Wer sich derzeit mit Batterieenergiespeichersystemen beschäftigt, gewinnt schnell den Eindruck eines Boommarktes. Mehr als 600 Gigawatt Netzanschlussanfragen, über 70 Gigawatt genehmigte Anschlusskapazitäten und Vermarktungsmodelle mit kurzen Amortisationszeiten prägen die öffentliche Wahrnehmung. In vielen Projektpräsentationen ist von Erlösen in Höhe von 200.000 Euro pro Megawatt und Jahr oder mehr die Rede. Batteriespeicher erscheinen damit als attraktive Assetklasse mit hohem Ertragspotenzial.
Der tatsächliche Ausbau zeigt jedoch ein deutlich differenzierteres Bild. Trotz großer Projektpipeline ist bislang nur ein vergleichsweise kleiner Teil tatsächlich realisiert worden. Im Marktstammdatenregister stehen den zahlreichen angekündigten Vorhaben nur wenige Gigawatt umgesetzter Leistung gegenüber. Bei Großbatteriespeichern mit mehr als 1 Megawatt Leistung sind derzeit lediglich 2,9 Gigawatt mit 4,6 Gigawattstunden Kapazität in Betrieb. Ein erheblicher Teil der Projekte befindet sich weiterhin in der Planung, im Genehmigungsprozess oder in Finanzierungsprüfungen.
Die entscheidende Frage lautet deshalb nicht, ob es Marktinteresse gibt. Die Frage ist vielmehr, warum sich dieses Interesse bislang nur begrenzt in gebaute Projekte übersetzt. Die Antwort liegt in einem Zusammenspiel aus operativen, regulatorischen und finanzierungs-seitigen Hürden.
Umsetzung beginnt nicht erst bei der Finanzierung
Bereits die Flächensicherung ist für viele Projekte ein Engpass. Geeignete Standorte müssen nicht nur verfügbar, sondern auch genehmigungsfähig sein. Hinzu kommen Anforderungen aus dem Immissionsschutz, da Batteriespeicher Schallemissionen verursachen können, die zusätzlichen Planungsaufwand verursachen.
Ebenso kritisch ist der Netzanschluss. Eine Netzanschlusszusage bedeutet noch lange nicht, dass ein Projekt kurzfristig realisiert werden kann. Netzverstärkungen, technische Auflagen, Transformatorverfügbarkeiten und lange Bearbeitungszeiten führen regelmäßig zu Verzögerungen.
Parallel dazu bleibt das regulatorische Umfeld in wesentlichen Punkten unscharf. Investitionsentscheidungen werden unmittelbar von Diskussionen über Netzentgelte, Systemdienlichkeit, bidirektionale Belastungen und künftige Marktmechanismen beeinflusst. Selbst wirtschaftlich grundsätzlich attraktive Projekte stoßen dadurch auf erhebliche Umsetzungsrisiken.
Warum Banken deutlich vorsichtiger rechnen als der Markt
Hinzu kommt ein weiterer Punkt, der in der öffentlichen Diskussion oft zu kurz greift: Finanzierer bewerten Speicherprojekte anders als Projektentwickler oder Marktteilnehmer mit kurzfristigem Handelsfokus.
Während im Markt häufig auf aktuelle Arbitrageerlöse und heutige Regelenergiepreise geschaut wird, prüfen Banken vor allem die Belastbarkeit des Cashflows über einen Zeitraum von 10 bis 15 Jahren. Entscheidend ist nicht, ob ein Projekt unter heutigen Marktbedingungen attraktiv erscheint, sondern ob es auch in einem künftig deutlich dichteren Wettbewerbsumfeld tragfähig bleibt.
Gerade hier liegt ein zentrales Risiko vieler aktueller Geschäftsmodelle. Sie basieren auf der Annahme, dass Strom weiterhin günstig geladen und zu attraktiven Preisen entladen werden kann. Diese Spreads sind jedoch nicht statisch. Mit wachsender installierter Speicherkapazität steigt auch der Wettbewerb um dieselben Preisfenster. Wenn künftig viele Systeme parallel auf identische Marktsignale reagieren, ist davon auszugehen, dass die erzielbaren Margen unter Druck geraten. Ähnliches gilt für Teile des Regelenergiemarktes, dessen Erlöspotenzial mit zunehmender Marktteilnahme ebenfalls sinken kann.
