BESS-Backtest — Batteriespeicher gegen historische Spotpreise
Day-Ahead-Arbitrage mit Perfect-Foresight (Upper Bound), Schwellenwert-Regel oder Grünstrom-Negativpreis-Absorption. 1h-Aufgelöste Optimierung pro Tag via DP, mit Multi-Day-SoC (Ladestand wird über Nacht übertragen). Regelleistung (FCR/aFRR) als zusätzliche Erlösquelle: statische Vorhaltung (Stufe 1) oder DP-Co-Optimierung je 4-h-Block (Stufe 3). Modelliert wird der Kapazitäts-(Leistungs-)preis; der aFRR-Energieerlös (Aktivierung) folgt mit Stufe 2.
ℹ An welchem Preis orientiert sich der Speicher? (Day-Ahead vs. Intraday)
Day-Ahead-Markt — die EPEX-Auktion täglich um 12:00 Uhr für den gesamten Folgetag. Hier wird der Großteil des Stroms gehandelt; um 12:00 stehen die 24 Stundenpreise für morgen fest. Dieser Backtest rechnet ausschließlich mit Day-Ahead-Preisen.
Intraday-Markt — kontinuierlicher Handel bis kurz vor Lieferung. Dient dazu, kurzfristige Abweichungen (mehr/weniger Wind als prognostiziert) auszugleichen. Höhere Volatilität → zusätzliche Arbitrage-Chancen, aber nicht in unserer Datenbank.
Warum zwei Prognosen? Wind- und PV-Erzeugung hängen am Wetter, und Wettervorhersagen werden genauer, je näher der Zeitpunkt rückt. Die Differenz zwischen Day-Ahead- und Intraday-Prognose treibt die Intraday-Preise: kommt mehr Wind als gedacht, fallen sie (oft ins Negative); kommt weniger, steigen sie.
Bezug zur Vermarktung deiner WEA: Ein Direktvermarkter verkauft deinen Strom überwiegend Day-Ahead. Die EEG-Marktprämie bezieht sich gesetzlich auf den Monatsmarktwert (= Day-Ahead-Durchschnitt deiner Technologie) — Intraday spielt dafür keine Rolle. Im Standardvertrag „Marktwert minus X“ bekommst du diesen Durchschnitt; im Pass-through-Modell deinen anlagenindividuellen Capture-Preis (siehe EEG-Rechner).
ℹ Die Strategien & die Lade-/Entlade-Entscheidung erklärt
Grundregel — Spread statt Absolutpreis: Du lädst bei niedrigem und entlädst bei hohem Preis. Aber die Spanne muss die Speicherverluste übersteigen. Wegen des Wirkungsgrads η (RTE) lohnt Entladen erst, wenn p_entlade × η ≥ p_lade — d. h. p_entlade ≥ p_lade ÷ η. Bei η = 90 % brauchst du also ~11 % Spread allein zur Verlustdeckung, plus Batterieverschleiß.
Grau vs. Grün: Bei Graustrom (Standalone) lädst du aus dem Netz — Ladekosten = Spotpreis. Bei Grünstrom (am Windpark) sind die Ladekosten = der entgangene Einspeiseerlös (Opportunitätskosten): Speichern lohnt, wenn der erwartete spätere Entladeerlös × η über dem aktuellen Spotpreis liegt.
| Strategie | Logik | Wofür |
|---|---|---|
| Perfect Foresight (S1) | Kennt alle 24 Tagespreise im Voraus, berechnet den optimalen Fahrplan (DP). | Theoretischer Upper Bound — was maximal drin wäre. |
| Schwellenwert (S2) | Kausale Regel ohne Zukunftswissen: lade bei Preis ≤ Ladeschwelle, entlade bei Preis ≥ Entladeschwelle. | Realistisch handelbar. Zeigt, wie nah man ans Optimum kommt. |
| Negativpreis-Absorption (S4) | Lade nur bei Preis < 0, entlade bei Preis > 0. | Grünstromspeicher: Abregelung bei Negativpreisen vermeiden. |
Schwellen-Modi (bei S2): Fest = du gibst Lade-/Entladegrenze direkt vor. Rollierendes Quartil = die Schwellen werden täglich aus den Preisen der letzten N Tage berechnet (z. B. 25 %-/75 %-Perzentil) — passt sich automatisch ans Preisniveau an, nutzt aber nur Vergangenheitsdaten (kein Cheaten mit Zukunftswissen).
