Flex-Trading auf Spotmärkten: Wie Batteriespeicher profitabel werden

Definition: Was ist Flex-Trading? 

Flex-Trading bezeichnet den Handel mit elektrischer Leistung aus Flexibilitäts-Assets an der Strombörse. Das können etwa Batteriespeicher, Biogasanlagen oder flexible Großverbraucher sein. Mit Flexibilität ist die kurzfristige Verfügbarkeit von Einspeisung oder Entnahme von Strom im Stromnetz gemeint. Flex-Trading findet in aller Regel auf den Spotmärkten des Strommarkts statt, also mit weniger als 36 Stunden Frist vor der physischen Lieferung. 

Die systemische Bedeutung der Flexibilitätsvermarktung wird deutlich mit Blick auf die Aufgabe der Spotmärkte, Abweichungen zwischen geplanter und tatsächlicher Einspeisung auszugleichen. Solche Differenzen ergeben sich aus unterschiedlichen Gründen. Der häufigste Grund ist seit einigen Jahren die Ungenauigkeit bei der Prognose der wetterabhängigen Einspeisung von Wind- und Solarkraftanlagen. 

Am Spotmarkt werden in einem mehrstufigen Prozess Angebot und Nachfrage bis zu fünf Minuten vor der Lieferung immer genauer aufeinander abgestimmt. Dies geschieht durch den Handel und anschließenden Einsatz von flexibler Einspeisung oder Entnahme von Strom zum Zeitpunkt der Lieferung. 

Maßgeblicher Indikator für die Händler sind dabei die Strompreise am Spotmarkt, mit der allein durch das Anbieten reiner Flexibilität Umsatz erzielt werden kann. Am deutlichsten wird dies am Beispiel von Batteriespeichern (BESS): Abgesehen von geringen Wandlungsverlusten ist ihre Ein- und Ausspeisebilanz neutral, da sie originär weder Strom erzeugen noch verbrauchen. Dennoch lässt sich mit ihnen durch Flex-Trading im Strommarkt Geld verdienen. 

Neben Stromspeichern kann Flex-Trading aber auch für andere Anlagentypen attraktiv sein, die ihre Leistung schnell und kosteneffizient anpassen können. So sind Gaskraftwerke aufgrund  ihrer hohen Grenzkosten und der Merit Order häufig sogar nur durch Flex-Vermarktung profitabel, obwohl sie – im Gegensatz zu Energiespeicher – sogar Strom erzeugen. 

Auch bestimmte Verbrauchsanlagen können Flexibilität zur Verfügung stellen: Wenn sie Strom günstig am Spotmarkt einkaufen und ihren Verbrauch entsprechend erhöhen, entlasten sie die Stromnetze indirekt dadurch, dass sie einem Stromüberschuss im Netz entgegenwirken. Ist Strom hingegen zu einem anderen Zeitpunkt teuer, können flexible Verbraucher vorübergehend auf Strombezug verzichten. Den Strom, den sie zuvor für diesen Zeitpunkt zur eingekauft haben, können sie dann am Spotmarkt häufig zu einem höheren Preis verkaufen, als sie zuvor dafür bezahlt haben. Dadurch entlasten sie die Stromnetze indirekt, indem sie einer drohenden Unterversorgung entgegenwirken. Den ursprünglich geplanten Verbrauch können flexible Verbraucher auf einen früheren oder späteren Zeitpunkt verlagern, zu dem Strom günstiger zu haben ist.  

Wirtschaftlich wird das Flex-Trading für die Asset-Betreiber, indem die Händler die Preisbewegungen im kurzfristigen Stromhandel gezielt nutzen. Steigen die Preise, kann Strom verkauft oder auf Strombezug verzichtet werden. Fallen sie, wird Strom günstig eingekauft und der Verbrauch erhöht. So lassen sich nicht nur Erlöse steigern oder Kosten senken, sondern auch Risiken im Bilanzkreis reduzieren (s. Abschnitt Ausgleichsenergie). 