Für Banken lautet die Frage daher: Wie belastbar sind heutige Erlösannahmen in einem Markt, der in wenigen Jahren deutlich voller und effizienter sein wird?
Der oft unterschätzte Kernpunkt: Betriebsfähigkeit über die Lebensdauer
Ein wichtiger Aspekt, der im Markt häufig weniger Aufmerksamkeit erhält als Capex, Trading-Strategie oder Anschlussleistung ist die langfristige technische Verfügbarkeit der Systeme.
Ein Batteriespeicher ist kein statisches Infrastrukturasset. Batteriezellen altern, Leistungselektronik fällt aus, Kühlsysteme müssen gewartet werden, Module müssen ersetzt werden. Über die Wirtschaftlichkeit eines Projekts entscheidet deshalb nicht nur die erfolgreiche Inbetriebnahme, sondern vor allem der stabile und planbare Betrieb über viele Jahre.
Genau an dieser Stelle gewinnen Long-Term Service Agreements (LTSA) an strategischer Bedeutung. Sie regeln Wartung, Reaktionszeiten, Performancezusagen, Ersatzteilverfügbarkeit und Verantwortlichkeiten über die gesamte Laufzeit. Für Banken sind solche Vereinbarungen längst kein Randthema mehr, sondern ein zentraler Bestandteil der Bankability, denn ohne belastbares Servicekonzept entsteht eine Finanzierungslücke. Ein Speicher mag heute profitabel erscheinen. Wenn er jedoch nach einigen Jahren teilweise ausfällt, brechen Erträge weg. Aus Sicht von Finanzierern ist das kein operatives Detail, sondern ein fundamentales Risiko für das gesamte Cashflow-Modell.
Ersatzteile sind kein Nebenthema, sondern Teil der Bankability
Finanzierende Banken setzen dabei bislang den falschen Schwerpunkt: Sie orientieren sich vorrangig an der Listung als Bloomberg-Tier-1-Hersteller – ein Ranking, das primär Bilanzstärke, Eigenkapitalausstattung und bisheriges Absatzvolumen eines Anbieters abbildet, aber weder Rückschlüsse auf die tatsächliche technische Leistungsfähigkeit der Systeme noch auf deren Instandhaltbarkeit über die Projektlaufzeit zulässt. Bankability im eigentlichen Sinne bemisst sich jedoch nicht an der Zugehörigkeit zu einem Finanzratingsegment, sondern daran, ob ein Anbieter über die gesamte Projektlaufzeit vertraglich abgesicherte, technisch belastbare und finanziell hinterlegte Performance- und Verfügbarkeitsgarantien bieten kann.
Besonders kritisch ist dabei die Struktur moderner Batteriespeichersysteme. Viele Containerlösungen mögen äußerlich ähnlich wirken, intern sind sie jedoch häufig stark anbieterspezifisch aufgebaut. Komponenten lassen sich deshalb nicht ohne Weiteres zwischen verschiedenen Herstellern austauschen.
Das bedeutet, dass Ersatzteile nicht nur grundsätzlich verfügbar sein, sondern exakt zum verbauten System passen müssen. In vielen Fällen betrifft das proprietäre Batteriepacks oder modulspezifische Bauformen, die ausschließlich für ein bestimmtes Systemdesign produziert wurden.
Daraus entsteht ein strukturelles Risiko, das voraussichtlich vor allem in den 2030er Jahren an Bedeutung gewinnen wird. Zahlreiche heute errichtete Speicher werden dann in Phasen eintreten, in denen erste Modulwechsel, Repowering-Maßnahmen oder größere Instandsetzungen anstehen. Gleichzeitig ist keineswegs gesichert, dass die ursprünglich eingesetzten Komponenten dann noch unverändert produziert werden oder verfügbar sind.
