BESS-Erlöse modellieren: Ein praktischer Leitfaden

Die Erlösmodellierung für einen Batteriespeicher (BESS) unterscheidet sich grundlegend von der Modellierung einer Solar- oder Windanlage. Es gibt keine einzelne Energiemenge, die es zu prognostizieren gilt — stattdessen nimmt ein BESS gleichzeitig an mehreren Märkten teil, die Erlöse hängen von der Dispatch-Strategie ab, und diese ändert sich stündlich in Abhängigkeit von Preissignalen. Ein solides Modell ist der Unterschied zwischen einem Projekt, das zur Finanzierung gelangt, und einem, das es nicht tut.

Dieser Leitfaden erklärt jeden Schritt beim Aufbau eines belastbaren BESS-Erlösmodells — von der Marktauswahl bis zur Szenarioanalyse.

Warum BESS-Erlösmodellierung anders ist

Wind- und Solaranlagen erzielen Erlöse aus einem einzigen, physikalisch bestimmten Output: dem erzeugten Strom. BESS-Anlagen erzielen Erlöse durch das, was sie mit Strom tun — ihn aufnehmen, speichern und zum richtigen Zeitpunkt wieder abgeben. Das schafft drei Komplexitätsschichten, die bei der Stromerzeugung nicht existieren:

Erstens können häufig mehrere Erlösquellen gleichzeitig erschlossen werden, sie konkurrieren jedoch um denselben physischen Asset. Der Speicher kann nur eine begrenzte Menge Energie halten. Kapazität, die für Frequenzregelung vorgehalten wird, steht nicht mehr für Arbitrage zur Verfügung.

Zweitens hängen die Erlöse von Marktpreisen ab, die sich stündlich, täglich und saisonal verändern. Ein Modell, das mit Jahresdurchschnitten arbeitet, unterschätzt oder überschätzt systematisch das, was das Projekt tatsächlich verdienen wird.

Drittens degradieren BESS-Anlagen über die Zeit. Wirkungsgrad und nutzbare Kapazität nehmen ab. Das bedeutet, dass die Erlöse im zehnten Betriebsjahr selbst bei konstanten Marktpreisen deutlich niedriger sein werden als im ersten Jahr.

Ein solides BESS-Erlösmodell berücksichtigt alle drei Dimensionen.

Schritt 1: Markt und Regulierungsrahmen definieren

Jedes BESS-Erlösmodell beginnt mit dem Zielmarkt. Die verfügbaren Erlösquellen, ihre Preismechanismen und die Regeln für ihre Kombination unterscheiden sich erheblich zwischen den europäischen Märkten.

In Deutschland sind die primären Erlösquellen FCR (Primärregelleistung), aFRR (Sekundärregelleistung), Day-Ahead-Spotarbitrage und Intraday-Arbitrage. Im Vereinigten Königreich definieren Dynamic Containment, Dynamic Moderation und der Balancing Mechanism die Systemdienstleistungslandschaft. Italien, Spanien und andere Märkte haben jeweils eigene Strukturen.

Für jeden Zielmarkt muss das Modell klären: an welchen Märkten das Projekt technisch teilnehmen kann, welche Präqualifikationsanforderungen gelten, wie die Preismechanismen funktionieren und welche regulatorischen Beschränkungen bei der Kombination von Erlösquellen bestehen.

Fehler im Regulierungsrahmen an dieser Stelle erzeugen Folgefehler in jedem nachgelagerten Modellschritt.

Schritt 2: Dispatch-Strategie wählen

Die Dispatch-Strategie ist der Kern des BESS-Erlösmodells. Sie legt fest, wie der Speicher seine Kapazität in jeder Stunde des Jahres auf die verfügbaren Märkte aufteilt.

