Doch die Wertsch\u00f6pfung durch Batteriespeicher reicht weit \u00fcber den reinen Gro\u00dfhandels-Arbitragehandel hinaus. Um das volle \u00f6konomische Potenzial dieser Anlagen zu erschlie\u00dfen und ihren Beitrag zur Netzstabilit\u00e4t zu maximieren, ist es essenziell, ihre Teilnahme an den Regelenergiem\u00e4rkten <\/a>zu ber\u00fccksichtigen. Diese M\u00e4rkte sind unverzichtbar f\u00fcr die Aufrechterhaltung des Gleichgewichts und der Zuverl\u00e4ssigkeit des Stromnetzes, sie sichern Frequenz und Spannung innerhalb sicherer Grenzen. Durch die Teilnahme an diesen M\u00e4rkten k\u00f6nnen Betreiber von BESS verschiedene Erl\u00f6sstr\u00f6me \u201estacken\u201c – eine Strategie, die auch als \u201eValue Stacking\u201c<\/a> bekannt ist. Dadurch erh\u00f6hen sich die Rentabilit\u00e4t und der Gesamtnutzen ihrer Anlagen deutlich.<\/p>\n <\/p>\n Unsere Expertise in der Optimierung und im Handel mit flexiblen und erneuerbaren Energien, kombiniert mit der l\u00e4ngsten Handelserfahrung auf deutschen Kurzfristm\u00e4rkten, garantiert Ihnen maximale Ertr\u00e4ge durch innovative Handelsstrategien. <\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Um zu veranschaulichen, wie Batteriespeicher zus\u00e4tzliche Einnahmequellen aus Regelenergiediensten generieren k\u00f6nnen, nehmen wir ein Beispiel, das auf unserem Blogbeitrag zur Spot-Optimierung von Batteriespeichern <\/a>aufbaut.<\/p>\n Es ist wichtig zu betonen, dass es sich hierbei um eine vereinfachte Darstellung handelt, die in erster Linie die zugrunde liegende Logik verdeutlichen soll. Sie bildet keinen realen Handelstag ab, an dem unsere kontinuierlich optimierenden Algorithmen gleichzeitig in mehreren M\u00e4rkten aktiv sind. Der Grund: Im realen Handel f\u00fchrt die st\u00e4ndige und wiederkehrende Berechnung von Opportunit\u00e4tskosten bei gleichzeitiger Teilnahme am Gro\u00dfhandels- und Regelenergiemarkt zu einer hochkomplexen Prozessdynamik, die sich nicht in einem einfachen, leicht nachvollziehbaren Beispiel abbilden l\u00e4sst.<\/p>\n Wer den vorherigen Blogbeitrag gelesen hat, erinnert sich vielleicht: Bei den Spotm\u00e4rkten berechnen wir im Wesentlichen st\u00fcckweise, indem wir uns von einem Markt zum n\u00e4chsten bewegen und pr\u00fcfen, ob ein besseres Gesch\u00e4ft – sprich eine h\u00f6here Verkaufsposition oder eine g\u00fcnstigere Kaufposition – m\u00f6glich ist. Konkret beginnen wir mit einer Position in der Day-Ahead-Auktion, wechseln dann in die Intraday-Auktion und analysieren dort, ob bessere Preise verf\u00fcgbar sind, um entsprechend in Positionen ein- oder auszusteigen. Insgesamt bleiben wir damit stets im selben Markt.<\/p>\n Im Gegensatz dazu erfordert die Teilnahme an den Regelenergiem\u00e4rkten, dass Kapazit\u00e4ten f\u00fcr Frequenzhaltung und Systemwiederherstellung vorgehalten werden, unabh\u00e4ngig davon, ob tats\u00e4chlich Energie eingespeist oder abgenommen werden muss. Die Teilnahme an diesen M\u00e4rkten wird daher im Kern zu einer Berechnung von Opportunit\u00e4tskosten.<\/p>\n Lassen Sie uns dies anhand eines Beispiels verdeutlichen.