SunShine BESS Multi-Use Index

SunShine Research · BESS-Benchmark

Der SunShine BESS Multi-Use Index (SBMI) ist der quartalsweise Revenue-Stacking-Benchmark für Batterie-Großspeicher in Deutschland: Er zeigt, welche Brutto-Erlöse ein typischer 2-Stunden-Speicher über Arbitrage, FCR, aFRR und mFRR kombiniert erwirtschaftet – und wohin sich der Erlös-Stack bis 2030 entwickelt.

Was misst der SBMI? Methodik im Überblick

Batteriespeicher verdienen ihr Geld heute nicht mehr in einem einzigen Markt, sondern in einem Portfolio aus mehreren Erlösquellen – im Fachjargon Revenue Stacking. Genau dieses Erlös-Stacking macht der SBMI messbar: Er bündelt die wichtigsten Vermarktungsschienen eines deutschen Großspeichers zu einer einzigen, quartalsweise fortgeschriebenen Kennzahl in Euro pro Kilowatt installierter Leistung und Jahr. Damit beantwortet der Index die Frage, die sich jeder Speicher-Investor stellt: Was verdient ein professionell vermarkteter Batteriespeicher in Deutschland aktuell wirklich – über alle Erlösquellen hinweg?

Als Referenz dient bewusst keine Exoten-Konfiguration, sondern der Anlagentyp, der den deutschen Zubau dominiert: ein 2-Stunden-Speicher mit Lithium-Eisenphosphat-Technologie (LFP) und 5 MWh Kapazität bei 2,5 MW Leistung. Die Kennzahl wird pro kW ausgewiesen, damit sich Projekte unterschiedlicher Größe direkt vergleichen lassen. Ausgewiesen werden Brutto-Erlöse vor Vermarktungsgebühren, Versicherung und Wartung – also die Marktleistung des Speichers, nicht die Nettorendite eines konkreten Projekts.

Der SBMI verwendet einen 2-Stunden-Speicher als Referenzkonfiguration mit 87 % Round-Trip-Wirkungsgrad und marktüblichen Vergütungs-Splits für Multi-Use-Strategien.

Die Vermarktungsstruktur der Referenzanlage folgt der Praxis professioneller Optimierer: Die Hälfte der Kapazität arbeitet in der Sekundärregelleistung (aFRR), knapp ein Drittel in der Day-Ahead-Arbitrage, der Rest verteilt sich auf FCR und Intraday-Optimierung. Diese Gewichtung ist keine Momentaufnahme eines einzelnen Vermarkters, sondern bildet qualitativ ab, wie Multi-Use-Portfolios in Deutschland derzeit typischerweise gefahren werden – mit der aFRR als Ankermarkt und der Arbitrage als wachsender zweiter Säule. Verschiebt sich die Marktpraxis, wird auch der Vergütungs-Split des Index zum nächsten Berichtszyklus angepasst und transparent dokumentiert.

Wichtig für die Lesart: Der SBMI besteht aus zwei Ebenen. Die Live-Komponente bildet den annualisierten Energiemarkt-Erlös einer 1-Zyklus-Referenzbatterie ab (Day-Ahead + Intraday) und folgt dem FlexPower FlexIndex. Der modellierte Multi-Use-Stack ergänzt diese Live-Zahl um Regelleistungs-Erlöse (FCR, aFRR, mFRR) als Erlöspotenzial – auf Basis der tatsächlichen Auktionsergebnisse von regelleistung.net. Beide Ebenen werden in der Index-Tabelle getrennt ausgewiesen, damit Live-Daten und Modellwerte nie vermischt werden.

Warum Multi-Use entscheidend ist: das Ende der Einzelmarkt-Strategie

Noch vor wenigen Jahren genügte es, einen Batteriespeicher ausschließlich in der Primärregelleistung (FCR) zu vermarkten. Dieses Geschäftsmodell ist strukturell ausgelaufen – und die Daten belegen das eindeutig. Die für FCR präqualifizierte Batteriekapazität in Deutschland ist von rund 0,81 Gigawatt Anfang 2024 auf etwa 1,35 Gigawatt Anfang 2026 gestiegen. Dem steht ein durchschnittlicher Bedarf von lediglich 0,53 bis 0,56 Gigawatt pro Produkt gegenüber: Es steht also mehr als doppelt so viel qualifizierte Batterieleistung bereit, wie der Markt überhaupt abnimmt. Die Folge sind massiv gefallene Zuschlagspreise in den Pay-as-cleared-Auktionen – in Cross-Market-Optimierungen sind die realisierten FCR-Erlöse laut pv magazine um über 90 Prozent zurückgegangen.

