Überblick über den baltischen Strommarkt: Erlöspotenzial & BESS BC
Großhandel Day-Ahead · Intraday · Regelleistung (BBCM) · alle Wirtschaftlichkeitswerte in €/MWh · Estland / Lettland / Litauen · Feb 2025 → heute
Aktualisiert 08.10.2026
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Preisentwicklung – diese Woche vs. Vorwoche (Lettland Day-Ahead + Intraday-Spanne)
Balken: Day-Ahead-Durchschnitt & Spread innerhalb des Tages. Punkte: durchschnittliches Intraday-Hoch (Spitze ▲), Mittel (◆) und Tief der Woche – die Differenz zwischen Hoch und Tief ist der Intraday-Spread, den ein Batteriespeicher monetarisiert, und das Mittel zeigt, wo die Woche zwischen beiden tatsächlich gehandelt wurde.
Anstehende Ausfälle von Interkonnektoren → Preis
Ausgangslage dieser Woche – Erneuerbaren-Erzeugung, Importkapazität & erwarteter Preis
Nächste 14 Tage: Index der Erneuerbaren-Erzeugung (Wetter) und verfügbare grenzüberschreitende Importkapazität (UMM). Wenn beide sinken – windstilles/bewölktes Wetter und ein Interkonnektor außer Betrieb –, tendieren die baltischen Preise zum Anstieg und die Spreads weiten sich aus; sind beide hoch, geben die Preise nach.
Realisiertes Wetter (Open-Meteo) und verfügbare Importkapazität im Vergleich zum tatsächlichen Day-Ahead-Preis, dazu die Punkte für das Intraday-Hoch (Spitze ▲) und Tief des Tages, tageweise ausgerichtet. Achten Sie darauf, wie sich der Intraday-Spread (Hoch − Tief) genau dann ausweitet, wenn die Erneuerbaren-Erzeugung hoch ist und die Importkapazität sinkt (ein Interkonnektor außer Betrieb) – hohe Erzeugung drückt das Day-Ahead-Preisniveau nach unten, während Knappheit die Spitze in die Höhe treibt. Dieses Zusammentreffen ist das beste Zeitfenster für den Batteriespeicher.
Methodik & Annahmen – wie diese Signale gebildet werden
Drei unabhängige Richtungssignale werden nebeneinander dargestellt, jedes mit eigener Konfidenz – bewusst nicht zu einer einzigen Prognose zusammengeführt. Eine zusammengefasste Einschätzung für „diese Woche“ erscheint nur, wenn die aktiven Signale übereinstimmen; widersprechen sie sich, lautet sie „gemischt“.
Wetter → Erzeugung. Open-Meteo-7-Tage-Prognose (Bewölkung, Wind in 100 m Höhe, kurzwellige Strahlung) für Riga/Tallinn/Vilnius. Winderzeugung: <6 m/s niedrig · 6–10 mittel · >10 hoch. Solar aus kurzwelliger Strahlung (primär — Bewölkung bereits berücksichtigt): >400 W/m² & Bewölkung<40% hoch · 200–400 oder 40–70% mittel · sonst niedrig. Tag vs. Nacht nach Tageslichtstunden (Solar ≈ 0 nachts).
Ausfälle. Nord Pool UMM. Wir markieren nur wesentliche Importeinschränkungen in eine baltische Zone (≥30% der Kapazität eines Interkonnektors, mit Flussrichtung nach EE/LV/LT) in den nächsten 14 Tagen — ein Ausfall auf einer Exportleitung kann die lokalen Preise senken, daher ist die Flussrichtung entscheidend.
Trend. Letzte 7 Tage vs. die vorherigen 7 — Day-Ahead-Durchschnitt und Intraday-Spread innerhalb des Tages.
Keine erfundenen Koeffizienten. Es gibt keinen veröffentlichten baltischen €-Wert für den Zusammenhang Wind→Preis, daher sind die Signale richtungsweisend, keine Punktprognosen. Das Baltikum hat sich im Feb 2025 vom BRELL-Verbund desynchronisiert, daher werden aktuelle Daten stärker gewichtet. Indikativ — keine Anlageberatung.
1Wie Strom im Baltikum bepreist wird — die Ebenen, in die ein Batteriespeicher verkauft
Ein Batteriespeicher kann gleichzeitig auf mehreren Märkten Erlöse erzielen („Revenue Stacking“). Dies sind die Preisarten, in der Reihenfolge, in der Energie gehandelt wird.
DAY-AHEAD Elspot-Auktion — wird mittags für jede Stunde (seit Okt. 2025 in 15-Minuten-Blöcken) des Folgetages geräumt. Der grundlegende Spread aus günstigem Einkauf und teurem Verkauf. Planbar, aber Stunden im Voraus festgelegt.
INTRADAY-AUKTIONEN IDA1 / IDA2 / IDA3 — drei europaweite Auktionen (seit Jun 2024, 15-min), die Positionen neu clearen, sobald sich Wind- & Solarprognosen nach dem Day-Ahead präzisieren.
KONTINUIERLICHER INTRADAY-HANDEL ID1- / ID3-Indizes — Orderbuchhandel bis wenige Minuten vor Lieferung. ID1 = Preis der letzten Stunde, ID3 = Preis der letzten 3 Stunden. Hier fängt ein Batteriespeicher die Last-Minute-Preisspitze ab — das wertvollste und volatilste Zeitfenster.
REGELENERGIEMARKT Regelleistung (€/MW·h) wird für die Bereitstellung vergütet + Regelenergie (€/MWh) beim Abruf. Betrieben von den ÜNB über den BBCM. Zum Start hoch, inzwischen rückläufig.
2Day-Ahead-Großhandel (ENTSO-E)
Der Referenzpreis, an dem sich jede gehandelte MWh misst. Primärquelle: ENTSO-E Transparency Platform (Day-Ahead, Dokument A44) — unabhängig mit energy-charts.info abgeglichen, Übereinstimmung beim Periodendurchschnitt innerhalb von €0.1/MWh. 15-min-Auflösung ab Okt 2025.
Ø · LV
–
Maximum
–
Minimum
–
Tage mit negativen Preisen
–
Monatlicher Baseload-Durchschnitt (gleichgewichtete Tagesmittel) mit Min–Max-Band. Standardansicht ist 2026 (~€96/MWh YTD); 2025 allein lag im Mittel bei ~€86, der gesamte Zeitraum Feb-2025→2026 bei ~€90 — wechseln Sie den Zeitraum zum Vergleich. Stellen Sie die Granularität auf Täglich für die tagesgenaue Reihe oder auf 15 Minuten, um die rohen untertägigen Preisschwankungen in nativer Auflösung zu sehen (die Zeitraumauswahl wird dann zu einem 24h- / 3-Tage- / 7-Tage- / 31-Tage-Fenster; 15-Minuten-Daten decken die letzten 31 Tage ab). Feb 2026 stieg sprunghaft auf ~€155. Negative Preise in Intervallen mit viel Wind / geringer Nachfrage sind für einen ladenden Batteriespeicher reiner Zusatzertrag. Für einen Verbraucher ist das nicht der vollständige Preis. €90/MWh ist der Marktdurchschnitt im Großhandel. Die tatsächlichen Bezugskosten eines produzierenden Unternehmens umfassen zusätzlich das Netz-/Übertragungsentgelt (~€10–20/MWh) + Verbrauchsteuer + Lieferantenmarge → insgesamt rund ~€100–105/MWh all-in (Umsatzsteuer als Vorsteuer abziehbar, daher nicht enthalten). Genau diesen höheren All-in-Wert vermeidet ein Batteriespeicher hinter dem Zähler, wenn er die Last vor Ort deckt, statt Strom aus dem Netz zu beziehen — siehe §10.