<\/em><\/p>\n Angenommen, an einem bestimmten Tag m\u00f6chten wir mit einer Batterie an der Prim\u00e4rreserve (PRL) teilnehmen, die in beide Richtungen handelbar ist (die Anforderungen f\u00fcr die Teilnahme an der PRL werden sp\u00e4ter im Blog behandelt, sind hier jedoch nicht relevant). Wir bieten 1 MW zu einem Preis von 20 EUR\/MW\/h von 8:00 bis 12:00 Uhr an (eine Teilnahme an der PRL ist nur in 4-Stunden-Zeitfenstern m\u00f6glich). Dies ergibt einen Erl\u00f6s von 80 EUR f\u00fcr das gesamte Zeitfenster. Die Teilnahme an der PRL bedeutet jedoch, dass wir in diesen 4 Stunden nicht auf den Spotm\u00e4rkten handeln. Nehmen wir an, der durchschnittliche Preis auf dem Intraday-Continuous-Markt (IDC) in diesen vier Stunden betr\u00e4gt 25 EUR\/MWh. Wenn wir 1 MW f\u00fcr 4 Stunden entladen (also 4 MWh), w\u00fcrden wir 100 EUR erzielen. Daher betragen die Opportunit\u00e4tskosten, nicht im Gro\u00dfhandelsmarkt zu handeln, 100 EUR, und der zus\u00e4tzliche (oder verlorene) Erl\u00f6s aus dieser Entscheidung betr\u00e4gt 80-100 = -20 EUR. Dies deutet darauf hin, dass die Teilnahme am Spotmarkt die bessere Option w\u00e4re. Wenn wir jedoch einen PRL-Preis von 30 EUR\/MW\/h erzielen w\u00fcrden, w\u00fcrden wir mit der Teilnahme an der PRL einen Gewinn von 20 EUR erzielen und sollten diese Option gegen\u00fcber dem Spotmarkt bevorzugen.<\/p>\n Dieses Beispiel sollte bisher einfach nachzuvollziehen sein. Die Komplexit\u00e4t entsteht jedoch daraus, dass die Teilnahme an den Regelenergiem\u00e4rkten \u00fcber mehrere Zeitfenster hinweg m\u00f6glich ist. Hypothetisch k\u00f6nnte eine Batterie an der Prim\u00e4rreserve (PRL) und\/oder der Sekund\u00e4rreserve (SRL) f\u00fcr alle 24 Stunden teilnehmen. Dadurch erh\u00f6ht sich die Zahl der m\u00f6glichen Kombinationen erheblich, wie zum Beispiel die Teilnahme an den Zeitfenstern 1, 1 und 2, 1, 2 und 6, 3, 4, 5 und 6 und so weiter, was zu 64 Kombinationen nur f\u00fcr die PRL f\u00fchrt. Wenn wir zudem die Teilnahme an der Sekund\u00e4rreserve-Kapazit\u00e4t (ebenfalls in 4-Stunden-Zeitfenstern) ber\u00fccksichtigen, w\u00e4chst die Zahl der Kombinationen drastisch, was es unpraktisch macht, diese Berechnung in einem einfachen Beispiel darzustellen.<\/p>\n Um die Sache zu vereinfachen und zu unserem urspr\u00fcnglichen Beispiel zur\u00fcckzukehren, betrachten wir einen Beispieltag – den 18. Juni 2025 – da an diesem Tag keine au\u00dfergew\u00f6hnlichen Marktereignisse auftraten, und treffen die folgenden Annahmen:<\/p>\n <\/p>\n 01<\/p>\n Wir haben eine Batterie mit folgenden Spezifikationen:<\/p>\n 02<\/p>\n Wir gehen davon aus, dass wir f\u00fcr den Beispielstag eine perfekte Preisprognose haben. Diese Prognose wird schrittweise, Markt f\u00fcr Markt, in \u00dcbereinstimmung mit den jeweiligen Gate Closures enth\u00fcllt:<\/p>\n 03<\/p>\n Im Durchschnitt erzielen wir h\u00f6here Erl\u00f6se in den Regelenergiem\u00e4rkten im Vergleich zu den Spotm\u00e4rkten. Daher entwickeln wir eine Handelsstrategie, die die Teilnahme an allen Regelenergiem\u00e4rkten priorisiert und anschlie\u00dfend Gro\u00dfhandelspositionen rund um diese Verpflichtungen nimmt. Die betreffenden Regelenergiem\u00e4rkte