Flexibilität zahlt sich aus: Batterieerlöse im April 2026

Der April hat eindrucksvoll gezeigt, warum Flexibilität zunehmend zu einem der wertvollsten Güter im deutschen Strommarkt wird. Was in den vergangenen Monaten noch wie wiederkehrende Volatilität zur Mittagszeit wirkte, entwickelte sich zunehmend zu einem strukturellen Muster: längere Phasen erneuerbaren Überangebots, deutlich häufiger auftretende Negativpreise und eine zunehmende Entkopplung zwischen fossilen Brennstoffkosten und Strompreisen.

Trotz geopolitischer Spannungen und weiterhin hoher Gaspreise infolge der Entwicklungen im Nahen Osten wurde die Preisbildung im deutschen Strommarkt im April zunehmend von einem Erneuerbaren-getriebenen Überangebot bestimmt. Eine hohe Photovoltaik-Einspeisung, kombiniert mit moderater Frühjahrsnachfrage und steigender Windeinspeisung, führte über weite Teile des Tages zu einem Marktumfeld, das weniger von Knappheit als von überschüssiger Erzeugung geprägt war.

Für Batteriespeicher erwies sich dieses Umfeld als besonders attraktiv. Sinkende Durchschnittspreise reduzierten die Erlöspotenziale keineswegs. Im Gegenteil: Ausgeprägtere Spreads, längere Negativpreisphasen und steilere Rampen zwischen den Mittags- und den Abendstunden schufen ideale Bedingungen für flexible Assets, die dynamisch über mehrere Märkte hinweg agieren können.

April in Zahlen

Um zu analysieren, wie sich diese Marktbedingungen auf die Erlöse von Batteriespeichern auswirkten, haben wir bei Suena Energy die Einnahmen eines repräsentativen 10 Megawatt/20 Megawattstunden Stand-alone-Speichers in Deutschland simuliert. Wie in den Vormonaten wurden Einzelstrategien mit einer prognosebasierten Multi-Market-Optimierung verglichen.

Der kontinuierliche Intraday-Handel erwies sich dabei erneut als stärkster Einzelmarkt und erreichte im April 17.800 Euro pro Megawatt, nachdem er im März noch bei 13.000 Euro pro Megawatt gelegen hatte. Auch der Day-ahead-Markt legte von 10.900 auf 11.600 Euro pro Megawatt zu und die Intraday-Auktionen stiegen von 10.500 auf 11.500 Euro pro Megawatt.

Auch die Systemdienstleistungen entwickelten sich deutlich stärker. Die Primärregelleistung (FCR) erreichte mit 13.700 Euro pro Megawatt den höchsten Wert seit dem vergangenen Herbst. Im aFRR-Kapazitätsmarkt zeigte sich erneut eine klare Asymmetrie: Negative Reserve lag mit 14.200 Euro pro Megawatt deutlich vor positiver Reserve mit 7.700 Euro pro Megawatt. Darin spiegelte sich insbesondere der steigende Wert von Flexibilität zur Aufnahme überschüssiger erneuerbarer Erzeugung wider. Die kombinierte aFRR-Strategie erreichte 11.000 Euro pro Megawatt, während die Erlöse aus aFRR-Energie auf 2.200 Euro pro Megawatt anstiegen – absolut betrachtet weiterhin moderat, zugleich aber ein klares Signal für eine höhere Aktivierungsintensität.

Die höchsten Erlöse wurden jedoch erneut durch die Kombination verschiedener Märkte erzielt. Eine kombinierte Großhandelsstrategie aus Intraday-Auktionen und kontinuierlichem Intraday-Handel erreichte 21.300 Euro pro Megawatt und mit unserem Suena Energy Trading Autopilot waren, bei zwei Zyklen am Tag, gar Erlöse von 23.600 Euro pro Megawatt möglich. Je nach Vergleichsstrategie ergab sich damit ein Erlösvorteil von 11 bis über 200 Prozent.

Wenn Überangebot den Markt prägt

Das prägende Merkmal des Aprils war nicht unbedingt die Volatilität selbst, sondern vielmehr die Dauer und Persistenz der Überangebotsphasen.

Insgesamt verzeichnete Deutschland im April 123 Stunden mit negativen Strompreisen, gegenüber lediglich 35 Stunden im März. Besonders auffällig war der Anstieg länger anhaltender Negativpreisereignisse: Während es im April 2025 lediglich zwei Phasen mit mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise gab, waren es im April 2026 bereits acht. Den Extremfall markierte der Ostersonntag (5. April), an dem die Preise über 17 Stunden durchgehend im negativen Bereich lagen. Insgesamt dauerten 22 Negativpreisereignisse länger als eine Stunde.