In diesem Artikel erklären wir das Flex-Trading hauptsächlich anhand von Batteriespeichern und deren Vermarktung. Außerdem gehen wir auf weitere Vermarktungsmöglichkeiten von Flexibilität im Stromnetz ein. 

Welche Marktsegmente gibt es beim kurzfristigen Flexibilitätshandel? 

Der Spotmarkt für Strom ist unterteilt in drei Teilmärkte. Sie unterscheiden sich nicht nur in der Frist zwischen Kontrakt und Lieferung, sondern auch im Marktdesign, insbesondere bezüglich der Preisbildung:

Zusammen bilden diese Marktsegmente ein zeitlich abgestuftes, fein granulares Handelsökosystem im Strommarkt: Day-Ahead legt das Fundament, Intraday-Auktionen liefern Zwischensignale und der kontinuierliche Intraday-Markt ermöglicht flexible Anpassungen bis nahezu in Echtzeit. 

Was sind Day-Ahead-Auktionen? 

Beim Day-Ahead-Handel an der Strombörse werden Lieferungen für den kommenden Tag ge- und verkauft. Dabei geben die Anbieter und Nachfrager ihre Gebote bis 12:00 Uhr mittags des Vortages ab. In einer blinden Pay-as-Clear-Auktion werden Angebots- und Nachfragekurven gekoppelt und ein einheitlicher Markträumungspreis (Uniform Price) für jede Lieferviertelstunde ermittelt.  

Wesentlich für die Vermarktung von Flexibilität ist, dass der so ermittelte Preis für Einspeisung und Entnahme sämtlicher Marktteilnehmer gilt. Es ist also unerheblich, ob der Strom aus einer Windkraftanlage, einem Gaskraftwerk oder einem Batteriespeicher kommt oder ob er für die Versorgung von Privathaushalten, einer Industrieanlage oder zur Speicherung entnommen wird. 

Die Day-Ahead-Auktion setzt einen zentralen Preisanker am Strom-Spotmarkt: Marktteilnehmer richten ihre Handelsstrategie an diesem Signal aus.  

Bis Oktober 2025 wurden die Lieferungen für jede Stunde, seither für jede Viertelstunde, des kommenden Tages gehandelt. Die Umstellung ist Teil der EU-weiten Harmonisierung von Spotmarkt- und Bilanzausgleichszeiträumen, die auf den EU-Verordnungen (EU) 2019/943 (Elektrizitätsmarktgestaltung) und (EU) 2017/2195 (Electricity Balancing) basiert. 

Erzeugern und Verbrauchern erlaubt die erhöhte Granularität frühzeitig eine genauere Lastplanung. Für die Batteriespeichervermarktung bedeutet sie, dass sie nun schon im Day-Ahead-Handel mit 96 statt 24 Preispunkten pro Tag kalkulieren können, um mit Stromhandel sogenannte Arbitragegewinne zu erwirtschaften oder ihre Portfolien auszugleichen. 

Die Fahrweise eines Batteriespeichers wird so geplant, dass er mit günstigem Strom aufgeladen wird, um diesen teurer wieder zu verkaufen. Die erste Aufladung des Tages erfolgt meist über Nacht. Die erste gewinnbringende Entladung ist häufig bereits am Morgen etwa zwischen 6 und 10 Uhr möglich, da diese Stunden oft zu den teuersten des Tages gehören. Durch geschicktes Flex-Trading kann dieser Prozess oft mehrfach am Tag wiederholt werden. 

Welchen Mehrwert bieten Intraday-Auktionen für Flexibilitätsanbieter? 