Tipp: Lass dieselben Parameter einmal mit „Perfect Foresight“ und einmal mit „Schwellenwert“ laufen und vergleiche die €/MW·a. Die Differenz ist der Preis des fehlenden Zukunftswissens — also wie viel eine bessere Handelsstrategie theoretisch noch herausholen könnte.
Vereinfachungen: 1h-Auflösung, Multi-Day-SoC (Ladestand wird über Nacht übertragen), die Basisstrategien (S1/S2/S4) nutzen nur Day-Ahead; Regelleistung kommt über die Co-Optimierung (S3) dazu, Intraday ist nicht modelliert.
ℹ Wie verdiene ich mit dem Speicher an Regelleistung? (FCR / aFRR / mFRR erklärt)
Die vier Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW) halten die Netzfrequenz bei 50,0 Hz. Dafür kaufen sie Regelreserve — die Fähigkeit, auf Kommando in Sekunden bis Minuten Leistung ins Netz zu schieben (POS) oder aus dem Netz zu ziehen (NEG). Dein Speicher verkauft diese Fähigkeit über Auktionen auf regelleistung.net. Es gibt zwei Geldtöpfe:
| Erlösart | Wofür | FCR | aFRR | mFRR |
|---|---|---|---|---|
| Leistungspreis (€/MW) | fürs Bereithalten — egal ob abgerufen | ✅ | ✅ | ✅ |
| Arbeitspreis (€/MWh) | für tatsächlich gelieferte Energie bei Abruf | — | ✅ | ✅ |
Die drei Produkte
| Produkt | Aktivierung | Richtung & Erlös | Eignung 2-h-Speicher |
|---|---|---|---|
| FCR — Primärregelung | automatisch, voll in 30 s, frequenzproportional | symmetrisch (POS=NEG); nur Leistungspreis | ideal — SoC um 50 %, sehr geringer Durchsatz |
| aFRR — Sekundärregelung | automatisch, voll in 5 min, kontinuierlich | getrennt POS/NEG; Leistungs- und Arbeitspreis | sehr gut — höchste Leistungspreise (s. u.) |
| mFRR — Minutenreserve | manuell vom Disponenten, Lieferung binnen 15 min | getrennt POS/NEG; Leistungs- und Arbeitspreis | möglich (v. a. NEG/Laden); seltenerer, aber längerer Abruf belastet die Energie |
Wie groß ist der Markt? Volumina & Umsätze (ganz Deutschland)
| Produkt | beschafftes Volumen (DE) | Vorhaltungs-Umsatz p. a. (Größenordnung) |
|---|---|---|
| FCR | ≈ 580 MW (symmetrisch, ein Produkt; 2024: 564, 2025/26: 584 + Transfer) | ≈ 75–85 Mio € (580 MW × 133–143 k€/MW·a, Preisniveau 2024/25) |
| aFRR | ≈ 1.900–2.000 MW je Richtung (POS + NEG ≈ 3,9 GW; seit 2025 dynamisch je 4-h-Block) | 2024 ≈ 0,5–0,6 Mrd €, 2025 ≈ 0,9 Mrd € (Preisspitze) — plus Regelarbeit (PICASSO-Abrufe) obendrauf |
| mFRR | ≈ 700 MW POS / ≈ 400 MW NEG (Ø 2023, dynamisch) | klein — Vorhaltung meist < 50 Mio €; Arbeit ereignisgetrieben |
Volumina: regelleistung.net / BNetzA-Monitoring. Umsätze = Σ Blockpreise (eigene Datenbank, Marginalpreise) × Volumen — Größenordnung; der aFRR-Leistungsmarkt ist pay-as-bid, die echten ÜNB-Ausgaben liegen etwas darunter (Modo: aFRR-Kapazität 2024 ≈ 0,4 Mrd €). Der gesamte deutsche Regelleistungs-Vorhaltungstopf liegt damit aktuell bei grob 0,7–1,1 Mrd €/Jahr — und ist gedeckelt: die Nachfrage wächst nicht mit.
