Use Case · Batteriespeicher im Netzmaßstab · Deutschland · 2024
Zwei Stunden oder vier?
Eine deutsche 20-MW-Batterie, gebacktestet über alle 366 Tage des Jahres 2024 auf Basis realer EPEX-Day-Ahead- und Intraday-Preise, mit Zellverschleiß in jedem Trade eingepreist. Die doppelte Energiemenge brachte 30 % mehr Erlös – nicht 100 %.
| Gleicher 20-MW-Anschluss | 2h | 4h |
|---|---|---|
| Gesamterlös, netto Verschleiß | 3.086.271 € | 4.012.697 € |
| Pro MW, netto Verschleiß | 154,3 k€/MW/Jahr | 200,6 k€/MW/Jahr |
| Pro MW, vor Verschleiß | 183,0 k€/MW/Jahr | 235,0 k€/MW/Jahr |
| Pro installierter kWh | 77,2 €/kWh/Jahr | 50,2 €/kWh/Jahr |
| Äquivalente Vollzyklen | 955,63 | 573,25 |
Die Duration wirkt konkav
100 % mehr Energie brachten 30 % mehr Erlös. Der Durchsatz stieg nur um 20 %: Die längere Anlage zykelt nicht mehr, sie zykelt besser und greift breitere Spreads ab. Die zusätzlichen 40 MWh erzielten 23.161 € pro MWh und Jahr gegenüber 77,2 €/kWh für die ersten 40 – die marginale kWh war rund 30 % der durchschnittlichen wert, und genau diese Zahl muss ein Investitionsfall erreichen.
Der Intraday-Handel brachte rund 40 % zusätzlich
Zusätzlich zum Day-Ahead-Fahrplan, unter reinen Vorwärtsbedingungen statt mit Rückblick: 189 Re-Optimierungen pro Handelstag, jede nur gehandelt, wenn sie den Erlös um mindestens 1,00 € verbesserte und den Fahrplan tatsächlich änderte. Zwei Drittel der 69.174 Kandidaten wurden berechnet und verworfen. Das ist keine Perfect-Foresight-Zahl.
Die Zyklenzahl entscheidet, ob der 2h-Case bankfähig ist
Nichts begrenzte die 2h-Anlage außer dem Verschleißpreis, und sie erreichte 955,63 äquivalente Vollzyklen – mehr als die 730 pro Jahr, die die meisten Garantien und veröffentlichten Benchmarks annehmen. Diese Grenze einzuhalten kostet rund 9 %. Die 4h-Anlage braucht diesen Vorbehalt nicht, bei 573,25.
Der Day-Ahead-Erlös hält ein breites Plateau von Juni bis September. Beim Intraday-Mehrerlös ist das nicht der Fall — April, Mai, September und Dezember tragen 77 % des gesamten Jahresergebnisses im Intraday.
Cross-Check gegen einen veröffentlichten Benchmark
Auf vergleichbarer Basis — vor Verschleiß, da der Benchmark keine Degradation einpreist — liegt unsere 2h-Anlage 17 % bis 32 % über dem veröffentlichten deutschen Batterie-Index von KYOS (138,7 k€/MW/Jahr-Äquivalent). Unterschiedliche Jahre, daher als Größenordnungs-Check zu lesen, nicht als Validierung.
Die Spanne ist die Antwort, nicht eine Absicherung. Unser Lauf war nicht zyklenbegrenzt und erreichte 955,63 äquivalente Vollzyklen, während die Benchmark-Batterie bei 730 gedeckelt ist. Wir haben das Jahr nicht unter diesem Limit neu gerechnet, sondern es stattdessen eingegrenzt statt geraten. Ganze Tage aufzugeben, bis das Budget erreicht ist, ergibt 162,2 k€/MW/Jahr (+17 %) — eine Untergrenze, weil ein wirklich zyklenbegrenzter Optimierer die günstigsten Zyklen innerhalb jedes Tages aufgeben würde statt ganze Tage zu verwerfen. Das ungedeckelte Ergebnis, 183,0 k€/MW/Jahr (+32 %), ist die Obergrenze, da eine zusätzliche Restriktion den Erlös nicht erhöhen kann. Die Tage werden hier unabhängig optimiert, daher gelten beide Grenzen exakt und die wahre gedeckelte Zahl liegt dazwischen.
Zahlen aus dem KYOS Energy Storage Report Nr. 10, November 2025. KYOS hat diese Analyse nicht geprüft, bestätigt oder validiert; der Vergleich und jede Normalisierung darin stammen von uns. Das Indexfenster von KYOS umfasst November 2024 – Oktober 2025, einen Zeitraum, den sie als schwächer als die entsprechenden Monate 2024 beschreiben. Ihre Referenzbatterie unterstellt 90 % Round-Trip-Wirkungsgrad gegenüber unseren 95 %, was uns begünstigt; ihr Index handelt Intraday mit perfekter Preis-Voraussicht, was sie begünstigt. Gegen ihre vorausschauende 2026-Einschätzung (151,6 k€/MW) beträgt dieselbe Spanne +7 % bis +21 %. Ihre veröffentlichte Intraday-Zahl ist nach unserer Lesart ihrer Methodik ein Zwei-Markt-Ergebnis — wir haben sie um Bestätigung gebeten; bei der alternativen Lesart ist der passende Vergleich Day-Ahead-only, wo wir 110,4 k€/MW gegenüber ihren 106,4 erreichen, +3,8 %.
Annahmen und Umfang
- Nur Wholesale-Bruttomarge — vor Netzentgelten, Steuern, Abgaben, Handelskosten, Capex und Opex. Keine Projektrendite.
- Degradation mit 15 €/MWh entladen eingepreist, innerhalb der Zielfunktion des Optimierers. Die Werte „vor Verschleiß“ rechnen dies zur Vergleichbarkeit mit Benchmarks ohne Degradationsannahme wieder heraus.
- Nur Energie-Arbitrage — Day-Ahead plus Intraday Continuous. Keine FCR-, aFRR- oder Ausgleichsenergie-Erlöse.
- Ein Markt, ein Jahr, ein Preispfad. Reale deutsche Preise 2024 — ein vergleichsweise starkes Jahr. Ein Backtest, keine Prognose. Ohne die vier größten Tage fällt das 2h-Jahr auf 124,2 k€/MW/Jahr.
- Deterministische gemischt-ganzzahlige Optimierung (SCIP) auf einer versionierten, artefaktverfolgten Pipeline. Kein LLM erzeugt hier eine Zahl.
Lassen Sie Ihre Anlage durch dieselbe Pipeline laufen
Ihre Leistung und Energie, Ihre Netzrestriktionen, Ihr Verschleißpreis, die Referenzjahre, die Sie interessieren — und der generierte Report mit dem Artefakt-Trail hinter jeder Zahl. Schicken Sie uns das Datenblatt und die Frage, die Sie beantwortet haben möchten.