{"id":172897,"date":"2026-10-28T14:00:55","date_gmt":"2026-10-28T13:00:55","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172897"},"modified":"2026-10-28T14:28:49","modified_gmt":"2026-10-28T13:28:49","slug":"drei-modelle-speicherfinanzierung-spanien-italien-deutschland","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/drei-modelle-speicherfinanzierung-spanien-italien-deutschland\/","title":{"rendered":"Drei M\u00e4rkte, drei Modelle: Wie Speicher in Spanien, Italien und Deutschland finanziert werden"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 28. Oktober 2026. Batteriespeicher entwickeln sich in Europa weiter, doch die Investitions- und Finanzierungsm\u00f6glichkeiten unterscheiden sich je nach Markt. Spanien, Italien und Deutschland entwickeln unterschiedliche Kapazit\u00e4ts- und F\u00f6rdermechanismen, w\u00e4hrend st\u00fcndliche Preise, Systemdienstleistungen und regulatorische Rahmenbedingungen die Rentabilit\u00e4t von BESS-Projekten bestimmen. Diese Unterschiede machen es erforderlich, jeden Markt anhand spezifischer langfristiger Prognosen zu analysieren.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - drei modelle speicherfinanzierung spanien italien deutschland<\/a><\/div>\n

Italien: langfristige Vertr\u00e4ge zur F\u00f6rderung von Speichern<\/h2>\n

Italien geh\u00f6rt zu den europ\u00e4ischen M\u00e4rkten, die bei der langfristigen vertraglichen Beschaffung von Energiespeicherkapazit\u00e4t<\/strong> am weitesten fortgeschritten sind. Der MACSE<\/strong>-Mechanismus, der von Terna<\/strong> verwaltet wird, vergibt in Auktionen Vertr\u00e4ge, die eine Verg\u00fctung f\u00fcr die Verf\u00fcgbarkeit von Speicherkapazit\u00e4t \u00fcber 15 Jahre vorsehen.<\/p>\n

Im September 2025 f\u00fchrte Terna die erste MACSE-Auktion durch und vergab 10 GWh Speicherkapazit\u00e4t, deren Inbetriebnahme f\u00fcr 2028 geplant ist. Der gewichtete durchschnittliche Zuschlagspreis lag bei \u20ac12 959\/MWh pro Jahr und damit deutlich unter dem H\u00f6chstpreis von \u20ac37 000\/MWh pro Jahr. Die angebotene Kapazit\u00e4t betrug mehr als das Vierfache der Auktionsnachfrage und verdeutlichte damit das Interesse der Investoren<\/strong> sowie den starken Wettbewerb zwischen den Projekten.<\/p>\n

Die zweite Auktion ist f\u00fcr den 24. November 2026 vorgesehen, mit Bereitstellung im Jahr 2029 und einem Referenzspeicherbedarf von 16 GWh, der je nach zus\u00e4tzlich verf\u00fcgbarer Kapazit\u00e4t angepasst werden kann. Im September 2026 legte die italienische Regulierungsbeh\u00f6rde ARERA<\/strong> f\u00fcr diese Auktion einen H\u00f6chstpreis von \u20ac27 000\/MWh pro Jahr fest, der unter dem der ersten Runde liegt.<\/p>\n

MACSE bietet eine Erl\u00f6sstruktur, die die Finanzierung<\/strong> neuer Anlagen erleichtern kann. Im Gegenzug f\u00fcr eine vertragliche Verg\u00fctung m\u00fcssen erfolgreiche Bieter die Anlagen errichten und die zugesagte Kapazit\u00e4t dem Markt gem\u00e4\u00df den Regeln des Mechanismus zur Verf\u00fcgung stellen. Diese Erl\u00f6se k\u00f6nnen daher nicht uneingeschr\u00e4nkt mit Merchant<\/strong>-M\u00f6glichkeiten f\u00fcr dieselbe Kapazit\u00e4t kombiniert werden.<\/p>\n