Realitätscheck Marktanteil: Ein 50-MW-BESS, der dauerhaft 5 Mio €/a allein aus Regelleistung ziehen will, müsste ~0,5–0,7 % des gesamten (schrumpfenden) deutschen Topfes vereinnahmen — während die konkurrierende Speicherflotte von ~5,7 GW (Ende 2026) auf ein Mehrfaches des 4,5-GW-Marktes wächst. Auf dem Modo-Pfad (RL-Anteil ≈ 5 % von ≈ 125 k€/MW·a in 2030) liefert Regelleistung dann nur noch ≈ 0,3 Mio €/a für 50 MW. Kurzfristig (2025/26) sind 5 Mio €/a über alle Erlösquellen realistisch; ab ≈ 2028 braucht es dafür die volle Großhandels-Optimierung (Day-Ahead + Intraday) — Regelleistung allein trägt das nicht mehr.
So nimmst du teil — Schritt für Schritt
- Präqualifikation (einmalig, je Produkt & Richtung): Der anschließende ÜNB prüft Reaktionszeit, Regelgüte, IT-Anbindung und das Energiekriterium (z. B. FCR: volle Leistung ~15 min haltbar — das ist die „Vorhalte-Reserve [h]“ unten). Dauer: Wochen bis Monate.
- Marktzugang: entweder direkt als Anbieter (BSP) mit ÜNB-Vertrag, oder — üblich — über einen Aggregator/Vermarkter (Next Kraftwerke, Entelios, Energy2market …), der Präqualifikation, Gebote, Echtzeit-Steuerung und SoC-Management übernimmt und dafür einen Anteil nimmt. Mindestgebot 1 MW — von 50 MW locker erfüllt.
- Tägliche Kapazitätsauktion (Leistungspreis): auf regelleistung.net, je 6 × 4-Stunden-Blöcke (00–04 … 20–24). Gate-Closure am Vortag (FCR ~08:00, aFRR ~09:00, mFRR ~10:00), Einheitspreis (pay-as-cleared). Zuschlag → Grenzpreis × MW × 4 h, unabhängig vom Abruf — das planbare Grundeinkommen.
- Energiemarkt / Abruf (Arbeitspreis, nur aFRR/mFRR): zusätzliche Arbeitspreis-Gebote, bis kurz vor Lieferung anpassbar. Europaweite Merit-Order — aFRR über PICASSO, mFRR über MARI — viertelstündlich aktiviert, marginaler Einheitspreis je MWh. POS → entladen & kassieren; NEG → laden.
- Betrieb & SoC-Management (täglich, automatisch): aFRR-POS braucht Entlade-, aFRR-NEG Lade-Reserve; FCR ~50 % SoC. Pro 4-h-Block neu entscheiden: vorhalten oder am Day-Ahead arbitrieren.
- Abrechnung: Leistungspreis monatlich vom ÜNB, Arbeitspreis je Abruf. Abzüge: Aggregator-Anteil, Batteriedegradation, Mess-/Netzkosten.
Größenordnung (Leistungspreise aus den Daten, €/MW·a)
FCR ~133–143k · aFRR-POS ~159–243k · aFRR-NEG ~128–218k (2024/2025). aFRR zahlt am meisten und hat zusätzlich Arbeitspreis-Erlös (Aktivierung Ø POS ~96, NEG ~36 €/MWh).
Vorsicht bei der Hochrechnung: Der Backtest rechnet mit Perfect Foresight und 100 % Zuschlagsquote — ohne Korrektur wäre er eine obere Schranke. 2024/25 waren Ausnahmejahre; mit dem Batterie-Boom fallen die Preise rasch. Deshalb rechnet das Tool standardmäßig konservativ: aFRR-Gebote sind per Energiekriterium auf Kapazität ÷ 4 h je Block begrenzt und alle Regelleistungs-Erlöse werden um einen Preisverfall-/Sättigungsfaktor (Default 30 %) reduziert — beide Annahmen sind in der Box „Konservative Annahmen“ einstellbar (0 % = historische obere Schranke).