sind:<\/p>\n 04<\/p>\n Es gibt einen vernachl\u00e4ssigbaren „Drift“ (SOC-Abweichung in eine Richtung) bei der Teilnahme an der PRL. Da die PRL eine symmetrische Regelreserve ist, bleibt der State-of-Charge (SOC) der Batterie im Durchschnitt gleich. Allerdings kann es von Tag zu Tag zu geringf\u00fcgigen Driftbewegungen in eine Richtung kommen, die zu einem Anstieg oder Abfall des Gesamt-SOC f\u00fchren, was mit SOC-Management angepasst werden muss. Zur Vereinfachung nehmen wir an, dass der Drift Null ist.<\/p>\n 05<\/p>\n Die ID1-Preise dienen als vern\u00fcnftiger Proxy f\u00fcr die Intraday-Continuous-Preise.<\/p>\n 06<\/p>\n Die gewichteten Durchschnittspreise der aFRR-Kapazit\u00e4t gelten als vern\u00fcnftiger Proxy f\u00fcr die tats\u00e4chlichen Preise, da es sich um einen „Pay-as-Bid“-Markt handelt und es keinen einheitlichen Clearing-Preis f\u00fcr jedes Zeitfenster gibt.<\/p>\n <\/p>\n 07<\/p>\n Es fallen keine zus\u00e4tzlichen Handelsgeb\u00fchren an.<\/p>\n PRL ist die am schnellsten reagierende Regelreserve. Ihr Zweck ist es, pl\u00f6tzliche Frequenzabweichungen im Stromnetz sofort auszugleichen und als erste Verteidigungslinie des Netzes zu stabilisieren. Anbieter von PRL werden f\u00fcr die Bereitstellung ihrer Kapazit\u00e4t entsch\u00e4digt, um innerhalb von Sekunden auf das Fallen oder Steigen der Frequenz zu reagieren. Die Verg\u00fctung erfolgt in erster Linie f\u00fcr die Bereitschaft, den Dienst zu leisten, und nicht f\u00fcr die tats\u00e4chliche Menge an genutzter Energie.<\/p>\n Die Anforderungen f\u00fcr ein Batteriesystem, das an der PRL teilnimmt, sind wie folgt:<\/p>\n Angenommen, dass wir am D-1 (dem Tag vor der Lieferung) um 8:00 Uhr einen Vertrag zur Bereitstellung von PRL sichern. Mit perfekter Preisprognose wird der h\u00f6chste Preis f\u00fcr die PRL-Kapazit\u00e4t f\u00fcr das Zeitfenster TS 3 (d. h. 8:00 bis 12:00 Uhr) identifiziert, und dieser liegt bei 31,41 \u20ac\/MW\/h. Die Batterie verpflichtet sich, 1 MW ihrer Kapazit\u00e4t f\u00fcr diesen Dienst bereitzustellen. Der Erl\u00f6s aus dieser Kapazit\u00e4tsreservierung wird mit folgender Formel berechnet:<\/p>\n 1 MW * 31,41 \u20ac\/MW\/h * 4h = 126,04 \u20ac.<\/p>\n Wichtig ist, wie bereits zuvor besprochen, dass f\u00fcr die PRL die Batterie einen bestimmten State of Charge (SoC) aufrechterhalten muss, um ihre gesamte zugesagte Leistung f\u00fcr die festgelegte Dauer liefern zu k\u00f6nnen, wenn dies erforderlich ist. W\u00e4hrend die tats\u00e4chliche Bereitstellung der PRL geringf\u00fcgige SoC-\u00c4nderungen beinhalten k\u00f6nnte, nehmen wir der Einfachheit halber an, dass der Drift im SoC w\u00e4hrend der Bereitstellung der PRL vernachl\u00e4ssigbar ist. Dies bedeutet, dass der Energielevel der Batterie weitgehend unbeeintr\u00e4chtigt bleibt, sodass sie sp\u00e4ter im Tagesverlauf an anderen M\u00e4rkten teilnehmen kann.<\/p>\n SRL ist die n\u00e4chste Verteidigungslinie nach der PRL. Sie hat das Ziel, die Netzfrequenz auf ihren nominalen Wert zur\u00fcckzuf\u00fchren und die Prim\u00e4rreserven zu entlasten. Im Gegensatz zur PRL umfasst die SRL sowohl Kapazit\u00e4tszahlungen (f\u00fcr die Bereitstellung der Kapazit\u00e4t) als auch Energiezahlungen (f\u00fcr die tats\u00e4chlich aktivierte Energie zur Wiederherstellung der Frequenz).