Der deutsche Markt für Batteriespeichersysteme (BESS) erlebt eine bemerkenswerte Wachstumsphase. Im Jahr 2025 starteten mehrere groß angelegte Projekte, die das Vertrauen der Akteure stärken. Doch trotz dieser Fortschritte bleiben Herausforderungen wie Netzanschluss, komplexe Genehmigungsverfahren und der Zugang zu stabilen Einnahmequellen bestehen.
Wichtige Erkenntnisse
- Großprojekte wie von Eco Stor und RWE treiben den Markt voran.
- Tolling-Vereinbarungen sind ein wichtiger Trend zur Risikominimierung.
- Flexible Anschlussvereinbarungen (FCAs) stellen eine regulatorische Hürde dar.
- Die Finanzierung verschiebt sich hin zu Portfolio-Ansätzen.
- Lithium-Ionen-Technologie bleibt dominant, obwohl neue Technologien an Bedeutung gewinnen.
Der europäische Energiespeichermarkt im Wandel
Der europäische Energiespeichermarkt befindet sich in einer dynamischen Entwicklung. Ein zentraler Trend ist die Zunahme von Tolling-Vereinbarungen. Diese ermöglichen es Betreibern, den Wert ihrer Anlagen zu maximieren, vorhersehbare Cashflows zu sichern und Risiken zu managen. Zudem zeigt sich ein verstärkter Fokus auf die Diversifizierung von Einnahmequellen und die Integration von Energiespeichern in breitere Energieportfolios. Dies spiegelt einen reifenden Markt und wachsendes Investorenvertrauen wider.
Ein großer Erfolg der letzten Jahre ist der erhebliche Ausbau von Energiespeicheranlagen in ganz Europa. Dies wird durch beträchtliche Kapitalzusagen aus öffentlichen und privaten Quellen untermauert. Das Ausmaß und die Geschwindigkeit des Einsatzes zeigen, dass Energiespeicher als entscheidender Bestandteil der zukünftigen Energieinfrastruktur anerkannt werden. Die erfolgreiche Umsetzung von Großprojekten hat bewährte Verfahren etabliert und die Kosten durch Skaleneffekte gesenkt.
„Der Markt für Energiespeicher hat sich in den letzten Jahren enorm weiterentwickelt. Wir sehen nicht nur ein starkes Wachstum bei der Installation von Anlagen, sondern auch eine zunehmende Professionalisierung bei der Finanzierung und dem Betrieb.“
Dennoch gibt es weiterhin Hürden. Ein Hauptproblem ist der Zugang zu neuen Einnahmequellen für bestehende Anlagen. Oft sind Nachrüstungen oder Technologie-Upgrades erforderlich, um an neuen Märkten und Dienstleistungen teilnehmen zu können. Dies ist mit erheblichen technischen und regulatorischen Komplexitäten verbunden. Auch der Netzanschluss bleibt ein großes Hindernis. Die Konkurrenz um verfügbare Netzkapazitäten ist intensiv, was zu langen Vorlaufzeiten und Unsicherheiten für Projektentwickler führt.
Faktencheck
- 700 MWh: Projekte in dieser Größenordnung wurden 2025 von Eco Stor und RWE gestartet.
- 4 GWh und 1,6 GWh: Separate Projekte, für die LEAG Lieferanten sucht.
- 400 Millionen Euro: Kapital, das Green Flexibility für seine deutsche BESS-Pipeline gesichert hat.
Deutschlands Speichermarkt: Große Schritte und neue Regeln
Der deutsche Energiespeichermarkt hat im letzten Jahr eine neue Ära der Größe erreicht. Die Inbetriebnahme und der Betrieb der ersten wirklich großen Batteriespeicherprojekte mit Leistungen von über 100 MW markieren einen wichtigen Meilenstein. Diese Erfolge haben wertvolle Lernmöglichkeiten geschaffen und das Vertrauen von Investoren, Entwicklern und Regulierungsbehörden gestärkt. Sie ebnen den Weg für weitere Innovationen und positionieren Deutschland als führenden Markt in Europa für fortschrittliche Energiespeicherlösungen.
Ein prominenter Trend in Deutschland sind die zunehmenden Tolling-Vereinbarungen. Diese werden in verschiedenen Formen eingesetzt, um unterschiedlichen Projekttypen und Investoreninteressen gerecht zu werden. Obwohl weniger verbreitet, haben sich auch Day-Ahead-Swaps als alternative kommerzielle Struktur etabliert. Diese innovativen Geschäftsmodelle spiegeln eine Verlagerung hin zu anspruchsvolleren Ansätzen im Einnahmemanagement und der Risikominderung wider.
Herausforderungen im Regulierungsumfeld
Trotz der Erfolge steht der deutsche Energiespeichermarkt vor mehreren Herausforderungen. Eine der größten ist die Navigation in einem zunehmend komplexen Regulierungsumfeld. Insbesondere die Einführung von Flexiblen Anschlussvereinbarungen (FCAs) und eine Reihe neuer Betriebsregeln von Netzbetreibern erfordern Anpassungen. Diese neuen Anforderungen können technische Parameter wie Anfahrtsrampen beeinflussen, die nun langsamer sein können als zuvor erlaubt. Das hat Auswirkungen auf die Optimierung und den Einsatz von Anlagen.
Hintergrund: Flexible Anschlussvereinbarungen (FCAs)
FCAs sind ein rechtlicher Rahmen, der die Bedingungen für den Anschluss von Energiespeichern an das Stromnetz regelt. Ihre Interpretation variiert jedoch stark zwischen den über 800 Verteilnetzbetreibern (DSOs) in Deutschland. Dies führt zu einem fragmentierten Landschaftsbild, das die Integration von Speichern erschwert und die Effizienz beeinträchtigt.