Im Tool modelliert: FCR + aFRR-Kapazität (Leistungspreis) + aFRR-Energie (ENTSO-E-Arbeitspreis). mFRR ist hier nur erklärt, noch nicht im Backtest (keine mFRR-Daten in der DB).
Aktivierungstiefe = mittlerer Anteil der reservierten aFRR-Leistung, der in aktivierten Viertelstunden geliefert wird (Erwartungswert; ENTSO-E publiziert keine DE-aFRR-Mengen). Energieerlös nur, wenn ENTSO-E-Aktivierungspreise geholt wurden (⚙).
Energiekriterium: aFRR wird in 4-h-Produkten beschafft — ein Speicher kann je Block höchstens Kapazität ÷ 4 h als aFRR anbieten (100 MWh → 25 MW). Das Feld folgt automatisch Leistung/Kapazität, bis du es manuell änderst. FCR unterliegt nur dem 15-min-Kriterium und darf die volle Leistung bieten. Preisverfall + Sättigung: reduziert ALLE Regelleistungs-Erlöse der Backtest-Jahre (0 % = historische obere Schranke). Jährl. Rückgang: lässt die Regelleistungs-Erlöse in der Projektion unter der KPI-Tabelle zusätzlich Jahr für Jahr kumulativ fallen (Sättigung).
ℹ Hintergrund: Warum diese Abschläge — und wie geht es weiter?
1. Warum der Basis-Abschlag (Default 30 %)? Der Backtest nutzt historische Auktionspreise und gewinnt mit Perfect Foresight jede Auktion zum Grenzpreis — er ist damit eine obere Schranke. Real kommen drei Abzüge dazu: (a) Zuschlagsquote < 100 % (man gewinnt nicht jede Auktion), (b) Vermarkter-/Aggregatoranteil (typ. 10–20 %), (c) die Preise fallen bereits: der pos. aFRR-Leistungspreis sank von Q1 2025 auf Q1 2026 um ≈ 27 % (ISEA Battery Revenue Index / battery-charts.de).
2. Warum bleibt es nicht bei −30 %? Die Sättigungs-Mechanik: Der deutsche Regelleistungsmarkt ist klein und wächst nicht: aFRR ≈ 2 GW Beschaffung, FCR + aFRR zusammen ≈ 4,5 GW. Die deutsche Batteriespeicher-Flotte erreicht ≈ 5 GW schon Ende 2026 und wächst weiter (Richtung 40 GW bis 2040). Rabobank rechnet vor: Wenn von den ≈ 5,7 GW BESS Ende 2026 nur 35 % für aFRR präqualifizieren, ist die gesamte 2-GW-Nachfrage bereits gedeckt. Sobald mehr präqualifizierte Speicherleistung um die feste Nachfrage konkurriert, erodiert die Regelleistungs-Prämie Richtung der Opportunitätskosten der Arbitrage. Großbritannien hat es vorgemacht: nach der Sättigung fielen die Frequenzdienst-Erlöse dort um ~73 % in einem einzigen Jahr (Modo Energy: Lessons from Great Britain). Kurzfristig dämpfen Marktgröße und Gebotsverhalten den Effekt — historisch senkten +100 MW zusätzliche Flexibilität den aFRR-Preis nur um ~4 % (regelleistung-online.de) — mittelfristig stellt sich aber ein deutlich niedrigeres Gleichgewicht ein.
3. Was erwarten die Experten konkret? Modo Energy (German BESS Investment Outlook, Q2 2026): 2026 stellt Regelleistung noch ≈ 55 % der deutschen BESS-Erlöse (2-h-System gesamt ≈ 240 k€/MW·a); bis 2030 nur noch ≈ 5 % — der Erlösstack kippt zu Day-Ahead/Intraday und stabilisiert sich bei grob ≈ 125 k€/MW·a. Das ist keine Einzelmeinung: Timera Energy erwartet die strukturelle Sättigung binnen 3–5 Jahren (FCR bereits gesättigt, aFRR folgt) und sieht danach den Intraday-Handel als tragende Erlösquelle; Aurora Energy Research bezifferte den realistisch erzielten 2-h-Gesamterlös 2024 auf ≈ 180 k€/MW·a (die unkorrigierte Backtest-Obergrenze hier: ~300 k) und erwartet 4- bis 10-fachen BESS-Zubau bis 2030. Regelleistung ist damit ein Übergangs-Erlös: die hohen 2024/25-Preise sind kein Dauerzustand, sondern ein Zeitfenster, das sich mit jedem zugebauten GW Speicher weiter schließt.
