Können Industrieunternehmen mit Batteriespeichern am Strommarkt verdienen?

Jessica Koeferl · 08 Juni 2026

Ja, Industrieunternehmen können mit Batteriespeichern am Strommarkt Geld verdienen. Der Speicher kauft Strom günstig ein, wenn die Preise niedrig sind, und speist ihn ein oder nutzt ihn intern, wenn die Preise steigen. Zusätzlich lassen sich durch Systemdienstleistungen wie Regelenergie weitere Erlöse erzielen. Wie hoch diese Erlöse realistisch ausfallen und welche Voraussetzungen dafür nötig sind, hängt von Anlagengröße, Standort und Betriebsstrategie ab.

Ungenutzte Lastflexibilität kostet Industriebetriebe bares Geld

Energieintensive Produktions- und Logistikbetriebe zahlen Stromkosten nicht nur für den tatsächlichen Verbrauch, sondern auch für die Art, wie sie Strom beziehen. Kurze Nachfragespitzen treiben den Leistungspreisanteil der Netzentgelte in die Höhe. Wer keinen Speicher einsetzt, hat keine Möglichkeit, diese Spitzen zu glätten oder auf günstige Marktpreisfenster zu reagieren. Das Ergebnis: Die Stromkosten in Produktion und Logistik bleiben dauerhaft höher als nötig. Ein Batteriespeicher gibt Ihnen die Flexibilität, Ihren Strombezug zeitlich zu verschieben und Lastspitzen aktiv zu reduzieren.

Ohne Marktanbindung bleibt der Batteriespeicher unter seinem wirtschaftlichen Potenzial

Viele Unternehmen setzen Batteriespeicher ausschließlich für interne Zwecke ein, etwa zur Lastspitzenreduktion oder zur Nutzung von PV-Überschüssen. Das ist sinnvoll, schöpft aber nicht das volle wirtschaftliche Potenzial aus. Wer den Speicher zusätzlich an die Energiemärkte anbindet, erschließt eine zweite Erlösquelle, ohne den internen Betrieb zu beeinträchtigen. Voraussetzung dafür ist eine intelligente Steuerungssoftware, die beide Ziele gleichzeitig optimiert und den Speicher automatisch zwischen internem Nutzen und Marktvermarktung priorisiert.

Wie verdienen Batteriespeicher Geld am Strommarkt?

Batteriespeicher verdienen am Strommarkt durch zwei Mechanismen: Arbitrage und Systemdienstleistungen. Bei der Arbitrage wird Strom zu Niedrigpreiszeiten geladen und zu Hochpreiszeiten entladen oder eingespeist. Bei Systemdienstleistungen stellt der Speicher dem Netzbetreiber kurzfristig Regelleistung zur Verfügung und erhält dafür eine Vergütung.

Beim Spotmarkt-Arbitrage-Modell reagiert der Speicher auf stündliche oder viertelstündliche Preissignale des Day-Ahead- oder Intraday-Markts an der Strombörse EPEX SPOT. Die Preisspreads zwischen günstigen und teuren Stunden sind in den letzten Jahren deutlich gestiegen, da der Anteil erneuerbarer Energien im Netz zunimmt. Wenn viel Wind- und Solarstrom eingespeist wird, fallen die Preise teilweise auf sehr niedrige oder sogar negative Werte. In Stunden mit wenig erneuerbarer Einspeisung steigen sie entsprechend an.

Beim Regelenergiemarkt verpflichtet sich der Speicherbetreiber, auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers innerhalb weniger Sekunden bis Minuten Leistung bereitzustellen oder aufzunehmen. Dafür gibt es eine Kapazitätsvergütung, unabhängig davon, ob der Speicher tatsächlich abgerufen wird. Für Industriespeicher mit ausreichender Leistung ist dies eine planbare Erlösquelle.

Welche Strommärkte stehen Industrieunternehmen offen?

Industrieunternehmen mit einem Batteriespeicher können grundsätzlich drei Märkte nutzen: den Regelenergiemarkt für Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung, den Spotmarkt über Day-Ahead- und Intraday-Handel sowie Demand-Side-Management über Netzentgeltoptimierung. Welcher Markt am attraktivsten ist, hängt von der installierten Leistung und der Verfügbarkeit des Speichers ab.