<\/p>\n Eine Batterie kann sowohl positive (Einspeisung in Netz, wenn die Frequenz niedrig ist) als auch negative (Bezug aus dem Netz, wenn die Frequenz hoch ist) SRL bereitstellen. <\/p>\n Die Anforderungen f\u00fcr ein Batteriesystem, das an der SRL teilnimmt, sind wie folgt:<\/p>\n Am D-1 um 9:00 Uhr erkennt unsere Batterie eine Gelegenheit im positiven SRL-Markt. Das lukrativste Zeitfenster f\u00fcr die Kapazit\u00e4t liegt von 20:00 bis 24:00 Uhr bei 40,95 \u20ac\/MW\/h. Die Batterie verpflichtet sich, 1 MW Kapazit\u00e4t bereitzustellen. Der Kapazit\u00e4tsumsatz f\u00fcr diesen Zeitraum wird wie folgt berechnet:1 MW * 40,95 \u20ac\/MW\/h * 4h = 163,80 \u20ac.<\/p>\n Zus\u00e4tzlich zur Kapazit\u00e4t verdient die Batterie auch Einnahmen aus der Aktivierung der Energie. Das bedeutet, dass die Batterie Strom abgibt, wenn das Netz Strom ben\u00f6tigt (aufgrund eines Frequenzabfalls). Zur Vereinfachung nehmen wir an, dass die Batterie eine Aktivierung von 25 % der Energie erf\u00e4hrt, die \u00fcber die vier Viertelstunden mit den h\u00f6chsten Energiepreisen verteilt wird. Mit anderen Worten, die vier h\u00f6chsten Preise werden vollst\u00e4ndig aktiviert (0,25 MWh wird in jeder dieser Viertelstunden entladen). Der durchschnittliche Preis f\u00fcr die vier h\u00f6chstpreisigen Viertelstunden betr\u00e4gt 207,04 \u20ac\/MWh. Der Energieumsatz wird dann wie folgt berechnet:<\/p>\n 0,25 MWh * 4qh * 207,04 \u20ac\/MWh = 207,04 \u20ac.<\/p>\n \u00c4hnlich wie bei der positiven SRL verpflichtet sich die Batterie f\u00fcr das Zeitfenster von 12:00 bis 16:00 Uhr, zum h\u00f6chsten Kapazit\u00e4tspreis von 71,63 \u20ac\/MW\/h, Energie bereitzustellen. Dies ergibt einen Kapazit\u00e4tsumsatz von 1 MW * 71,63 \u20ac\/MW\/h * 4h = 286,52 \u20ac.<\/p>\n F\u00fcr die SRL negativ l\u00e4dt die Batterie, wenn das Netz \u00fcbersch\u00fcssigen Strom hat (Frequenzsteigerung) und zahlt daf\u00fcr, den Strom aufzunehmen. In diesem Beispiel nehmen wir ebenfalls eine Aktivierung von 25 % der Energie an, die \u00fcber die vier Viertelstunden mit den niedrigsten Energiepreisen verteilt wird. Der Energieumsatz (Kosten) wird als negativer Wert der aufgenommenen Energie multipliziert mit dem durchschnittlichen Energiepreis f\u00fcr den Zeitraum berechnet. Der durchschnittliche Preis f\u00fcr die vier niedrigstpreisigen Viertelstunden betr\u00e4gt -18,98 \u20ac\/MWh, was zu einem Energieumsatz von \u2013 (0,25 MWh * 4qh * -18,98 \u20ac\/MWh) = 18,98 \u20ac f\u00fchrt (eine Kostensenkung oder Einnahmen durch die Aufnahme von \u00dcberschussstrom).<\/p>\n Diese Beispiele verdeutlichen, wie Batterien durch die Bereitstellung wesentlicher Netzstabilit\u00e4tsfunktionen Einnahmen aus Regelenergiem\u00e4rkten erzielen k\u00f6nnen. Die F\u00e4higkeit, sowohl an der PRL als auch an den SRL-M\u00e4rkten teilzunehmen, Einnahmen sowohl aus Kapazit\u00e4t als auch aus Energie zu generieren, bildet einen wesentlichen Bestandteil der \u201eValue Stacking\u201c-Strategie.