AleaSoft Energy Forecasting, 28. Oktober 2026. Batteriespeicher entwickeln sich in Europa weiter, doch die Investitions- und Finanzierungsmöglichkeiten unterscheiden sich je nach Markt. Spanien, Italien und Deutschland entwickeln unterschiedliche Kapazitäts- und Fördermechanismen, während stündliche Preise, Systemdienstleistungen und regulatorische Rahmenbedingungen die Rentabilität von BESS-Projekten bestimmen. Diese Unterschiede machen es erforderlich, jeden Markt anhand spezifischer langfristiger Prognosen zu analysieren.
Italien: langfristige Verträge zur Förderung von Speichern
Italien gehört zu den europäischen Märkten, die bei der langfristigen vertraglichen Beschaffung von Energiespeicherkapazität am weitesten fortgeschritten sind. Der MACSE-Mechanismus, der von Terna verwaltet wird, vergibt in Auktionen Verträge, die eine Vergütung für die Verfügbarkeit von Speicherkapazität über 15 Jahre vorsehen.
Im September 2025 führte Terna die erste MACSE-Auktion durch und vergab 10 GWh Speicherkapazität, deren Inbetriebnahme für 2028 geplant ist. Der gewichtete durchschnittliche Zuschlagspreis lag bei €12 959/MWh pro Jahr und damit deutlich unter dem Höchstpreis von €37 000/MWh pro Jahr. Die angebotene Kapazität betrug mehr als das Vierfache der Auktionsnachfrage und verdeutlichte damit das Interesse der Investoren sowie den starken Wettbewerb zwischen den Projekten.
Die zweite Auktion ist für den 24. November 2026 vorgesehen, mit Bereitstellung im Jahr 2029 und einem Referenzspeicherbedarf von 16 GWh, der je nach zusätzlich verfügbarer Kapazität angepasst werden kann. Im September 2026 legte die italienische Regulierungsbehörde ARERA für diese Auktion einen Höchstpreis von €27 000/MWh pro Jahr fest, der unter dem der ersten Runde liegt.
MACSE bietet eine Erlösstruktur, die die Finanzierung neuer Anlagen erleichtern kann. Im Gegenzug für eine vertragliche Vergütung müssen erfolgreiche Bieter die Anlagen errichten und die zugesagte Kapazität dem Markt gemäß den Regeln des Mechanismus zur Verfügung stellen. Diese Erlöse können daher nicht uneingeschränkt mit Merchant-Möglichkeiten für dieselbe Kapazität kombiniert werden.
Dieses Modell verringert die Abhängigkeit von bestimmten Unsicherheiten der Strommärkte, beseitigt jedoch nicht die Risiken im Zusammenhang mit Investitionskosten, Projektumsetzung, vertraglichen Verpflichtungen und dem Betrieb der Batterien.
Deutschland: Markterlöse und neue Kapazitätssignale
In Deutschland haben Batterieprojekte Geschäftsmodelle entwickelt, die hauptsächlich auf Preisarbitrage und der Teilnahme an den Regelenergiemärkten beruhen. Diese Erlösquellen bieten Chancen, setzen die Projekte jedoch auch Preisänderungen und dem Wettbewerb durch neue Speicheranlagen aus.
Am 2. September 2026 genehmigte die Europäische Kommission einen deutschen Kapazitätsmechanismus mit geschätzten Kosten zwischen 15 600 und 35 200 Millionen Euro, der ab 2031 die Versorgungssicherheit gewährleisten soll.
Der Mechanismus sieht Verträge mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren vor und ermöglicht die Teilnahme von Erzeugung, Speicherung und Nachfragesteuerung, sowohl für bestehende Anlagen als auch für Neuinvestitionen, entsprechend den Bedingungen der jeweiligen Auktion.
Für 2026 sind zwei Auktionen für neue Kapazität vorgesehen, die die Versorgung über längere Zeiträume gewährleisten kann, mit einem Volumen von jeweils 4,5 GW abgewerteter Leistung. Die Frist für die Einreichung von Geboten in der ersten Runde endete am 8. September. Die Bundesnetzagentur plant, die Zuschläge vor dem 3. November bekannt zu geben. Die zweite Runde wird am 10. November angekündigt. Die nachfolgenden Auktionen in den Jahren 2027 und 2029 werden allen Technologien, einschließlich Speichern, sowie bestehenden und neuen Kapazitäten offenstehen.
Deutschland plant außerdem die Entwicklung eines strukturellen Kapazitätsmechanismus, um den Versorgungsbedarf ab 2032 zu decken. Dessen Ausgestaltung soll unabhängig von dem im September genehmigten Mechanismus erfolgen.