3Untertägige Volatilität — hier liegt das Geld
Die untertägige Preisschwankung ist das, was ein Batteriespeicher monetarisiert. Primäre Kennzahl — ENTSO-E Day-Ahead, gesamte Historie: der tägliche Spread zwischen Höchst- und Tiefstpreis (max − min). Lange, robuste Datenreihe und Grundlage des Arbitrage-Business-Case. Der kontinuierliche Intraday-Markt (XBID) unten ergänzt eine aktuelle Momentaufnahme der Liquidität — die einzige Reihe, die ENTSO-E nicht veröffentlicht.
Intraday-Spread = Differenz zwischen Tageshöchst- und Tagestiefstwert des Day-Ahead-Preises, aus ENTSO-E über den gesamten Zeitraum. Dies ist das dauerhafte Arbitragesignal — typischerweise €100–200+/MWh an volatilen Tagen und das ganze Jahr über beständig. Ein Batteriespeicher erfasst realistischerweise ~40–60 % davon (Prognosefehler, Round-Trip-Wirkungsgrad, Beschränkung auf einen Zyklus) — genau das, was §10 modelliert. Standardmäßig tageweise dargestellt; stellen Sie die Granularität auf Monatlich um, um den Verlauf zu glätten, oder nutzen Sie §2 → Granularität → 15 Minuten für den ungeglätteten Verlauf innerhalb des Tages.
Der separate kontinuierliche Markt, der nach der Day-Ahead-Auktion in Echtzeit handelt. Hier ist die Volatilität am höchsten — jüngste LV-Viertelstunden schwanken von negativ bis €300+/MWh. Wechseln Sie unter Ansicht zwischen der aktuellen 15-Minuten-Detailansicht (die Linie zeigt den durchschnittlichen gehandelten Preis jeder Viertelstunde; das schattierte Band zeigt den niedrigsten und höchsten Handel, also die Schwankung, die ein Batteriespeicher nutzen kann) und der täglichen Historie — wir archivieren diesen Datenstrom täglich, sodass die Historie mit der Zeit wächst. Mit der Steuerung Zeitraum legen Sie das Zeitfenster fest.
ℹ️ Was das bedeutetKur cenas patiesībā atrodas un cik daudz no kopvērtības nes katra daļa. Biznesa gadījums izmanto izvēlētā loga VIDĒJO — tas ieskaita pīķus tik bieži, cik tie notika.
Handelsvolumen (MWh/Tag) — Marktliquidität
Tatsächlich im kontinuierlichen Intraday-Handel umgesetzte Energie — ein Maß für die Markttiefe.
Typisch: LV ~8 GWh/Tag, EE ~7, LT ~24 (Litauen ist der liquideste baltische Intraday-Markt). Das Volumen folgt der Volatilität: z. B. erreichte LV am 20 May einen Höchstwert von ~22.4 GWh gegenüber einem Durchschnitt von ~8 GWh. Ein 10-MW-Batteriespeicher mit einem Zyklus entspricht ~20 MWh – ein winziger Bruchteil der täglichen Liquidität, sodass ausreichend Spielraum besteht, Geschäfte ohne Preiseinfluss auszuführen. In diesem Zeitraum erreicht der kontinuierliche Viertelstunden-Spread in LV einen Höchstwert von €185/MWh – ein Spitzenwert, kein dauerhaft realisierbarer Wert.
4Europäischer Vergleich – wo das Baltikum steht
Monatlicher Day-Ahead-Baseload-Preis in benachbarten & Referenz-Gebotszonen, Lettland hervorgehoben. Quelle: energy-charts.info.
Das Baltikum liegt im Mittelfeld – günstiger als Polen, teurer als Finnland/Frankreich/Schweden. Die Volatilität (nicht das absolute Preisniveau) bestimmt den Wert von Speichern, und der baltische Mix aus Windkraft, begrenzten Interkonnektoren und einem jungen Regelenergiemarkt hält die Volatilität hoch.
Regelleistung = Vergütung in €/MW·h für die Bereitstellung. Wird ~einheitlich im gesamten Baltikum geräumt (Spalte Lettland = gemeinsamer Clearingpreis). Quelle: Baltic Transparency Dashboard API.
Achten Sie auf den Trend, nicht auf den Durchschnitt. Die Knappheit in der Anlaufphase (Feb.–Aug. 2025) trieb FCR/aFRR auf Extremwerte (aFRR↓ erreichte im Mai 2025 einen Spitzenwert von ~€357/MW·h); die Zuschlagspreise sind seitdem stark gefallen. FCR vergütet pro MW am höchsten, doch der gesamte baltische FCR-Markt umfasst nur ~20 MW – er ist bereits nach wenigen Batteriespeichern gesättigt.
Regelenergie – Ihre Vergütung bei tatsächlichem Abruf (€/MWh)
Die Regelleistung (oben) vergütet Sie dafür, in Bereitschaft zu stehen; die Regelenergie wird pro MWh vergütet, wenn der ÜNB Sie tatsächlich zur Einspeisung (↑) oder Aufnahme (↓) abruft. Zwei getrennte Zahlungen. Quelle: Baltic Transparency Dashboard (Lettland, Ausreißer an der Knappheitsobergrenze herausgefiltert).
ℹ️ Was das bedeutetBalansēšanas cenas ir gājušas cauri atšķirīgiem režīmiem (sākuma deficīts, 2026. gada kritums, nesenā atgūšanās). Garš logs sajauc šos režīmus vienā vidējā, kas neatbilst nevienam reālam periodam — lēmumam lasi pēdējos 3 mēnešus, kontekstam garākos logus.
Diese Erlöse kommen zusätzlich zur Leistungsvergütung hinzu – Sie erzielen sie jedoch nur bei tatsächlichem Abruf und müssen dafür den Batteriespeicher zyklisieren. So lesen Sie ↑ und ↓ (Rechenbeispiel):Positiv (↑) = das Netz hat zu wenig Energie und ruft Sie auf, Energie einzuspeisen — Sie entladen und erhalten den (hohen) positiven Abrufpreis. Sie geben Energie, Sie erhalten Geld. Negativ (↓) = das Netz hat einen Überschuss und ruft Sie auf, Energie aufzunehmen — Sie laden. Ein positiver negativer Abrufpreis bedeutet, dass Sie für die Aufnahme bezahlt werden — Sie erhalten also Geld und Energie zum Speichern (doppelt gut); nur ein negativer Preis beim negativen Abruf hieße, dass Sie für die Aufnahme zahlen. Beide Richtungen können also verdienen — ↑ bezahlt Sie für teures Verkaufen, ↓ kann Sie für das Kaufen bezahlen (oder Sie werden fürs Kaufen bezahlt). Warum nur aFRR (+ eine allgemeine Linie)?FCR wird nicht energetisch abgerufen — es handelt sich um eine nahezu verzögerungsfreie, symmetrische Frequenzregelung, die ausschließlich als Regelleistung vergütet wird und vernachlässigbare Nettoenergie aufweist; daher gibt es keine Zeitreihe für Abrufpreise. Die lettlandspezifischen Abrufdaten für mFRR sind im offenen Datenfeed lückenhaft bzw. fehlerhaft, daher zeigt der Bericht die verlässliche allgemeine Regelenergie-Referenz als Näherung für mFRR bzw. insgesamt. Sie können Abrufvergütung auch ohne den Regelleistungsmarkt erzielen. Als präqualifizierter BSP können Sie freiwillige Energiegebote für mFRR (MARI) und aFRR (PICASSO)ohne Vorhaltung von Regelleistung abgeben. Dabei verzichten Sie auf die Leistungsvergütung, erhalten aber beim Abruf den Arbeitspreis in €/MWh (für aFRR ist eine Anbindung an die automatische Regelung (AGC) erforderlich). FCR ist ein reines Regelleistungsprodukt (kein Regelarbeitsmarkt). Mit einer reinen Energievermarktung bleiben Sie flexibel. Das ist gerade dann attraktiv, wenn die Regelleistungspreise gedrückt sind (wie derzeit): Bieten Sie Regelenergie opportunistisch an, statt günstige Regelleistung fest zu binden. (Lassen Sie sich dies von Elering/AST bestätigen, bevor Sie sich kommerziell darauf verlassen.) Die Abrufquote beruht auf Daten, nicht auf Annahmen: Die gemessene baltische aFRR-Abrufquote liegt bei ≈ 20% der verfügbaren Stunden (Transparency Dashboard, Mär.–Apr. 2026: ~85 GWh abgerufen bei ~143 MW beschaffter Leistung). mFRR wird etwa 40% so häufig abgerufen wie aFRR (~8%). Diese Werte bestimmen die Abrufzeile im Rechner in §10. Das Modell verwendet standardmäßig die gemessene Quote, die Sie anpassen können.
