Deutschland braucht Batterien. Das gilt auch für die deutsche Solarenergie. Da die Preisunterschiede innerhalb eines Tages auf den Utility Märkten zunehmen, werden Großspeicherprojekte und Hybridprojekte aus Solarenergie und Speicherung wirtschaftlich immer attraktiver. Auf lange und immer häufiger auftretende Phasen mit sehr niedrigen oder negativen Preisen folgen Abends stark ansteigende Spitzenpreise, was sowohl eine Herausforderung für autarke Solaranlagen als auch eine Chance für Energiespeicher darstellt.

Die folgenden beiden Grafiken von Modo Energy veranschaulichen diesen Trend. Die erste Grafik zeigt die Großhandelsstrompreise im Tagesverlauf im Jahr 2020 mit einem deutlichen Tagestief während der Spitzenproduktion aus Solarenergie und einem ausgeprägten Abendspitzenwert – der klassischen „Entenkurve“. Im Jahr 2025 haben sich beide Merkmale noch stärker ausgeprägt.

Für Solarentwickler bedeutet diese sich vertiefende Mittags-Tiefphase einen wachsenden Druck auf die Einspeisepreise. Für Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) stellt die sich vergrößernde Intraday-Spanne zwischen niedrigen Tages- und hohen Abendpreisen hingegen eine bedeutende und wachsende Chance dar.

Inhärente Komplexität

Trotz dieser Realität ist die Entwicklung von BESS in Deutschland alles andere als einfach, und es kann eine Herausforderung sein, ein Projekt bis zur endgültigen Investitionsentscheidung (FID) zu bringen. Die Hindernisse sind vielfältig. Der deutsche Strommarkt ist komplex und umfasst eine große Anzahl von Akteuren – darunter vier Übertragungsnetzbetreiber (TSOs) und mehr als 900 Verteilernetzbetreiber (DSOs) –, zudem müssen sich Projektentwickler durch eine Vielzahl von Vorschriften, Verfahren, Formularen und Gebühren kämpfen.

Die Erstellung eines soliden Business Case für BESS erhöht die Komplexität noch weiter. Zu den wichtigsten Überlegungen gehört, ob der Speicher am selben Standort wie die PV-Anlage errichtet werden soll, ob die Batterie als „grünes“ oder „graues“ System betrieben werden soll und welche Rolle Frequenzregelungsmärkte bei der Ertragsstruktur spielen sollen.

Mit mehr als 25 Jahren Erfahrung auf dem deutschen Solarmarkt befasst sich das Technical Consulting-Team von meteocontrol – das nun unter dem Namen mc Advisory firmiert – regelmäßig mit diesen Fragen und liefert die Analysen, die für fundierte Investitionsentscheidungen bei BESS im Utility-Scale erforderlich sind. Und angesichts der wachsenden Zahl von BESS-Projekten wird deutlich, dass Batteriespeicher trotz der Komplexität zunehmend zu einem wesentlichen Bestandteil der Projektentwicklung im Bereich erneuerbarer Energien in Deutschland werden.

Um zu veranschaulichen, wie sich die Dimensionierung der Batterie, die gemeinsame Standortwahl und die Betriebsmodellierung auf das Ertragspotenzial von BESS auswirken können, hat das Team von mc Advisory ein theoretisches 4-MWp-Solarprojekt in Deutschland modelliert, das mit einer Einspeisebegrenzung von 4 MW und einer Abnahmebegrenzung von 1 MW ausgestattet ist und entweder mit einem zweistündigen oder einem vierstündigen Batteriesystem kombiniert wurde, das jeweils eine Speicherkapazität von 4 MWh bzw. 8 MWh bereitstellt.

Zur Berechnung der Erlöse wurde eine Optimierung des Stromhandels auf den Großhandelsmärkten – in Deutschland als „Direktvermarktung“ bezeichnet – auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten herangezogen. Diese Erlöse wurden mit den modellierten Erlösen aus der Erbringung von Regulierungsleistungen sowie einem angenommenen Mindestpreis von knapp über 0,05 €/kWh gemäß dem deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) kombiniert.

