Über den Autor
Marvin Großkrüger ist Geschäftsführer der GreenBESS GmbH GmbH. Das Unternehmen entwickelt und strukturiert Großbatteriespeicher als Stand-alone-Projekte sowie in Co-Location mit Photovoltaikanlagen.
Flexibilität bekommt einen Marktwert
Ein Batteriespeicher kann Strom aufnehmen, wenn viel Energie verfügbar und der Preis niedrig ist, und später einspeisen, wenn Strom knapper und teurer ist. Je nach Projekt kommen Intraday-Handel, Regelenergie oder andere Systemdienstleistungen hinzu.
Eine vom Fraunhofer IEE im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie erstellte Modellanalyse kommt zu dem Ergebnis, dass zusätzliche Speicher mit 20 Gigawatt Leistung und vierstündiger Speicherdauer zwischen Januar 2025 und Mai 2026 Systemkosten von rund 5,6 Milliarden Euro hätten vermeiden können. Das ist eine Aussage über das Stromsystem, nicht über die Rendite eines einzelnen Projekts.
Für Investoren beginnt die Prüfung deshalb erst danach: Welche Erlösquellen sind am Standort technisch und vertraglich erreichbar? Welche Kosten entstehen? Und wie belastbar sind die Annahmen? Mehr Speicher bedeuten auch mehr Wettbewerb. Wer heutige Spreads über Jahrzehnte fortschreibt oder Erlösquellen gleichzeitig voll ansetzt, obwohl der Speicher sie nicht parallel bedienen kann, rechnet zu optimistisch.
Stand-alone und Co-Location sind unterschiedliche Investments
Beim Stand-alone-Speicher besteht das Geschäftsmodell im Kern darin, Strom aus dem Netz zu beziehen und später wieder einzuspeisen. Entscheidend sind Lade- und Einspeiseleistung, Marktanbindung, Optimierungsstrategie und die Kombination verschiedener Erlösquellen. Das Projekt trägt damit stärker das Risiko künftiger Strompreisstrukturen und zunehmender Konkurrenz.
Bei Co-Location wird der Speicher mit einer Erzeugungsanlage, häufig einem Solarpark, verbunden. Bestehende Infrastruktur und Netzanschluss können einen erheblichen Vorteil bieten, aber nur soweit technische und vertragliche Kapazitäten dies zulassen. Ein vorhandener PV-Netzanschluss bedeutet nicht automatisch zusätzliche Bezugs- und Einspeiseleistung für einen Großspeicher.
Bei geförderten Anlagen gehört die regulatorische Einordnung zum Geschäftsmodell. Nach der Clearingstelle EEG|KWKG ist bei grundsätzlich förderfähigem, zwischengespeichertem Strom für Marktwert und einen möglichen Förderungswegfall wegen negativer Preise grundsätzlich der Zeitpunkt der späteren Einspeisung aus dem Speicher relevant. Messkonzept, Ladestrom, Direktvermarktung und die jeweils geltende EEG-Fassung müssen aber zusammenpassen. Je nach Inbetriebnahme- oder Gebotstermin gelten unterschiedliche Regeln und Übergangsvorschriften.
📌 Im zweiten Quartal 2026 reichten die Viertelstundenpreise von minus 500 bis plus 747,10 Euro je Megawattstunde.
Der Netzanschluss ist oft die knappste Ressource
Batteriemodule lassen sich beschaffen. Ein belastbarer Netzanschluss ist deutlich schwerer zu sichern. Für die Bewertung reichen deshalb weder unverbindliche Netzangaben noch reine Reservierungen. Geklärt sein müssen nutzbare Anschlussleistung, Bezug und Einspeisung, mögliche Begrenzungen, Fristen, Netzbaumaßnahmen, Baukostenzuschüsse und die vertragliche Ausgestaltung.
Hinzu kommt das Netzentgeltregime. Nach geltendem § 118 Abs. 6 EnWG können neue Speicher unter den gesetzlichen Voraussetzungen und bei rechtzeitiger Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 grundsätzlich für 20 Jahre hinsichtlich des Speicherstrombezugs von Netzentgelten freigestellt sein. Der im August 2026 veröffentlichte AgNes-Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur sieht für den Fortbestand dieser Befreiung jedoch zusätzliche Voraussetzungen vor. Das Verfahren ist noch nicht abgeschlossen. Eine 20-jährige Netzentgeltbefreiung sollte deshalb nicht ungeprüft als feste Kalkulationsgröße angesetzt werden.
Technik und Vermarktung entscheiden mit
Zellchemie, Wirkungsgrad, nutzbare Kapazität, Zyklen, Degradation, Garantien, Wartung, Brandschutz und Versicherung beeinflussen die Wirtschaftlichkeit über die gesamte Laufzeit. Auch spätere Ersatzinvestitionen oder Kapazitätsausgleich müssen realistisch berücksichtigt werden.
Ebenso wichtig ist die Vermarktung. Der Optimierer steuert laufend, auf welchen Märkten und mit welcher Fahrweise der Speicher eingesetzt wird. Vergütung, Laufzeit, Kündigungsrechte, Datenzugriff, Mindestverfügbarkeit und Haftung sollten deshalb genauso geprüft werden wie die Technik. Prognosen müssen offenlegen, welche Erlöse vertraglich gesichert, historisch hergeleitet oder reine Modellannahmen sind.
📌 Eine Fraunhofer-IEE-Modellanalyse im Auftrag des BEE beziffert das Einsparpotenzial durch 20 Gigawatt zusätzliche Speicherleistung (vier Stunden Speicherdauer) zwischen Januar 2025 und Mai 2026 auf rund 5,6 Milliarden Euro Systemkosten.
Steuervorteile verbessern Liquidität, nicht Projektqualität
Unter den Voraussetzungen des § 7g EStG kann ein Betrieb für begünstigte bewegliche Wirtschaftsgüter des Anlagevermögens bis zu 50 Prozent der voraussichtlichen Anschaffungs- oder Herstellungskosten als Investitionsabzugsbetrag berücksichtigen. Der maßgebliche Betriebsgewinn darf 200.000 Euro nicht überschreiten; auch offene IAB sind je Betrieb gesetzlich begrenzt.
Unter weiteren Voraussetzungen kann eine Sonderabschreibung von insgesamt bis zu 40 Prozent hinzukommen. Für bestimmte bewegliche Wirtschaftsgüter, die nach dem 30. Juni 2025 und vor dem 1. Januar 2028 angeschafft oder hergestellt werden, ist zudem eine degressive AfA möglich. Ihr Satz beträgt höchstens das Dreifache des linearen AfA-Satzes und maximal 30 Prozent. Diese Effekte lassen sich nicht einfach addieren, weil sich die Abschreibungsbasis verändern kann.
Eine weitere Grenze ist § 15b EStG. Der BFH hat 2025 klargestellt, dass auch IAB-bedingte Verluste Teil eines Steuerstundungsmodells sein können, wenn ein vorgefertigtes Konzept angeboten wird. Das betrifft nicht automatisch jedes Speicherinvestment, zeigt aber: Der Steuereffekt darf nie losgelöst von Struktur und Geschäftsmodell betrachtet werden.