Gleichzeitig etabliert sich die Sekundärregelleistung (aFRR) als zentrale Erlössäule: Die präqualifizierte Batterieleistung stieg dort von etwa 0,33 auf rund 1,2 Gigawatt je Richtung – bei einer Nachfrage von rund 1,9 Gigawatt je Richtung ist dieser Markt noch nicht gesättigt, und die aFRR-Kapazitätserlöse wuchsen 2025 im Zwei-Stunden-System um 39,3 Prozent. Wer heute in Batteriespeicher investiert, investiert also nicht in einen Markt, sondern in die Fähigkeit, flexibel zwischen Märkten zu wechseln.

Aktuelle Index-Werte: SBMI Q3 2026

Der SunShine BESS-Index (SBMI) bildet den live annualisierten Energiemarkt-Erlös einer 1-Zyklus-Referenzbatterie ab (Day-Ahead + Intraday) und folgt dem FlexPower FlexIndex — aktuell rund 77 EUR/kW. Die folgende Tabelle zeigt zusätzlich die modellierte Multi-Use-Aufschlüsselung inkl. Regelleistung als Erlöspotenzial.

Interpretation

Der live SBMI (Energiemarkt, Quelle FlexPower FlexIndex) liegt aktuell bei rund 77 EUR/kW. Im vollständigen Multi-Use-Betrieb inkl. Regelleistung erreicht ein typischer 2,5-MW-BESS modelliert bis zu rund 163 €/kW/Jahr (ca. 407.500 € Brutto-Erlöse); nach Vermarktungs-Gebühren (15–25 %), Versicherung und Wartung verbleibt eine EBITDA-Marge von 60–70 %.

Bemerkenswert ist die Verschiebung innerhalb des Stacks: Während die Regelleistungs-Komponenten (aFRR, FCR, mFRR) gegenüber dem Vorquartal nachgeben, legen Spot-Arbitrage und Intraday-Optimierung zu. Der Erlös-Mix wandert damit sichtbar vom Leistungspreis- ins Energiemarkt-Geschäft – ein Muster, das sich seit mehreren Quartalen wiederholt und die strategische Bedeutung flexibler Vermarktung unterstreicht.

Die Erlösquellen im Detail

Der SBMI bündelt sechs Erlöspfade zu einer Kennzahl. Wer den Index richtig lesen will, sollte verstehen, wie jede einzelne Quelle funktioniert – und welche Erlösquellen bewusst (noch) nicht im Index enthalten sind.

Spot-Arbitrage (Day-Ahead) und Intraday-Optimierung

Das Grundprinzip ist einfach: günstig laden, teuer entladen. Der Speicher kauft Strom in Stunden mit hoher Solareinspeisung und niedrigen – teils negativen – Preisen und verkauft ihn in den Abendstunden zurück. Je stärker die Photovoltaik den Tagespreis drückt, desto größer werden die Preisspreizungen und damit die Arbitrage-Erlöse. Die Intraday-Optimierung setzt darauf noch eine Stufe: Bereits vermarktete Fahrpläne werden im kontinuierlichen Handel nachjustiert, wenn sich kurzfristig bessere Preise ergeben. Ein separater Posten im Index ist die Negative-Preis-Vermeidung – der Wert, der entsteht, wenn der Speicher Ladevorgänge gezielt in Stunden mit negativen Preisen legt.

FCR – Primärregelleistung

Die FCR (Frequency Containment Reserve) stabilisiert die Netzfrequenz in den ersten Sekunden nach einer Störung. Vergütet wird die bloße Vorhaltung von Leistung, versteigert in Vier-Stunden-Blöcken. Batteriespeicher sind dafür technisch ideal – genau deshalb ist dieser Markt heute der am stärksten gesättigte: Mit 1,35 GW präqualifizierter Batteriekapazität bei nur gut 0,5 GW Bedarf ist die FCR im Index nur noch mit 15 Prozent der Vermarktungsstruktur gewichtet – als solider, aber schrumpfender Sockelerlös.

aFRR – Sekundärregelleistung als Ankermarkt

Die aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) übernimmt nach wenigen Sekunden und löst die FCR ab. Sie vergütet zweifach: einen Leistungspreis für die Vorhaltung und einen Arbeitspreis für tatsächlich abgerufene Energie. Im SBMI ist die aFRR mit 50 Prozent der Vermarktungsstruktur der Ankermarkt – und aktuell die größte Einzelposition im Erlös-Stack. Wie sich FCR und aFRR im Detail unterscheiden, welche Anforderungen gelten und warum die aFRR für 2-Stunden-Speicher besonders attraktiv ist, erklärt unsere Detailanalyse aFRR vs. FCR.

mFRR – Minutenreserve

Die mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) ist die dritte Stufe der Regelleistung und wird manuell aktiviert. Für Batteriespeicher ist sie ein Ergänzungsmarkt mit vergleichsweise kleinem, aber stabilem Beitrag – im aktuellen Index-Quartal 7 €/kW. Ihr strategischer Wert liegt weniger in der Höhe als in der zusätzlichen Diversifikation des Portfolios.

