Eine Batterie allein verdient nichts. Erlöse entstehen erst, wenn jemand in jeder Viertelstunde entscheidet, ob geladen, entladen oder Leistung vorgehalten wird – und wenn Gebote, Fahrpläne und Abrechnung sauber zu den Marktpartnern kommen. Diese Aufgabe heißt Vermarktung oder Route-to-Market. Sie ist der zweitgrößte Kostenblock nach der Hardware und wird oft übersehen.
Was ein Vermarkter übernimmt
- Marktzugang: Zulassung an der Strombörse, Bilanzkreis, Präqualifikation bei den Übertragungsnetzbetreibern für FCR und aFRR.
- Gebote und Fahrpläne: Auktionsgebote für Regelleistung, Day-Ahead-Fahrplan vor 12 Uhr, kontinuierlicher Intraday-Handel.
- Abwicklung: Marktkommunikation nach EDI@Energy, Messwertaustausch, Bilanzkreisabrechnung, Redispatch-Meldungen nach § 13a EnWG.
Was das kostet
Üblich sind drei Modelle: ein festes Entgelt je MW und Jahr, eine Beteiligung an den Erlösen, oder eine Mischung mit garantiertem Mindesterlös. Erlösbeteiligungen reichen je nach Vertrag und Marktrisiko bis zu 25 Prozent. Was das bedeutet, zeigt eine Rechnung mit den Werten aus unserem Beispielprojekt (1,55 Mio. EUR Bruttoerlöse im Jahr):
| Vergütung des Vermarkters | pro Jahr | über 15 Jahre |
|---|---|---|
| 10 % der Erlöse | 155.000 EUR | 2.325.000 EUR |
| 15 % der Erlöse | 232.500 EUR | 3.487.500 EUR |
| 25 % der Erlöse | 387.500 EUR | 5.812.500 EUR |
Der Cashflow nach Kapitaldienst beträgt in derselben Rechnung rund 460.000 EUR pro Jahr. Bei 25 Prozent ginge also der größte Teil davon an den Dienstleister, über die Abschreibungsdauer mehr als das gesamte Investitionsvolumen. Für die Bewertung eines Projekts ist die Frage, wer vermarktet und zu welchen Konditionen, damit genauso wichtig wie der Einkaufspreis der Batterie.
Der Weg zur eigenen Vermarktung
Eigenvermarktung senkt diesen Block, verlangt aber vier Dinge:
- Präqualifikation je Produkt und Regelzone: Nachweis, dass die vorgehaltene Leistung über die Abrufdauer auch lieferbar ist, inklusive Messtechnik und Datenanbindung.
- Bilanzkreis und Marktkommunikation: Fahrplananmeldung, Messwerte, Abrechnung – standardisierte Prozesse, die man beherrschen oder einkaufen muss.
- Regulatorische Pflichten: Redispatch 2.0, Meldepflichten, bei Mischbetrieb die viertelstündliche Abgrenzung von Netz- und Grünstrom nach der MiSpeL-Festlegung.
- Ein Optimierer, der Preise und Abrufe prognostiziert und die Leistung zwischen Arbitrage, FCR und aFRR aufteilt. Vorgehaltene Leistung steht dem Handel nicht zur Verfügung; diese Aufteilung entscheidet über den Ertrag.
Zwischenlösung mit Kontrolle
In der Praxis bewährt sich ein zweistufiger Weg: zunächst ein externer Vermarkter mit kurzer Laufzeit und Wechselrecht, parallel der Aufbau eigener Modelle. Läuft der eigene Optimierer im Schattenbetrieb mit, lässt sich Monat für Monat vergleichen, was der Dienstleister erzielt hat und was möglich gewesen wäre. Diese Differenz ist die belastbare Grundlage für die Entscheidung, wann sich die eigene Präqualifikation rechnet.
Für das Projekt Batteriespeicher Bodensee übernimmt Jung & Meyer diesen Aufbau: KI-Prognosen, Optimierer und digitaler Zwilling laufen bereits, zu sehen im Leitstand. Die eigene Präqualifikation ist Ziel der nächsten Ausbaustufen.
Weiterlesen
- Rendite eines Batteriespeichers berechnen: Erlösquellen, Kostenblöcke und eine vollständige Beispielrechnung für 20 MWh / 10 MW.
- Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG: Fristen, AgNeS-Zeitplan und was ohne Befreiung an Netzentgelten anfällt.
- Interaktive Kalkulation: eigene Annahmen eingeben, Rendite, ROI und Cashflow sofort sehen – samt PDF mit allen Werten.
Stand: 26.09.2026. Diese Seite ist eine Projektinformation und kein Verkaufsprospekt. Sie enthält keine Anlage- oder Rechtsberatung. Alle Zahlen sind Modellrechnungen auf Basis der angegebenen Annahmen.