<\/p>\n Nachdem die Vertr\u00e4ge f\u00fcr PRL und SRL gesichert wurden, gehen wir zu den Gro\u00dfhandelsm\u00e4rkten \u00fcber. Unsere Batterie betrachtet den Day-Ahead-Markt (D\u20131 um 12:00 Uhr), um die verbleibende Kapazit\u00e4t zu optimieren. Die Herausforderung besteht darin, die profitabelsten Kauf- und Verkaufsgelegenheiten zu finden, w\u00e4hrend die Verpflichtungen gegen\u00fcber den Regelenergiem\u00e4rkten und die physischen Grenzen der Batterie (z. B. State of Charge) ber\u00fccksichtigt werden.Um dies zu erreichen, sortieren wir die Preise von h\u00f6chstem zu niedrigstem Preis und eliminieren alle Stunden, die innerhalb der bestehenden Zeitfenster f\u00fcr PRL (8:00 \u2013 12:00 Uhr) und SRL in dieselbe Richtung wie das gew\u00fcnschte Day-Ahead-Gebot fallen. Das bedeutet, dass das Zeitfenster f\u00fcr SRL positiv (20:00 \u2013 24:00 Uhr) ausgeschlossen wird, wenn wir die teuerste Stunde zum Verkaufen identifizieren, und das Zeitfenster f\u00fcr SRL negativ (12:00 \u2013 16:00 Uhr) ausgeschlossen wird, wenn wir die g\u00fcnstigste Stunde zum Kaufen ermitteln. Dies liegt daran, dass wir im Gro\u00dfhandelsmarkt ohne SoC-Verwaltung kaufen k\u00f6nnen, wenn wir an der positiven SRL teilnehmen, jedoch nicht gleichzeitig entladen und an beiden M\u00e4rkten teilnehmen k\u00f6nnen und umgekehrt.Dar\u00fcber hinaus k\u00f6nnte es, selbst wenn eine g\u00fcnstige Kaufgelegenheit besteht, unpraktisch sein, diese zu nutzen, aufgrund bereits bestehender Positionen auf den Regelenergiem\u00e4rkten. In solchen F\u00e4llen w\u00e4hlen wir die n\u00e4chstbeste Option, die mit dem physischen Zustand der Batterie und den bestehenden Verpflichtungen im Einklang steht. Ebenso m\u00fcssen wir beim Verkauf sicherstellen, dass das Entladen unsere F\u00e4higkeit, die Verpflichtungen gegen\u00fcber den Regelenergiem\u00e4rkten zu erf\u00fcllen, nicht beeintr\u00e4chtigt oder die Batterie entleert wird, wenn sie f\u00fcr einen nachfolgenden Ladezyklus voll sein muss.Durch diesen Prozess erreichen wir den g\u00fcnstigsten Preis von 95,84 \u20ac\/MWh in der Stunde 02:00\u201303:00 f\u00fcr den Kauf von 1 MWh und den teuersten Preis von 114,9 \u20ac\/MWh f\u00fcr den sp\u00e4teren Verkauf in der Stunde 06:00\u201307:00. Dies ergibt einen Gewinn von 19,06 \u20ac aus diesem spezifischen Day-Ahead-Handel.<\/p>\n 16:00-17:00: 74 \u20ac\/MWh<\/span><\/span><\/span><\/li>\n Als N\u00e4chstes betrachten wir den aktuellen SOC-Zeitplan um D\u20131, 12:00 Uhr, bevor wir Positionen im Day-Ahead-Markt einnehmen: <\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n Da die Batterie um 16:00 Uhr vollst\u00e4ndig geladen ist, ist ein Kauf zu diesem Zeitpunkt nicht m\u00f6glich. Die n\u00e4chstbeste Option ist 02:00\u201303:00, wo der Preis bei 95,84 \u20ac\/MWh liegt.F\u00fcr den Verkauf zu Spitzenpreisen ergibt sich 19:00 Uhr als der teuerste Zeitraum mit einem Preis von 140,99 \u20ac\/MWh. Allerdings stellt der SOC-Zeitplan eine Herausforderung dar:<\/span><\/span><\/span><\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n Das stellt ein Problem dar, da wir keine Kapazit\u00e4t mehr zum Laden von 12:00 bis 