Regelenergiemarkt

Der Regelenergiemarkt ist für viele Industriespeicher der wirtschaftlich attraktivste Einstieg. Primärregelleistung (PCR) erfordert eine Reaktionszeit von unter 30 Sekunden und wird in wöchentlichen Ausschreibungen vergeben. Sekundärregelleistung (aFRR) und Minutenreserve (mFRR) haben längere Reaktionszeiten und werden täglich ausgeschrieben. Für alle drei Produkte ist eine Präqualifikation beim zuständigen Übertragungsnetzbetreiber erforderlich.

Spotmarkt

Der Day-Ahead-Markt wird täglich um 12 Uhr für den Folgetag ausgeschrieben. Der Intraday-Markt läuft kontinuierlich bis kurz vor der Lieferung. Für Industriebetriebe ist der Spotmarkt besonders dann interessant, wenn der Speicher nicht vollständig für Regelenergie präqualifiziert ist oder wenn die internen Lastverhältnisse eine flexible Nutzung erlauben.

Netzentgeltoptimierung

Die Reduzierung von Lastspitzen senkt den Leistungspreisanteil der Netzentgelte direkt. Das ist technisch kein Markterlös im engeren Sinne, wirkt sich aber unmittelbar auf die Stromkosten in Produktion und Logistik aus und ist in vielen Fällen der größte einzelne wirtschaftliche Hebel.

Wie hoch sind die Erlöse durch Strommarktvermarktung realistisch?

Realistische Erlöse aus der Strommarktvermarktung liegen je nach Markt, Anlagengröße und Betriebsstrategie typischerweise im Bereich von einigen Zehntausend bis mehreren Hunderttausend Euro pro Jahr. Pauschale Zahlen sind nicht seriös, da Marktpreise schwanken und die individuelle Anlagenkonfiguration stark variiert.

Entscheidend für die Erlöshöhe sind drei Faktoren: die installierte Leistung des Speichers in Megawatt, die Zyklenanzahl pro Tag sowie die Marktpreise zum Zeitpunkt des Einsatzes. Ein Speicher mit höherer Leistung kann mehr Regelenergie anbieten. Ein Speicher mit höherer Kapazität kann mehr Zyklen pro Tag fahren und damit mehr Arbitrageerlöse erzielen.

Zusätzlich beeinflusst die Steuerungssoftware die tatsächlich realisierten Erlöse erheblich. Eine Software, die Marktpreise in Echtzeit auswertet und den Speicher automatisch zwischen verschiedenen Nutzungsoptionen priorisiert, erzielt in der Praxis deutlich bessere Ergebnisse als eine rein regelbasierte Steuerung.

Was sind die Voraussetzungen für die Marktteilnahme als Industrieunternehmen?

Für die Teilnahme am Regelenergiemarkt benötigen Industrieunternehmen eine Präqualifikation beim Übertragungsnetzbetreiber, eine geeignete Messtechnik sowie eine Steuerungsinfrastruktur, die auf externe Signale reagieren kann. Für den Spotmarkt ist ein Zugang über einen Direktvermarkter oder einen Aggregator erforderlich.

Die technischen Mindestanforderungen für den Regelenergiemarkt sind klar definiert: Für Primärregelleistung ist eine Mindestgebotskapazität von 1 MW erforderlich, die auch durch Pooling mit anderen Anlagen erreicht werden kann. Das bedeutet, dass auch kleinere Industriespeicher über einen Aggregator an diesem Markt teilnehmen können, ohne die Mindestgröße allein erfüllen zu müssen.

Auf der regulatorischen Seite ist zu beachten, dass Batteriespeicher je nach Größe und Standort genehmigungspflichtig sind. Großspeicher ab 50 MW benötigen eine Planfeststellung nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Kleinere Anlagen unterliegen dem Baugesetzbuch (BauGB) und gegebenenfalls dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG). Die konkreten Anforderungen variieren je nach Bundesland und Standort. Diese regulatorischen Rahmenbedingungen können sich ändern; daher empfiehlt sich eine aktuelle Prüfung im Einzelfall.

Lohnt sich ein Batteriespeicher auch ohne Strommarkterlöse?