6Beschaffung: Regelleistungsbedarf vs. bezuschlagte Menge
Wie viel die ÜNB benötigen und wie viel tatsächlich beschafft wird, je Produkt (baltische Summe aus EE+LV+LT, MW). Quelle: Baltic Transparency Dashboard.
Der Markt ist strukturell unterversorgt: Das bezuschlagte Volumen liegt unter dem Bedarf. Beispiel: Der mFRR↓-Bedarf liegt bei ~650–750 MW, bezuschlagt werden jedoch nur ~380–470 MW, eine Lücke von ~250–300 MW. Die ÜNB decken diese Lücke mit nicht marktbasierten Ressourcen (Estlands Notfallkraftwerk Kiisa, die eigenen Batteriespeicher von Energy Cells und AST) sowie mit grenzüberschreitendem Regelenergieaustausch mit ÜNB außerhalb des Baltikums, weil marktbasierte Erzeugung und Speicher den Bedarf noch nicht decken können. Dieser ungedeckte Bedarf ist die Chance für den Markteintritt, und sie wird kleiner, je mehr Speicher hinzukommen. (Bedarfsdaten im offenen Datenfeed beginnen ab ~Sep. 2025; frühere Monate zeigen nur das bezuschlagte Volumen. Die Reihe „angeboten/geboten“ ist für eine Darstellung zu lückenhaft und wird daher nicht gezeigt.)
1Ausfälle grenzüberschreitender Übertragungsleitungen: wenn die Interkonnektoren ausfallen
Geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten der grenzüberschreitenden Verbindungen zwischen Finnland, dem Baltikum, Polen und Schweden, live aus den Urgent Market Messages (UMM) von Nord Pool. Fällt ein Interkonnektor aus, sinkt die zonenübergreifende Kapazität und die Preis-Spreads weiten sich aus. Diese Volatilität macht ein Batteriespeicher zu Geld. 26 aktive und bevorstehende Übertragungsausfälle erfasst.
Status der Interkonnektoren: Finnland · Baltikum · Polen · Schweden
Verfügbare Kapazität je Verbindung: aktuell vs. nominal
Kapazität im Zeitverlauf: verfügbare MW (Spitze → Einbruch → Erholung)
Warum das für einen Batteriespeicher relevant ist. Der größte Einflussfaktor im Baltikum ist die LitPol Link (LT↔PL) – seit der Desynchronisation von BRELL im Feb. 2025 die einzige synchrone Verbindung nach Kontinentaleuropa – sowie die HGÜ-Kabel EstLink (FI↔EE) und NordBalt (LT↔SE). Ein Ausfall einer dieser Verbindungen isoliert eine Preiszone, vergrößert lokale Spreads und erhöht den Regelbedarf – alles Vorteile für Speicher. Quelle: Nord Pool UMM-Meldungen zur Übertragung, mit dem Bericht aktualisiert (2026-10-08).
27-Tage-Wetter → erwartete erneuerbare Erzeugung
Bewölkung, Wind und Sonneneinstrahlung für die drei baltischen Hauptstädte mit der daraus abgeleiteten Solar- & Winderzeugung pro Tag (Tag vs. Nacht). Bewölkt/windstill → weniger Solar & Wind → festere Preise; windig/sonnig → mehr Erneuerbare → schwächere Preise & größere Spreads.
Prognostizierte erneuerbare Erzeugung – nächste 7 Tage (baltischer Durchschnitt)
Gestapelte Erzeugung nach Technologie + BESS-Leistungslinie. Klicken Sie auf einen Legendeneintrag, um ihn auszublenden.
Szenario
Region
Band
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2
Erzeugungsprofil – warum Nennleistung ≠ reale MW
Aus dem stündlichen PV-Modell mit einachsiger Nachführung (real, nach Jahreszeit) + Kapazitätsfaktoren. Die saisonale Verteilung und die Mittagsspitze treiben die Kannibalisierung.
Durchschnittstag – % der Nennleistung nach Stunde
Saison
Angesetzter Kapazitätsfaktor: PV 11% · Onshore-Wind 35% · Offshore 48% (jährlich). PV-Profil aus dem internen Modell für einachsige Nachführsysteme je Saison; Onshore-Wind-Profil aus Ihrer 7-jährigen gemessenen 10-Minuten-Zeitreihe (Kapazitätsfaktor Winter 44% / Sommer 30% / Jahr 35%); Offshore modelliert.
Verfügbarkeit Onshore-Wind (Baltikum)
Ansicht
Beispieltag
Aus einer 7-jährigen gemessenen Onshore-Wind-Zeitreihe in 10-Minuten-Auflösung (314,537 Messwerte, ~7 m/s Mittelwert, 500-MW-Referenzanlage). Die Windeinspeisung liegt ~29% des Jahres unter 10% der Nennleistung und ~13% nahe null – der strukturelle Grund, warum gesicherte Leistung eine Netzabsicherung braucht und nicht nur Speicher.
Durchschnittstag – Erzeugung vs. Verbrauch
Szenario
Region
Saison
Jahr2030
Tatsächlich erwartete Erzeugung (Nennleistung × Kapazitätsfaktor × saisonales Stundenprofil) vs. Verbrauch. Die Fläche über der fett dargestellten Verbrauchslinie = Überschuss zur Mittagszeit, der aufgenommen, abgeregelt oder exportiert werden muss.
Firming-Rechner – PV + Wind + 4-h-Batteriespeicher für stabile X MW
Gesicherte Leistung MW
Saison
Batteriespeicher fest mit 4 Stunden Speicherdauer (Energie = 4 × Leistung). Da ein 4-h-Speicher nicht die ganze Nacht überbrücken kann, wird die Nennleistung aus Wind + PV überdimensioniert, um mehr Stunden direkt abzudecken. Im Sommer wird mehr Speicher benötigt, um die PV-Mittagsspitze zu verschieben; im Winter erfolgt die Absicherung überwiegend über gleichmäßige Windeinspeisung.
3
Der Sättigungs-Kipppunkt – wenn sich Batteriespeicher selbst kannibalisieren
Aufbauend auf der Projektpipeline und dem Überschuss aus den Abschnitten 1–2. Mehr erneuerbare Energien weiten den Spread aus, mehr Batteriespeicher (BESS) drücken ihn.
Basisszenario · Baltikum
Szenario
Region
Strg+Scrollen zum Zoomen · Ziehen zum Verschieben · Doppelklick zum Zurücksetzen
ZUERST DIE SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN
Der Markt für schnelle Regelleistung (FCR+aFRR) umfasst für alle drei Länder zusammen nur ~150 MW. Die BESS-Kapazität liegt bereits darüber. Deshalb brechen die Erlöse aus Systemdienstleistungen zuerst ein, 2025→2028.