16:00 Uhr haben, was dem SRL-negativ-Zeitfenster entspricht. Folglich haben wir zwei Optionen: Erstens, vor Beginn des PRL-Zeitfensters im Day-Ahead zu kaufen und zu verkaufen, oder zweitens, zuerst zu verkaufen und sp\u00e4ter zu kaufen, nach der SRL-negativ-Phase, aber vor dem SRL-positiv-Zeitfenster. Der Verkauf um 19:00 Uhr ist jedoch nicht praktikabel, da dies nicht gen\u00fcgend Kapazit\u00e4t f\u00fcr den sp\u00e4teren Kauf l\u00e4sst, aufgrund der SOC-Einschr\u00e4nkungen.<\/span><\/span><\/span>Die optimale Strategie lautet daher:<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Die Intraday-Auktion (die am D\u20131 um 15:00 Uhr stattfindet) ist durch h\u00f6here Volatilit\u00e4t und k\u00fcrzere Handelsperioden (Viertelstunden) gekennzeichnet und erm\u00f6glicht eine weitere Verfeinerung des Fahrplans der Batterie. Zu diesem Zeitpunkt ist das Ziel, Arbitragem\u00f6glichkeiten zu identifizieren und zu nutzen, die den Gesamtgewinn und Verlust (PNL) der Batterie verbessern k\u00f6nnen. Dabei geht es darum, signifikante Preisdifferenzen im Intraday-Markt selbst oder zwischen dem Intraday-Markt und bereits eingegangenen Positionen im Day-Ahead-Markt oder auf den Regelenergiem\u00e4rkten zu finden.Wir sortieren die IDA-Preise von hoch nach niedrig und suchen dann die vier g\u00fcnstigsten und vier teuersten Viertelstunden, die aufgrund der SOC-Beschr\u00e4nkungen m\u00f6glich sind. Der Durchschnitt der vier teuersten Stunden liegt mit 142,94 \u20ac\/MWh h\u00f6her als im Day-Ahead-Markt, w\u00e4hrend der Durchschnitt der vier g\u00fcnstigsten Preise mit 8,90 \u20ac\/MWh deutlich niedriger liegt. Daher ergibt es Sinn, bestehende Verkaufspositionen zur\u00fcckzukaufen und bestehende Kaufpositionen aus dem Day-Ahead-Markt auf dem Intraday-Auktionsmarkt zur\u00fcckzuverkaufen.Sobald die Day-Ahead-Positionen neutralisiert sind, wird die Entscheidung, welche neuen Positionen in der Intraday-Auktion gekauft und verkauft werden sollen, komplex, da die Batterie st\u00e4ndig ihren State-of-Charge und ihre Verpflichtungen auf den Regelenergiem\u00e4rkten ber\u00fccksichtigen muss. Ein Handel, der auf dem Papier profitabel erscheint, k\u00f6nnte unpraktikabel sein, wenn er die F\u00e4higkeit der Batterie beeintr\u00e4chtigt, PRL oder SRL bereitzustellen.Schlie\u00dflich finalisieren wir einen Plan, bei dem wir drei teure Viertelstunden am Morgen vor der PRL um 8:00 Uhr verkaufen und drei g\u00fcnstige Viertelstunden nach Ende der SRL-negativ-Phase um 16:00 Uhr kaufen. Um einen vollst\u00e4ndigen Gro\u00dfhandelszyklus abzuschlie\u00dfen, finden wir eine weitere Kombination aus teuren und g\u00fcnstigen Viertelstunden und sichern uns letztlich eine Spanne von 119,38 \u20ac.