Ein ähnliches Bild zeigte sich auch im 15-Minuten-Handel. Nach 139 negativen Viertelstunden im März wurden im April 492 Viertelstunden mit negativen Börsenstrompreisen registriert. Darin zeigt sich zunehmend ein struktureller Wandel im deutschen Strommarkt: Solarstrom prägt die Preisbildung zur Mittagszeit immer dominanter und übersteigt zeitweise die Residuallast selbst dann noch deutlich, wenn bereits umfangreiche Abregelungen erneuerbarer Erzeugung stattfinden.

Daraus lässt sich zunehmend ein struktureller Wandel im deutschen Strommarkt ablesen, denn Solarstrom prägt die Preisbildung zur Mittagszeit immer stärker und übersteigt zeitweise die Residuallast selbst dann noch deutlich, wenn bereits umfangreiche Abregelungen erneuerbarer Erzeugung stattfinden.

Trotzdem verschwanden fossile Kraftwerke keineswegs vollständig aus der Preisbildung. Insbesondere in den Abendstunden sowie an Tagen mit geringerer Photovoltaik-Produktion bestimmten Gaskraftwerke weiterhin regelmäßig den Grenzpreis und hielten das Preisniveau selbst zur Mittagszeit häufig bei 90 bis 100 Euro pro Megawattstunde. Das Resultat war ein Marktumfeld mit zunehmend ausgeprägten Intraday-Schwankungen zwischen tiefen Preistälern zur Mittagszeit und steilen Preisrampen am Abend.

Für Batteriespeicherbetreiber ergaben sich daraus äußerst attraktive Handelsbedingungen. Längere und häufiger auftretende Negativpreisphasen verbesserten die Ladefenster erheblich, während die ausgeprägten Abendrampen weiterhin profitable Entladezyklen ermöglichten. Parallel dazu honorierten auch die Regelenergiemärkte zunehmend flexible Assets, die überschüssige erneuerbare Erzeugung aufnehmen konnten, insbesondere im Bereich negativer aFRR-Produkte.

Stromspeicher als „kritische Infrastruktur“

Die im April beobachteten Marktbedingungen dürften so schnell nicht verschwinden. Der weitere Ausbau der Photovoltaik, die insgesamt steigende erneuerbare Erzeugung sowie saisonal moderate Lastniveaus sprechen dafür, dass hohe Intraday-Volatilität und wiederkehrende Negativpreisphasen auch in den kommenden Wochen das Marktgeschehen prägen werden.

Besonders in einem feiertagsreichen Mai fällt geringe Last rund um den Tag der Arbeit, Christi Himmelfahrt und Pfingsten häufig mit hoher Photovoltaik-Erzeugung zusammen. Marktbedingungen, die weitere Überangebotsphasen und entsprechend volatile Preisbewegungen begünstigen.

Gleichzeitig dürften auch die Regelenergiemärkte weiterhin einen steigenden Bedarf an Kapazitäten widerspiegeln, die überschüssige erneuerbare Erzeugung in Phasen von Überangebot aufnehmen können. Mit zunehmender Häufigkeit und Dauer negativer Preisphasen wächst damit auch die Bedeutung von Flexibilität innerhalb des Stromsystems insgesamt. Für Batteriespeicher entsteht daraus weiterhin ein attraktives Handelsumfeld, insbesondere für Systeme, die ihre Flexibilität dynamisch zwischen Spot- und Regelenergiemärkten allokieren könne.  

Gleichzeitig geht die Rolle von Speichern längst über reine Erlösoptimierung hinaus. Denn Speicher verschieben Strom in die richtigen Stunden, reduzieren Abregelung und Redispatchkosten, stabilisieren Preise, entlasten Netze und ermöglichen die Integration weiterer erneuerbarer Energien.

Batteriespeicher werden damit immer mehr zu einer kritischen Infrastruktur eines zunehmend erneuerbaren Stromsystems.

— Der Autor Lennard Wilkening ist Mitgründer und Geschäftsführer von Suena Energy , einem auf softwarebasierte Multi-Markt-Optimierung spezialisierten Unternehmen für die Vermarktung von Großbatteriespeichern und erneuerbaren Energien. Mit rund zehn Jahren Erfahrung im Bereich Energiesysteme und einer Promotion an der Technischen Universität Hamburg gilt er als Experte für die Optimierung und systemdienliche Integration von Energiespeichern in die europäischen Strommärkte. —