DANN DIE ARBITRAGE
Der Wert verlagert sich in die Energiearbitrage. Ihre Markttiefe wächst mit dem Überschuss aus erneuerbaren Energien. Sie ist die beständige Ertragsebene, wird aber gedrückt, sobald Speicher den gesamten Mittagsüberschuss aufnehmen können.
DER KIPPPUNKT
—
ERNEUERBARE ALS RETTUNG
Eine große Pipeline aus Onshore-Wind und PV lässt den Überschuss weiter wachsen. Diese Kraft kann den BESS-Zubau überholen und die Arbitrage bis in die späten 2030er-Jahre tragfähig halten.
Kapazitätsfaktor PV 11 % · Onshore-Wind 35 % · Offshore 48 %. Stündliches PV-Profil aus internem Modell für einachsige Nachführsysteme (je Jahreszeit). Stündliches Onshore-Wind-Profil und Dauerlinie aus einer 7-jährigen gemessenen 10-Minuten-Zeitreihe. Offshore modelliert. Batterie zur Absicherung = 4 h. Installierte Leistung 2025 & NECP-Werte 2030 aus Quellen übernommen, 2040 als Szenarioannahme. Richtwerte – keine Anlageberatung.
▸Das ehrliche Bild
Der Goldrausch von 2025 ist vorbei. Als der baltische Regelleistungsmarkt (BBCM) im Feb 2025 startete, trieb der geringe Wettbewerb die Leistungspreise auf Knappheitsniveau: FCR lag im Mittel bei ~€97/MW·h, aFRR-down bei ~€127. Bis Anfang 2026 waren sie auf ~€38.0 bzw. ~€5.0 gefallen. Das ist ein Einbruch um 61–96%▼, da Batteriespeicher einen Markt mit sehr geringem Bedarf überschwemmten (der baltische FCR-Bedarf beträgt nur ~20 MW).
Die Energiemärkte sind die tragfähige Grundlage. Der lettische Day-Ahead-Preis liegt im Mittel bei €90/MWh (2026 YTD €96), mit Spitzen bis €1174 und negativen Preisen an windreichen Tagen. Das eigentliche Signal ist jedoch der Intraday-Markt: In den letzten 13 Tagen erreichte der lettische Intraday-Viertelstunden-Spread an volatilen Tagen €185/MWh und lag damit deutlich über dem Day-Ahead-Spread (~€179). Das ist ein Spitzenwert, kein Dauerzustand. Analysten modellieren, dass ein Batteriespeicher ~50% des Brutto-Spreads vereinnahmt. Genau diese kurzfristige Volatilität ist das, wofür ein Batteriespeicher gebaut ist.
Regelleistung ist inzwischen ein rückläufiger Zusatzerlös, nicht mehr die Kernthese. Sie bringt weiterhin Erlöse, doch der Trend ist rückläufig, und eine Handvoll neuer Projekte sättigt den Markt. Kalkulieren Sie auf Basis von Energiearbitrage + Intraday. Betrachten Sie Leistungserlöse als Zusatzpotenzial, das schrumpft.
Der strukturelle Rückenwind ▲ wachsend: Das Baltikum steht am Anfang eines Ausbaus der erneuerbaren Energien. Allein Lettland wächst von ~0.3 auf ~1.0 GW Solar bis 2030 (2.2 GW bis 2060) und von ~0.1 auf ~0.8 GW Wind, Offshore folgt ab 2032, während die Nachfrage von 7.6→8.7 TWh steigt (nationale Energiepläne / Marktprognosen). Mehr fluktuierende erneuerbare Erzeugung = mehr Preisvolatilität, mehr Ausgleichsbedarf, mehr Stunden mit negativen Preisen und Preisspitzen, genau das, was ein Batteriespeicher monetarisiert. Auch wenn die heutigen Preise aus der Startphase sinken, wächst der grundlegende Bedarf an Speichern. Der Wert verlagert sich von Vergütungen für knappe Kapazität hin zu einer strukturell tieferen Energie-Arbitrage-Chance.
Behind-the-Meter ist ein stiller Zusatznutzen. Wenn der Eigentümer auch vor Ort verbraucht (z. B. eine Fabrik), vermeidet Energie, die in Ihre eigene Last entladen wird, die vollen Endkunden-Bezugskosten: Großhandelspreis + Netz-/Übertragungsentgelt + Steuern, da sie nie durch das Netz des Verteilnetzbetreibers (DSO) fließt. Diese vermiedenen ~€100+/MWh sind in der Regel mehr wert als ein Verkauf zum Großhandelspreis von ~€91 (siehe Registerkarte „Geschäftsmodell“).
Was das für eine Investition bedeutet: Die Wirtschaftlichkeit hängt davon ab, wo sich die Preise einpendeln, nicht von den Spitzen der Startphase. Der €/MWh-Rechner in der Registerkarte „Geschäftsmodell“ startet mit einem Basisszenario. Im Dropdown-Menü stehen ein pessimistisches und ein optimistisches Szenario zur Eingrenzung zur Verfügung (jedes vollständig anpassbar). Die Amortisationszeit liegt im mehrjährigen Bereich, und der Spread zwischen Ihren Gesamtkosten und Ihrem erzielten Preis ist alles entscheidend.
Alle Zahlen auf dieser Seite werden live aus öffentlichen Daten von Übertragungsnetzbetreibern und Börsen bezogen (ENTSO-E Transparency Platform, Baltic Transparency Dashboard, Nord Pool) und unabhängig auf Plausibilität geprüft. Indikativ, als Diskussionsgrundlage – keine Anlageberatung.
1Capture-Preise für Solar & Wind – der Motor der Volatilität
Warum es die Spreads gibt: Erneuerbare erzielen weniger als den Baseload-Preis, und die Lücke wird mit ihrem Ausbau größer (Kannibalisierung).
Lettland Baseload 2024
€87/MWh
Capture Rate Solar
76% → 60%2023 → 2024 · ≈€52/MWh
Capture Rate Wind
~78%≈€68/MWh
Die Solar-Capture-Rate fiel innerhalb eines einzigen Jahres von 76% auf 60%, da der lettische PV-Bestand wuchs – das drückt die Mittagspreise nach unten und treibt die Abendpreise nach oben. Genau diese wachsende tägliche Preisspanne nutzt ein Batteriespeicher für Arbitrage. So lesen Sie die „Capture Rate“: Sie ist der durchschnittliche Preis, den eine Technologie tatsächlich erzielt, geteilt durch den einfachen Baseload-Durchschnitt. Rechenbeispiel – Lettlands Baseload-Preis lag 2024 im Durchschnitt bei €87/MWh, Solaranlagen erzeugen jedoch überwiegend mittags, wenn die Preise (dank all der anderen Anlagen) im Schnitt nur bei ~€52 liegen; die Capture Rate von Solar beträgt also 52/87 ≈ 60%. Je mehr Solar zugebaut wird, desto tiefer fallen die Mittagspreise und desto niedriger die Rate – „Kannibalisierung“. Baltic studies show solar capture falling fast — ~90% (2022) → 80% (2023) → 60%+ (2024) and projected toward 20% post-2026 as PV grows. Wind hält ~78% (≈€68), da Wind über alle Stunden hinweg erzeugt und sich nicht in einem einzigen günstigen Zeitfenster ballt. Quellen: Štāls et al. (Baltic price-cannibalisation study); MDPI app14156396; AST Latvia market review 2024.
2Langfristiger Ausblick – der Goldrausch normalisiert sich auf ein profitables Mindestniveau
Eine unabhängige Forward-Preiskurve für die Erlöse baltischer Batteriespeicher – gemischter Wert pro MWh (Energiearbitrage + Regelreserve, gestapelt), in realen € von 2026, abgeleitet aus etablierten Forward-Daten des Strommarkts. Es heißt nicht „alles bricht ein“: Der Goldrausch der Startphase normalisiert sich mit zunehmender Marktsättigung und pendelt sich dann oberhalb der Kosten ein. Der Anteil der Regelleistung an diesem Mix schrumpft (der schwindende Teil), doch Day-Ahead, Intraday und Abruf halten den gemischten Wert auf einem dauerhaft profitablen Niveau.