Der Mindestpreis gemäß EEG ist für Solarenergie relevant, unabhängig davon, ob diese direkt vermarktet oder zu Zeitpunkten, an denen der Großhandelspreis nicht negativ ist, in einem „Green BESS“ gespeichert wird. Das Modell ging davon aus, dass die Hälfte der verfügbaren BESS-Leistung auf dem Regelenergiemarkt angeboten würde – insbesondere für die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR up).

Der aFRR-Mechanismus wird in der Regel ausgelöst, wenn die Erzeugung zu gering oder der Verbrauch zu hoch ist und die Netzfrequenz wiederhergestellt werden muss. Zur Veranschaulichung: Eine Batterie, die 2 MW aFRR nach oben bereitstellt, befindet sich normalerweise im Leerlauf oder im Ladezustand. Wenn das System eine Aktivierung von 60 % anfordert, könnte die Batterie angewiesen werden, etwa 1,2 MW mehr Aufwärtsunterstützung bereitzustellen, in der Regel durch Entladung oder durch eine Reduzierung der Ladeleistung um diesen Betrag. Es ist zu beachten, dass in der Modellierung davon ausgegangen wurde, dass die für den aFRR-Up in Reserve gehaltene BESS-Kapazität aufgrund des dynamischen und wettbewerbsorientierten Charakters dieses Marktes nicht in jedem Fall akzeptiert würde.

Die Ergebnisse der Modellierung – dargestellt in der beigefügten Grafik und Tabelle – verdeutlichen mehrere wichtige Marktdynamiken, die die BESS-Geschäftsmodelle in Deutschland prägen, darunter die Auswirkungen der Systemdimensionierung, der Betriebsstrategie und die Bedeutung der aFRR-up-Einnahmen für das Ertragspotenzial.

 Prognostizierte deutsche Projekteinnahmen

Bild: mc Advisory

Vorteile der Kombinationslösung

Die „reine PV“-Anlage stellt ein aussagekräftiges Basisszenario dar. Angesichts der prognostizierten Jahreserlöse von 250.000 € auf dem Spotmarkt und 145.000 € im Rahmen des EEG wird die anhaltende Bedeutung des deutschen Förderprogramms für Solaranlagen unterstrichen. Durch die Ergänzung um ein BESS vor Ort lässt sich das Ertragspotenzial jedoch unmittelbar steigern. Die Spotmarkt-Einnahmen steigen auf 400.000 €, während die EEG-Einnahmen auf 155.000 € ansteigen, da sich die Batterie in Zeiten negativer Strompreise aufladen und in den preisstärkeren Abendstunden entladen kann.

Über die Ertragssteigerung hinaus bietet die gemeinsame Nutzung von Solar- und Speichersystemen in Deutschland mehrere Vorteile. Die gemeinsame Nutzung der Infrastruktur kann sowohl die Investitions- als auch die Betriebskosten senken und ermöglicht gleichzeitig eine effizientere Nutzung bestehender Netzanschlusspunkte. Und da lange Genehmigungsfristen derzeit ein Merkmal des deutschen BESS-Marktes sind, kann auch die Nachrüstung bestehender Solarparks mit Batteriespeichern eine attraktive Option sein.

„Grün“ oder „Grau“

Ein weiterer wichtiger Aspekt bei der Entwicklung von BESS ist die Frage, ob die Batterie als „grünes“ System ausschließlich über die vor Ort erzeugte Solarenergie geladen wird oder ob sie im „grauen“ Modus auch aus dem Stromnetz geladen werden kann. Während eine „graue“ Betriebsstrategie durch günstige Einspeisung aus dem Stromnetz zu optimierten Arbitragemöglichkeiten und einem optimalen Ladezustand des BESS führen kann, hat ein „grünes“ System Anspruch auf Fördermittel im Rahmen des deutschen EEG. Die „grüne“ Batterie profitiert beim Entladen von der EEG-Mindestvergütung, da sie ausschließlich aus der angrenzenden Solarstromerzeugung geladen wird. Die Wahl hängt stark von den Zielen des Entwicklers ab – unter anderem davon, ob der Schwerpunkt auf dem Ausbau erneuerbarer Kapazitäten oder der Maximierung der Rentabilität der Energieanlagen liegt –, kann aber auch erhebliche Auswirkungen auf die Einnahmen haben.