<\/p>\n <\/p>\n 16:00-16:15 zu -17.35 \u20ac\/MWh<\/span><\/span><\/span><\/li>\n Nach 0q1: SOC = 0,75 MWh<\/span><\/span><\/span><\/li>\n <\/span><\/span><\/p>\n Nach D-1 15:00 Uhr wird der IDC f\u00fcr den Liefertag D handelbar und bietet die h\u00f6chste Flexibilit\u00e4t. Der IDC-Markt arbeitet kontinuierlich, wobei Gesch\u00e4fte bis f\u00fcnf Minuten vor Lieferung abgeschlossen werden k\u00f6nnen. Er ist hochliquide und volatil und bietet den Batterien st\u00e4ndige M\u00f6glichkeiten, auf Echtzeit-Preissignale und Netzbedingungen zu reagieren.In unserem Beispiel wiederholen wir den Prozess wie im IDA und ermitteln die g\u00fcnstigsten und teuersten Viertelstunden unter Verwendung der ID1-Preise als Proxy f\u00fcr die IDC-Preise. Wieder sind SOC und die Verpflichtungen in den Sekund\u00e4r- und Prim\u00e4rreserven entscheidend. F\u00fcr die Vereinfachung behandeln wir den Intraday-Markt hier nur mit einem Preisindex, dem ID1. In der Realit\u00e4t entwickelt sich der Intraday-Markt in Echtzeit, wodurch sich deutlich mehr Handelsm\u00f6glichkeiten ergeben, da sich die Preisstruktur kontinuierlich ver\u00e4ndert.Im IDC ist es normal, dass einige der g\u00fcnstigsten und teuersten Viertelstunden mit denen aus der Intraday Auktion \u00fcberlappen. Diese \u00fcberlappenden Viertelstunden werden ausgeschlossen (da wir die gleiche Viertelstunde nicht zweimal kaufen\/verkaufen k\u00f6nnen), und wir suchen nach anderen Arbitragem\u00f6glichkeiten.Der Gesamterl\u00f6s aus dem IDC-Markt am Beispieltag betr\u00e4gt 12,13 \u20ac, die zu den Gewinnen aus unseren vorherigen Trades aus der Regelenergie und dem IDA-Markt hinzugerechnet werden.<\/p>\n 16:00-16:15 zu 11,13 \u20ac\/MWh<\/span><\/span><\/span><\/li>\n Vier teuerste Viertelstunden:<\/span><\/span><\/span><\/p>\n <\/span><\/span><\/p>\n Fassen wir die Einnahmen in unserem vereinfachten Beispiel zusammen:<\/p>\n Gesamtergebnis (PNL) des Tages: 952,95 \u20ac<\/strong><\/p>\n Diese Gesamterl\u00f6se von 952,95 \u20ac an nur einem Tag verdeutlichen den erheblichen finanziellen Vorteil einer umfassenden Multi-Market Handelsstrategie.W\u00fcrde dieselbe Batteriekonfiguration ausschlie\u00dflich auf den Spotm\u00e4rkten optimiert, l\u00e4ge der Erl\u00f6s lediglich bei 502,48 \u20ac. Das entspricht einem Anstieg der Einnahmen um fast 90 %, erm\u00f6glicht durch Value Stacking \u00fcber mehrere Marktsegmente hinweg.Trotz der Annahmen und Vereinfachungen in diesem Beispiel bleibt festzuhalten: Wenn es gelingt, die Opportunit\u00e4tskosten der Teilnahme an den M\u00e4rkten f\u00fcr Systemdienstleistungen mit einer Genauigkeit von nur 30-35 % zu berechnen, ergibt sich ein zus\u00e4tzliches Umsatzpotenzial von rund 30 %. Genau dieser Unterschied macht deutlich, warum eine sophistizierte Marktoptimierung, die alle verf\u00fcgbaren Erl\u00f6squellen einbezieht, entscheidend ist, um die Rendite von Batteriespeichern zu maximieren.<\/p>\n Wenn Sie diesem gesamten Beispiel gefolgt sind, k\u00f6nnen Sie sich vorstellen, dass kein Mensch all diese Optimierungen und Berechnungen in Echtzeit durchf\u00fchren kann. Genau deshalb kommen KI-gest\u00fctzte Optimierer und Ausf\u00fchrungsplattformen zum Einsatz.Der Aufbau und die kontinuierliche Verbesserung solcher Systeme ist die Kernaufgabe von BESS-Tradern mit dem Ziel, f\u00fcr ihre Kunden die h\u00f6chstm\u00f6glichen Erl\u00f6se<\/a> zu erzielen.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Wir zeigen anhand eines Beispiels wie eine Multi-Market-Optimierung eines Batteriespeichers funktioniert \u2013 mit einem Fokus auf alle Spotm\u00e4rkte sowie die Regelenergiem\u00e4rkte.<\/p>\n","protected":false},"author":19,"featured_media":13211,"comment_status":"closed","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":"","tve_updated_post":"Wir optimieren & handeln Ihren Batteriespeicher<\/h2>\n