Dieses Modell verringert die Abh\u00e4ngigkeit von bestimmten Unsicherheiten der Stromm\u00e4rkte<\/strong>, beseitigt jedoch nicht die Risiken im Zusammenhang mit Investitionskosten, Projektumsetzung, vertraglichen Verpflichtungen und dem Betrieb der Batterien<\/strong>.<\/p>\n

Deutschland: Markterl\u00f6se und neue Kapazit\u00e4tssignale<\/h2>\n

In Deutschland haben Batterieprojekte Gesch\u00e4ftsmodelle entwickelt, die haupts\u00e4chlich auf Preisarbitrage<\/strong> und der Teilnahme an den Regelenergiem\u00e4rkten<\/strong> beruhen. Diese Erl\u00f6squellen bieten Chancen, setzen die Projekte jedoch auch Preis\u00e4nderungen und dem Wettbewerb durch neue Speicheranlagen aus.<\/p>\n

Am 2. September 2026 genehmigte die Europ\u00e4ische Kommission<\/strong> einen deutschen Kapazit\u00e4tsmechanismus<\/strong> mit gesch\u00e4tzten Kosten zwischen 15 600 und 35 200 Millionen Euro, der ab 2031 die Versorgungssicherheit<\/strong> gew\u00e4hrleisten soll.<\/p>\n

Der Mechanismus sieht Vertr\u00e4ge mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren vor und erm\u00f6glicht die Teilnahme von Erzeugung, Speicherung und Nachfragesteuerung<\/strong>, sowohl f\u00fcr bestehende Anlagen als auch f\u00fcr Neuinvestitionen, entsprechend den Bedingungen der jeweiligen Auktion.<\/p>\n

F\u00fcr 2026 sind zwei Auktionen f\u00fcr neue Kapazit\u00e4t vorgesehen, die die Versorgung \u00fcber l\u00e4ngere Zeitr\u00e4ume gew\u00e4hrleisten kann, mit einem Volumen von jeweils 4,5 GW abgewerteter Leistung. Die Frist f\u00fcr die Einreichung von Geboten in der ersten Runde endete am 8. September. Die Bundesnetzagentur<\/strong> plant, die Zuschl\u00e4ge vor dem 3. November bekannt zu geben. Die zweite Runde wird am 10. November angek\u00fcndigt. Die nachfolgenden Auktionen in den Jahren 2027 und 2029 werden allen Technologien, einschlie\u00dflich Speichern, sowie bestehenden und neuen Kapazit\u00e4ten offenstehen.<\/p>\n

Deutschland plant au\u00dferdem die Entwicklung eines strukturellen Kapazit\u00e4tsmechanismus, um den Versorgungsbedarf ab 2032 zu decken. Dessen Ausgestaltung soll unabh\u00e4ngig von dem im September genehmigten Mechanismus erfolgen.<\/p>\n

Auch die Bedingungen f\u00fcr den Netzzugang und die Netznutzung beeinflussen die Rentabilit\u00e4t. Die Bundesnetzagentur \u00fcberpr\u00fcft das System der Stromnetzentgelte<\/strong> und legt dabei spezifische Vorschl\u00e4ge f\u00fcr Speicher vor. Die Anwendung neuer Entgelte wird vom Ergebnis des Regulierungsverfahrens und den geltenden Ausnahmen f\u00fcr anspruchsberechtigte Anlagen abh\u00e4ngen.<\/p>\n

F\u00fcr Investoren macht es dieser Kontext erforderlich, die aktuellen Erl\u00f6se aus Arbitrage und Regelenergiedienstleistungen gemeinsam mit k\u00fcnftigen Marktentwicklungen, regulatorischen Rahmenbedingungen und der M\u00f6glichkeit einer Kapazit\u00e4tsverg\u00fctung<\/strong> zu bewerten.<\/p>\n