In der Modellrechnung steigert das 4-MWh-BESS den Jahresumsatz im Vergleich zu einer eigenständigen Solaranlage um etwa 40,5 %, wenn es als „grünes“-System betrieben wird, was zusätzlichen Einnahmen von 160.000 € pro Jahr entspricht. Eine „graue“-Batterie gleicher Größe bietet größere Arbitragemöglichkeiten, da sie in Zeiten negativer Großhandelspreise aufgeladen werden kann und ihren Ladezustand effektiver verwaltet. Andererseits bedeutet der Wegfall der EEG-Einnahmen, dass der Gesamtanstieg geringer ausfällt und bei etwa 26,6 % bzw. 105.000 € pro Jahr liegt.

Bei einer größeren Batterie verschiebt sich jedoch die Wirtschaftlichkeit. Die 8-MWh-„Green“-Batterie erzielt eine Umsatzsteigerung von 73,4 % bzw. 290.000 €. Das 8-MWh-„Gray“-System kann seine zusätzliche Kapazität besser nutzen, um Spitzen und Tiefpunkte am Großhandelsmarkt auszunutzen, wodurch sich der Umsatzanstieg auf mehr als 79,7 % bzw. 315.000 € pro Jahr erhöht. In dieser Größenordnung gleicht die zusätzliche Arbitragemöglichkeit den Verlust an EEG-Einnahmen mehr als aus.

Einnahmen aus Frequenzregelungs-Zusatzdiensten (FCAS)

Welche Rolle spielen also die deutschen Märkte für Zusatzdienste? In den europäischen Vorreiterregionen für BESS im Utility-Scale, wie beispielsweise dem Vereinigten Königreich, waren Zusatzdienste ein wesentlicher Treiber für den Ausbau. Diese Märkte haben sich jedoch als relativ „flach“ erwiesen und können schnell gesättigt sein, wenn die kumulierte Batteriekapazität steigt.

Nimmt man die aFRR-Ups-Einnahmen aus Regulierungsdiensten im Jahr 2025 als Referenz, ist der Beitrag dieser Märkte erheblich und dürfte für Entwickler von großem Interesse sein. Das 8-MWh-„graues“-System einschließlich der aFRR-Up-Einnahmen erzielt beispielsweise mit 835.000 € pro Jahr den höchsten Gesamtumsatz aller modellierten Konfigurationen. In diesem Szenario werden einige Einnahmen aus dem Großhandelsmarkt kannibalisiert, da ein Teil der Batteriekapazität für Regeldienste reserviert ist. Doch die Vorteile überwiegen bei weitem die Nachteile.

Im 8-MWh-„grau“-Szenario einschließlich der Einnahmen aus Zusatzdiensten erzielt das System zusätzliche Einnahmen in Höhe von 180.000 € aus dem aFRR-Up-Mechanismus – wodurch die entgangenen Großhandelserlöse mehr als ausgeglichen werden. In ähnlicher Weise generiert das 4-MWh-System zusätzliche Einnahmen aus Zusatzdiensten in Höhe von 100.000 €, was die entgangenen Großhandelserlöse ebenfalls deutlich übersteigt.

