standalone-Speichers mit zehn Megawatt Leistung und 20 Megawattstunden Kapazität berechnet, der ausschließlich Graustrom aus dem Netz nutzt. Die Ergebnisse veröffentlichte pv magazine. Verglichen wurden einzelne Handelsstrategien am Großhandels- und Regelenergiemarkt mit einer marktübergreifenden Optimierung.
Gaspreise treiben die Großhandelserlöse
Der Day-Ahead-Preis lag im September im Schnitt bei 144,80 Euro pro Megawattstunde. Das sind rund 18 Euro mehr als im August und mehr als 50 Prozent über dem Wert vom September 2025. Hauptgrund sind die Brennstoffkosten: Gas kostete am Spotmarkt im Monatsdurchschnitt 76,20 Euro pro Megawattstunde und überschritt gegen Monatsende die Marke von 80 Euro. Auch steigende Kohle- und CO₂-Preise schoben das Strompreisniveau nach oben.
Hinzu kam die saisonal rückläufige Photovoltaik-Einspeisung. Trotz ungewöhnlich sonnigen und trockenen Wetters deckten erneuerbare Energien den Strombedarf schwächer als in den Vormonaten. Besonders in längeren Schwachwindphasen entstanden ausgeprägte Preisspitzen und größere Preisspannen. Genau in diesem Umfeld verdienen Speicher, weil sie günstig laden und teuer entladen.
Die Großhandelserlöse legten nach dem schwächeren August entsprechend kräftig zu. Der kontinuierliche Intraday-Handel blieb mit einem Plus von 36 Prozent auf 17.500 Euro pro Megawatt die erlösstärkste einzelne Spotmarktstrategie. Der Day-Ahead-Handel stieg von 10.800 auf 13.800 Euro, die Intraday-Auktionen von 10.500 auf 13.200 Euro. Die kombinierte Großhandelsstrategie erreichte 20.900 Euro nach 15.400 Euro im August und damit ihren bisherigen Höchstwert.
Regelenergie: uneinheitliches Bild
An den Regelenergiemärkten verlief der Monat gemischt. Die Erlöse aus der Primärregelleistung (Frequency Containment Reserve, FCR) gingen leicht auf 14.300 Euro pro Megawatt zurück. Die positive Sekundärregelleistung (automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR) erholte sich dagegen um 50 Prozent auf 8.400 Euro. Die negative aFRR sank auf 11.300 Euro, die kombinierte aFRR-Strategie blieb mit 9.900 Euro nahezu unverändert.
Für die aFRR-Regelarbeit nennt der Bericht einen Benchmark von 7.900 Euro pro Megawatt. Er beruht seit diesem Monat auf einer angepassten Berechnungsmethodik und lässt sich nicht direkt mit den Vormonaten vergleichen. Die höchsten Gesamterlöse erzielte erneut die Multi-Markt-Optimierung von Suena Energy mit 25.500 Euro pro Megawatt, nach 25.300 Euro im August. Gegenüber der kombinierten Großhandelsstrategie bedeutet das ein Plus von 22 Prozent. Weil der Großhandel so stark anzog, fiel dieser Vorsprung kleiner aus als im Vormonat.
Eine Einordnung gehört dazu: Es handelt sich um Simulationen eines repräsentativen Speichers, nicht um tatsächlich abgerechnete Erlöse. Zudem vergleicht ein Anbieter von Handelsoptimierung seine eigene Lösung mit einfacheren Strategien. Das Ergebnis ist plausibel, hat aber eine erkennbare Interessenlage. Wer eigene Anlagen plant, sollte die Annahmen prüfen, etwa zu Netzentgelten, Wirkungsgraden und Handelsgebühren.
Industrie entdeckt den automatisierten Stromhandel
Dass Speicher mehr sind als Notstromreserve, beschreibt auch ein Gastbeitrag von voltvera auf energie-experten.org. Steigende Strompreise, neue Marktmechanismen und regulatorischer Druck zwingen demnach Industriebetriebe, ihre Energiekosten neu zu denken. Batteriespeicher dienen dort dem Eigenverbrauch, der Lastspitzenkappung und zunehmend dem automatisierten Stromhandel.
Der Beitrag rechnet an einem Praxisbeispiel vor, welche Renditen ein industrieller Stromspeicher erzielen kann und wie schnell er sich amortisiert. Konkrete Werte daraus sollten Betreiber im Originalbeitrag nachlesen. Auch hier gilt Distanz: Ein Gastbeitrag eines Anbieters ist Marktkommunikation, keine unabhängige Studie. Die Septemberzahlen aus der Simulation stützen die Grundthese aber, dass volatile Preise den Wert flexibler Gewerbespeicher erhöhen.
Was das im Münsterland bedeutet
Für Betriebe im Münsterland, etwa Handwerk, Landwirtschaft, Logistik und Gewerbe mit großen Dachflächen, rückt die Kombination aus Solarstrom und Speicher stärker in den Blick. Wer tagsüber viel Strom erzeugt und abends oder an Lastspitzen verbraucht, spart Netzbezug. Ein zusätzlicher Handel am Spotmarkt lohnt erst bei größeren Anlagen und setzt eine professionelle Steuerung voraus.
Hausbesitzer sollten die Megawatt-Zahlen nicht auf ein Einfamilienhaus übertragen. Ein privater Speicher arbeitet vor allem für den Eigenverbrauch und verdient am Großhandel nur über dynamische Tarife oder Aggregatoren mit. Die Marktregeln beaufsichtigt die Bundesnetzagentur. Änderungen dort wirken sich direkt auf die Wirtschaftlichkeit aus und sollten bei jeder Planung geprüft werden.
Die Septemberzahlen zeigen vor allem eines: Hohe Gaspreise und schwankende Erneuerbaren-Einspeisung machen Flexibilität wertvoll. Ob sich das dauerhaft in höheren Speichererlösen niederschlägt, hängt von Gaspreisen, Wetter und dem Zubau weiterer Speicher ab. Mehr Konkurrenz am Markt drückt erfahrungsgemäß die Preisspannen.
Hausbesitzer und Installateure aus Drensteinfurt und dem Münsterland können sich bei der KW PV Solutions UG zu Batteriespeichern beraten lassen.
Quellen: pv-magazine.de · energie-experten.org