Vermiedene und reduzierte Netzentgelte (§ 19 StromNEV) – nicht im Index

Jenseits der Strom- und Regelleistungsmärkte existiert eine regulatorische Erlösebene: die Netzentgelte. § 19 Abs. 2 StromNEV eröffnet individuelle Netzentgelte für atypische oder besonders intensive Netznutzung, § 19 Abs. 4 StromNEV sieht für reine Speicher, die Strom ausschließlich zur Zwischenspeicherung entnehmen und wieder einspeisen, ein spezielles individuelles Netzentgelt vor. Diese Effekte sind hochgradig projekt- und standortspezifisch – sie hängen von Netzebene, Lastprofil und Verteilnetzbetreiber ab. Der SBMI weist sie deshalb bewusst nicht als Index-Komponente aus, sondern behandelt sie qualitativ: Für ein konkretes Projekt können sie den Business Case spürbar verbessern, für einen standardisierten Benchmark sind sie zu heterogen.

Redispatch und „Nutzen statt Abregeln“ (§ 13k EnWG) – perspektivisch

Eine perspektivische Erlösquelle entsteht aus dem Netzengpassmanagement: Mit § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) sollen flexible Verbraucher – ausdrücklich auch Batteriespeicher – Strom aufnehmen, der sonst abgeregelt würde. Nach der Erprobungsphase geht das Instrument ab Oktober 2026 in ein Zielmodell mit wettbewerblichen Auktionen über. Für Speicher an netztechnisch günstigen Standorten kann daraus mittelfristig ein zusätzlicher Erlöspfad werden. Der SBMI beobachtet diese Entwicklung, nimmt sie aber erst dann als Komponente auf, wenn belastbare, reproduzierbare Marktdaten vorliegen – Transparenz geht vor Vollständigkeit.

Trend: Warum der Erlös-Stack strukturell sinkt

Der Erlös-Stack ist seit 2024 strukturell gesunken — Treiber sind sinkende PRL-Preise und zunehmende Speicher-Kapazität im deutschen Markt.

• Steigende Spot-Arbitrage-Spreads durch wachsende Solar-Volatilität
• Sinkende Regelenergie-Leistungspreise durch BESS-Liquiditätszunahme
• Langfristig Spread-Erosion bei weiter wachsender Speicher-Kapazität (BMWK Forecast 2030: 25–35 GW BESS)

Historische Zeitreihe SBMI 2024–2026

Die quartalsweise Zeitreihe dokumentiert den BESS-Erlös-Stack seit Q1 2024 mit Aufteilung nach Vermarktungsschiene.

SBMI fällt seit Q1 2024 um rund 12 Prozent. Dominanter Treiber ist der Rückgang der Regelenergie-Leistungspreise infolge wachsender BESS-Liquidität (Pipeline +120 Prozent 2024–2026). Spot-Arbitrage stabilisiert sich Q3 2026 leicht durch zunehmende Strompreis-Volatilität. Erwartung 2026 Gesamtjahr: 158 €/kW (Base), 141 €/kW (Stress).

Forecast 2026–2030

Die folgende Forecast-Tabelle zeigt die SBMI-Bandbreite bis 2030 in zwei Szenarien (Base und Stress) in €/kW/Jahr.

Das Base-Szenario unterstellt einen geordneten weiteren Speicherzubau bei anhaltend hoher Strompreis-Volatilität: Die Regelleistungs-Erlöse geben weiter nach, werden aber teilweise durch wachsende Arbitrage-Spreads kompensiert. Das Stress-Szenario kombiniert verzögerten Speicher-Ausbau mit beschleunigter Spread-Erosion – der ungünstigste realistische Pfad für Bestandsanlagen. Beide Pfade zeigen dieselbe Richtung: Wer einen BESS-Business-Case auf den Erlösniveaus von 2024 rechnet, rechnet falsch. Seriöse Kalkulationen arbeiten mit fallenden Erlöskurven und prüfen die Schuldendienstfähigkeit auch im Stress-Fall.

Wie Investoren den SBMI nutzen

Der SBMI ist als Arbeitsinstrument für Investitionsentscheidungen konzipiert – nicht als akademische Übung. In der Praxis haben sich vier Anwendungsfälle etabliert:

1. Vermarkter-Angebote plausibilisieren. Wer ein Erlösversprechen für einen Speicher erhält, kann es gegen den aktuellen Index-Wert spiegeln: Liegt das Angebot deutlich über dem SBMI, sollte der Anbieter erklären können, woraus die Überrendite stammt – liegt es deutlich darunter, ist Verhandlungsspielraum wahrscheinlich.