Die Anpassung an diese sich entwickelnden Netzkodizes erfordert nicht nur technische Änderungen an bestehenden Anlagen, sondern auch eine intensivere Zusammenarbeit mit Regulierungsbehörden und Netzbetreibern. Marktteilnehmer müssen agil bleiben und in Markt-, Netz- und Regulierungsexpertise investieren, um die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern. Die Netzbetreiber auferlegten Einschränkungen, wie reduzierte Leistungsabgaben und langsamere Anfahrtsrampen, haben zudem einen deutlichen Einfluss darauf, wie Anlagen optimiert werden. Dies erfordert nuanciertere Einsatzstrategien.
Finanzierung und Optimierung von BESS-Projekten
Die Finanzierung von BESS-Projekten entwickelt sich weg von der Einzelfinanzierung. Es gibt einen wachsenden Trend zur Nutzung von Eigenkapital- und Fremdkapitalstrukturen, die mehrere Projekte in einem einzigen Portfolio bündeln. Dies ist eng mit der Monetarisierung der Projekte verbunden. Tolling-Vereinbarungen haben hier eine große Bedeutung erlangt, obwohl die Mehrheit der Projekte die endgültige Investitionsentscheidung (FID) immer noch ohne feste Tolling- oder andere feste Einnahmevereinbarungen erreicht. Viele Marktteilnehmer prüfen feste Einnahmestrukturen, aber nur wenige setzen diese um, da Tolling-Abnehmer oft hohe Risikoabschläge anwenden.
Die Wahl der Finanzierungsstruktur hängt stark von Faktoren wie der Finanzierungsstruktur, der Aktionärsstruktur und der strategischen Vision des Unternehmens ab. Für vorausschauende BESS-Eigentümer bietet sich die Gelegenheit, Marktstandards zu setzen, indem sie zu den Ersten gehören, die Tolling-Vereinbarungen in diesem aufstrebenden Sektor erfolgreich umsetzen und gleichzeitig von einem potenziellen Merchant-Uplift profitieren.
Technologische Fortschritte und Betriebsführung
Die Optimierung und der Einsatz von BESS-Projekten werden durch neue Technologien und regulatorische Vorgaben beeinflusst. Batteriecontainer werden mit größerer Kapazität konzipiert, insbesondere 4-Stunden-Anlagen werden immer attraktiver. Auch die neuesten Wechselrichtertechnologien entwickeln sich rasant weiter. Immer mehr Einheiten können Trägheit liefern, was für die Netzstabilität wichtig ist.
Die Betriebsführung von BESS-Anlagen erfordert das Management, die Speicherung und die Interpretation einer Vielzahl von Daten. Dazu gehören technische Metriken wie Zelltemperaturen und kommerzielle Indikatoren wie aFRR-Gebotspreise. Die Herausforderung besteht darin, diese Informationen in umsetzbare Erkenntnisse zu verwandeln. Softwarelösungen können die Berichterstattung optimieren, aber komplexere strategische Analysen erfolgen oft noch mit Python oder Excel.
Zukunftsperspektiven und politische Weichenstellungen
Ein wesentlicher Punkt, der noch gelöst werden muss, ist die Umsetzung der FCAs. Obwohl ein rechtlicher Rahmen existiert, variiert seine Interpretation erheblich zwischen den Verteilnetzbetreibern (DSOs). Dies führt zu einer Zersplitterung, bei der über 800 DSOs in Deutschland jeweils eigene FCA-Standards anwenden. Eine Vereinheitlichung der FCA-Anforderungen und eine Straffung der bürokratischen Ausschreibungsverfahren für den Zugang von Netzbetreibern zu Speicheranlagen würden die Effizienz der Speicherintegration erheblich verbessern.
Die Netz- und langen Interkonnektionsrückstände werden oft als große Herausforderung genannt. Maßnahmen zur Beschleunigung der Projektumsetzung sind dringend erforderlich. Ihr Erfolg hängt jedoch davon ab, wie schnell sie eingeführt werden und wie gut die Details zur aktuellen Netzanschlusssituation in Deutschland passen.
Neue Märkte für BESS
- Trägheitsmarkt: Eröffnet Ende Januar 2026, bietet neue Einnahmequellen.
- Schwarzstartfähigkeit: Erste Ausschreibungen haben begonnen, sind aber noch nicht optimal auf BESS zugeschnitten.
- Blindleistungstender: Ebenfalls gestartet, erfordern Anpassungen für Batteriesysteme.
Langzeitenergiespeicher (LDES) werden unter dem derzeitigen deutschen Marktdesign voraussichtlich nicht in großem Maßstab eingesetzt. Es fehlen Kapazitätsmärkte oder andere unterstützende Mechanismen. Selbst wenn neue Marktmechanismen eingeführt würden, bliebe Lithium-Ionen die dominante Technologie. Dies liegt an den erheblichen Kostensenkungen und der schnellen Innovation in diesem Sektor.
Die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber (TSOs) entwickelt sich ebenfalls. Sie arbeiten aktiv an der Etablierung einheitlicher FCA-Standards und entwickeln neue Märkte für Dienstleistungen, die traditionell von konventionellen Kraftwerken erbracht wurden, wie die Trägheit. Einige TSOs investieren sogar direkt in Batteriespeichersysteme, um die Netzstabilität zu unterstützen. Die Fragmentierung der DSO-Landschaft in Deutschland stellt hierbei eine anhaltende Herausforderung dar, da immer mehr Systemdienstleistungen auf DSO-Ebene erbracht werden müssen.