4. Wie das Tool rechnet: Der Basis-Abschlag wirkt auf alle Backtest-Jahre (historische Daten). Für die Folgejahre rechnet die Projektion unter der KPI-Tabelle die Regelleistungs-Erlöse zusätzlich mit dem jährlichen Rückgang herunter (kumulativ; Default −30 %/a ⇒ nach 4 Jahren bleiben ≈ 24 %); die Arbitrage bleibt konstant angesetzt. −30 %/a liegt zwischen dem bereits gemessenen −27 %/Jahr und der von Modo implizierten weitgehenden Erosion bis 2030 — eher mittleres als Extremszenario; für ein GB-Szenario stell ~70 %/a ein, für „Preise halten“ 0 %/a.
Quellen:
- ISEA Battery Revenue Index (RWTH Aachen / battery-charts.de), via pv magazine 01/2026 — gemessene Erlöspotenziale 2024/25 inkl. −27 % pos. aFRR-Leistungspreis
- Modo Energy: German BESS Investment Outlook (Q2 2026) — RL-Anteil 55 % (2026) → ≈ 5 % (2030), Stack ≈ 125 k€/MW·a
- Modo Energy: German ancillary saturation — Lessons from Great Britain (10/2025) — GB: −73 % in einem Jahr nach Sättigung
- Timera Energy: German BESS investment taking off — Sättigung binnen 3–5 Jahren, danach Intraday als Kern-Erlös
- Rabobank: Revenue potential in the German BESS market (Backup power for Europe, Teil 5) — 5,7 GW BESS Ende 2026; 35 % aFRR-Quote deckt die 2-GW-Nachfrage; Preisverfall wie GB/ERCOT
- Aurora Energy Research: Batterie-Benchmark Deutschland — realisierter 2-h-Erlös 2024 ≈ 180 k€/MW·a; 4–10× Zubau bis 2030
- regelleistung-online.de: Preiseffekte durch Batteriespeicher, Teil 2 (aFRR) — kurzfristige Trägheit: +100 MW Flex ≈ −4 % aFRR-Preis
Kennzahlen je Jahr
Schedule-Heatmap
Mittlere eingesetzte Leistung [MW] pro (Stunde × Monat) je Jahr. Bei reiner Arbitrage-Auswahl: negativ = laden (rot), positiv = entladen (blau); sobald FCR/aFRR dazukommen, zeigt die Skala die belegte Leistung (Beträge addiert). Bei Co-Optimierung folgen hinter den Backtest-Jahren Projektions-Heatmaps der 5 Folgejahre (Regelleistungspreise jährlich um den eingestellten %-Satz reduziert, Co-Optimierung neu gerechnet) — sichtbar wird, wie die Vorhaltung Jahr für Jahr der Arbitrage weicht.
Regelleistungs-Kapazitätspreise (FCR / aFRR)
Monatsmittel der Leistungspreise je MW Vorhaltung (€/MW je 4-h-Block) aus den regelleistung.net-Ausschreibungen — die in diesem Backtest noch NICHT modellierte, real oft dominante Erlösquelle. Daten via ⚙-Menü → Regelleistung FCR/aFRR holen. Größenordnung: Σ über die 6 Tagesblöcke × 365 ≈ Jahres-Leistungserlös je MW (vor Co-Optimierung).
aFRR-Aktivierungs-Arbeitspreise (ENTSO-E)
Monatsmittel der tatsächlich aktivierten aFRR-Arbeitspreise (€/MWh; POS = Entladen, NEG = Laden) von der ENTSO-E Transparency Platform — Datenbasis des aFRR-Energieerlöses (Stufe 2). Daten via ⚙-Menü → „aFRR-Aktivierungspreise von ENTSO-E holen“. Der Energieerlös im Backtest = Aktivierungstiefe × Σ(Preis × 0,25 h) der reservierten Blöcke.