Ja, ein Batteriespeicher lohnt sich in vielen Fällen auch ohne aktive Strommarktvermarktung. Die Reduzierung von Lastspitzen und damit die Senkung der Netzentgelte sowie die Optimierung des Eigenverbrauchs von PV-Strom können bereits für sich genommen eine wirtschaftliche Grundlage bilden.

Für energieintensive Betriebe in Produktion und Logistik sind die Netzentgelte oft ein erheblicher Kostenblock. Der Leistungspreis richtet sich nach der höchsten gemessenen Leistungsspitze im Abrechnungszeitraum. Ein Speicher, der diese Spitzen kappt, reduziert diesen Kostenanteil direkt und dauerhaft. Dieser Effekt tritt unabhängig von Marktpreisen und Präqualifikationsverfahren ein.

Die Kombination aus Lastspitzenreduktion, PV-Eigenverbrauchsoptimierung und Marktvermarktung ergibt in der Praxis das beste wirtschaftliche Gesamtbild. Wer heute mit dem internen Nutzen startet, kann die Marktvermarktung zu einem späteren Zeitpunkt ergänzen, sofern die Steuerungsinfrastruktur dafür ausgelegt ist.

Wie startet ein Industrieunternehmen mit der Strommarktvermarktung?

Der Einstieg in die Strommarktvermarktung folgt typischerweise vier Schritten: Standort- und Lastanalyse, Auslegung des Speichers, Genehmigung und Bau sowie Präqualifikation und Marktanbindung. Je nach Ausgangssituation dauert dieser Prozess mehrere Monate bis über ein Jahr.

Lastanalyse und Potenzialermittlung: Zunächst werden die Lastprofile des Standorts analysiert, um Lastspitzen, PV-Potenziale und Marktvermarktungsmöglichkeiten zu bewerten. Auf dieser Basis lässt sich die optimale Speichergröße bestimmen.
Speicherauslegung und Wirtschaftlichkeitsrechnung: Leistung und Kapazität des Speichers werden auf die spezifischen Anforderungen des Standorts abgestimmt. Eine belastbare Wirtschaftlichkeitsrechnung berücksichtigt alle Erlös- und Kostenpositionen.
Genehmigung und Bau: Je nach Anlagengröße und Standort sind Baugenehmigungen und weitere behördliche Genehmigungen erforderlich. Dieser Schritt erfordert sorgfältige Vorbereitung, da die Anforderungen je nach Bundesland variieren.
Präqualifikation und Marktanbindung: Nach Inbetriebnahme erfolgt die Präqualifikation beim Übertragungsnetzbetreiber sowie die Anbindung an Direktvermarkter oder Aggregatoren für den Spotmarkt.

Wer keinen eigenen Energiemanager und keine internen Ressourcen für diesen Prozess hat, arbeitet typischerweise mit einem Komplettanbieter zusammen, der die gesamte Wertschöpfungskette übernimmt.

Wie Bnewable bei der Strommarktvermarktung unterstützt

Wir übernehmen den gesamten Prozess von der ersten Potenzialanalyse bis zum laufenden Betrieb des Speichers. Als Komplettanbieter für gewerbliche Batteriespeicherlösungen planen, genehmigen, bauen und betreiben wir die Anlage direkt an Ihrem Standort. Für Sie entstehen dabei keine Investitionskosten und kein Betriebsrisiko.

Standort- und Lastanalyse: Wir analysieren Ihre Lastprofile und ermitteln das wirtschaftliche Potenzial für Lastspitzenreduktion, PV-Eigenverbrauch und Marktvermarktung.
Intelligente Steuerung mit Voltana: Unsere proprietäre Software Voltana optimiert den Speichereinsatz kontinuierlich und priorisiert automatisch zwischen internem Nutzen und Markterlösen.
Marktanbindung und Präqualifikation: Wir übernehmen die Präqualifikation beim Übertragungsnetzbetreiber und die Anbindung an relevante Energiemärkte.
Ein Ansprechpartner: Von der Genehmigung bis zum laufenden Betrieb haben Sie einen zentralen Ansprechpartner für die gesamte Lösung.

Wenn Sie prüfen möchten, welches wirtschaftliche Potenzial ein Batteriespeicher an Ihrem Standort hat, nehmen Sie gerne eine Projektanfrage mit uns auf.