Die Wirtschaftlichkeit bleibt für „grüne“-Systeme überzeugend, wenn auch nicht im gleichen Maße wie bei „grauen“-Batterien. Beim 4-MWh-BESS stehen zusätzliche Einnahmen aus Nebenleistungen in Höhe von 155.000 € den entgangenen Einnahmen von 95.000 € gegenüber – trotz der erheblichen Kannibalisierung der Großhandels- und EEG-Einnahmen. Bei der 8-MWh-Anlage trägt der aFRR-Up 135.000 € an zusätzlichen Einnahmen bei, während im Großhandelshandel und im Rahmen des EEG lediglich 40.000 € verloren gehen.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Erlöse aus dem Regelenergiemarkt die Erlöse aus Solar-plus-Speicher positiv beeinflussen – wobei eine größere BESS-Kapazität mehr aus dem aFRR-Up einbringt. Die Modellierung zeigt, dass die Regelenergiemärkte zwar einen Teil der Erlöse aus dem Direktvertrieb und der EEG-Einnahmen bei „grünen" Batterien schmälern, das System jedoch durchweg drei- bis viermal mehr Einnahmen erzielt, als es an Erträgen einbüßt.

Zukünftige Unsicherheiten

Die Entwicklung der deutschen Regelenergiemärkte wird die Umsatzdynamik von BESS-Anlagen über die gesamte Projektlaufzeit beeinflussen – einige Betreiber könnten hinsichtlich eines Anstiegs dieser Umsätze optimistischer sein, da thermische Kraftwerke weiterhin aus dem deutschen Markt ausscheiden. Die Volatilität des Großhandelsmarktes ist eine weitere wichtige Variable: Größere Preisdifferenzen würden Arbitragemöglichkeiten erhöhen, insbesondere für Batterien, die als „graue"-Systeme betrieben werden und flexibel aus dem Netz geladen werden können.

Die Zukunft der EEG-Förderungen bringt eine weitere Ebene der Unsicherheit mit sich. Die Fördermechanismen für erneuerbare Energien in Deutschland haben sich in der Vergangenheit bereits geändert, und Projektentwickler müssen bei der Bewertung der langfristigen Projekteinnahmen die Möglichkeit weiterer Reformen berücksichtigen.

Auch die Systemkosten von Batteriespeichersystemen stellen eine entscheidende Variable dar. BloombergNEF prognostiziert für 2025 einen Rückgang der globalen Systemkosten um 27 %, womit sich der rasante Kostenrückgang fortsetzen würde, der die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern gestärkt hat. Ob sich Rückgänge dieser Größenordnung fortsetzen können, bleibt jedoch ungewiss.

Es ist zudem wichtig zu beachten, dass sich die hier vorgestellte Analyse von mc Advisory auf das Umsatzpotenzial auf dem deutschen Markt konzentriert und nicht auf die Anlagenkosten – wohl eine der wichtigsten Variablen bei jeder BESS-Investitionsentscheidung. Bei der Zusammenarbeit mit Entwicklern und EPC-Unternehmen führt das Team von mc Advisory selbstverständlich detaillierte Analysen der Anlagenkosten und Preisentwicklungen durch.

Es besteht kaum Zweifel daran, dass Batteriespeicher eine entscheidende Rolle beim weiteren Ausbau der Solarenergie und anderer Technologien für erneuerbare Energien in Deutschland, in ganz Europa und weltweit spielen werden. In einer im August veröffentlichten Analyse kam der Think Tank Ember zu dem Schluss, dass der rasche weltweite Ausbau von Batteriespeichern bis 2026 es ermöglichen könnte, mehr als ein Drittel der in diesem Jahr neu installierten Solarstromerzeugung von den Tagesstunden in den Abend zu verlagern.

Die Möglichkeit, eine derart bedeutende Strommenge während Zeiten des Tagesüberangebots zu speichern und in die abendliche Nachfragespitze einzuspeisen, stellt einen wichtigen Wendepunkt in der globalen Energiewende dar. Sie macht zudem deutlich, dass Batteriespeichersysteme (BESS) nicht mehr wegzudenken sind. Die schwierigere Frage ist, wie sich das optimale Geschäftsmodell für einzelne Projekte in vielversprechenden, aber komplexen Märkten wie Deutschland entwickeln lässt. Da sich Marktbedingungen, Regulierung, Technologiekosten und Ertragsmöglichkeiten ständig weiterentwickeln, erfordert die Beantwortung dieser Frage kontinuierliche und spezialisierte Analysen.

Ursprünglich veröffentlicht am 8. Oktober 2026 auf ESS-News