Negative Preise als Signal für fehlende Flexibilität
Negative Strompreise sind kein Argument gegen Batteriespeicher — sie sind das deutlichste Preissignal dafür, dass dem Stromsystem Flexibilität fehlt. Für Gewerbe, Industrie, Ladeparks und Stadtwerke bedeutet das, dass ein Speicher mehr ist als reine Stromrechnungs-Optimierung. Er bringt Flexibilität in ein Marktumfeld, das zunehmend volatil wird.
Ob diese Flexibilität für den eigenen Betrieb wirtschaftlich wird, hängt davon ab, ob Tarif, Vermarktung, Netzanschluss und Lastprofil zusammenpassen — nicht allein vom aktuellen Börsenpreis.
Was 2025 am Strommarkt passiert ist
Das Jahr hat beide Extreme gezeigt. Die Bundesnetzagentur zählt 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, ein Jahr zuvor waren es 457. In 40 Stunden lag der Preis dagegen über 300 EUR/MWh. Der tiefste Wert: −250,32 EUR/MWh. Der höchste: 583,40 EUR/MWh. Ein Spread, der noch vor wenigen Jahren als unrealistisch galt.
Seit Oktober 2025 läuft der europäische Day-Ahead-Markt zudem in 15-Minuten-Produkten statt in Stunden. Die Preisfenster werden feiner — und genau in diesen feineren Fenstern wird Flexibilität bezahlt.
Damit verschiebt sich die Rechnung für Batteriespeicher. Steuerbare Leistung — also genau das, was ein BESS am Standort liefert — wird in einem volatilen Markt deutlich wertvoller als in einem stabilen Preisumfeld. Wer Lastflüsse, PV-Erzeugung und Ladevorgänge in günstige Fenster verschieben kann, holt aus jedem Tag mehr heraus.
Was ein Speicher daraus macht
Ein BESS am Standort kann mehrere Hebel gleichzeitig bedienen — Lastspitzen am Netzanschluss kappen, PV-Eigenverbrauch in die Abendstunden schieben, einen knappen Netzanschluss für die Ladeinfrastruktur puffern, und bei passendem Tarif oder Direktvermarkter günstige Preisfenster aktiv nutzen. In größeren Projekten kommt Regelenergie über einen Aggregator dazu.
Diese Mehrfach-Nutzung ist in der Praxis das eigentliche Argument, nicht eine isolierte Amortisationszahl. Sie macht den Standort handlungsfähig — unabhängig davon, in welche Richtung Strompreise und Netzentgelte als nächstes laufen.
Warum „mit negativen Preisen Geld verdienen” zu kurz greift
Arbitrage klingt nach freiem Geld, scheitert in der Praxis aber meistens an mehreren konkreten Punkten: Der Kunde sieht gar keine Börsenpreise, sondern einen festen Arbeitspreis. Es gibt keinen dynamischen Tarif und keinen Direktvermarkter. Der Speicher darf messkonzept- oder netzseitig nicht so gefahren werden. Nach Peak Shaving und PV-Eigenverbrauch bleibt keine Kapazität mehr übrig. Oder Wirkungsgrad, Zyklenkosten und Vermarktungsgebühren übersteigen den möglichen Erlös.
Erst wenn diese Punkte sauber liegen, lohnt sich ein konkreter Marktpreis-Case. Vorher bleibt es ein Szenario — und Szenarien sind ein gutes Planungswerkzeug, aber kein Versprechen.
Wie wir an einem Standort herangehen
Wir starten bewusst schlank. Erste Frage: Spielen volatile Preise an diesem Standort überhaupt eine Rolle? Gibt es Lastspitzen, PV-Überschüsse, Ladeinfrastruktur oder einen Stromvertrag mit flexiblen Preisfenstern?
Wenn ja, gehen wir an Lastgang, Netzanschluss und Vertragsmodell. Manchmal reicht zunächst eine grobe Standortbeschreibung; in anderen Fällen brauchen wir 15-Minuten-Daten, PV-Erzeugung oder Ladepark-Profile.
Was wir nicht tun: einen Marktpreis-Case einer fundierten Auslegung vorziehen. Arbitrage ist die Kür. Peak Shaving, Eigenverbrauch und Ladepark-Pufferung sind die Pflicht — und in den meisten Projekten der größere Teil des Business Cases.
Quellen und Einordnung
- Bundesnetzagentur: Strommarktdaten 2025
- SMARD: Der Strommarkt im Jahr 2025 und 15-Minuten-Großhandelspreise verfügbar
- EPEX SPOT: 15-minute products live on EPEX SPOT Day-Ahead markets
- Bundesnetzagentur/Bundeskartellamt: Untersuchung zu Preisspitzen in Dunkelflaute-Phasen