BBDF 2026: Wie die Finanzierung von Stand-alone-Batteriespeichern und solchen in Co-Location klappt

Wie lassen sich Projekte von der Baureife möglichst effizient zum Tag des kommerziellen Betriebs bringen? Keine geringere Frage stellten sich die Teilnehmer bei einer Session des Battery Business & Development Forums in Frankfurt am Main in dieser Woche.

Branchenexperten erläuterten die komplexen Verhandlungen, die zwischen den Beteiligten stattfinden müssen, wobei Banken, Optimierer, Entwickler und ein engagiertes Fachpublikum ihre jeweiligen Sichtweisen darlegten. Von der Zusammenarbeit mit Verteilernetzbetreibern über die Ausarbeitung flexibler Netzanschlussvereinbarungen bis hin zur Sicherung verlässlicher Einnahmequellen befassten sich die Teilnehmer intensiv mit den praktischen Aspekten der Fertigstellung eines BESS-Projekts im Jahr 2026.

Praxisbeispiele bildeten den Schwerpunkt der Sitzung, und die Teilnehmer diskutierten anhand von Vorstellungen zweier hypothetischer Projekte in Deutschland.

Marcel Marquart, Country Manager für Deutschland bei Clean Horizon, stellte ein 50-Megawatt-Standalone-Projekt mit 150 Megawattstunden Kapazität vor, für das er eine reine Merchant-Vermarktung vorsah. Xenia Ritzkowsky, Senior Consultant bei Enervis Energy Advisors, erläuterte hingegen ein Co-Location-Modell, bei dem eine 20-Megawatt-Batterie zu einem bestehenden 25-Megawatt-Solarpark mit bereits vorhandener 20-Megawatt-Netzanbindung hinzugefügt wird.

Dieser doppelte Fokus bildete den Rahmen für eine Debatte zwischen dem höheren Ertragspotenzial eigenständiger Anlagen und den Kosteneinsparungen, die co-located BESS durch die gemeinsame Nutzung der Infrastruktur erzielen können.

Das Verteilnetzbetreiber-Labyrinth

Jüngsten Umfragen unter Entwicklern zufolge ist der Netzanschluss das größte Hindernis für den Einsatz von BESS, dicht gefolgt von der Finanzierungssicherung. Die Teilnehmer des BBDF erfuhren, wie sich flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) von einfachen Genehmigungen zu komplexen, standortspezifischen Dokumenten entwickelt haben, die festlegen, wie sich eine Anlage tatsächlich im Netz verhalten darf, und die sich im Laufe der Projektentwicklung ändern können.

Marcel Marquart veranschaulichte die aktuelle Lage anhand von drei FCA-Szenarien. Fall A wurde als das Szenario ohne Einschränkungen dargestellt und galt im Jahr 2026 als unrealistisch. Fall B wurde als realistischeres Szenario präsentiert, das eine Rampenbeschränkung von zehn Prozent Änderung der installierten Leistung pro Minute sowie eine Begrenzung der Teilnahme an Regelleistungsmärkten auf 50 Prozent vorsah. Fall C sah eine Rampenbeschränkung von fünf Prozent und eine zweistündige Sperrung des Orderbuchs vor der Lieferung vor. Der Fall sei etwas unrealistisch, da zu restriktiv, und eher ein Albtraum für Entwickler. Die Präsentation setzte sich fort, wobei der Mittelweg Fall B als Referenz diente.

Einer der wichtigsten diskutierten Kritikpunkte war die Instabilität der Regeln, an die sich Entwickler halten müssen.

Stephen Stakhiv, Fonds- und Investmentmanager bei Flower, berichtete von einer warnenden Erfahrung aus der Praxis in Deutschland. Stakhiv erzählte dem Publikum: „Vor einigen Wochen kam ein Netzbetreiber zurück und änderte eine Rampenrate auf ein Niveau, das das Projekt unfinanzierbar machte.“ Genau diese Art von Kurswechsel ist der Grund, warum eine frühzeitige Einbindung praktisch unerlässlich ist.

Anoucheh Bellefleur, Teamleiterin für Finanzen und Vertrieb bei ABO Energy, wies darauf hin, dass diese wichtigen Entscheidungen hinsichtlich der Planung und der technischen Spezifikationen bereits vor der Baureife getroffen werden und eine kontinuierliche Kommunikation mit den Kreditgebern erfordern.

Um sich dagegen abzusichern, drängen die Entwickler auf bessere Ausstiegsstrategien. Bellefleur schlug vor, Klauseln auszuhandeln, die es einem Entwickler ermöglichen, den Netzanschluss zurückzugeben und seine Anzahlung zu den Baukostenzuschüssen zurückzuerhalten, falls der Netzbetreiber einen FCA in den Raum stellt, der das Projekt wirtschaftlich undurchführbar macht. Es geht darum, das Risiko dieser ersten Anzahlung, die oft Millionen Euro betragen kann, zu mindern.

Die Realitäten des virtuellen Handels

Optimierer können je nach den Realitäten des Handels unterschiedliche Ansichten vertreten, und Marcus Fendt, Geschäftsführer bei The Mobility House, wies darauf hin, dass Modelle die physischen Auswirkungen dieser Grenzen oft überschätzen. Er erklärte, dass man sich normalerweise jeden Handel wie eine Option vorstellen könne und die Muster der tatsächlichen Batterieladung und -entladung nicht die Handelsgeschäfte widerspiegeln.