Nur drei Stunden nach der Day-Ahead-Auktion findet bereits die erste Intraday-Auktion statt, also um 15 Uhr am Vortag der Lieferung. Der Hintergrund ist einfach: Je näher der Lieferzeitpunkt rückt, umso zuverlässiger lässt sich die reale Marktsituation zum Lieferzeitpunkt prognostizieren, etwa aufgrund genauerer Wetterdaten und Verbrauchsprognosen. Deshalb folgen weitere Intraday-Auktionen um 22 Uhr des Vortags, bei der dieselben Lieferintervalle erneut versteigert werden. Um 10 Uhr des Liefertags werden die absehbaren Abweichungen für die 48 Viertelstunden der zweiten Tageshälfte ein letztes Mal versteigert. Diese Struktur mit drei europaweiten Intraday-Auktionen (IDA1, IDA2, IDA3) gilt seit der Einführung des Single Intraday Coupling (SIDC) im Juni 2024 europaweit einheitlich. 

Anbietern von Flexibilitäts-Assets bieten die Intraday-Auktionen häufig die Möglichkeit, bestehende Fahrpläne wirtschaftlich zu optimieren und Prognosefehler auszugleichen.  

Wenn sich beispielweise eine Phase mit niedrigeren Windgeschwindigkeiten um eine Stunde vorverlagert, müssen Direktvermarkter von Windstrom ihre Bilanzkreise neu planen, um ihre Lieferzusagen zu erfüllen. Dann sind die Flexibilitätsanbieter gefragt, um die physikalischen Stromflüsse dem Bedarf anzupassen. 

Wie funktioniert der Intraday Continuous? 

Der kontinuierliche Intraday-Handel (Intraday Continuous) findet nicht in zentralen Auktionen statt, sondern läuft durchgehend von 15 Uhr des Vortags bis fünf Minuten vor der jeweiligen Lieferung. Käufer und Verkäufer handeln Stromlieferungen direkt über den Spotmarkt der Strombörse zu aktuellen Kursen – ähnlich wie Titel an einer Wertpapierbörse.  

Hier können Bilanzkreisverantwortliche (BKV) in Deutschland typischerweise bis fünf Minuten vor der jeweiligen Viertelstunde Stromlieferungen wie auch Bedarfe platzieren, um Überhänge loszuwerden, Lücken zu schließen und somit ihre Bilanzkreise glattzustellen. 

Der kontinuierliche Spotmarkthandel entstand seit den frühen 2010er Jahren parallel zum steigenden Anteil erneuerbar erzeugten Stroms und wurde in Deutschland seither kontinuierlich ausgebaut. Seit 2011 können hier 15-Minuten-Kontrakte platziert werden, um den Markt an die schwankende Einspeisung aus Wind und Sonne anzupassen. 

Für BESS und andere Flex-Assets ist der kontinuierliche Handel besonders relevant. Denn er erlaubt es, kurzfristige Prognoseabweichungen bis in die letzten Minuten vor Lieferung auszubalancieren – oft zu besonders vorteilhaften Preisen für die Anbieter von Flexibilität. 

Im Gegensatz zu den Spotpreis-Auktionen gibt es im kontinuierlichen Handel kein Uniform Pricing. Stattdessen werden die Preise hier gemäß Ask-Bid-Logik ermittelt. Die Preise ändern sich also – vergleichbar mit Wertpapierbörsen – mit jedem Gebots-Matching im Orderbuch. 

Was hat Regelenergie mit Flex-Trading zu tun? 

Regelenergie wird nicht am Spotmarkt, sondern in gesonderten Auktionen gehandelt. Dennoch ist sie ein wichtiger Bestandteil der Flexibilitätsvermarktung. 

Die Vorhaltung von Regelenergie gehört zu den sogenannten Systemdienstleistung, die unmittelbar der Netzstabilität dient. Sie wird benötigt, wenn Bilanzkreisverantwortliche es nicht schaffen, ihren Bilanzkreis über den Spotmarkt glattzustellen. Dadurch treten kurzfristige Abweichungen von Erzeugung und Verbrauch auf, die dann durch Regelenergie ausgeglichen werden müssen, um die Netzfrequenz stabil bei den normierten 50 Hertz zu halten. 