Es gibt drei grundlegende Ansätze:

Deterministischer Dispatch setzt eine feste Aufteilung an — zum Beispiel 50 % der Kapazität für FCR, 50 % für Arbitrage. Das ist einfach zu modellieren, unterschätzt aber die tatsächlichen Erlöse, weil eine flexible Dispatch-Strategie bei veränderten Marktbedingungen besser abschneidet.

Heuristischer Dispatch nutzt Regeln, um auf Preissignale zu reagieren — zum Beispiel den Wechsel zu aFRR, wenn der Kapazitätspreis einen Schwellenwert überschreitet. Das ist realistischer, erfordert aber eine sorgfältige Kalibrierung der Entscheidungsregeln.

Optimierter Dispatch nutzt lineare Optimierung oder maschinelles Lernen, um für jede Stunde den ertragsmaximalsten Dispatch unter allen Nebenbedingungen zu finden. Das ist der präziseste Ansatz und wird von spezialisierten BESS-Simulationstools verwendet. In einem Tabellenkalkulationsprogramm ist er nicht praktikabel zu implementieren.

Für investitionsgradige Analysen ist optimierter Dispatch der Standard. Einfachere Ansätze sind für frühe Machbarkeitsstudien geeignet, sollten aber nicht für Finanzierungsentscheidungen herangezogen werden.

Schritt 3: Revenue Stack aufbauen

Mit der gewählten Dispatch-Strategie kann der Revenue Stack aufgebaut werden. Die vier Hauptquellen für ein deutsches BESS-Projekt illustrieren das Prinzip:

FCR (Primärregelleistung) zahlt einen Kapazitätspreis (€/MW/Woche) für die bereitzustellende Kapazität zur automatischen Frequenzantwort innerhalb von 30 Sekunden. Seit 2024 wird FCR in 30-Minuten-Produkten ausgeschrieben, was die Kombination mit anderen Erlösquellen deutlich erleichtert.

aFRR (Sekundärregelleistung) zahlt sowohl einen Kapazitäts- als auch einen Arbeitspreis, mit höherem Erlöspotenzial als FCR, aber größerer Aktivierungsunsicherheit. Die Präqualifikation erfordert strenge technische Standards.

Day-Ahead-Arbitrage erzielt Erlöse durch Laden bei niedrigen Preisen (typischerweise nachts oder bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien) und Entladen bei hohen Preisen (Morgen- und Abendspitze). Die Margen sind volatil und durch zunehmenden Wettbewerb unter Druck.

Intraday-Arbitrage operiert auf kürzeren Zeithorizonten mit höherer Handelsfrequenz. Spreads sind weniger vorhersehbar als im Day-Ahead, können bei schnellen Einspeiservariationen aber erheblich sein.

Der kombinierte Revenue Stack ist nicht einfach die Summe der Einzelerlöse. Physikalische Nebenbedingungen — insbesondere die SoC-Verwaltungsanforderung für FCR und aFRR — reduzieren die für Arbitrage verfügbare Kapazität. Das Modell muss diese Nebenbedingungen explizit berücksichtigen.

Einen vollständigen Überblick über alle Erlösquellen und ihre Interaktion bietet unser Leitfaden zum Revenue Stacking für Batteriespeicher.

Schritt 4: Degradation und Wirkungsgrad modellieren

BESS-Anlagen degradieren in zwei Dimensionen: Kalenderalterung (zeitabhängig, unabhängig vom Betrieb) und Zyklenalterung (nutzungsabhängig). Beide reduzieren die nutzbare Kapazität, was die Erlöse direkt vermindert.

Ein belastbares Modell sollte eine Degradationskurve enthalten, die die nutzbare Kapazität eines typischen Lithiumeisenphosphat-Systems (LFP) um ca. 2–4 % pro Jahr verringert. Wenn die Kapazität auf 80 % der Nennkapazität fällt (vertraglich häufig als Lebensendpunkt definiert), ist eine Kapazitätsergänzung (Augmentation) oder ein Austausch erforderlich.