Der Geschäftsführer von The Mobility House wies zudem darauf hin, dass etwa jeder sechste bis zehnte Handel physisch ist und der Rest virtuell, genau wie an den Optionsmärkten für Rohstoffe. Im Wesentlichen ist eine tatsächliche Lieferung nicht erforderlich. Da virtuelle Handelsgeschäfte nicht in das physische Netz einfließen, beeinflusst eine Rampenbeschränkung den internen Zinsfuß, nicht so stark wie eine Beschränkung der Teilnahme am Markt für Regelleistung. Es wurde jedoch betont, dass Kreditgeber sich nur dann darauf einlassen werden, wenn die Berater die Annahmen zu flexiblen Anschlussvereinbarungen explizit in die Umsatzprognosen einbeziehen.

Beschaffung: Schlüsselfertiger EPC-Vertrag oder Eigenleistung?

Anschließend richtete sich die Aufmerksamkeit auf die Bereiche Engineering, Beschaffung und Bau (EPC). Die Diskussionsteilnehmer erörterten, ob Entwickler sich für einen umfassenden EPC-Pauschalvertrag entscheiden sollten – also einen schlüsselfertigen Vertrag, bei dem der EPC-Anbieter die gesamte Ausrüstung liefert und eine Marge berechnet – oder für einen Ansatz mit mehreren Verträgen, bei dem die Entwickler einen Teil selbst übernehmen und damit – so eine Abschätzung – vielleicht zehn Prozent der Kapitalkosten sparen könnten.

Die Bankability ist der entscheidende Punkt. Einsparungen können wertvoll sein, aber die Risiken vervielfachen sich. Tim Koenemann, Global Head Green Infrastructure Finance bei der Commerzbank, sagte, dass Batteriespeicher zwar im Vergleich zu großen Infrastrukturprojekten nicht das Komplexeste sei, das man bauen könne, das Schnittstellenrisiko bei mehreren Verträgen jedoch eine Hürde für die Finanzierung darstelle. Aus Sicht einer Bank sei ein vollständiger EPC-Komplettvertrag einfach einfacher. Wenn ein Entwickler den Weg der Einzelbeschaffung wählt, benötigt die Bank ein hohes Maß an Vertrauen in den Projektträger, um diese Schnittstellen zu bewältigen.

Zuhörer fragten auch, wie andere Parteien einbezogen werden können, etwa Ingenieure der Eigentümer, um Do-it-Yourself-Bemühungen weniger riskant zu machen, sowie Integratoren, die mehr als nur das BESS liefern können, indem sie alle anderen Systemkomponenten bereitstellen. Es gibt viele andere Strategien, die zwischen einem vollständigen Generalunternehmerprojekt und einem vollständigen Do-it-Yourself-Projekt liegen.

Mehrere Diskussionsteilnehmer waren sich einig, dass die Tatsache, dass Do-it-Yourself-Projekte aus mehreren Verträgen bestehen, zu Problemen führen kann. Koenemann erklärte, dass aus Sicht der Bank die Finanzierung von Mehrfachverträgen schwierig sei, insbesondere für neue Marktteilnehmer, bei denen gegenseitige Schuldzuweisungen hinsichtlich der Leistungsgarantien das Projekt gefährden könnten. Bellefleur von ABO Energy führte aus, dass hier umfassende interne Erfahrung und Kompetenz im Umgang mit Mehrfachverträgen entscheidend seien.

Dimensionierung der Verschuldung im Verhältnis zum Marktrisiko

Risikoteilung ist das A und O bei der Batteriespeicher-Finanzierung in Deutschland. Traditionelle Kreditgeber stehen einem 100-prozentigen Marktrisiko nach wie vor skeptisch gegenüber, eine Tatsache, die auf der BBDF immer wieder zur Sprache kam. Koenemann erklärte, dass für die Commerzbank eine Strategie ohne vertragliche Absicherung eines konstanten Erlösstroms noch nicht bankable sei. Bei der projektbezogenen Finanzierung ohne Rückgriffsmöglichkeit erwartet er in der Regel, dass 50 bis 60 Prozent der Kapazität über einen Zeitraum von fünf bis sieben Jahren im Rahmen eines Tolling-Vertrags für feste Einnahmen vermietet sind.

Dies führt zu einer Differenzierung bei der Bemessung der Verschuldung. Anteile der Batterie unter Tolling-Vereinbarungen weisen eine Schuldendienstdeckungsquote (DSCR) von 1,15 auf, während rein börslich vermarktete Anteile (fully merchant) eine deutlich größere Sicherheitsmarge benötigen. Hier sei oft eine DSCR von 2,0 nötig, um auf Nummer sicher zu gehen.

Sowohl Marcus Fendt als auch später Anoucheh Bellefleur stellten die konservative Haltung des Bankensektors und der Betreiber von BESS behutsam infrage.

Fendt argumentierte, dass Banken oft nur den Abwärtstrend der Preise betrachten. In manchen Fällen sollten sie sich jedoch auch der Aufwärtstrends bewusst sein. Er führte Kalifornien, Australien und das Vereinigte Königreich als Beweis dafür an, dass Regulierungsbehörden letztendlich den Wert von Speicherkapazitäten erkennen und neue Stromprodukte in den Markt einführen können, die das Stromnetz unterstützen und zusätzliche Einnahmemöglichkeiten generieren.

„Unsere Regulierungsbehörde wird in fünf bis sieben Jahren den Wert von Speicherkapazitäten erkennen“, prognostizierte Fendt und deutete an, dass diejenigen, die die derzeitige Lücke jetzt überbrücken, später die Früchte ernten werden.

Bellefleur merkte zudem an, dass Entwickler möglicherweise eine Minderheitsbeteiligung an einem Projekt behalten möchten, um potenzielle Aufwärtspotenziale zu nutzen und gleichzeitig das Risiko zu streuen.

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