Der rasante Ausbau von Photovoltaik und Windenergie führt zu immer stärkeren untertägigen Preisschwankungen und zu einer Zunahme von Negativpreisphasen. Für Betreiber von Batteriespeichern (BESS) bedeutet das, dass reine Marktstrategien – etwa nur im Day-Ahead- oder ausschließlich im Regelenergiemarkt – zunehmend unter Margendruck geraten. Multi-Markt-Optimierung, also das gleichzeitige Nutzen von Großhandels-, Intraday- und Regelenergiemärkten, ist deshalb zu einem zentralen Erlösfaktor geworden.
Struktureller Anstieg negativer Strompreisstunden am Spotmarkt
Die Bundesnetzagentur dokumentiert einen kontinuierlichen Anstieg der Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen. Im Jahr 2025 wurden bundesweit 573 Stunden mit negativen Preisen gemeldet – ein deutlicher Sprung gegenüber 457 Stunden 2024 und 69 Stunden 2022. Diese Entwicklung spiegelt den Trend wider, den die Analyse von Lennard Wilkening für den Juli 2026 beschreibt: allein im Juli 2026 wurden 79 negative Preisstunden registriert.
- 2022: 69 h
- 2024: 457 h
- 2025: 573 h (Bundesnetzagentur, SMARD)
- Juli 2026: 79 h (Suena Energy Analyse)
Der Anstieg ist eng gekoppelt an den steigenden Anteil erneuerbarer Erzeugung, der im ersten Halbjahr 2026 bei 61,8 % lag, sowie an die häufigen Mittags-Überschüsse, die Preise auf nahezu null drücken.
Wachsender Zubau von Großbatteriespeichern und Sättigung im FCR-Segment
Im vierten Quartal 2025 wurden im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur ca. 2,4 GW installierter Leistung von Großbatteriespeichern (> 1 MW) verzeichnet. Parallel dazu steigt die Gesamt-Kapazität stationärer Batteriespeicher auf 25,5 GWh (2025). Trotz dieses Zubaus stagniert das verfügbare Volumen im Primärregelleistungsmarkt (FCR) bei etwa 560-600 MW im Netzgebiet, wodurch reine FCR-Strategien an Attraktivität verlieren.
- Installierte Leistung > 1 MW (2025): ca. 2,4 GW
- Gesamtkapazität stationärer Speicher (2025): 25,5 GWh
- FCR-Nachfragevolumen: 560-600 MW (stagnierend)
- Projektpipeline: > 5 GW (Stand Q4 2025)
Die Kombination aus wachsender Speicherkapazität und begrenztem FCR-Volumen führt zu sinkenden Erlöspotenzialen bei isolierten FCR-Strategien und zwingt Projektierer zu komplexen Multi-Market-Modellen, die auch aFRR und Intraday-Handel einbeziehen.
Multi-Markt-Optimierung (Revenue Stacking) – Funktionsweise und Vorteile
Multi-Markt-Optimierung, auch als Revenue Stacking bezeichnet, nutzt einen automatisierten Algorithmus, der in Echtzeit bewertet, in welchem Markt (Day-Ahead, 15-Minuten-Intraday, FCR oder aFRR) die verfügbare Speicherleistung den höchsten Deckungsbeitrag erzielt. Die Kapazität wird dann dynamisch den profitabelsten Zeitschlitzen zugewiesen.
- Definition (FAQ): Ein Algorithmus verteilt die Speicherleistung über verschiedene Märkte, um den maximalen Erlös zu erzielen.
- Vorteil von 15-Minuten-Intraday: Kurzfristige Prognoseabweichungen bei Wind- und Solarproduktion erzeugen stärkere Preisausschläge, die schnelle Batterien optimal nutzen können.
- Ertragssteigerung: Kombinierte Multi-Markt-Optimierung erzielt laut Analyse signifikant höhere Erlöse als isolierte Einzelmarkt-Strategien – bis zu 33 % mehr gegenüber der kombinierten Großhandelsstrategie und zwischen 55 % und 2 400 % gegenüber reinen Einzelmarkt-Ansätzen.
Ergebnisse aus der Juli-Analyse 2026
Für einen repräsentativen 10 MW / 20 MWh Graustrom-Stand-alone-Speicher wurden im Juli 2026 verschiedene Marktstrategien simuliert.
- Intraday-Handel (Einzelmarkt): 14.300 €/MW (-19 % gegenüber Juni)
- Day-Ahead-Markt (Einzelmarkt): 12.300 €/MW (stabil)
- Kombinierte Großhandelsstrategie (Day-Ahead + Intraday-Auktionen + kontinuierlicher Intraday): 17.200 €/MW (-8 % gegenüber Juni)
- Primärregelleistung (FCR): 14.900 €/MW (unverändert)
- Positive Sekundärregelleistung (aFRR): 11.000 €/MW (stabil)
- Negative aFRR: 13.000 €/MW (stabil)
- Kombinierte aFRR-Strategie: 12.000 €/MW (stabil)
- aFRR-Energie-Erlös: 900 €/MW (Rückgang von 1.400 €/MW im Juni)
- Prognosebasierte Markt-übergreifende Optimierung (Multi-Market): 23.100 €/MW – damit 33 % über der kombinierten Großhandelsstrategie und zwischen 55 % und 2 400 % über allen Einzelmarkt-Strategien.
Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis lag bei 104 €/MWh, also rund 6 €/MWh unter dem Juni-Niveau. Der Anteil erneuerbarer Energien erreichte einen Rekord von 71,5 %. Die Preisstruktur zeigte das typische Tagesprofil: Mittagspreise zwischen 1,6 ct/kWh (Median 0,3 ct/kWh) und Abend-/Morgenpreise rund 11-12 ct/kWh. Die Spreizung zwischen teuerster und günstigster Viertelstunde betrug im zweiten Quartal 21,83 ct/kWh, den zweithöchsten Wert seit 2020.
Risiken und Gegenmaßnahmen
Bei zunehmender Speicher-Kapazität treten zwei wesentliche Risiken auf:
- Kannibalisierungseffekte: Mehr BESS-Kapazität, die gleichzeitig in Mittagsstunden lädt und abends entlädt, reduziert die untertägigen Preisspreads an Spot- und Regelmärkten.
- Regulatorische Unsicherheiten: Mögliche Reformen der Netzentgeltbefreiung für Speicher (BNetzA-Verfahren „AgNes“) ab 2029 könnten die Grenzkosten für Lade-/Entladezyklen erhöhen und die Arbitragemargen schmälern.
Eine gezielte Multi-Markt-Strategie kann diese Risiken mindern, indem sie stabile Erlöse aus Regelenergie mit den volatilen, aber potenziell hohen Arbitrage-Möglichkeiten des Intraday-Handels kombiniert.
Fazit
Der deutsche Strommarkt befindet sich im Spannungsfeld von massivem Ausbau erneuerbarer Energien und einem strukturellen Anstieg negativer Preisstunden. Während isolierte Marktstrategien an Attraktivität verlieren, zeigt die Juli-Analyse 2026 eindeutig, dass eine softwaregestützte Multi-Markt-Optimierung die Erlöse von Großbatteriespeichern signifikant steigert und gleichzeitig die Auswirkungen von Preis- und Regulierungsrisiken abfedert. Betreiber, die ihre Speicher flexibel über Day-Ahead, Intraday, FCR und aFRR vermarkten, sichern sich nicht nur höhere Einnahmen, sondern positionieren sich auch robust gegenüber zukünftigen Markt- und Regulierungsentwicklungen.
