Hitzewelle sorgt für steile Abendrampen: Batterieerlöse im Juni

Ähnlich wie bereits im Mai bestimmten auch im Juni hohe Temperaturen und eine anhaltend schwache Windeinspeisung das Marktgeschehen und sorgten erneut für attraktive Bedingungen für Batteriespeicher. Mit der Hitzewelle in der zweiten Monatshälfte verstärkte sich diese Entwicklung zusätzlich. Mit dem Rückgang erneuerbarer Überangebotsphasen rückten Knappheit, ausgeprägte Abendrampen und größere Preisdifferenzen innerhalb des Tages noch mehr in den Mittelpunkt.

Juni in Zahlen

Um diese Entwicklung zu quantifizieren, haben wir die Erlöse eines repräsentativen 10 Megawatt/20 Megawattstunden Stand-alone-Speichers in Deutschland simuliert. Dabei wurden Einzelstrategien mit einer prognosebasierten marktübergreifenden Optimierung verglichen.

Im Großhandel erwies sich der kontinuierliche Intraday-Handel erneut als stärkster Einzelmarkt und steigerte sich von 15.400 Euro pro Megawatt im Mai auf 17.700 Euro pro Megawatt im Juni. Auch der Day-ahead-Markt und die Intraday-Auktionen entwickelten sich positiv und erreichten jeweils 12.500 Euro pro Megawatt. Die kombinierte Großhandelsstrategie aus Day-Ahead-, Intraday-Auktionen und kontinuierlichem Intraday-Handel verbesserte sich von 19.000 auf 20.300 Euro pro Megawatt.

In den Regelenergiemärkten zeigte sich dagegen ein differenzierteres Bild. Die Primärregelleistung (FCR) legte mit 14.900 Euro pro Megawatt leicht zu (+6 Prozent gegenüber Mai). Im aFRR-Markt entwickelten sich die Erlöse hingegen unterschiedlich. Während die positive aFRR deutlich zulegte – von 7000 auf 11.000 Euro pro Megawatt – gingen die Erlöse der negativen aFRR von 17.100 auf 13.000 Euro pro Megawatt zurück. Die kombinierte aFRR-Strategie blieb mit 12.000 Euro pro Megawatt nahezu unverändert. Die Erlöse aus der aFRR-Energie sanken dagegen von 2.600 auf 1.400 Euro pro Megawatt.

Die höchsten Erlöse erzielte einmal mehr die Kombination verschiedener Märkte. Die prognosebasierte Cross-Market-Optimierung von Suena Energy erreichte 25.000 Euro pro Megawatt und lag damit rund 23 Prozent über der kombinierten Großhandelsstrategie sowie zwischen 41 Prozent und mehr als 1.600 Prozent über sämtlichen Einzelmarktstrategien.

Vom Photovoltaik-Überschuss zur Abendknappheit

Wie eingangs beschrieben, knüpfte der Juni zwar an die Marktdynamik des Mais an, allerdings traten die zugrunde liegenden Einflussfaktoren noch deutlicher hervor. Eine langanhaltende Hitzewelle in weiten Teilen Europas traf auf eine weiterhin schwache Windeinspeisung.

Dadurch verschärfte sich das Verhältnis von Angebot und Nachfrage. Der durchschnittliche Day-ahead-Preis stieg auf 109,5 Euro/Megawattstunde und lag damit rund 12 Euro/Megawattstunde über dem Mai sowie etwa 70 Prozent über dem Niveau des Juni 2025.

Gleichzeitig blieb die Photovoltaik der prägende Einflussfaktor für die Intraday-Preisstruktur. Die hohe Solarstromerzeugung sorgte weiterhin für niedrige Preise zur Mittagszeit und eröffnete Batteriespeichern attraktive Ladefenster. Im Vergleich zum Mai fielen diese Phasen jedoch noch deutlich weniger extrem aus. Die Zahl der Stunden mit negativen Day-ahead-Preisen sank weiter, von 77 auf 52, und erreichte damit für einen Sommermonat ein sehr niedriges Niveau.

Stattdessen verlagerte sich die Volatilität zunehmend in die Abendstunden. Mit der zunehmenden Intensität der Hitzewelle gegen Monatsende – Deutschland verzeichnete an drei aufeinanderfolgenden Tagen neue nationale Temperaturrekorde – blieb die Stromnachfrage durch Kühlung auch nach Sonnenuntergang hoch, während die Photovoltaik-Einspeisung rasch zurückging.

In der Folge mussten verstärkt Gaskraftwerke die Stromversorgung sicherstellen. Mehrfach überschritten die Preise im 15-Minuten-Handel während der Abendrampe die Marke von 700 Euro/Megawattstunde, am 24. Juni sogar kurzzeitig 1000 Euro/Megawattstunde. Dadurch entstanden ausgeprägte Intraday-Spreads und attraktive Entladefenster für Batteriespeicher.

Auch die Regelenergiemärkte spiegelten diese Entwicklung wider. Mit dem Rückgang erneuerbarer Überschüsse sank der Bedarf an negativer Regelreserve. Gleichzeitig stieg infolge der angespannteren Versorgungslage und steilerer Abendrampen die Nachfrage nach positiver Regelreserve, was sich in deutlich höheren Erlösen in der positiven aFRR widerspiegelt.

Was uns der Juni über den Sommer – und darüber hinaus – verrät

Der Juni hat erneut gezeigt, wie schnell sich die Quellen der Wertschöpfung für Batteriespeicher verändern können. Während zu Beginn des Monats vor allem die hohe Solarstromerzeugung attraktive Handelsmöglichkeiten schuf, gewannen im Monatsverlauf Knappheitssituationen und die Abendrampe zunehmend an Bedeutung.

Für die kommenden Sommermonate spricht vieles dafür, dass sich diese Entwicklung weiter fortsetzen wird. Bleibt die Photovoltaik-Einspeisung auf hohem Niveau, dürfte die Spreizung der Intraday-Preise weiter zunehmen. Damit steigt die Wahrscheinlichkeit tiefer negativer Preise zur Mittagszeit ebenso wie ausgeprägter Preisspitzen am Abend, wenn die Solarstromerzeugung zurückgeht und konventionelle Kraftwerke wieder den Grenzpreis bestimmen.

Gleichzeitig hat der Juni untermauert, dass hohe Batterieerlöse keineswegs von häufigen Negativpreisphasen abhängen. Obwohl die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen gegenüber Mai nochmals deutlich zurückging, blieben die Erlöspotenziale robust, weil Knappheitssituationen und größere Preisdifferenzen innerhalb des Tages andere Handelsfenster eröffneten.

In einem zunehmend erneuerbaren Stromsystem wird der wirtschaftliche Erfolg deshalb immer weniger von einzelnen Marktchancen abhängen, sondern zunehmend von einer dynamischen Optimierung über Großhandels- und Regelenergiemärkte hinweg.

— 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. —