Auch die Bedingungen für den Netzzugang und die Netznutzung beeinflussen die Rentabilität. Die Bundesnetzagentur überprüft das System der Stromnetzentgelte und legt dabei spezifische Vorschläge für Speicher vor. Die Anwendung neuer Entgelte wird vom Ergebnis des Regulierungsverfahrens und den geltenden Ausnahmen für anspruchsberechtigte Anlagen abhängen.
Für Investoren macht es dieser Kontext erforderlich, die aktuellen Erlöse aus Arbitrage und Regelenergiedienstleistungen gemeinsam mit künftigen Marktentwicklungen, regulatorischen Rahmenbedingungen und der Möglichkeit einer Kapazitätsvergütung zu bewerten.
Der Wettbewerb zwischen Batterien wird ein wichtiger Faktor sein. Mit zunehmender installierter Leistung kann die Teilnahme neuer Anlagen sowohl die stündlichen Preisspannen als auch die Erlöse aus Regelenergiedienstleistungen verändern.
Spanien: neue Erlösmöglichkeiten durch gesicherte Leistung
Spanien befindet sich in einer anderen Phase. Die Erlösmöglichkeiten für Speicher beruhen auf der Preisarbitrage an den Strommärkten und auf Systemdienstleistungen, während die Einführung des neuen Kapazitätsmarkts voranschreitet.
Mit der Verordnung TED/966/2026 vom 15. September wurde der Kapazitätsmarkt für das spanische Festlandstromsystem geschaffen. Der Mechanismus ermöglicht Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen die Teilnahme über wettbewerbliche Auktionen.
Die Vergütung wird an die gesicherte Leistung gekoppelt sein, die jede Anlage dem System bereitstellen kann. Bei Batterien hängt diese Leistung von der installierten Leistung und den für jede Technologie festgelegten Abwertungsfaktoren ab, die noch definiert werden müssen. Bei Hybridanlagen wird die gesicherte Leistung je Modul berechnet, wobei die Summe die genehmigte Netzzugangskapazität nicht überschreiten darf. Der Zeitraum der Dienstleistungserbringung für Neuinvestitionen kann bis zu 15 Jahre betragen, wobei die konkrete Dauer von der Technologie und den Bedingungen der jeweiligen Runde abhängt.
Dieser Mechanismus eröffnet eine potenzielle Quelle stabilerer Erlöse für BESS-Projekte. Sein tatsächlicher Beitrag zur Finanzierung wird jedoch vom Volumen der bezuschlagten Kapazität, den Auktionsergebnissen bei den Preisen, den Abwertungsfaktoren und den Verfügbarkeitsverpflichtungen abhängen.
Während diese Parameter abschließend festgelegt werden, bleiben Erlösprognosen für die Energiemärkte und Systemdienstleistungen für Investitionsentscheidungen von entscheidender Bedeutung.
Stündliche Preise zeigen unterschiedliche Chancen in jedem Markt
Regulatorische Unterschiede treffen auf unterschiedliche Preisstrukturen. Zwischen dem 1. Januar und dem 28. Oktober 2026 betrug die durchschnittliche tägliche Spanne zwischen dem höchsten und dem niedrigsten stündlichen Preis €158,13/MWh am deutschen Markt, €133,98/MWh am spanischen Markt und €96,86/MWh am italienischen Markt.
Im gleichen Zeitraum des Jahres 2025 lagen diese Spannen bei €134,92/MWh in Deutschland, €103,40/MWh in Spanien und €76,68/MWh in Italien. Alle drei Märkte verzeichneten einen Anstieg der Spannen gegenüber dem Vorjahr. Spanien wies mit 30% das größte prozentuale Wachstum auf, gefolgt von Italien mit 26% und Deutschland mit 17%.
Diese Ergebnisse zeigen, dass die theoretischen Arbitragemöglichkeiten je nach Markt variieren und sich unterschiedlich entwickeln. Deutschland verzeichnet die höchsten durchschnittlichen Spannen, während Spanien das stärkste Wachstum gegenüber dem Vorjahr aufweist.
Eine größere stündliche Spanne bedeutet jedoch nicht zwangsläufig eine höhere Rentabilität für eine Batterie. Die tatsächlichen Erlöse hängen von ihrer Speicherdauer, Effizienz, Degradation, Betriebsstrategie und ihren technischen Einschränkungen ab. Auch die Möglichkeit, an verschiedenen Märkten teilzunehmen, die Netzanschlussbedingungen und die vertraglich gesicherten Erlöse, die jedes Projekt erzielen kann, haben Einfluss.
Historische Spannen lassen sich ebenfalls nicht direkt langfristig extrapolieren. Der Markteintritt neuer Batterien verändert die stündlichen Preisprofile, indem er die Nachfrage während der Ladestunden und das Angebot während der Entladestunden erhöht. Dieser Effekt kann einen Teil der Arbitragemöglichkeiten schrittweise verringern.