Die Regelenergie wird von den Übertragungsnetzbetreibern aktiviert. Die Anbieter müssen dann die angeforderte Menge positiver oder negativer Leistung innerhalb von Sekunden oder Minuten zuschalten – je nachdem, ob sie Primär-, Sekundär- oder Minutenreserve (im europäischen Kontext FCR, aFRR und mFRR genannt) schulden. 

Auf den Auktionen für Regelenergie wird zum einen die Regelleistung versteigert, also die reine Bereithaltung von Einspeise- oder -Entnahmekapazität. Zusätzlich werden anschließend auch die Arbeitspreise geboten, die im Falle eines Abrufs von Regelarbeit für den tatsächlich eingespeisten oder entnommenen Strom gelten. Um an diesen Auktionen teilzunehmen, müssen Anbieter einen Präqualifizierungsprozess erfolgreich abschließen. 

Unter anderem deshalb ist Regelenergie für die Flexibilitätsvermarktung eher ein zusätzlicher Erlös als der primäre Business Case. Je nach Asset-Größe ist die Präqualifizierung jedoch eine lohnende Investition. 

Welche Bedeutung hat Ausgleichsenergie für die Flex-Vermarktung?  

Ausgleichsenergie ist kein Handelsprodukt, sondern ein Abrechnungssystem im Strommarkt, über das die Kosten des Abrufs von Regelenergie (der sogenannten Regelarbeit) verteilt werden. Dieses beziffert und bepreist die Ungleichgewichte in den Strombilanzen der verantwortlichen Markteilnehmer – der sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen (BKV).  

In dem Moment, in dem es einem BKV nicht gelingt, seinen Bilanzkreis glattzustellen, erzeugt er einen potenziellen Bedarf an Regelenergie. Im günstigsten Fall gleichen sich all diese Abweichungen über die betreffende Regelzone zwar aus, sodass keine Reserveenergie abgerufen werden muss. In der Praxis kommt dies jedoch eher selten vor. Meist geht es eher darum, wie große die Abweichungen sind.  

Je größer die Abweichung, desto mehr Regelarbeit muss neben der Regelleistung vergütet werden. Damit steigt tendenziell auch der Ausgleichsenergiepreis (reBAP) und umso teurer wird es für die Bilanzkreisverantwortlichen. 

Über das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem erfassen die Netzbetreiber die Höhe der Abweichungen jedes Bilanzkreisverantwortlichen und ermitteln danach, wer von ihnen in welchem Maße für die Kosten der Regelenergie aufkommen muss. Die Kosten werden also anteilig nach Größe der erzeugten Ungleichgewichte – also nach den Mengen der Ausgleichsenergie – auf deren Urheber umgelegt.  

Auf diese Weise sorgt das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem nicht nur für eine gerechte Kostenverteilung. Es setzt den Bilanzkreisverantwortlichen auch einen starken Anreiz, Prognoseabweichungen frühzeitig über die Spotmärkte zu minimieren oder gar zu tilgen. 

Dies hat wiederum erheblichen Einfluss auf das Flex-Trading. Zum einen besteht auch für Bilanzkreisverantwortliche von Batteriespeichern ein gewisses Risiko, Ausgleichsenergie zahlen zu müssen, falls ihre Handelsstrategie einmal nicht aufgeht. 

Die Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem birgt aber auch erheblich Chancen – vor allem im Intraday Continuous: Da die Bilanzkreisverantwortlichen die teils sehr hohen Kosten der Ausgleichsenergie scheuen, sind sie oft bereit, vergleichsweise hohe „Last-Minute-Preise“ zu bezahlen. 

Was ist Cross-Market-Optimization?  

Cross-Market-Optimization, auch Value Stacking genannt, ist eine Geschäftsstrategie, bei der ein einzelnes Asset gleichzeitig für mehrere Erlösquellen genutzt wird. Auch Flexibilitäts-Assets werden im Idealfall mit einer Cross-Market- oder Multi-Market-Strategie vermarktet. Batteriespeicher und andere Flex-Assets können sowohl in den drei Segmenten des Spotmarkts als auch für Systemdienstleistungen eingesetzt werden.  