Der Systemwirkungsgrad (Verhältnis von abgegebener zu aufgenommener Energie) beginnt typischerweise bei 85–92 % und degradiert parallel zur Kapazität. Besonders für Arbitrageerlöse wirken sich Wirkungsgradverluste kumulierend aus.

Augmentationskosten — die geplante Kapitalinvestition zur Wiederherstellung der vertraglich zugesicherten Kapazität — müssen explizit als CAPEX- oder OPEX-Position im Cashflow modelliert werden.

Schritt 5: Szenarioanalyse durchführen

Kein BESS-Erlösmodell sollte als Punktschätzung präsentiert werden. Die Schlüsselvariablen — FCR- und aFRR-Preise, Day-Ahead-Spreads, Aktivierungshäufigkeit, Degradationsraten — haben alle erhebliche Unsicherheitsbandbreiten.

Ein robustes Modell umfasst mindestens ein Basisszenario, ein Negativszenario und ein Positivszenario. Das Negativszenario ist besonders wichtig für die Projektfinanzierung, wo Kreditgeber prüfen, ob das Projekt bei weiterer Spread-Komprimierung und sinkenden Systemdienstleistungspreisen noch tragfähig ist.

Sensitivitätsanalysen zu einzelnen Variablen — wie verändert sich der IRR, wenn FCR-Preise um 30 % fallen? Was, wenn die Degradation schneller verläuft als erwartet? — geben Entscheidungsträgern die Informationen, die sie für die Risikobeurteilung benötigen.

Die Szenarioanalyse-Ergebnisse fließen direkt in das Finanzmodell ein und informieren die NPV-, IRR- und DSCR-Berechnungen, die letztlich die Finanzierbarkeit des Projekts bestimmen. Einen Leitfaden zur finanziellen Modellierung finden Sie in unserem BESS-Investitionsanalyse-Artikel.

Häufige Fehler in BESS-Erlösmodellen

In BESS-Erlösmodellen — insbesondere in Tabellenkalkulationen — treten mehrere Fehler regelmäßig auf:

Verwendung von Jahresdurchschnittspreisen statt stündlicher Preisdaten überschätzt systematisch die Arbitrageerlöse, weil Batterien pro Tag nur eine begrenzte Anzahl von Ladezyklen durchführen können.

Ignorieren von SoC-Nebenbedingungen bei der Kombination von FCR mit Arbitrage führt zu physikalisch unmöglichen Dispatch-Szenarien, in denen das Modell FCR-Kapazitätszahlungen bei gleichzeitig voller Arbitrage-Kapazität ausweist.

Anwenden einer einheitlichen Degradationskurve unabhängig von der Batteriechemie. LFP-, NMC- und NCA-Batterien haben signifikant unterschiedliche Degradationscharakteristika.

Fehlende Unterscheidung zwischen kapazitätsbasierten und arbeitsbasierten Erlösen. FCR ist ein Kapazitätsprodukt — Sie werden bezahlt, egal ob Sie aktiviert werden oder nicht. Day-Ahead-Arbitrage ist ein Arbeitsprodukt — Sie verdienen nur, wenn Sie tatsächlich laden und entladen.

Vom Modell zur Investitionsentscheidung

Ein vollständiges BESS-Erlösmodell ist der Input zur Investitionsentscheidung, nicht die Entscheidung selbst. Die Erlösprognosen fließen in das Finanzmodell ein — zusammen mit CAPEX, OPEX, Finanzierungskosten und Steuerannahmen — und erzeugen die Kennzahlen, die über die Tragfähigkeit des Projekts entscheiden.

Catalyst ist speziell für jeden Schritt dieses Leitfadens entwickelt: Marktdaten für europäische BESS-Märkte, optimierte Dispatch-Modellierung, Degradationskurven, Szenarioanalysen und für Finanzierungsprozesse aufbereitete Ergebnisse. Analysen, die in einer Tabellenkalkulation Wochen dauern, sind in Catalyst in Stunden erledigt.