Die wirtschaftliche Bewertung von Speichern muss daher die aktuellen Unterschiede zwischen den Märkten sowie deren mögliche Entwicklung bei zunehmender Durchdringung mit erneuerbaren Energien und Speichern berücksichtigen.
Die Finanzierung hängt von der Kombination aus Erlösen und Risiken ab
Die Unterschiede zwischen Spanien, Italien und Deutschland zeigen, dass dieselbe Batterie mit identischer Leistung und Speicherkapazität je nach dem Markt, auf dem sie betrieben wird, sehr unterschiedliche wirtschaftliche Ergebnisse erzielen kann.
In Italien kann sich ein Projekt, das einen MACSE-Vertrag erhält, auf eine langfristige vertragliche Vergütung stützen. In Deutschland muss ein Projekt mit Merchant-Exposition die Belastbarkeit seiner Erlöse aus Arbitrage und Regelenergiedienstleistungen nachweisen und dabei die Chancen und Bedingungen der neuen Kapazitätsmechanismen berücksichtigen. In Spanien müssen Projektentwickler die Markterlöse und das Potenzial einer Vergütung für gesicherte Leistung bewerten, das weiterhin von den Ergebnissen künftiger Auktionen abhängt.
Es gibt auch vertragliche Alternativen wie Tolling-Vereinbarungen, die die direkte Abhängigkeit von Erlösschwankungen verringern können. Jede Finanzierungsstruktur verteilt die Risiken jedoch unterschiedlich auf Eigentümer, Betreiber und Käufer von Speicherdienstleistungen.
Für Banken und Investoren garantiert das Bestehen eines Kapazitätsmechanismus allein nicht die Bankfähigkeit eines Projekts. Bewertet werden müssen die erwarteten Cashflows, die vertraglichen Verpflichtungen, die regulatorischen Risiken und die Fähigkeit, den Schuldendienst auch unter weniger günstigen Szenarien zu leisten.
Europa braucht marktspezifische Prognosen
Das Wachstum der Speicher in Europa bietet erhebliche Investitionsmöglichkeiten. Es gibt jedoch kein einheitliches wirtschaftliches Modell, das gleichermaßen auf verschiedene Märkte angewendet werden kann.
Die Entwicklung der stündlichen Preise, der Erzeugung aus erneuerbaren Energien, der Stromnachfrage, der Verbindungsleitungen, der Systemdienstleistungen und der Kapazitätsmechanismen wird die Erlöse bestimmen, die Batterien in den kommenden Jahren erzielen können.
Zur Bewertung dieser Projekte sind langfristige Prognosen der Strommarktpreise mit stündlicher Granularität und Szenarien erforderlich, die mit der erwarteten Entwicklung jedes Systems übereinstimmen. Diese Prognosen ermöglichen es, den Batteriebetrieb zu simulieren, die Erlöse zu schätzen und ihre Sensitivität gegenüber verschiedenen Marktszenarien zu bewerten.
Der Ausbau der Speicher wird vom Flexibilitätsbedarf der Stromsysteme und von der Fähigkeit der Projekte abhängen, ihre Rentabilität nachzuweisen und eine Finanzierung zu sichern. Das Verständnis der Besonderheiten jedes europäischen Marktes wird entscheidend sein, um Investitionsmöglichkeiten zu erkennen und langfristig tragfähige Geschäftsmodelle aufzubauen.
Langfristige Prognosen und Erlösanalysen: die Rolle von AleaGreen und AleaStorage
Die Bewertung eines Speicherprojekts in Spanien, Italien oder Deutschland erfordert stündliche Preisprognosen für die gesamte Lebensdauer der Anlage, Szenarien für Preisspannen und Volatilität sowie eine Schätzung der Erlöse, die die Kapazitätsmechanismen der einzelnen Länder ermöglichen. AleaGreen, die Division von AleaSoft Energy Forecasting, die auf langfristige Prognosen spezialisiert ist, stellt Preisprognosen für die europäischen Strommärkte mit stündlicher Granularität und Konfidenzbändern für die Anlagenbewertung und die Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien sowie von Speicherprojekten bereit.
AleaStorage, die Division von AleaSoft Energy Forecasting, die auf Energiespeicher spezialisiert ist, schätzt ihrerseits die Erlöse von Stand-alone-Batterien und Hybridisierungsprojekten mit erneuerbaren Energien an den Energie- und Systemdienstleistungsmärkten, bewertet die Erlöse aus Kapazitätsmärkten und modelliert langfristige Preis- und Volatilitätsszenarien.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting