Akaysha Energy, der australische Batteriespeicher-Entwickler im Besitz von Blackrock, hat ein Joint Venture mit Copenhagen Energy gegründet, um große Batteriespeicher-Projekte an deutschen Standorten zu entwickeln. Die Partnerschaft wird durch eine Unternehmenskreditfazilität in Höhe von 300 Millionen Australischen Dollar gestützt, die im September 2025 von einem Konsortium aus Deutsche Bank, BNP Paribas, ING, SMBC und Westpac bereitgestellt wurde.
Paul Curnow, Geschäftsführer und Chief Commercial Officer von Akaysha Energy, erklärte, jedes deutsche Projekt werde durch eine projektbezogene Finanzierung ohne Rückgriffsmöglichkeit sowie durch potenzielle regionale Co-Investitionen finanziert. „In Deutschland hatten wir erste positive Gespräche mit Banken aus Frankfurt und potenziellen Investoren“, sagte Curnow pv magazine.
Akaysha Energy strebt eine vertraglich gesicherte Kapazität von 60 bis 80 Prozent auf Projektebene und rund 80 Prozent im gesamten Portfolio an, wobei ein gewisses Maß an Spotmarkt-Exposure beibehalten werde, so Curnow. Cosima Sagmeister, Analystin bei Modo Energy, sagte, die Fundamentaldaten für den Spotmarkt in Deutschland gehörten zu den stärksten in Europa. „Die Day-ahead-Spreads zwischen Höchst- und Tiefstpreisen für einen 2-Stunden-Speicher erreichten 2025 etwa 85.000 Euro pro Megawatt, 60 Prozent mehr als in Großbritannien, und der Intraday-Markt ist der liquideste auf dem Kontinent.“
Sagmeister zufolge deuten die Modellrechnungen von Modo Energy darauf hin, dass es in Deutschland bis 2030 mehr als 15 Gigawatt an netzgebundenen Batteriespeichersystemen geben wird. „Die Anträge auf Netzanschluss haben im vergangenen Jahr Berichten zufolge 720 Gigawatt überschritten, was etwa dem Neunfachen der deutschen Spitzenlast entspricht, und die Bedingungen für den Netzzugang werden immer strenger“, sagte sie. „Ein weiteres Wachstum hängt davon ab, dass die Entwicklung der Infrastruktur und der Regulierung parallel zu den Investitionen voranschreitet.“
Sagmeister wies darauf hin, dass sich die Erlösstruktur derzeit strukturell verändere. „Das bestimmende Merkmal der deutschen Erlösstruktur ist die Verlagerung von den Regelenergie-Dienstleistungen hin zum Großhandel, der langfristig die strukturelle tragende Säule übernimmt“, erklärte sie.
Batteriespeicher mit zunehmender Speicherdauer würden zunehmend attraktiver, sagte sie, sowohl in Gesprächen mit Marktteilnehmern als auch in den Modellen von Modo Energy. „Der Tolling-Markt ist ebenfalls sehr aktiv, was insbesondere für die Projektfinanzierung relevant ist“, fügte Sagmeister hinzu. „Wenn wir uns die offengelegten Ertragsstrukturen in ganz Europa ansehen, war Deutschland im ersten Quartal 2026 führend bei Tolling-Vereinbarungen.“
Australisches Konzept
Curnow sagte, die Vertragsstrukturen, die Akaysha in Deutschland einsetzen will, basierten auf den Erfahrungen in Australien. „In Australien sind es vor allem Produkte wie virtuelle Tolling-Modelle und Umsatzbeteiligungsmodelle, die den Ausbau wirklich vorangetrieben haben, und wir verzeichnen zudem eine starke Nachfrage nach Vereinbarungen im Stil von Kapazitäts-Swaps“, sagte er. „Das sind hochgradig strukturierte Produkte, bei denen wir zunächst davon ausgehen, was der Abnehmer tatsächlich benötigt und welches Risiko er eingehen kann, und dann die Struktur so gestalten, dass sie weiterhin finanzierbar ist. Wir glauben, dass diese Art von Produkten eine große Rolle dabei spielen wird, größere, skalierbare Projektfinanzierungen in einem Markt zu ermöglichen, in dem eine enorme Nachfrage nach Speicherkapazitäten besteht.“
Das deutsche Netzentgeltsystem stellt eine zentrale Unsicherheit für Projekte dar, deren Inbetriebnahme für 2029 und 2030 angestrebt wird. Die derzeitige Befreiung von den Netzentgelten läuft für Batteriespeicher aus, die nach dem 4. August 2029 in Betrieb genommen werden. Die Bundesnetzagentur hat die Nachfolgeregelung noch nicht endgültig festgelegt. Curnow erklärte, Akaysha Energy bewältige das Risiko, indem es Flexibilität bei der Projektabfolge bewahre.
„Unsere Absicht ist es, eine breite Projektpipeline in Deutschland voranzutreiben, mit Optionen hinsichtlich der Reihenfolge, die es uns ermöglichen, endgültige Investitionsentscheidungen mit bestmöglicher Transparenz hinsichtlich der regulatorischen Rahmenbedingungen und der Wirtschaftlichkeit des Netzanschlusses zu treffen“, sagte er.
Akaysha Energy beauftragte Baringa damit, die Auswirkungen der bevorstehenden dynamischen Netzentgelte auf die Wirtschaftlichkeit deutscher Batteriespeicher zu modellieren. Curnow erklärte, die Modellierung – veröffentlicht in einem Bericht mit dem Titel „Reforming grid charges in Germany: The case for dynamic pricing“ – zeige, dass „die bevorstehenden dynamischen Netzentgelte wahrscheinlich neutrale bis leicht positive Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Batterien haben werden, während sie gleichzeitig Anreize schaffen, dass Batterien so betrieben werden, dass sie das Netz unterstützen.“ Er sagte, insbesondere Kapazitätsentgelte könnten die Investitionsattraktivität untergraben, wenn sie zu hoch angesetzt würden.
Sagmeister erklärte, dass Netzzugangs- und Nutzungskosten in den nächsten zwei bis drei Jahren zu einer entscheidenden Variable für die Projektwirtschaftlichkeit geworden seien. Sie wies auf flexible Anschlussvereinbarungen hin, die gemäß Paragraf 17 Abs. 2b EnWG gewährt werden und ein zunehmend verbreitetes Merkmal neuer Netzanschlüsse darstellen, das die Projektwirtschaftlichkeit erheblich beeinflussen kann. „Auf Projektebene sind die Bedingungen für den Netzzugang und die Netznutzung zu einer entscheidenden Variable für die Wirtschaftlichkeit von Projekten geworden“, sagte sie. „Man muss sicherstellen, dass man weiß, was zu berücksichtigen ist, es quantifizieren und in die Preisgestaltung einbeziehen.“
Auf einer Podiumsdiskussion im Rahmen der kürzlich stattgefundenen Konferenz „Battery Business & Development Forum 2026“ (BBDF 2026) wurde berichtet, dass Banken zunehmend auf Toll- oder Floor-Strukturen bestehen und dass reine Merchant-Exposure nur von Nischenkapitalgebern toleriert wird. Europa hat im Jahr 2025 im Rahmen von Flexibilitätsabnahmeverträgen fast 24 Gigawattstunden an Batteriespeicher-Kapazität unter Vertrag genommen, wobei Deutschland zu den führenden Märkten zählt.
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