Rückgang, dann ein profitables Mindestniveau. Im Durchschnittsszenario sinkt der Wert von ~€200/MWh (Goldrausch 2026) bis 2040 real auf ~€90/MWh – weiterhin über den ≈€67/MWh Gesamtkosten des Basissystems, sodass die Anlage über ihre gesamte Lebensdauer einen positiven Cashflow erwirtschaftet. Unabhängige Referenzpunkte bestätigen den Verlauf: Die baltischen BBCM-Daten und etablierte Forward-Kurven des Strommarkts zeigen alle einen Rückgang der Erlöse bis zu einem Mindestniveau – sie unterscheiden sich nur im Ausgangsniveau und darin, wie hoch dieses Mindestniveau liegt. Der Regelleistungsmarkt ist der Teil, der am stärksten einbricht (70–95 % unter dem Niveau des Starts 2025), machte jedoch nie den Großteil der Erlöse aus; die dauerhafte Ebene sind Energie + Abruf. Dargestellte Forward-Preisszenarien: Hoch / Durchschnitt / Niedrig, 2026–2040.
Publikationen
Analysen auf Basis des Datensatzes dieser Seite. Jede Zahl darin wird aus derselben täglichen Pipeline neu erzeugt.
Neunzehn Monate Clearingpreise im Vergleich zur installierten Leistung in Megawatt: Die Erlöse aus der Regelleistung fallen deutlich, sobald Kapazität in den Markt eintritt (r = −0,70), während sich der Day-Ahead-Spread nicht bewegt (r = −0,06); wo sich die Erlöse einpendeln, zeitlich eingeordnet anhand der beobachteten Netzanschlussrate; und was das für ein 10-MW-Projekt mit Anschluss an das lettische Verteilnetz bedeutet.
Investitionsrechnung für Batteriespeicher (BESS) – der €/MWh-Rechner
Alles in €/MWh: Ihre Gesamtkosten (Kosten, LCOS) im Vergleich zu Ihrem erzielten Preis (Catch-Preis) sowie der Spread zwischen beiden. Wählen Sie ein Szenario (Pessimistisch / Basis / Optimistisch) und passen Sie beliebige Eingaben an, bevor Sie die Berechnung erstellen.
🔒 Gesperrt: Basisszenario-Modell, fest eingestellt auf die Standardkonfiguration mit 20 MW und den Standard-Netzentgelten. Alle Eingaben, die vollständige zeilenweise Berechnung, Finanzkennzahlen & der Export der Marktdaten werden mit einem Schlüssel freigeschaltet.
"Szenario Geschäftsmodell" oberhalb der Eingaben legt fest, was der Rechner Ihnen jetzt anzeigt. "Machbarkeitsstudie enthält" neben den Schaltflächen legt fest, welche Preispfade die Machbarkeitsstudie ausgibt: alle drei nebeneinander (der Standardbericht, der Leser sieht die Bandbreite) oder einen einzelnen, zum Beispiel nur das Basisszenario für einen Kreditgeber. Die Seite selbst ändert sich dadurch nie.
📊 Aus den letzten ~30 Tagen – datenbasierte Einstellungen
Aus aktuellen Marktdaten berechnete Vorschlagswerte – sie zeigen, wohin der heutige Markt tendiert. Wählen Sie oben ein Szenario und tragen Sie diese Werte zum Testen in die entsprechenden Eingabefelder ein.
35.5k€/MW·mo
Gross revenue / MW·mo (market)
Fully available MW, last 30 days: FCR capacity €29.8k + captured 2h spread €5.8k. After purchased energy, before costs
192€/MWh
Arbitrage-Spread
Median LV day-ahead daily spread, last 30 days (30 days)
Held at analyst best-practice ~50% of gross spread · Modell aktuell 50
1/day
Zyklen pro Tag
Share of last-30d LV days with spread > €60 breakeven
Erstellen Sie einen Fall, dann speichern & benennen Sie ihn (z. B. “Positiv”, “Negativer Trend”) – wird in Ihrem Browser gespeichert.
TECHNISCHE DATEN
Netzbetreiber (füllt den Standardfall aus: Größe, Anschlüsse, CapEx und die beiden Netzentgelte; alles, was Sie anschließend eingeben, bleibt erhalten)
ℹ️ über diesen Netzbetreiber
Installierte Leistung (Nennleistung) (Typenschild des Wechselrichters)ℹ️Baterijas paša nominālā jauda — maksimums, ko tā jebkurā brīdī spēj uzlādēt vai izlādēt, vēl neskatoties uz tīklu. Kopā ar ilgumu tā nosaka arī enerģijas ietilpību (20 MW × 2 h = 40 MWh). Abas zemāk esošās pieslēguma jaudas var būt mazākas par šo skaitli, un katrā virzienā reālo ierobežojumu nosaka mazākā no abām. MW
Netzanschluss — Bezug (MW, die Sie zum Laden beziehen dürfen)ℹ️Cik MW pieslēguma līgums ļauj ņemt NO tīkla, lai uzlādētu bateriju. Ja tā ir mazāka par uzstādīto jaudu, baterijas uzpilde aizņem vairāk stundu — 40 MWh caur 10 MW pieslēgumu pie 88% cikla lietderības prasa ap 4,5 stundām, nevis 4. Uzlādējot vairāk stundu, daļa no tām vairs nav nakts lētākās stundas, tāpēc nopelnītā cenu starpība nedaudz samazinās. Uz šo pašu skaitli tiek rēķināta arī tīkla jaudas maksa — maksa attiecas tikai uz patēriņa pieslēgumu, ražošanas pusei tādas nav, tāpēc mazāks pieslēgums šeit patiešām maksā mazāk. MW
Netzanschluss — Einspeisung (MW, die Sie beim Entladen einspeisen dürfen)ℹ️Cik MW drīksti ievadīt TĪKLĀ, izlādējot bateriju. Ja tā ir mazāka par uzstādīto jaudu, baterijas iztukšošana aizņem vairāk stundu, tāpēc pārdošana turpinās arī pēc dienas cenu maksimuma — stundās, kas maksā mazāk. Baltijas datos tas izmaksā vairāk nekā tikpat mazs patēriņa pieslēgums, jo augstās cenas ir tikai dažās vakara stundās, bet lētās nakts stundas ir plašas un līdzenas. Mazāka jauda šeit ierobežo arī to, cik MW balansēšanas rezerves vari uzņemties. MW
Speicherdauer
h (0.5–12)
System: 20 MW / 40 MWhℹ️Enerģijas ietilpība = uzstādītā jauda × ilgums. 20 MW baterija ar 2 stundu ilgumu uzkrāj 40 MWh; pārslēdzot uz 4 stundām, uzkrātā enerģija (80 MWh) un enerģijas CapEx dubultojas, bet jauda paliek tā pati.
ℹ️ Lade-/Entladeprofil
Der Preisleiter-Faktor gibt an, welcher Anteil des normalen Preis-Spreads erhalten bleibt, wenn ein Zyklus auf mehr Stunden gestreckt werden muss. Er wird gemessen, nicht angenommen: Das Modell nimmt die tatsächlichen stündlichen Day-Ahead-Preise der letzten Wochen, sortiert die 24 Stunden jedes Tages und liest ab, was die besten 1, 2, 3 … Stunden tatsächlich erlöst und was die günstigsten 1, 2, 3 … Stunden tatsächlich gekostet haben. Ein Faktor von 1.000 ist der Standardfall, in dem beide Netzanschlüsse der installierten Leistung entsprechen — der Schieberegler „erfasster Anteil“ weiter unten enthält bereits die Verwässerung dieses Falls, sodass dieser Faktor nur den zusätzlichen Verlust durch einen kleineren Anschluss abbildet. 0.914 bedeutet zum Beispiel, dass Sie 91.4% dessen erfassen, was der Standardfall erfasst.
