Ratgeber

Batteriespeicher-Erlöse: Arbitrage, Regelenergie und Peak Shaving im Vergleich

Drei Wege, mit einem Speicher Geld zu verdienen oder zu sparen, und was davon in deine Kalkulation gehört.

Ein Batteriespeicher verdient auf drei Wegen Geld: mit Arbitrage im Stromhandel, mit Regelenergie für den Übertragungsnetzbetreiber und mit Peak Shaving, also dem Kappen von Lastspitzen hinter dem Netzanschluss eines Betriebs. Die ersten beiden sind das Geschäft von Großspeichern am Netz. Peak Shaving lohnt sich vor allem für Gewerbe und Industrie mit gemessener Leistung. Welche Quelle am meisten bringt, ändert sich von Jahr zu Jahr. 2025 sind die Regelenergie-Erlöse in Deutschland gesunken, die Arbitrage in der Day-Ahead-Auktion hat zugelegt.

Regelenergie: Geld für Bereitschaft

Regelenergie hält die Netzfrequenz bei 50 Hertz. Der Übertragungsnetzbetreiber, in Österreich die APG, kauft dafür Leistung ein, die auf Abruf bereitsteht. Für Speicher sind zwei Produkte wichtig:

• Primärregelleistung (FCR): Sie reagiert innerhalb von Sekunden automatisch auf Frequenzabweichungen. Österreich beschafft sie gemeinsam mit Deutschland, Frankreich, der Schweiz und weiteren Ländern in der FCR-Kooperation. Seit Juli 2020 gibt es dort tägliche Auktionen am Vortag mit Produkten von vier Stunden. Das Produkt ist symmetrisch, der Speicher muss also laden und entladen können.
• Sekundärregelleistung (aFRR): Sie löst die Primärregelung nach kurzer Zeit ab. Hier gibt es zwei Erlöse: einen Leistungspreis für die Bereitschaft und einen Arbeitspreis für die tatsächlich gelieferte Energie.

Der Vorteil: Regelleistung wird je MW bezahlt. Sie hängt kaum an der Kapazität der Batterie und belastet sie mit wenigen Zyklen. Der Nachteil: Die Märkte sind klein. Jeder neue Speicher drückt die Preise. Die Primärregelleistung verliert deshalb an Bedeutung, die Sekundärregelleistung ist zur wichtigeren Säule geworden.

Arbitrage: billig laden, teuer verkaufen

Bei der Arbitrage lädt der Speicher, wenn Strom billig ist, meist mittags bei viel Solarstrom, und speist am Abend ein, wenn die Preise steigen. Gehandelt wird am Day-Ahead-Markt und im Intraday-Handel. Seit 1. Oktober 2025 wird auch der europäische Day-Ahead-Markt in Viertelstunden statt in Stunden gehandelt. Kurze Preisspitzen werden damit sichtbarer.

Wie viel ein Zyklus bringt, hängt am Preisunterschied und am Wirkungsgrad. Was du einspeist, musst du vorher mit Verlust einkaufen:

Deckungsbeitrag je Zyklus = E_aus × p_Verkauf − (E_aus / η) × p_Einkauf

Dabei ist E_aus die eingespeiste Energie in MWh, η der Wirkungsgrad über Laden und Entladen und p der Strompreis in €/MWh. Anders als bei der Regelleistung zählt hier jede Megawattstunde Kapazität. Ein 4-Stunden-Speicher verdient mehr als ein 2-Stunden-Speicher mit gleicher Leistung. Er altert aber auch schneller, weil die Arbitrage viele Vollzyklen braucht.

Peak Shaving: Netzkosten senken

Peak Shaving bringt keinen Umsatz, sondern spart Kosten. In Österreich zahlen Betriebe mit gemessener Leistung im Netzentgelt einen Leistungspreis. Er wird derzeit (bis Ende 2026) aus dem arithmetischen Mittel der monatlich gemessenen höchsten Viertelstundenleistung berechnet (§ 52 Abs. 1 ElWOG 2010). Ein Speicher, der in diesen Viertelstunden entlädt, senkt den Wert, auf den der Leistungspreis fällt.

