Dieser Artikel basiert auf einer Präsentation von Amani Joas beim CSEE Energy Day von Montel
Batteriespeichersysteme werden zum Eckpfeiler der Energiewende in Deutschland - angetrieben vom rasanten Ausbau erneuerbarer Energien. Mit einem prognostizierten Anteil von über 50% erneuerbarer Stromproduktion in diesem Jahr gewinnen Batterien zunehmend an Bedeutung für die Netzstabilität. Dieser Beitrag beleuchtet die finanziellen Chancen und Risiken von Batterien in Deutschlands Großhandels- und Regelenergiemärkten - mit Fokus auf Profitabilität, Marktdynamik und Hedging-Strategien.
Profitable Marktsegmente für Batterien
Batterien generieren Erlöse in verschiedenen Marktsegmenten, vor allem durch Regelenergie und den Großhandelsmarkt. Regelenergie, beispielsweise die Primärreserve (FCR), ist ideal für Batteriespeicher, da sie schnelle Reaktionszeiten erfordert. Hier mieten Übertragungsnetzbetreiber Batterieleistung zur Stabilisierung des Netzes. In Deutschland rücken Batterien zudem in der Sekundär- und Minutenreserve (aFRR und mFRR) vor, wenngleich diese Märkte kleiner sind. In Litauen liegen die Preise für mFRR-Kapazität Berichten zufolge so hoch, dass sich die Investitionskosten in Batterien bereits nach zwei Jahren amortisieren.
Auch die Großhandelsmärkte, insbesondere der Day-Ahead- und der Intraday-Markt, bieten enormes Potenzial. Besonders der kontinuierliche Intraday-Markt ist wegen seiner hohen Volatilität lukrativ. Batterien können hier von niedrigen Preisen beim Laden und hohen Preisen beim Entladen profitieren. Ein liquider Intraday-Markt, gepaart mit extremen Ausgleichsenergiepreisen, animiert Erzeuger erneuerbarer Energien zum aktiven Handel und schafft attraktive Möglichkeiten für Batterien, Versorgungslücken zu schließen. Zusätzliche Erlösquellen sind das Management von Ausgleichsenergie sowie die Behind-the-meter-Optimierung – letzteres spielt für Trader aufgrund seines Fokus auf regulatorische Arbitrage eine geringere Rolle.
Erlöspotenzial und Investitionskosten
Aktuelle Schätzungen für den Erlös eines typischen Zweistunden-Batteriesystems (1 Megawatt Leistung, 2 Megawattstunden Kapazität) liegen in Deutschland bei rund 170.000 Euro pro Megawatt und Jahr. Rückrechnungen deuten auf Einnahmen bis zu 270.000 Euro hin, doch reale Daten aus Wettbewerber-Portfolios zeigen tendenziell etwas niedrigere Erträge, vermutlich wegen unterschiedlicher Systemtypen. Die Investitionskosten solcher Systeme betragen etwa 500.000 Euro pro Megawatt, was bei den derzeitigen Erlösen eine Amortisationszeit von ca. drei Jahren bedeutet. Diese attraktive Profitabilität erklärt den Boom bei Batterieprojekten: Aktuell verzeichnen die Netzbetreiber 340 Gigawatt an Netz-Anfragen für neue Batteriespeicher – eine Zahl, die die maximal benötigte Last Deutschlands von weniger als 80 Gigawatt weit übersteigt. Realistisch wird jedoch nur ein Bruchteil, vermutlich rund zehn Prozent, tatsächlich umgesetzt.
Das Bull-Szenario: Ausbau der Erneuerbaren und Volatilität
Die Rentabilität von Batterieinvestitionen hängt eng mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien zusammen. Deutschlands Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen hat die 50-Prozent-Marke schon überschritten und reduziert damit die Abhängigkeit von Kohle, Gas und Kernenergie. Diese Entwicklung führt zu einer Entkopplung von durchschnittlichen Strompreisen und deren Volatilität. Während die durchschnittlichen Day-Ahead-Baseload-Preise durch günstige erneuerbare Energien sinken, hat sich die Preisspanne zwischen den günstigsten und teuersten Stunden deutlich ausgeweitet. Genau diese Schwankungen - Ausdruck der Marktvolatilität - sind das Terrain, auf dem Batterien ihre Stärken ausspielen können.