Der Wettbewerb zwischen Batterien wird ein wichtiger Faktor sein. Mit zunehmender installierter Leistung kann die Teilnahme neuer Anlagen sowohl die st\u00fcndlichen Preisspannen als auch die Erl\u00f6se aus Regelenergiedienstleistungen ver\u00e4ndern.<\/p>\n

Spanien: neue Erl\u00f6sm\u00f6glichkeiten durch gesicherte Leistung<\/h2>\n

Spanien befindet sich in einer anderen Phase. Die Erl\u00f6sm\u00f6glichkeiten f\u00fcr Speicher beruhen auf der Preisarbitrage an den Stromm\u00e4rkten und auf Systemdienstleistungen<\/strong>, w\u00e4hrend die Einf\u00fchrung des neuen Kapazit\u00e4tsmarkts voranschreitet.<\/p>\n

Mit der Verordnung TED\/966\/2026 vom 15. September wurde der Kapazit\u00e4tsmarkt f\u00fcr das spanische Festlandstromsystem geschaffen. Der Mechanismus erm\u00f6glicht Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen die Teilnahme \u00fcber wettbewerbliche Auktionen.<\/p>\n

Die Verg\u00fctung wird an die gesicherte Leistung<\/strong> gekoppelt sein, die jede Anlage dem System bereitstellen kann. Bei Batterien h\u00e4ngt diese Leistung von der installierten Leistung und den f\u00fcr jede Technologie festgelegten Abwertungsfaktoren<\/strong> ab, die noch definiert werden m\u00fcssen. Bei Hybridanlagen wird die gesicherte Leistung je Modul berechnet, wobei die Summe die genehmigte Netzzugangskapazit\u00e4t nicht \u00fcberschreiten darf. Der Zeitraum der Dienstleistungserbringung f\u00fcr Neuinvestitionen kann bis zu 15 Jahre betragen, wobei die konkrete Dauer von der Technologie und den Bedingungen der jeweiligen Runde abh\u00e4ngt.<\/p>\n

Dieser Mechanismus er\u00f6ffnet eine potenzielle Quelle stabilerer Erl\u00f6se f\u00fcr BESS-Projekte<\/strong>. Sein tats\u00e4chlicher Beitrag zur Finanzierung wird jedoch vom Volumen der bezuschlagten Kapazit\u00e4t, den Auktionsergebnissen bei den Preisen, den Abwertungsfaktoren und den Verf\u00fcgbarkeitsverpflichtungen abh\u00e4ngen.<\/p>\n

W\u00e4hrend diese Parameter abschlie\u00dfend festgelegt werden, bleiben Erl\u00f6sprognosen f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte<\/strong> und Systemdienstleistungen f\u00fcr Investitionsentscheidungen<\/strong> von entscheidender Bedeutung.<\/p>\n

St\u00fcndliche Preise zeigen unterschiedliche Chancen in jedem Markt<\/h2>\n

Regulatorische Unterschiede treffen auf unterschiedliche Preisstrukturen. Zwischen dem 1. Januar und dem 28. Oktober 2026 betrug die durchschnittliche t\u00e4gliche Spanne zwischen dem h\u00f6chsten und dem niedrigsten st\u00fcndlichen Preis \u20ac158,13\/MWh am deutschen Markt<\/strong>, \u20ac133,98\/MWh am spanischen Markt<\/strong> und \u20ac96,86\/MWh am italienischen Markt<\/strong>.<\/p>\n

Im gleichen Zeitraum des Jahres 2025 lagen diese Spannen bei \u20ac134,92\/MWh in Deutschland, \u20ac103,40\/MWh in Spanien und \u20ac76,68\/MWh in Italien. Alle drei M\u00e4rkte verzeichneten einen Anstieg der Spannen gegen\u00fcber dem Vorjahr. Spanien wies mit 30% das gr\u00f6\u00dfte prozentuale Wachstum auf, gefolgt von Italien mit 26% und Deutschland mit 17%.<\/p>\n

Diese Ergebnisse zeigen, dass die theoretischen Arbitragem\u00f6glichkeiten je nach Markt variieren und sich unterschiedlich entwickeln. Deutschland verzeichnet die h\u00f6chsten durchschnittlichen Spannen, w\u00e4hrend Spanien das st\u00e4rkste Wachstum gegen\u00fcber dem Vorjahr aufweist.<\/p>\n

Eine gr\u00f6\u00dfere st\u00fcndliche Spanne bedeutet jedoch nicht zwangsl\u00e4ufig eine h\u00f6here Rentabilit\u00e4t<\/strong> f\u00fcr eine Batterie. Die tats\u00e4chlichen Erl\u00f6se h\u00e4ngen von ihrer Speicherdauer, Effizienz, Degradation, Betriebsstrategie und ihren technischen Einschr\u00e4nkungen ab. Auch die M\u00f6glichkeit, an verschiedenen M\u00e4rkten teilzunehmen, die Netzanschlussbedingungen und die vertraglich gesicherten Erl\u00f6se, die jedes Projekt erzielen kann, haben Einfluss.<\/p>\n

Historische Spannen lassen sich ebenfalls nicht direkt langfristig extrapolieren. Der Markteintritt neuer Batterien ver\u00e4ndert die st\u00fcndlichen Preisprofile, indem er die Nachfrage w\u00e4hrend der Ladestunden und das Angebot w\u00e4hrend der Entladestunden erh\u00f6ht. Dieser Effekt kann einen Teil der Arbitragem\u00f6glichkeiten schrittweise verringern.<\/p>\n

Die wirtschaftliche Bewertung von Speichern muss daher die aktuellen Unterschiede zwischen den M\u00e4rkten sowie deren m\u00f6gliche Entwicklung bei zunehmender Durchdringung mit erneuerbaren Energien<\/strong> und Speichern ber\u00fccksichtigen.<\/p>\n

Die Finanzierung h\u00e4ngt von der Kombination aus Erl\u00f6sen und Risiken ab<\/h2>\n

Die Unterschiede zwischen Spanien, Italien und Deutschland zeigen, dass dieselbe Batterie mit identischer Leistung und Speicherkapazit\u00e4t je nach dem Markt, auf dem sie betrieben wird, sehr unterschiedliche wirtschaftliche Ergebnisse erzielen kann.<\/p>\n

In Italien kann sich ein Projekt, das einen MACSE-Vertrag erh\u00e4lt, auf eine langfristige vertragliche Verg\u00fctung st\u00fctzen. In Deutschland muss ein Projekt mit Merchant-Exposition die Belastbarkeit seiner Erl\u00f6se aus Arbitrage und Regelenergiedienstleistungen nachweisen und dabei die Chancen und Bedingungen der neuen Kapazit\u00e4tsmechanismen ber\u00fccksichtigen. In Spanien m\u00fcssen Projektentwickler die Markterl\u00f6se und das Potenzial einer Verg\u00fctung f\u00fcr gesicherte Leistung bewerten, das weiterhin von den Ergebnissen k\u00fcnftiger Auktionen abh\u00e4ngt.<\/p>\n

Es gibt auch vertragliche Alternativen wie Tolling<\/strong>-Vereinbarungen, die die direkte Abh\u00e4ngigkeit von Erl\u00f6sschwankungen verringern k\u00f6nnen. Jede Finanzierungsstruktur verteilt die Risiken jedoch unterschiedlich auf Eigent\u00fcmer, Betreiber und K\u00e4ufer von Speicherdienstleistungen.<\/p>\n

F\u00fcr Banken und Investoren garantiert das Bestehen eines Kapazit\u00e4tsmechanismus allein nicht die Bankf\u00e4higkeit<\/strong> eines Projekts. Bewertet werden m\u00fcssen die erwarteten Cashflows, die vertraglichen Verpflichtungen, die regulatorischen Risiken und die F\u00e4higkeit, den Schuldendienst auch unter weniger g\u00fcnstigen Szenarien zu leisten.<\/p>\n