Zus\u00e4tzliche Erl\u00f6squellen erschlie\u00dfen: Die Regelenergiem\u00e4rkte im Detail<\/h2>\n
Annahmen<\/strong><\/h2>\n
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Handelsstrategie<\/h2>\n
Prim\u00e4rreserve (PRL) – @ D-1, 8:00 Uhr<\/h3>\n
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![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/Frequency-Containment-Reserve-Battery-trading-Strategy.png\" "\\"Frequency-Containment-Reserve-Battery-trading-Strategy\\"")
<\/span><\/p>\nSekund\u00e4rreserve (SRL) – @ D-1, 9:00 Uhr<\/h3>\n
\n
SRL Positiv<\/h4>\n
![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/Automatic-Frequency-Restoration-Reserve-trading-strategy.png\" "\\"Automatic-Frequency-Restoration-Reserve-trading-strategy\\"")
<\/span>![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/automatic-frequency-restoration-reserve-battery-trading.png\" "\\"automatic-frequency-restoration-reserve-battery-trading\\"")
<\/span><\/p>\nSRL Negativ<\/h4>\n
![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/automatic-frequency-restoration-reserve-negative.png\" "\\"automatic-frequency-restoration-reserve-negative\\"")
<\/span>![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/automatic-frequency-restoration-reserve-sell.png\" "\\"automatic-frequency-restoration-reserve-sell\\"")
<\/span><\/p>\nDay-Ahead Auktion – @ D\u20131, 12:00 Uhr<\/h3>\n
![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/day-ahead-battery-trading.png\" "\\"day-ahead-battery-trading\\"")
<\/span><\/p>\nF\u00fcr die besonders Neugierigen: So sind wir zu den Day-Ahead-Handelsentscheidungen gekommen<\/strong><\/span><\/strong><\/h3>\n
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Intraday-Auktion<\/h3>\n
![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/intraday-market-battery-trading.png\" "\\"intraday-market-battery-trading\\"")
<\/span><\/p>\nF\u00fcr die besonders Neugierigen: So sind wir zu den IDA-Handelsentscheidungen gekommen<\/strong><\/span><\/strong><\/h3>\n
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Continuous Intraday Markt (IDC)<\/h3>\n
![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/continuous-intraday-market-battery-trading.png\" "\\"continuous-intraday-market-battery-trading\\"")
<\/span><\/p>\nF\u00fcr die besonders Neugierigen: So sind wir zu den IDC-Handelsentscheidungen gekommen<\/strong><\/span><\/strong><\/h3>\n
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Fazit: The Power of Value Stacking<\/h2>\n
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![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/value_stacking_all_trades.png\" "\\"value")
<\/span><\/p>\n![\"Illustration](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/09\/value_stacking_battery_setpoints_schedule.png\" "\\"value")
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