Die wirtschaftlichen Hintergründe dieses Trends sind klar: In traditionellen Energiemärkten sorgte eine stabile Angebotskurve – mit Kernkraft und Kohle am unteren Ende und Gas am oberen Ende – dafür, dass sich Preise nach der Nachfrage richteten. In einem System, das von erneuerbaren Energien dominiert wird, wird das Angebot dagegen volatiler. Wind- und Solarenergie können die Versorgung binnen kurzer Zeit um 50 bis 60 Gigawatt bei nahezu null Grenzkosten verschieben, was zu negativen Preisen an Wochentagen führt – nicht mehr nur am Wochenende. Gleichzeitig hat der Ausstieg aus grundlastfähigen Technologien wie Kernkraft und Braunkohle die Angebotskurve steiler gemacht: Gas und Batterien mit geringeren Betriebsstunden benötigen höhere Preise, um profitabel zu bleiben. Dieses Zusammenspiel führt zu größeren Preisschwankungen, was wiederum die Einnahmen von Batteriespeichern erhöht.
Weitere Faktoren untermauern diese positive Perspektive: Der Kohleausstieg in Deutschland, der bis 2038 abgeschlossen sein soll, wird das flexible Angebot reduzieren und somit den Bedarf an Batterien steigern. Zudem wird der prognostizierte Nachfrageanstieg aus Heizung und Verkehr – der aufgrund der geringen Verbreitung von Smart Metern (unter 5 %) kaum flexibel steuerbar ist – die Volatilität weiter erhöhen und Batteriebetreiber profitieren lassen.
Das Bär-Szenario: Wettbewerb und Marktrisiken
Trotz der vielversprechenden Perspektiven sind Investitionen in Batteriespeicher mit erheblichen Risiken verbunden. Ein warnendes Beispiel liefert Großbritannien: Dort sind die Erlöse aus dem Regelenergiemarkt während der Energiekrise von 180.000 Euro pro Megawatt auf 60.000 Euro gefallen – viele Projekte wurden dadurch unrentabel. Auch wenn die Marktbedingungen in Großbritannien speziell sind, zeigt sich eine klare Lektion: Überangebot und Marktsättigung können die Profitabilität stark beeinträchtigen.
In Deutschland signalisiert die enorme Zahl von 340 Gigawatt an Batterie-Netzanfragen einen harten Wettbewerb, der die Preisspannen drücken könnte, wenn immer mehr Speicher um die gleichen Spreads konkurrieren. Dieses Risiko dürfte sich allerdings nur schrittweise realisieren. Dringlicher ist die Gefahr sinkender Gaspreise – bedingt durch steigende LNG-Exporte aus Katar und den USA oder eine mögliche Beilegung des Ukraine-Russland-Konflikts. Niedrigere Gaspreise würden Strompreise drücken und die Preisspreads verengen, was die Erlöse von Batteriespeichern innerhalb weniger Monate um bis zu 40 Prozent senken könnte. Diese Gefahr ist im aktuellen Marktumfeld kaum absicherbar.
Auch die dezentrale Flexibilität, wie etwa Heimspeicher, Wärmepumpen oder Elektro-Fahrzeuge, stellen eine wachsende Konkurrenz dar. Die größte Batteriekapazität in Deutschland stammt heute aus Heimspeichern, die derzeit noch ineffizient während hochpreisiger Phasen laden. Werden diese Systeme intelligenter, könnten sie mit großtechnischen Speichern in Konkurrenz treten. Hinzu kommen regulatorische Risiken: Netzbetreiber könnten Batterien zur Entlastung des Netzes abschalten – mögliche Ausgleichszahlungen sind bislang unklar und könnten die Projekteinnahmen zusätzlich schmälern.