Ersparnis pro Jahr = ΔP_Spitze (kW) × Leistungspreis (€/kW und Jahr)

Ein Beispiel mit dem Preisblatt der IKB für Netzebene 6 in Innsbruck: Der Leistungspreis beträgt dort 2026 54,24 € je kW und Jahr. Senkt der Speicher die gemessene Spitze dauerhaft um 100 kW, spart der Betrieb rund 5.400 € im Jahr. Der Leistungspreis unterscheidet sich je nach Netzbereich und Netzebene, im Netzbereich Tirol (TINETZ) sind es auf Netzebene 6 zum Beispiel 72,12 € je kW und Jahr. Nimm für deine Rechnung immer das Preisblatt deines Netzbetreibers.

Zwei Punkte entscheiden über das Ergebnis. Erstens muss der Speicher die Spitze zuverlässig treffen. Eine einzige verpasste Viertelstunde reicht, damit der Monatswert gilt. Zweitens kann sich die Tarifstruktur ändern: Die E-Control plant mit einer neuen Verordnung (SNE-G-V) eine Neuregelung der Netzentgelte ab 1. Jänner 2027. Nach dem Begutachtungsentwurf vom Juli 2026 wäre die Basis für den Leistungspreis dann der höchste monatliche 15-Minuten-Leistungswert. Beschlossen ist das noch nicht. Prüfe vor der Investition, was für deinen Anschluss ab dem Inbetriebnahmejahr gilt.

Die drei Erlösquellen im Vergleich

Wie stark sich die Quellen innerhalb eines Jahres verschieben, zeigt der ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen für Deutschland. Er berechnet für einen 2-h-Speicher mit 1 MW und 2 MWh bei zwei Zyklen pro Tag, was dieser theoretisch verdienen könnte:

Von 2024 auf 2025 sind die Arbeitserlöse der Sekundärregelung um rund zwei Drittel eingebrochen, die Leistungserlöse um 39 % gestiegen. Die Day-Ahead-Auktion legte um 17,4 % auf knapp 91.000 € zu, der kontinuierliche Intraday-Handel war dagegen rückläufig. In der kombinierten Vermarktung blieben 16 % weniger. Der Index zeigt Potenziale bei optimaler Fahrweise. Echte Projekte erreichen weniger, weil Prognosen danebenliegen und der Vermarkter seinen Anteil behält.

Erlöse richtig in die Kalkulation übernehmen

In der Praxis kombiniert ein Vermarkter die Märkte und wechselt täglich dorthin, wo am meisten zu holen ist. Für die Kalkulation zählt deshalb nicht die Summe der Einzelmärkte, sondern ein realistischer Netto-Erlös je MW und Jahr. Das Musterprojekt der BESS-Vorlage setzt für einen 2-Stunden-Speicher im Basisszenario 190.000 € je MW an, abzüglich 15 % Erlösbeteiligung des Vermarkters, und rechnet mit jährlich sinkenden Erlösen. Wie stark diese Annahme die Rendite bestimmt, zeigt der Artikel BESS-Wirtschaftlichkeit berechnen.

• Erlös je MW aus einer standortbezogenen Simulation oder einem Vermarkterangebot ansetzen
• Den Anteil von Regelleistung und Arbitrage kennen, weil nur die Arbitrage an der Kapazität hängt
• Zyklenzahl der Strategie mit der Garantie des Batterieherstellers abgleichen
• Peak Shaving als eingesparte Kosten rechnen, mit dem Preisblatt deines Netzbetreibers
• Sinkende Erlöse durch weiteren Speicherzubau einplanen

Quellen

• pv magazine: Erlöspotenziale für stationäre Batteriespeicher in Deutschland sind 2025 zurückgegangen (23.01.2026)
• ISEA RWTH Aachen: Battery Revenue Index
• APG: CEPS joining the FCR Cooperation
• Swissgrid: Tägliche FCR-Auktionen mit 4-Stunden-Produkten (30.06.2020)
• EPEX SPOT: 15-Minuten-Produkte im Day-Ahead-Markt
• E-Control: Tarife 2.1, Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur
• E-Control: Begutachtungsentwurf SNE-G-V samt Erläuterungen (Juli 2026)
• IKB: Tarif- und Preisblatt Verteilnetz Netzebene 6
• RIS: § 52 ElWOG 2010
• BGBl. II Nr. 305/2025: SNE-V 2018 – Novelle 2026