Virtuelles Kraftwerk fürs Gewerbe: Was der Pool-Vertrag mit dem Aggregator bringt und kostet

Was der Pool-Vertrag mit dem Aggregator im virtuellen Kraftwerk regelt

Ein virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant, VPP) bündelt viele dezentrale Anlagen zu einer steuerbaren Einheit, die gemeinsam an den Strommärkten auftritt. Für Ihren Gewerbespeicher bedeutet das: Statt allein zu klein für Regelenergie- oder Intraday-Handel zu sein, tritt der Speicher als Teil eines Pools an. Genau diese Bündelung übernimmt ein Aggregator, und der Pool-Vertrag ist die rechtliche Grundlage dafür.

Neu ist, dass diese Modelle 2025 auch für kleine Gewerbespeicher geöffnet wurden. TESVOLT ENERGY, eine 2025 gestartete Tochtergesellschaft, poolt nach eigenen Angaben Speicher schon ab 50 Kilowatt Netzanschluss und 50 Kilowattstunden Kapazität. In einem Feldtest über zehn Kundenprojekte meldete das Unternehmen im November 2025 monatliche Erlöse im vier- bis fünfstelligen Bereich und eine Amortisation in etwa fünf bis sechs Jahren. Zwei Drittel der Bestellungen zielten laut Anbieter auf den Handel, ein Drittel auf klassische Anwendungen wie Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung.

Auch etablierte Vermarkter richten sich an das Gewerbe. e2m integriert Batteriespeicher vollständig ins virtuelle Kraftwerk und übernimmt Optimierung, Dispatching und Abrechnung über Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemarkt. Next Kraftwerke, eine Shell-Tochter, vermarktet Speicherflexibilität am Spot- und Regelenergiemarkt und setzte im November 2025 nach eigenen Angaben eines der ersten bundesweiten Tolling-Projekte für einen Batteriespeicher um.

Der Pool-Vertrag legt fest, welche Rechte Sie abgeben. In der Regel steuert der Aggregator den Speicher fern, entscheidet über den Markteinsatz und zahlt im Gegenzug eine Vergütung. Wie diese aussieht, wer welches Risiko trägt und wie lange Sie gebunden sind, unterscheidet sich stark. Einen festen Vertragsstandard gibt es in Deutschland bislang nicht.

Erlösaufteilung: Tolling, Floor-Price und Profit-Share im Vergleich

Bei der Erlösaufteilung haben sich drei Grundmodelle herausgebildet, die die Kanzlei Gleiss Lutz und Vermarkter wie The Mobility House übereinstimmend beschreiben. Sie unterscheiden sich vor allem darin, wer das Marktrisiko trägt.

Beim Tolling-Vertrag stellen Sie den Speicher nach vereinbarter Spezifikation bereit, der Vermarkter bewirtschaftet ihn und zahlt eine feste Nutzungsgebühr, die Tolling-Fee. Sie erhalten planbare Einnahmen unabhängig vom tatsächlichen Markterlös; der Vermarkter behält die Marktchancen, trägt aber auch das Risiko. Solche Fixerlös-Verträge verbessern die Finanzierbarkeit und gewinnen laut Branchenberichten von 2025 an Bedeutung, laufen aber typischerweise fünf bis sieben Jahre.

Das Floor-Price-Modell kombiniert beides: Sie bekommen einen garantierten Mindesterlös, Zusatzerlöse aus definierten Marktsituationen werden zwischen beiden Parteien geteilt. So sichern Sie eine Untergrenze und behalten Aufwärtspotenzial. Beim reinen Profit-Share teilen sich beide Seiten die Erlöse nach einem prozentualen Schlüssel, ohne dass Ihnen eine Mindestvergütung zugesichert wird. Hier tragen Sie das volle Vermarktungsrisiko, profitieren aber auch am stärksten von guten Marktphasen.

In der Praxis existieren Mischformen. Ein Vermarkter kann das Bewirtschaftungsrecht etwa zu 80 Prozent fix und den Rest als Erlösbeteiligung vergüten. TESVOLT ENERGY setzt bei den gepoolten Kapazitäten auf mehrere konkurrierende Händler, darunter Enspired, Entrix und The Mobility House, und begründet damit höhere Erlöse bei geringerem Risiko. Für Sie zählt beim Angebotsvergleich weniger der beworbene Spitzenwert als die Frage, welcher Prozentsatz garantiert ist und wie transparent die variable Komponente abgerechnet wird.

Verfügbarkeitspflichten und Zyklen: Was Ihr Speicher im Pool liefern muss

Ein Pool-Vertrag verpflichtet Sie nicht nur, Kapazität bereitzustellen, sondern diese auch zuverlässig verfügbar zu halten. Batteriespeicher unterliegen im Aggregator-Betrieb regelmäßig einer Mindestverfügbarkeit. Erreichen Sie diese nicht, drohen Pönalen, und zusätzlich können Ausgleichsenergiekosten entstehen, wenn der Speicher vom vereinbarten Fahrplan abweicht.

Das ist mehr als eine Formalie. Wer den Speicher zeitweise für Eigenverbrauch oder Lastspitzenkappung nutzt, blockiert Kapazität, die der Aggregator eingeplant hat. Multi-Use-Betrieb ist attraktiv, weil er Erlösquellen diversifiziert, aber der Vertrag muss klar regeln, welche Kapazität wann für welchen Zweck reserviert ist. Prüfen Sie deshalb, ob eine Priorität zugunsten Ihres Eigenverbrauchs vereinbart ist oder ob der Handel Vorrang hat.

Wichtig ist auch die Frage der Zyklen. Jede Lade- und Entladeaktion beansprucht die Batterie und beeinflusst deren Lebensdauer. Ein guter Vertrag deckelt entweder die jährlichen Vollzyklen oder gleicht überdurchschnittliche Beanspruchung finanziell aus. Fehlt eine solche Regelung, verlagert sich das Alterungsrisiko vollständig auf Sie.

Klären Sie zudem, wer die Präqualifikation für die Regelenergiemärkte übernimmt und die technischen Tests durchführt; Vermarkter wie Next Kraftwerke wickeln das ab, doch Aufwand und Kosten gehören in den Vertrag. Ebenso muss geregelt sein, was passiert, wenn technische Störungen außerhalb Ihres Verantwortungsbereichs die Verfügbarkeit senken. Ohne saubere Abgrenzung tragen Sie am Ende Pönalen für Ausfälle, die Sie nicht zu verantworten haben.

Zugriff aufs EMS und die versteckten Kosten im Aggregator-Vertrag

Damit der Aggregator den Speicher im virtuellen Kraftwerk vermarkten kann, braucht er Fernzugriff auf Ihr Energiemanagementsystem (EMS). Eine intelligente Software entscheidet auf Basis von Preisprognosen laufend, wann und in welchem Markt der Speicher lädt oder entlädt. Faktisch übergeben Sie damit einen Teil der Betriebshoheit an den Vermarkter.

Dieser Zugriff wirft Fragen auf, die der Vertrag beantworten sollte. Können Sie den Speicher in Notlagen selbst übersteuern? Welche Daten werden erhoben, und wer darf sie nutzen? Und was geschieht mit der Steuerungsanbindung, wenn der Vertrag endet? Je tiefer der Aggregator ins EMS eingreift, desto genauer sollten Rückfall- und Schnittstellenregelungen definiert sein.

Mindestens ebenso wichtig sind die Kosten, die nicht auf der ersten Seite des Angebots stehen. Der Branchendienst interconnector.de weist darauf hin, dass Serviceentgelte, etwa für REMIT-Meldungen und Handelstransaktionsgebühren, oft separat ausgewiesen werden und zunächst gering wirken, sich in Summe aber deutlich addieren. Ausgleichsenergiekosten sind häufig nicht im Dienstleistungsentgelt eingepreist.

Rechnen Sie deshalb nicht mit dem Bruttoerlös, sondern mit dem, was nach Abzug aller Entgelte bei Ihnen ankommt. Lassen Sie sich eine vollständige Kostenaufstellung geben und fragen Sie gezielt nach Mess- und Abrechnungsgebühren, Kosten der Marktanbindung sowie Einrichtungspauschalen. Ein transparenter Vermarkter benennt diese Posten von sich aus. Wo Erlösversprechen groß und Kostenaufstellung dünn sind, lohnt der genaue Blick am meisten.

Vertragsbindung und Erlöslage 2025: Laufzeiten, Kündigung und Marktzahlen

Die Vertragsbindung entscheidet mit darüber, ob ein Pool-Vertrag zu Ihnen passt. Reine Vermarktungsverträge laufen laut Marktübersichten üblicherweise ein bis fünf Jahre, in Einzelfällen bis zu zehn. Tolling-Verträge mit Fixvergütung binden mit fünf bis sieben Jahren tendenziell länger. Achten Sie auf automatische Verlängerungsklauseln und darauf, ob ein Wechsel des Aggregators während der Laufzeit überhaupt möglich ist.

Ein oft übersehener Punkt betrifft das Zusammenspiel mit Ihrem Stromliefervertrag. Der Lieferant muss über den Abschluss einer Aggregierungsvereinbarung informiert werden und darf daraufhin bei Nicht-Haushaltskunden den Liefervertrag außerordentlich mit einer Frist von drei Kalendermonaten zum Monatsende kündigen (§ 41d EnWG). Wer Pool und Belieferung nicht aufeinander abstimmt, riskiert Reibung zwischen beiden Verträgen.

Auch die Marktlage gehört in jede Kalkulation, denn die Erlöspotenziale sind 2025 zurückgegangen. Nach dem ISEA Battery Revenue Index, ausgewertet von pv magazine, sank der Gesamtertrag einer marktübergreifenden Strategie für ein Zwei-Stunden-System mit zwei Zyklen pro Tag um 16 Prozent von rund 309.000 auf etwa 259.000 Euro pro Megawatt und Jahr. Als Einzelmarkt gab die Primärregelleistung FCR um etwa 6,9 Prozent auf rund 106.000 Euro pro Megawatt und Jahr nach, der Intraday-Continuous-Handel um rund 16 Prozent. An Bedeutung gewann dagegen die Vorhaltung von Sekundärregelleistung aFRR mit über 146.000 Euro pro Megawatt und Jahr.

Diese Werte stammen aus dem Großspeicher-Segment; auf die installierte Leistung entsprechen die Index-Erträge grob 100 bis 260 Euro pro Kilowatt und Jahr. Kleinere Gewerbespeicher erreichen davon meist nur einen Bruchteil, weil Pooling-, Mess- und Vermarktungskosten anteilig stärker ins Gewicht fallen. Diese Zahlen sind zudem Momentaufnahmen und keine Garantie. Sie zeigen aber, warum ein Fixerlös-Modell in schwächeren Marktjahren attraktiver sein kann, während ein Profit-Share in guten Phasen mehr abwirft. Welches Modell zu Ihrem Risikoprofil passt, sollten Sie vor der Unterschrift durchrechnen, nicht danach.