Absicherungsstrategien für Investoren
Um Risiken zu minimieren, sollten Investoren Absicherungsstrategien in Betracht ziehen. Traditionelle Modelle wie Tolling- oder Floor-Preisvereinbarungen, die über lange Laufzeiten – etwa sieben Jahre – Mindesterlöse garantieren, stoßen an ihre Grenzen. Grund dafür ist die geringe Anzahl an Vertragspartnern, meist nur große Versorgungsunternehmen mit soliden Bilanzen. Diese Versorger verfügen jedoch oft nicht über die Handelsexpertise spezialisierter Unternehmen, was ihre Effektivität als Optimierer einschränkt.
Mit der PPA-Plattform PowerMatch wird diesem Problem entgegengewirkt. Über die Plattform wurden standardisierte Power Purchase Agreements (PPAs) und Flexibility Purchase Agreements (FPAs) als handelbare Produkte eingeführt. Dadurch können Transaktionen deutlich schneller abgewickelt werden – oft innerhalb von Minuten statt der sonst üblichen Monate bei herkömmlichen PPAs. Für Batteriespeicher wurde zudem eine Absicherungsform entwickelt, die auf der Differenz zwischen dem höchsten und niedrigsten Preis der Day-Ahead-Auktion basiert – dem sogenannten High-Low-Spread, der den täglichen Wert der Flexibilität widerspiegelt. Indem dieser Spread beispielsweise für sieben Jahre auf 110 Euro pro Megawattstunde festgeschrieben wird, sichern sich Investoren stabile Erlöse. Fällt der Spread unter eine kritische Grenze, etwa 90 Euro, schützt die Absicherung vor Verlusten.
Dieses Fix-for-Floating-Swap-Modell ermöglicht auch kleineren Tradern die Marktteilnahme, indem sie den Spread an Industriekunden verkaufen. Diese sehen sich Risiken durch hohe Spotmarktpreise bei geringer erneuerbarer Stromproduktion ausgesetzt und können virtuelle Batterieverträge als ergänzende Absicherung zu erneuerbaren PPAs nutzen. Die Standardisierung und Handelbarkeit von Flexibilität könnte so einen stabilen Markt für die Absicherung von Batteriespeichererlösen schaffen.
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Strategische Überlegungen für Investoren
Das Timing spielt bei Investitionen in Batteriespeicher eine entscheidende Rolle. Zwar sind die aktuellen Erlöse hoch, doch ist mit einem Rückgang zu rechnen, sobald sich der Markt weiterentwickelt. Demgegenüber könnten sinkende Batteriepreise, bedingt durch ein Überangebot – insbesondere aus Märkten wie China – diesen Effekt abmildern. Der Zugang zum Stromnetz bleibt ein Engpass: Mit 340 Gigawatt an Netzanfragen übersteigt die Nachfrage die verfügbare Kapazität deutlich. Die gemeinsame Standortwahl mit Erneuerbare-Energien-Projekten sowie eine strategische Standortwahl, die Risiken bei der Einspeisung und zusätzliche Leistungen wie Black-Start-Fähigkeiten berücksichtigt, gewinnen daher zunehmend an Bedeutung.
Für Investoren ist es ratsam, Partnerschaften mit Optimierern einzugehen, die auf fortschrittliche, automatisierte Plattformen setzen, um Erlöse in mehreren Märkten in Echtzeit zu maximieren. Modelle mit Erlösbeteiligung, bei denen Optimierer einen prozentualen Anteil (zum Beispiel neun Prozent) der Einnahmen erhalten, verlagern das Performance-Risiko auf die Investoren. Alternativ bieten Modelle, die das Risiko auf Händler übertragen, wie etwa Festpreis-Spreads, eine ausgewogenere Lösung.
Zusammenfassend bieten Investitionen in Batteriespeicher in Deutschland attraktive Renditen, angetrieben durch den Ausbau erneuerbarer Energien und die Marktvolatilität. Gleichzeitig erfordern Wettbewerbsdruck, fallende Gaspreise und regulatorische Veränderungen ein umsichtiges Risikomanagement. Standardisierte Absicherungsinstrumente und eine strategische Marktteilnahme können Investoren dabei unterstützen, Chancen optimal zu nutzen und Risiken zu minimieren.