Installierte CapEx190 €/kWh
Zyklen / Tag1.2
Lebensdauer der Anlage14 yr
Projektstart (Jahr 1 = Januar)
Reinvestition (% der anfänglichen CapEx)30%
Jahr der Reinvestition8
ℹ️ zur Reinvestition
Round-Trip-Wirkungsgrad (AC-AC, inkl. AC-DC)88%
Jährliche Degradation2.5%
KOMMERZIELLE STRUKTUR
PPA-Typ
Höhe des Mindesterlöses (€/MW·yr)50,000
Gewinnbeteiligung des Eigentümers (am Überschuss über dem Mindesterlös)50%
PPA-Laufzeiten
Laufzeit 1 — Jahre8
Laufzeit 2 — Jahre (beginnt mit Ende von Laufzeit 1)5
Laufzeit 2 — Höhe des Mindesterlöses (€/MW·yr)35,000
ℹ️ zu den Laufzeiten
ℹ️ zu diesem PPA-Typ
ENERGIEARBITRAGE (€/MWh)
Preisfenster (bestimmt den Spread unten)
Brutto-Tagesspreadℹ️Vidējā day-ahead cenu starpība vienas dienas ietvaros (dārgākā stunda mīnus lētākā) Latvijā pēdējo 3 mēnešu dzīvajos datos — šobrīd €179/MWh. To pārrēķina ikreiz, kad ziņojums tiek pārbūvēts, tāpēc biznesa gadījums vienmēr sākas no jaunākā tirgus, nevis no skaitļa, kas iesaldēts lapas tapšanas brīdī. Logs sakrīt ar balansēšanas cenu logu, tāpēc visas ieņēmumu rindas tiek lasītas no vienām un tām pašām trim mēnešiem. Spied „sadalījums” zem slīdņa, lai redzētu, kā dienas sadalījās un cik daudz no kopvērtības nes dārgās dienas. Šī ir BRUTO starpība; nopelna tikai zemāk norādīto notverto daļu.179
Realisierter Anteil80%
Realisierter Spread €/MWh — Spread × realisierter Anteil (abgeleitet)ℹ️Kāpēc šis skaitlis var atšķirties starp AST un Sadales tīklu pat ar vienādu bruto starpību un vienādu notverto daļu: formulai pievienojas trešais, IZMĒRĪTS koeficients — cenu kāpnes — ikreiz, kad pieslēguma jaudas ir mazākas par uzstādīto jaudu. Baterija, kas savu enerģiju spiež caur mazāku pieslēgumu, katram ciklam prasa vairāk stundu, tāpēc tā nevar visu iepirkt vienā lētākajā nakts stundā un visu pārdot vienā labākajā vakara stundā — tā turpina tirgoties arvien sliktāk apmaksātās stundās. Modelis šo sodu izmēra no reālām stundu day-ahead cenām: tas sakārto katras dienas 24 stundas un nolasa, cik patiesībā maksāja labākās un lētākās 1, 2, 3 … stundas, un salīdzina tavu izstiepto ciklu ar standarta gadījumu. Kad pieslēgumi ir vienādi ar uzstādīto jaudu, koeficients pēc konstrukcijas ir tieši 1,000 (notvertās daļas slīdnis jau satur šī gadījuma paša atšķaidījumu); mazāks pieslēgums šeit parādās kā, piemēram, × 0,935 — un formulas rinda zem šīs vērtības parāda reizinātāju tieši tad, kad tas iedarbojas.106
ℹ️ Was das bedeutetKo tas nozīmē: bruto dienas starpība ir teorētiskā atstarpe starp dienas zemāko un augstāko cenu. Reāla baterija nekad nepērk tieši zemākajā un nepārdod tieši augstākajā — prognozes un dispečēšana nav perfektas — tāpēc notvertā daļa (~50–60%) ir tā daļa, ko reāli notver. Notvertā starpība augstāk ir iegūtais €/MWh, kas faktiski virza arbitrāžas ieņēmumus.
Rückgang des Arbitrage-Spreads (%/Jahr — Day-Ahead/Intraday)−0.5%/yr
REGELENERGIEMARKTℹ️Jaudu, ko drīksti apņemties rezervē, ierobežo mazākais no trim jaudas skaitļiem — uzstādītā jauda, patēriņa pieslēgums, ražošanas pieslēgums. Iemesls: šie produkti ir divvirzienu. Ja PSO nopērk no tevis 20 MW rezerves, tas sagaida, ka spēsi dot 20 MW augšup (izlāde), kad tīklā trūkst, UN uzņemt 20 MW lejup (uzlāde), kad ir pārpalikums. Tāpēc 10 MW pieslēgums jebkurā pusē ierobežo visu apņemšanos līdz 10 MW, pat ja otra puse spētu 20.
Preisfenster (bestimmt die beiden Preise unten)
Durchschnittlicher Regelleistungspreisℹ️€/MW·h, jaukta — maksa par gatavību–
ℹ️ Was das bedeutetJauda ir gatavības cena (€/MW·h). Aktivizācija ir enerģija pēc izsaukuma, tāpēc tā atspoguļo arbitrāžu: bruto starpība × notvertā daļa = notvertais €/MWh, kas virza ieņēmumus. Abas aizpildītas no cenu loga augstāk un rediģējamas; cik bieži tevi izsauc — atsevišķais aktivizācijas līmenis zemāk.
Rückgang der Regelleistungsvergütung (%/Jahr — Vergütung für Vorhaltung)−5%/yr
Rückgang der Regelenergievergütung (Abruf)ℹ️%/gadā — enerģija pēc izsaukuma; svārstīguma virzīta−0.5%/yr
ℹ️ Was das bedeutetDaļas zemāk ir rezervēta jauda — tā nevar vienlaikus arbitrēt. Trīs sviras pārbīda bateriju starp enerģiju un balansēšanu: daļas (FCR/aFRR/mFRR %), jaudas pieejamība (cik stundu jauda tiek turēta) un aktivizācijas līmenis (cikli enerģijas piegādei pēc izsaukuma). Pagriez jebkuru lejup → vairāk ciklu arbitrāžai.
Verfügbarkeit der Regelleistung60%
ℹ️ Was das bedeutetKo tas nozīmē: gada 8 760 stundu daļa, kurās piesaistītā jauda faktiski tiek turēta / nosolīta rezerves tirgū — aktīva laika pieejamība. Tā nav tas, cik no baterijas tu piedāvā (tās ir FCR/aFRR/mFRR daļas zemāk). Pašreizējā iestatījumā ≈ 5 260 h/gadā turēti.
Abrufquoteℹ️aFRR, izmērīts ~20%; mFRR auto ×0.430%
EIN = Verzicht auf Leistungsvergütung (FCR→0), nur Abruf bleibt erhalten. Attraktiv bei niedrigen Regelleistungspreisen.