2. Business Cases stresstesten. Die Forecast-Szenarien liefern realistische Bandbreiten für die Erlösannahmen in Finanzmodellen. Ein Projekt, das nur im Base-Szenario funktioniert, trägt ein anderes Risiko als eines, das auch bei 92 €/kW im Jahr 2030 noch seinen Kapitaldienst leistet.

3. Bestandsanlagen benchmarken. Betreiber können die tatsächlich realisierten Erlöse ihrer Anlage quartalsweise gegen den Index legen. Bleibt die eigene Anlage systematisch hinter dem SBMI zurück, lohnt der Blick auf Vermarktungsstruktur, Verfügbarkeit oder Vertragskonditionen.

4. Markteintritt timen. Die Zeitreihe zeigt, in welcher Phase des Erlöszyklus sich der Markt befindet. Fallende Stack-Erlöse bei gleichzeitig fallenden Speicherpreisen können ein attraktives Einstiegsfenster bedeuten – entscheidend ist das Verhältnis aus Investitionskosten und erwartbarem Erlöspfad, nicht der absolute Index-Stand.

Grenzen des Index: Was der SBMI nicht kann

Zu einem seriösen Research-Produkt gehört die klare Benennung der eigenen Grenzen. Der SBMI ist ein Modell-Benchmark – und ein Modell ist immer eine Vereinfachung der Realität:

• Brutto, nicht netto: Der Index weist Brutto-Erlöse aus. Vermarktungsgebühren (typisch 15–25 %), Versicherung, Wartung, Netzanschlusskosten und Degradation sind projektspezifisch abzuziehen.
• Modelliert, nicht garantiert: Der Multi-Use-Stack ist ein modelliertes Erlöspotenzial auf Basis realer Marktdaten – kein realisierter Durchschnitt aller deutschen Anlagen. Einzelne Anlagen können deutlich darüber oder darunter liegen.
• Standort zählt: Netzanschluss, Baukostenzuschüsse, regionale Redispatch-Situation und Netzentgelt-Effekte nach § 19 StromNEV kann ein bundesweiter Index nicht abbilden.
• Kein regulierter Benchmark: Der SBMI ist eine freiwillige Marktbeobachtung ohne Status nach der EU-Benchmark-Verordnung (BMR). Für regulierte Anwendungen sind separate Strukturen erforderlich.
• Keine Anlageberatung: Der Index informiert über Marktentwicklungen. Er ersetzt weder eine technische Due Diligence noch eine individuelle Wirtschaftlichkeitsrechnung.

Einordnung: Der SBMI in der SunShine-Research-Familie

Der SBMI ist Teil eines abgestimmten Research-Programms zu Energie-Infrastruktur in Deutschland. Die Marktdaten- und Analyse-Plattform SunShine Research bündelt alle Indizes und Reports; die BESS-spezifische Analyse-Ebene liefert Storage Research Deutschland mit Marktdaten, Preisentwicklung und Trends. Den quartalsweisen Blick auf den Gesamtmarkt – Zubau, Preise, Projektpipeline – ergänzt der BESS-Marktbericht. Der SBMI übernimmt in dieser Familie die Rolle des Erlös-Benchmarks: Während Marktberichte beschreiben, was im Markt passiert, quantifiziert der SBMI, was ein Speicher damit verdient. Die vollständige Berechnungsmethodik ist im Methodology Paper offengelegt.

Quartalskommentar Q3 2026

Der SBMI sank gegenüber Q4 2025 um rund 1 % auf 163 €/kW/Jahr. Wesentlicher Treiber bleibt der Rückgang der aFRR-Leistungspreise infolge der weiter wachsenden BESS-Liquidität (deutsche Pipeline Q3 2026: 4,2 GW). Spot-Arbitrage-Erlöse stabilisieren sich leicht durch zunehmende Strompreis-Volatilität. Erwartung 2026 Gesamtjahr: 158 €/kW (Base) bzw. 141 €/kW (Stress) bei verzögertem Speicher-Ausbau und beschleunigter Spread-Erosion.

Datenquellen

Der SBMI nutzt öffentliche Daten von regelleistung.net (PRL, SRL), EEX/EPEX Spot sowie intern aufbereitete Co-Location-Cases aus deutschen BESS-Projekten.

• regelleistung.net (Regelenergie-Auktionen)
• EEX/EPEX Spot Day-Ahead und Intraday
• SunShine Research eigene Multi-Use-Optimierungs-Modelle

Weiterführend: Großspeicher-Investment · Batteriespeicher-Investment · aFRR vs. FCR im Vergleich · BESS-Marktbericht · Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten

FAQ zum BESS Multi-Use Index

SunShine Research (2026): SunShine BESS Multi-Use Index Q3 2026.
URL: https://sunshineenergy.de/sunshine-bess-multi-use-index/
Referenz: SBMI-2026-Q1