Der deutsche Markt für Batteriespeichersysteme (BESS) erlebt eine Phase rapiden Wachstums, steht jedoch gleichzeitig vor erheblichen Finanzierungs- und Regulierungsherausforderungen. Trotz rekordverdächtiger Ausbauzahlen im ersten Quartal 2026 und einer installierten Leistung von rund 14 GW, warnen Experten vor einer Verschlechterung des Finanzierungsumfelds und Sättigungseffekten in wichtigen Märkten.
Wichtige Erkenntnisse
- Rekordausbau von 2,2 GWh BESS im ersten Quartal 2026.
- Finanzierung für neue Projekte wird schwieriger, besonders für mittelgroße Anlagen.
- Neue Netzentgeltregelung ab August 2029 bringt Unsicherheit und Handlungsdruck.
- Potenzial für Kapazitätsmärkte, aber Designfragen sind entscheidend.
- Flexible Netzanschlussvereinbarungen könnten Engpässe lösen.
Dynamisches Wachstum trifft auf Marktveränderungen
Deutschland hat sich in den letzten Jahren zu einem der dynamischsten Märkte für große Energiespeicher in Europa entwickelt. Das erste Quartal 2026 verzeichnete einen Rekordzubau von etwa 2,2 GWh, was einem Anstieg von 38% gegenüber dem ersten Quartal 2025 entspricht. Die installierte Basis liegt derzeit bei rund 14 GW, und Prognosen deuten darauf hin, dass im Gesamtjahr 2026 weitere 8 bis 10 GWh hinzukommen könnten.
Der sogenannte 'Merchant Business Case' – also der Betrieb von Speichern ohne feste Abnahmeverträge – hat sich als tragfähig erwiesen. Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen stieg von 69 im Jahr 2022 auf 573 im Jahr 2025. Gleichzeitig sanken die Erfassungsraten für Solarenergie unter 60%, und Intraday-Spreads überschreiten regelmäßig 150 €/MWh innerhalb einer Stunde. Diese Marktbedingungen begünstigen den Einsatz von Speichern zur Arbitrage und Netzstabilisierung.
„Im Jahr 2025 wurden Merchant-Geschäftsmodelle bankfähig. Wir haben unser Pilotprojekt zu 70% LTV mit erstrangigen Schulden auf einer vollständig kaufmännischen Einnahmenstrategie finanziert, basierend auf konservativer Zeichnung“, erklärt Maximilian Hüls, Chief of Staff bei 8Energies, einem Entwickler und Betreiber von BESS.
Herausforderungen im Finanzierungsumfeld
Trotz des Erfolgs im letzten Jahr hat sich das Finanzierungsumfeld seit Anfang 2026 verschlechtert. Maximilian Hüls weist darauf hin, dass es für mittelgroße Projekte ohne große CAPEX-Volumina schwieriger geworden ist, ausreichende erstrangige Fremdfinanzierungen zu sichern, selbst wenn das Geschäftsmodell an sich gut funktioniert. Der Markt tendiert zunehmend zu Tolling- und Floor-Strukturen, da Banken auf vertraglich gesicherte Einnahmen drängen.
Faktencheck: Finanzierung
- 2025: Merchant-Projekte wurden bankfähig, 70% LTV mit erstrangigen Schulden möglich.
- 2026: Finanzierungsumfeld verschlechtert sich, insbesondere für mittelgroße Projekte.
- Trend: Zunehmende Nachfrage nach Tolling- und Floor-Strukturen durch Banken.
Netzentgelte und ihre Auswirkungen
Eine zentrale Frage für die Bankfähigkeit von Energiespeicherprojekten ist die Regelung der langfristigen Netzentgelte. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat hierzu am 6. August 2026 einen Entwurf veröffentlicht. Dieser sieht vor, dass Speicher eine einmalige jährliche Kapazitätsgebühr von etwa 5 €/kW auf die vertraglich vereinbarte Anschlusskapazität zahlen. Zusätzliche volumetrische Gebühren auf den tatsächlichen Energiefluss sollen entfallen.
Diese Regelung sendet gemischte Signale an die Branche. Projekte, die netzentgeltfrei bleiben wollen, stehen unter erheblichem Zeitdruck. Eine klare Frist für die endgültige Investitionsentscheidung (FID) ist zum Jahresende festgelegt, mit einer Inbetriebnahme, die bis zum 4. August 2029 erfolgen muss. Für die langfristige Perspektive von BESS ist dies jedoch ein positives Signal, da die vorgeschlagene Struktur die interne Rendite (IRR) eines Standard-Mittelspannungsprojekts nur um etwa 1,5 Prozentpunkte beeinflussen würde – ein Wert, der für gesunde Projekte beherrschbar ist.