Dabei bilden der Day-Ahead- und die Intraday-Märkte - vor allem bei Batteriespeichern – zumeist die Vermarktungsbasis. Die Bereitstellung von Regelenergie (bei BESS: Primär- oder Sekundärregelleistung) wird eher als ergänzendes Erlösmodell betrachtet. Direktvermarkter wählen es an Tagen, an denen die Preisschwankungen am Spotmarkt ihren Prognosemodellen zufolge zu klein ausfallen, um attraktive „Arbitragegewinne“ zu erwirtschaften.  

Der gleichzeitige Einsatz desselben Flex-Assets am Spotmarkt und in der Regelenergie ist nur zulässig, wenn die verfügbare Leistung eindeutig aufgeteilt und vertraglich sowie technisch sauber abgegrenzt ist. Dabei muss die Reserveleistung über den gesamten Zeitraum verfügbar bleiben. 

Die Cross-Market-Optimization besteht also darin, täglich die Erlösmöglichkeiten richtig einzuschätzen und die verfügbaren Kapazitäten entsprechend auf die unterschiedlichen Einsatzbereiche aufzuteilen, um den Return on Investment (ROI) der Assets zu steigern und die Amortisierungszeit einer Investition zu verkürzen.  

Dieser Anspruch ist Kern einer optimalen Flexibilitätsvermarktung. Durch die Kombination und Priorisierung der besten Marktchancen lassen sich die Gesamterlöse deutlich steigern und die Wirtschaftlichkeit der Speicherinvestition verbessern. 

Welche Erlösmodelle gibt es bei der Flex-Vermarktung? 

Die Betreiber von Assets – insbesondere von Batteriespeichern – übertragen die Flexibilitäts-Vermarktung in der Regel an einen spezialisierten Direktvermarkter. Deshalb spielt für sie das Erlösmodell eine zentrale Rolle beim Risikomanagement ihrer Investition. 

Grundsätzlich sind dabei drei Modelle üblich:  

• Tolling: Der Betreiber erhält einen festen monatlichen Erlös, der Direktvermarkter streicht die zusätzlichen Trading-Gewinne ein 
• Fully Merchant: Betreiber und Direktvermarkter teilen sich den Vermarktungserlös, beide haben volle Chancen und Risiken 
• Tolling + Merchant: Der Betreiber erhält einen garantierten Erlös und einen Teil dessen, was der Direktvermarkter zusätzlich herausholt. Wobei die Aufteilung von der Risikobereitschaft des Betreibers oder seiner Kapitalgeber abhängt. 

Die Vor- und Nachteile der drei Erlösmodelle liegen auf der Hand: Es ist eine Abwägung von Chance und Risiko. Investoren mit einem hohen Anteil von Fremdkapital dürften sich tendenziell für das Tolling-Modell entscheiden, um die Kapitalkosten niedrig zu halten. Wer dagegen selbst das Risiko tragen will und kann, dürfte sich für ein chancenreicheres Erlösmodell entscheiden. 

Fazit: Professionelles Flex-Trading für maximalen ROI 

Professionelles Flex-Trading im Strommarkt ermöglicht es, Preisvolatilität wirtschaftlich zu nutzen, Bilanzkreisrisiken zu senken und zusätzliche Erlöse zu erzielen. Durch die Nutzung kurzfristiger Preis- und Liquiditätssignale können Marktakteure am Spotmarkt Prognoseabweichungen minimieren, Bilanzkreise ausgleichen und Flexibilitäten wirtschaftlich nutzen.  

Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien steigt der Bedarf an Batteriespeichern als Flexibilitätslösung deutlich. Dank professioneller Direktvermarkter wird die Batteriespeicher-Vermarktung daher auch für Investoren außerhalb der Energiewirtschaft zunehmend attraktiv.