Europa braucht marktspezifische Prognosen<\/h2>\n

Das Wachstum der Speicher in Europa bietet erhebliche Investitionsm\u00f6glichkeiten. Es gibt jedoch kein einheitliches wirtschaftliches Modell, das gleicherma\u00dfen auf verschiedene M\u00e4rkte angewendet werden kann.<\/p>\n

Die Entwicklung der st\u00fcndlichen Preise, der Erzeugung aus erneuerbaren Energien<\/strong>, der Stromnachfrage<\/strong>, der Verbindungsleitungen, der Systemdienstleistungen und der Kapazit\u00e4tsmechanismen wird die Erl\u00f6se bestimmen, die Batterien in den kommenden Jahren erzielen k\u00f6nnen.<\/p>\n

Zur Bewertung dieser Projekte sind langfristige Prognosen der Strommarktpreise<\/strong> mit st\u00fcndlicher Granularit\u00e4t und Szenarien erforderlich, die mit der erwarteten Entwicklung jedes Systems \u00fcbereinstimmen. Diese Prognosen erm\u00f6glichen es, den Batteriebetrieb zu simulieren, die Erl\u00f6se zu sch\u00e4tzen und ihre Sensitivit\u00e4t gegen\u00fcber verschiedenen Marktszenarien zu bewerten.<\/p>\n

Der Ausbau der Speicher wird vom Flexibilit\u00e4tsbedarf der Stromsysteme und von der F\u00e4higkeit der Projekte abh\u00e4ngen, ihre Rentabilit\u00e4t nachzuweisen und eine Finanzierung zu sichern. Das Verst\u00e4ndnis der Besonderheiten jedes europ\u00e4ischen Marktes wird entscheidend sein, um Investitionsm\u00f6glichkeiten zu erkennen und langfristig tragf\u00e4hige Gesch\u00e4ftsmodelle aufzubauen.<\/p>\n

Langfristige Prognosen und Erl\u00f6sanalysen: die Rolle von AleaGreen und AleaStorage<\/h2>\n

Die Bewertung eines Speicherprojekts in Spanien, Italien oder Deutschland erfordert st\u00fcndliche Preisprognosen f\u00fcr die gesamte Lebensdauer der Anlage, Szenarien f\u00fcr Preisspannen und Volatilit\u00e4t sowie eine Sch\u00e4tzung der Erl\u00f6se, die die Kapazit\u00e4tsmechanismen der einzelnen L\u00e4nder erm\u00f6glichen. AleaGreen<\/strong>, die Division von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, die auf langfristige<\/a> Prognosen spezialisiert ist, stellt Preisprognosen f\u00fcr die europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte<\/strong> mit st\u00fcndlicher Granularit\u00e4t und Konfidenzb\u00e4ndern f\u00fcr die Anlagenbewertung und die Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien<\/strong> sowie von Speicherprojekten bereit.<\/p>\n

AleaStorage<\/strong>, die Division von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, die auf Energiespeicher<\/a> spezialisiert ist, sch\u00e4tzt ihrerseits die Erl\u00f6se von Stand-alone-Batterien<\/strong> und Hybridisierungsprojekten<\/strong> mit erneuerbaren Energien an den Energie- und Systemdienstleistungsm\u00e4rkten, bewertet die Erl\u00f6se aus Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkten und modelliert langfristige Preis- und Volatilit\u00e4tsszenarien.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 28. Oktober 2026. Batteriespeicher entwickeln sich in Europa weiter, doch die Investitions- und Finanzierungsm\u00f6glichkeiten unterscheiden sich je nach Markt. Spanien, Italien und Deutschland entwickeln unterschiedliche Kapazit\u00e4ts- und F\u00f6rdermechanismen, w\u00e4hrend st\u00fcndliche Preise, Systemdienstleistungen und regulatorische Rahmenbedingungen die Rentabilit\u00e4t von BESS-Projekten bestimmen. 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