Täglich grüßt das Murmeltier – und beim Großspeicher ist’s nicht anders. 1,5 oder 2 Zyklen, Tag für Tag, immer schön im Rahmen der Garantiebedingungen bleiben. Klingt vernünftig. Ist aber auf Dauer… na ja: vorhersehbar, langweilig – und ehrlich gesagt wirtschaftlich nicht besonders smart.

Denn der Strommarkt denkt nicht in Tagesroutinen. Warum also sollte es Ihr Speicher tun? Statt starr zweimal täglich voll- und entladen, könnte man auch flexibel auf echte Marktchancen reagieren – mal vier Zyklen fahren, mal keinen. So kommt Abwechslung ins Speicherleben. Und aufs Erlöskonto. 😉

Die Antwort ist einfach: Zellhersteller, Projektierer – und nicht zuletzt Banken. Denn wer einen Großspeicher finanziert, will wissen, worauf er sich verlässt. Eine Garantie über z. B. zehn Jahre sichert ab, dass die Batterie auch in Zukunft noch genug Kapazität liefert – ganz konkret: dass z. B. nach 6.000 Zyklen immer noch mindestens 70 oder 80 % nutzbare Kapazität verfügbar ist.

Aber wie garantiert man so etwas? Indem man die Nutzung regelt. Die gängige Lösung: eine maximale Zyklenzahl pro Tag. Das klingt nachvollziehbar – weniger Zyklen, weniger Alterung, mehr Sicherheit. Und: In der Anfangszeit gab’s schlicht kaum Praxiserfahrung mit Großspeichern (BESS) im echten Marktumfeld. Also ging man lieber auf Nummer sicher – konservative Zyklenvorgabe inklusive.

Das Ergebnis: Ein Speicher mit Marktpotenzial – aber limitiert wie eine PV-Anlage, die nur im Winter einspeisen darf (dazu bei Gelegenheit mehr😉). 🌞🚫🌙

Eigentlich gäbe es längst Spielraum – technisch, vertraglich, operativ. Aber ein zentraler Baustein hält weiter am alten Schema fest: die sagenumwobene „Erlösprognose“. Viele Anbieter bzw. Dienstleister rechnen weiterhin mit festen Tageswerten – 1,0, 1,5 oder 2,0 Vollzyklen, ganz klassisch. Auch unabhängig davon, ob wir über ein 1h- oder 2h-System sprechen.

Das allein wäre kein Drama – wenn nicht genau diese Modelle Grundlage für Finanzierungs- und somit Investitionsentscheidungen wären.

Banken und Investoren orientieren sich an diesen konservativen Annahmen. Und was im Excel-Sheet steht, wird oft zur stillschweigenden Vorgabe für Betreiber und Vermarkter: So viel solltest du fahren – Punkt.

Das Problem? Wer so plant, rechnet sich Flexibilität systematisch klein. Und schränkt Erlöspotenziale ein, bevor überhaupt eine Kilowattstunde bewegt wurde.

Wenn Erlösmodelle den Einsatz fixieren, passiert genau das: Der Speicher bleibt im Rahmen – während draußen am Markt die Chancen durch die Gegend springen.

Der Markt schwankt – und zwar gewaltig. Und mit ihm die Erlösmöglichkeiten. Wer täglich stur die zwei „besten“ Spreads mitnimmt, verdient okay. Aber: Der drittbeste Spread ist oft richtig attraktiv – nur eben tabu, wenn das tägliche „Zyklen-Guthaben“ schon aufgebraucht ist.

Die Grafik zeigt’s einfach: Während der zweitbeste Spread (blaue Linie) eine solide Basis liefert, blitzen regelmäßig dritte Chancen auf – teils mit über 200 EUR/MWh.

Wer hier flexibel agieren darf, verdient mehr. Wer starr bleibt, schaut zu.

Was bringt eine dynamischere Nutzung („Dynamic Cycling“) konkret? Wir haben’s getestet – mit Day-Ahead-Preisen von 2020 bis 2024. Verglichen wurde für ein 2h-System eine klassische Tagesoptimierung (mit max. 2-Zyklen-je Kalendertag) mit einer flexiblen Jahresoptimierung, bei der die Zyklen dann eingesetzt werden, wenn es sich auf dem Spotmarkt lohnt.

Ja, die Jahresoptimierung kennt in der Simulation alle Preise im Voraus – das ist naiv, aber hilfreich, um das Potenzial sichtbar zu machen. Die Richtung stimmt.

Das Ergebnis: Je nach Jahr wären zwischen 7 % und 38 % mehr Gewinn drin gewesen. Absolut bedeutet das: zwischen rund 3.000 und 24.800 EUR/MWh mehr im Jahr.

Kurz gesagt: Wer dynamisch fährt, verdient deutlich mehr. Und der Trend seit 2023 setzt sich ggf. in den kommenden Jahren auch noch fort 💸⚡

Dynamic Cycling ist kein Zukunftskonzept – es ist technisch möglich, operativ machbar und ökonomisch sinnvoll. Die Simulationen zeigen: Wer Zyklen nicht stur täglich aussteuert, sondern flexibel dort einsetzt, wo es sich lohnt, kann deutlich höhere Erlöse erzielen – ohne zusätzlichen Hardwareeinsatz, allein durch smartere Nutzung.

Und: Die Hersteller sind längst soweit.

Viele bieten heute bereits Garantieformate, die genau diese Flexibilität ermöglichen – z. B. HiTHIUM Energy Storage mit zyklusabhängigen Restwertberechnungen oder Voltfang ganz ohne Tageslimitierung. Auch Tesla Energy geht diesen Weg konsequent: Es gibt kein Zyklenkonto, sondern ein MWh-Guthaben – ist das verbraucht, endet die Gewährleistung. Ein klares Signal: Es geht längst anders.

Auch aus dem Markt selbst kommt Rückenwind:

„Spätestens mit der Einführung von Viertelstundenprodukten Ende 2025 wird die Optimierung noch kleinteiliger – und flexible Zyklen sind dann keine Option mehr, sondern Pflicht“, sagt Florian Heise, Optimierungsexperte bei Re-Twin Energy.

Und auch Entwickler rücken näher an die Betriebsrealität heran:

„Was früher ein starres Korsett war, wird heute dynamisch gedacht“, so Julian Gerstner , Co-Gründer und Geschäftsführer von MIRAI Power, einem Entwickler & Betreiber von Großspeichern mit Sitz in München. Besonders relevant sei die Transparenz über die Zellalterung: „Wenn ich die Alterung auf Zellebene quantifizieren kann, kann ich nicht nur flexibler fahren, sondern das Asset auch länger und verlässlicher betreiben.“, so Gerstner weiter.

Jetzt braucht es den nächsten Schritt:

➡️ Projektentwickler und Investoren sollten sich trauen, das Potenzial dynamischer Nutzung auch wirklich zu heben.

➡️ Anbieter von Erlösprognosen und Banken müssen aufhören, Flexibilität kleinzurechnen – und die technischen Möglichkeiten der Systeme entsprechend in Ihren Modellen abbilden.