FCR5%
aFRR (↑+↓)10%
mFRR (↑+↓)10%
BETRIEBSKOSTEN
Aggregator / BSP (% der Markterlöse)8%
Netzentgelt (Arbeitspreis)ℹ️€/MWh par VISU no tīkla saņemto enerģiju (uzlāde + lejupvērstā aktivizācija), bez ieskaita pret atpakaļ nodoto; par nodoto enerģiju maksas nav. AST (PSO) €3,63; Sadales tīkls (SSO) €4,39 kopnes / €6,92 līnija līdz 2026. g., €5,50 no 2027. g.3.63
Reservierung der Netzanschlusskapazität (€/MW·yr)794
Über das Netz abgerechneter Anteilℹ️% no €/MWh enerģijas maksas, kas tiek rēķināta. Latvijā: 100% (uzkrāšanai ieskaita nav). Samazini tikai tur, kur ieskaita noteikums pastāv (Igaunija ieskaita pa kalendāro mēnesi, Lietuva atbrīvo atpakaļ nodoto enerģiju uzkrātuvēm no 1 MW)100%
Stromsteuer (€/MWh)1.01
Bilanzkreisportfolio (€/MWh)5
Grundstücks- / Raummiete (€/yr)15,000
Allgemeiner Betrieb & Wartung (O&M)ℹ️€/kWh·gadā — uzturēšana, administrācija, apdrošināšana5
Gesamte Betriebskosten (ohne Aggregator): –
JÄHRLICHER VERLAUF & INFLATION
Kosteninflationℹ️%/gadā — visas darbības izmaksas pieaug2%/yr
Die drei oben genannten Rückgangsraten (Arbitrage / Regelleistung / Abruf) gelten für Phase 1 (2026–30); das Szenario legt die vollständige Kurve fest. Basisszenario: Die Arbitrageerlöse sinken anfangs, da neue Speicher den Spread sättigen (−0.5%/yr), und erholen sich später (+3→+5%/yr), da ein höherer Anteil erneuerbarer Energien die Intraday-Volatilität erhöht. Die Regelleistungserlöse sind durch Sättigung stark gefallen; die Abruferlöse sind widerstandsfähiger.
Preisverlauf nach Jahr – prozentuale Veränderung je Jahr anzeigen / bearbeiten
ℹ️ Was das bedeutetNoklusējumi seko scenārija 3 fāžu līknei (P1 2026–30 = krituma slīdņi augstāk → P2 31–35 → P3 36+). Rediģē jebkuru šūnu — tā pārraksta to gadu. Scenārija vai slīdņu maiņa atiestata tabulu.
Standortlast als % der Nennleistung – skaliert mit der Anlagengröße (30 MW → 25% = 7.5 MW). Passen Sie die Werte an Ihren Standort an:
Wöchentliche Intensitätℹ️darba dienas nedēļā — 5 = 2 brīvdienas5 days
Vermiedener Netzbezug (€/MWh)100
Leistungspreis (€/kW/Monat)2.8
FINANZIERUNG (für IRR)
Fremdkapitalquote (Anteil Fremdkapital)75%
Kreditzins5.5%
Kreditlaufzeit8 yr
Kosten (LCOS)
–
Erlös /MWh
–
Marge / MWh
–
Bruttoerlös / MW·Monat
–
nach Kosten für zugekaufte Energie – der Marktmaßstab
EBITDA / MW·Monat
–
nach Betrieb & Wartung, Netzentgelt und Aggregator
EBITDA / Jahr
–
CapEx · Amortisation
–
Projekt-IRR (ohne Fremdkapital)
–
Eigenkapital-IRR (mit Fremdkapital)
–
DSCR (Min. · Mittelwert, Kreditjahre)
–
Nutzen hinter dem Zähler / Jahr (Eigenverbrauch + Lastspitzenkappung)
–
–
🔒 Die vollständige Einzelpostenberechnung ist gesperrt. Der Basisfall ist auf die Standardkonfiguration mit 20 MW festgelegt; das Diagramm unten zu kumuliertem Nettoertrag / Energie / CapEx wird weiterhin live aktualisiert.
Vollständige Berechnung – wie sich die Amortisation ergibt
Alle Erlösströme für Ihre aktuellen Einstellungen, nachvollzogen von pro Tag → pro Jahr → Preis → Erlös → Gewinn. Energieerlöse werden pro zyklierter MWh vergütet; Regelleistung wird pro vorgehaltenem MW vergütet (MW·h). Wird mit den Schiebereglern live aktualisiert.
Sensitivitätsanalyse
Jeder Werttreiber wird einzeln um ±% variiert (alle übrigen unverändert) – Auswirkung auf IRR, NPV, Amortisation, DSCR und MOIC. Variation je Werttreiber festlegen:
Amortisationsspanne nach Nettoerlösniveau
Jeder Balken umfasst die CapEx-Bandbreite um Ihren aktuellen Wert; die Markierung zeigt Ihren eigenen CapEx. Die Zeilen zeigen Ihren heute modellierten Nettoerlös und zwei höhere Marktniveaus, sodass Sie sehen, wie stark sich die Rendite verändert, wenn sich die Regelmarktpreise erholen. Alle Werte folgen Ihren Eingaben, einschließlich des Netzbetreibers: Ein AST-Anschluss an das Übertragungsnetz und ein Sadales tīkls-Anschluss an das Verteilnetz ergeben unterschiedliche Balken, da sich das Netzentgelt unterscheidet.
Cash-Rendite nach Nettoerlösniveau
Jährlicher Nettoerlös geteilt durch die Gesamtinvestition, auf denselben drei Niveaus und über dieselbe CapEx-Bandbreite. Die Kennzahl beantwortet die Frage, die eine Amortisationszeit verdeckt: was die Anlage jährlich im Verhältnis zu ihren Kosten einbringt. Gleiche Abhängigkeit vom Netzbetreiber wie im Diagramm oben.
Energieerlöse = (realisierter Anteil × täglicher Brutto-Spread) × jährlich entladene MWh, wobei entladene MWh = Zyklen/Tag × 365 × Energiekapazität. Analysten realisieren nur ~40–60 % des Brutto-Spreads zwischen Maximum und Minimum (Prognosefehler, Wirkungsgrad, Begrenzung auf einen Zyklus) — Standardwert 50 %. Kosten (LCOS) = (CapEx ÷ Lebensdauer + jährliche O&M) ÷ entladene MWh. Regelleistung = Zuschlagspreis × 8760 h × Verfügbarkeit % × vorgehaltene MW (Vergütung für die Bereitschaft). Arbitrage-Durchsatz = volle Zyklisierung × (1 − vorgehaltener Anteil × Verfügbarkeit) − Abruf-MWh: Für Regelleistung vorgehaltene Leistung steht während der tatsächlichen Vorhaltung nicht für Arbitrage zur Verfügung, und jede bei einem Abruf gelieferte MWh ist ein Zyklus, der nicht für Arbitrage genutzt wird — keine Doppelzählung. Eine Erhöhung der Regelleistungs-Anteile, der Verfügbarkeit oder der Abrufquote verringert daher jeweils den Intraday-/Day-Ahead-Durchsatz (und umgekehrt). Verfügbarkeit = Anteil der Stunden, in denen Sie tatsächlich einen Zuschlag erhalten und liefern können; ein 2-h-Batteriespeicher ist energiebegrenzt, realistisch sind daher ~40–60 %, nicht 90 %. Die zeilenweise Aufschlüsselung oberhalb des Diagramms zeigt jedes Element. Es werden zwei Amortisationszeiten ausgewiesen: nur Energie (die dauerhafte, skalierbare Untergrenze) und mit Regelleistung (der derzeit noch erhöhte Zusatzerlös). Der Round-Trip-Wirkungsgrad (Standardwert 88 %, inkl. AC-DC-Wechselrichterverlusten) mindert die Energieerlöse; die jährliche Degradation (Standardwert 2,5 %/Jahr) reduziert die Cashflows über die Lebensdauer. Finanzierung → Projekt-IRR (ohne Fremdkapital) + Eigenkapital-IRR (mit Fremdkapital, Zinsen über die Annuität des Schuldendienstes) + Min. DSCR im Vergleich zum Bank-Covenant von 1,30×. Die Betriebskosten setzen sich zusammen aus AST-Tarifen (Kapazitätsreservierung €794/MW·Jahr; Übertragung €3.63/MWh beim Laden, Erzeuger zahlen kein Übertragungsentgelt), Stromsteuer (€1.01/MWh), Bilanzkreisportfolio (~€3.5/MWh), Pacht und allgemeiner O&M — insgesamt ≈€8/kWh·Jahr, jede Position anpassbar. Indikativ, kein bankfähiges Modell: lineare CapEx-Abschreibung, ohne SoC-Co-Optimierung. CapEx-Spanne ~€150–260/kWh (Basis €190; global LFP ~€115–150).