Engpässe bei Netzanschlüssen und fehlende Strategie
Die größten Herausforderungen bleiben der Rückstand bei Netzanschlussanfragen (rund 270 GW an Anfragen liegen bei den Übertragungsnetzbetreibern), das Netzentgeltregime ab August 2029, das den Zeitpunkt der FID branchenweit beeinflusst, und das Fehlen einer nationalen Speicherstrategie. Diese Faktoren schaffen Unsicherheit und verlangsamen den notwendigen Ausbau.
Hintergrund: Netzentgelte
Netzentgelte sind Gebühren, die für die Nutzung des Stromnetzes erhoben werden. Für Energiespeicher war lange unklar, wie diese berechnet werden, was Investitionen erschwerte. Die neue Regelung soll hier Klarheit schaffen, aber auch neue Fristen setzen.
Potenzial und Risiken von Kapazitätsmärkten
Ein Kapazitätsmarkt könnte Speichern eine vertraglich vereinbarte Mindesteinnahme sichern, was die Bankfähigkeit verbessern und die Kapitalkosten senken würde. Dies wäre besonders wertvoll für Systeme mit längerer Speicherdauer (z.B. 4 Stunden), deren Geschäftsmodell stärker von Knappheitspreisen abhängt. International gibt es jedoch Warnsignale: Italiens erste MACSE-Auktion wurde mit etwa 13.000 €/MWh/Jahr abgeschlossen, weit unter dem Reservepreis von 37.000 €, und war vierfach überzeichnet, wobei rund 70% an zwei etablierte Unternehmen gingen.
Für Deutschland sind die Designfragen entscheidender als das Prinzip an sich: Wie wird die Leistung von Speichern nach Dauer abgestuft? Verdrängt ein Kapazitätsmarkt die Flexibilitätseinnahmen aus dem Merchant-Markt oder ergänzt er sie? Können kleinere, unabhängige Plattformen mit den Bilanzen großer Versorgungsunternehmen konkurrieren? Für vollständig auf den Merchant-Markt ausgerichtete Plattformen wie 8Energies ist ein Kapazitätsmarkt eher eine Option als eine Notwendigkeit.
Flexible Netzanschlüsse als Lösung
Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) könnten eine wichtige Rolle spielen. Speicher sind ideale Partner für flexible Anschlüsse, da eine Abregelung preislich bewertet und gemanagt werden kann. Damit FCAs in der Praxis funktionieren, müssen jedoch zwei Bedingungen erfüllt sein: Erstens müssen die FCA-Bedingungen transparent und frühzeitig kommuniziert werden, damit Entwickler ihre Standorte und Geschäftsmodelle entsprechend planen können. Zweitens muss ein FCA immer noch ein tragfähiges Geschäftsmodell ermöglichen. Das Instrument hilft nur, wenn Projekte bankfähig bleiben und gleichzeitig eine bessere Auslastung lokaler Netzengpässe ermöglichen.
Chancen und Herausforderungen
- Kapazitätsmarkt: Kann Bankfähigkeit verbessern, erfordert aber sorgfältiges Design.
- FCAs: Potenzial zur Freischaltung von Anschlusskapazität, wenn Bedingungen erfüllt sind.
- EPC: Langfristig Kostensenkung durch eigene EPC-Teams und Direktbestellung von Komponenten.
Beschaffungstrends und Rolle der Netzbetreiber
Beim Bau von BESS-Projekten sind Bankfähigkeit und Garantien die wichtigsten Faktoren. Entwickler bevorzugen Tier-One-Komponenten, die bereits im deutschen Markt etabliert und von Banken akzeptiert werden. Ein Lieferant mit einer starken Garantiestruktur, die das Geschäftsmodell über die gesamte Lebensdauer des Assets unterstützt, ist ebenfalls entscheidend.
Verteilnetzbetreiber (DSOs) und Übertragungsnetzbetreiber (TSOs) entwickeln sich von passiven Gatekeepern zu aktiven Marktgestaltern. DSOs sind für mittelgroße Anschlüsse von großer Bedeutung, da sie Anschlusszeiten, die Methodik zur Bestimmung des Bereitstellungskostenbeitrags (BKZ) und zunehmend die Bedingungen flexibler Anschlussvereinbarungen kontrollieren. Die Unterschiede zwischen DSOs in Bezug auf Geschwindigkeit, Transparenz und Kosten sind enorm. Eine Standardisierung dieser Schnittstelle könnte den Speicherausbau stärker fördern als viele bundespolitische Debatten.
TSOs werden indes zunehmend zu Marktpartnern: Sie beschaffen vermehrt Regelleistungen, betreiben Engpassmanagement und initiieren Pilotprojekte für Netzbooster, bei denen Speicher Redispatch-Maßnahmen ersetzen.