Parameterleitfaden – was jede Eingabe bedeutet & wie sie die Rendite beeinflusst
Einsparungen hinter dem Zähler, Rechenbeispiel: Angenommen, Ihr Werk bezieht Netzstrom zum Endkundenpreis inklusive aller Bestandteile von ~€100/MWh (Großhandel ~€91 + Netz-/Übertragungsentgelte + Steuern). Der Batteriespeicher lädt außerhalb der Spitzenzeiten zu ~€45/MWh und entlädt in Ihre eigene Last – so vermeiden Sie den vollen Netzbezug zu €100, und Ihre effektiven Kosten für diese Energie sinken auf ~€45. Die Nettoeinsparung beträgt ≈ €55/MWh für jede selbst verbrauchte MWh, zuzüglich der Senkung Ihres Leistungspreises für die Spitzenlast (~€2.8/kW·Monat). Deshalb ist die Versorgung der eigenen Last in der Regel wirtschaftlicher als der Verkauf zum Großhandelspreis von ~€91.
Eingaben
Systemleistung (MW) – Ausgangsleistung des Batteriespeichers. Skaliert Erlöse und CapEx gleichermaßen, verändert daher für sich genommen €/MWh-Kennzahlen oder die Amortisationsdauer kaum.
Speicherdauer (Stunden) – Energiekapazität = MW × Stunden. Eine längere Speicherdauer skaliert Energie-CapEx und Durchsatz linear: 4h ≈ Verdopplung gegenüber 2h, 6h ≈ Verdreifachung; individuelle Werte liegen dazwischen.
Installierte CapEx (€/kWh) – Anfangsinvestition je kWh Energie. ↑CapEx → ↑Amortisationsdauer, ↓IRR. Baltische Spanne ~€150–260; €200 als Mittelwert.
Lebensdauer der Anlage (Jahre) – Zeitraum, über den die CapEx verteilt wird. ↑Lebensdauer → ↓Kosten/MWh, ↑IRR.
Brutto-Tagesspread (€/MWh) — Hoch−Tief im Day-Ahead/Intraday; die reine Arbitragemöglichkeit (Day-Ahead ~€179, Intraday-Spitze ~€185).
Realisierter Anteil (%) — Anteil des Brutto-Spreads, den Sie realistischerweise erzielen (~40–80%); der Rest geht durch Prognosefehler, Round-Trip-Verluste und die Begrenzung auf einen Zyklus verloren.
Verfügbarkeit der Regelleistung (%) — Anteil der Stunden, in denen Sie tatsächlich einen Zuschlag erhalten & eine Reserve vorhalten können. Ein 2h-Batteriespeicher ist energiebegrenzt (~40–60%, nicht 90%). ↑Verfügbarkeit → ↑Regelleistungserlöse.
Abrufquote (%) — Anteil der verfügbaren Stunden, in denen Sie tatsächlich zur Energielieferung abgerufen werden → bestimmt die Erlöse aus Regelenergie (Abruf).
FCR / aFRR / mFRR (%) — Anteil der Leistung, der dem jeweiligen Regelleistungsprodukt zugeordnet wird. Eine höhere Zuordnung verlagert Leistung WEG von der Arbitrage (die Arbitrage läuft mit den verbleibenden %), daher kann eine Erhöhung die Rendite aus reinem Energiehandel senken — es gibt kein kostenloses Stacking.
Fremdkapitalquote (Fremdkapital-%) — Fremdkapitalanteil am CapEx. ↑Fremdkapital → weniger Eigenkapital im Risiko → ↑Eigenkapital-IRR, sofern die Projektrendite den Kreditzins übersteigt (und ↑Risiko).
Kreditzins / Laufzeit — Kosten und Dauer des Fremdkapitals. ↑Zins oder ↓Laufzeit → ↑jährlicher Schuldendienst → ↓Eigenkapital-Cashflow während der Kreditlaufzeit.
Ergebnisse
Kosten (LCOS) = (CapEx ÷ Lebensdauer + jährliche O&M-Kosten) ÷ jährlich entladene MWh — Gesamtkosten für die Lieferung einer MWh.
Marge /MWh = erzielter Preis − Kosten – der Gewinn pro MWh aus dem Energiehandel.
EBITDA / Jahr = alle Erlösquellen − O&M, Netzentgelte und Aggregatorgebühr – der jährliche operative Gewinn. Bis 2026-09 lautete die Bezeichnung ‘Nettoerlös’. Es handelt sich jedoch um einen Gewinn, nicht um einen Erlös, und die alte Bezeichnung verleitete zum Vergleich mit der zwei Stufen darüber stehenden Bruttokennzahl des Marktes.
Bruttoerlös / MW·Monat = alle Erlösquellen nach Bezahlung des eingekauften Stroms, ÷ installierte MW ÷ 12. Diese Zahl nennt der Markt, wenn ein Betreiber angibt, ein Megawatt habe EUR 25k oder EUR 50k pro Monat verdient. Ausgewiesen für Jahr 1 und als Durchschnitt über die Lebensdauer der Anlage, da der Wert sinkt: Wird nur Jahr 1 genannt, überzeichnet dies die Erträge des Projekts über vierzehn Jahre.
EBITDA / MW·Monat = dieselbe Kennzahl nach O&M, Netzentgelten und Aggregatorgebühr. Bei einem Netzanschluss im Verteilnetz beträgt sie etwa die Hälfte des Bruttoerlöses; vergleichen Sie sie daher nie mit einer Bruttokennzahl des Marktes.
Amortisationsdauer = CapEx ÷ Netto/Jahr. Es werden zwei Werte angezeigt: nachhaltig (nur Energie[+BTM]) und mit Regelenergiemarkt (heutiger erhöhter Zusatzerlös).
Projekt-IRR (ohne Fremdkapitalhebel) – Rendite auf die gesamten CapEx über die Lebensdauer der Anlage, ohne Berücksichtigung der Finanzierung. Die inhärente Rendite der Anlage.
Eigenkapital-IRR (gehebelt) — Rendite nur auf Ihr Eigenkapital nach Schuldendienst. Sie liegt über der Projekt-IRR, wenn das Projekt den Kreditzins übertrifft (das günstigere Fremdkapital der Bank hebelt Ihre Rendite); sie fällt darunter, wenn das Projekt hinter dem Kreditzins zurückbleibt.
Sofortiger Zugang — wählen Sie Ihre Stufe
Bezahlen Sie per Karte, und Ihr Zugangsschlüssel wird Ihnen sofort per E-Mail zugesandt. Der Schlüssel ist 7 Tage ab Kauf gültig, danach wird der Bericht wieder gesperrt. Die Zahlungen werden von SIA "Oda fabrica", USt-IdNr. LV40103169332, vereinnahmt; eine Rechnung mit ausgewiesener USt wird automatisch erstellt.
Stufe 1 — vollständiger RechnerBearbeiten Sie jede Variable und sehen Sie die vollständige Berechnung Zeile für Zeile.€300+ USt 21%€363.00 inkl. USt
Stufe 2 — + Export der FinanzkennzahlenAlles aus Stufe 1, zusätzlich die vollständigen Finanzkennzahlen als herunterladbare Excel-/CSV-Datei.€350+ USt 21%€423.50 inkl. USt
Stufe 3 — + Marktdaten & StudieAlles aus Stufe 2, zusätzlich der vollständige Marktdaten-Export und die Machbarkeitsstudie.€400+ USt 21%€484.00 inkl. USt
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