Lieferketten und Technologiewechsel verschärfen das Problem
Dieses Risiko wird zusätzlich durch globale Lieferketten und technologische Dynamik verschärft. Ein erheblicher Teil der weltweiten Zell- und Komponentenfertigung ist heute in Asien, insbesondere in China, konzentriert. Gleichzeitig entwickelt sich die Batterietechnologie in hohem Tempo weiter: Formfaktoren verändern sich, Zellchemien werden angepasst, neue Plattformen ersetzen ältere Generationen. Was heute marktüblich ist, muss in zehn Jahren nicht mehr verfügbar oder kompatibel sein.
Genau an diesem Punkt wird aus einem Beschaffungsthema ein Finanzierungsthema. Banken stellen zunehmend eine berechtigte Frage: Wer kann heute verlässlich zusichern, dass ein finanziertes System auch im Jahr 2035 noch mit passenden Komponenten instandgehalten werden kann?
Die eigentliche Reifeprüfung des BESS-Marktes
Der deutsche Batteriespeicher-Markt wird nicht allein durch Politik, Genehmigungen oder Netzausbau gebremst. Diese Faktoren sind relevant, erklären aber nur einen Teil der Zurückhaltung. Der zweite, oft entscheidendere Teil liegt in der langfristigen Betriebslogik.
Wer heute einen Speicher finanziert, finanziert nicht nur einen Container mit Batterien. Finanziert wird ein Cashflow-Modell über mehr als ein Jahrzehnt – abhängig von Marktpreisen, Einsatzstrategien, technischer Verfügbarkeit und gesichertem Ersatzteilzugang.
Aus diesem Grund werden künftig nicht allein Capex, Anschlussleistung oder Tradingprognosen über den Zuschlag entscheiden. Ausschlaggebend wird vielmehr sein, welche Projekte über belastbare Servicekonzepte verfügen: mit klaren Verantwortlichkeiten, belastbaren LTSA-Strukturen, gesicherten Ersatzteilstrategien und einer nachvollziehbaren technischen Perspektive über die gesamte Laufzeit.
Fazit
Die nächste Entwicklungsstufe des Batteriespeicher-Marktes beginnt dort, wo viele aktuelle Marktdiskussionen enden: im Betrieb.
Während öffentlich oft über Spreads, Netzentgelte und Genehmigungen gesprochen wird, rückt für Investoren und Banken zunehmend eine andere Frage in den Mittelpunkt: Welche Systeme sind auch in 10 bis 15 Jahren noch technisch verfügbar, wirtschaftlich betreibbar und damit finanzierbar?
Wer darauf schon heute eine überzeugende Antwort geben kann, schafft nicht nur Vertrauen bei Finanzierern, sondern einen echten Wettbewerbsvorteil im Markt.
— Der Autor Daniel Stitz ist Business Development Manager bei der Lion Smart GmbH. Das Unternehmen ist ein Anbieter von Batteriespeicherlösungen und Engineering-Dienstleistungen. Mit der bereits eingeführten 5-Megawattstunden-Containerlösung und umfassender Entwicklungs-, Test- und Simulationskompetenz bietet Lion Smart eine technisch ausgereifte, serviceorientierte Lösung für industrielle und netzgebundene Großspeicheranwendungen. —
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Tausend Dank für den Artikel, der endlich mal einen holistischen Blick und viel Kontext liefert.
Und bitte nicht falsch verstehen, wenn ich regelmäßig Batterie-Jubelmeldungen säuerlich kommentiere. Ich tue das nicht, weil ich gegen Batterien bin. Ganz im Gegenteil. Ich bin überzeugt, dass wir kein einziges neues Gaskraftwerk* brauchen und alles mit Batterien lösen können. Aber das Bild ist nicht so rosig, wie es all die Batterie-Jubelmeldungen zeichnen. Der tatsächliche Zubau an Großspeichern beschleunigt sich zwar, befindet sich absolut betrachtet aber immer noch auf jämmerlichem Niveau.
Als Nächstes würde ich gern
*Wir haben einen fossilen Kraftwerkspark mit 69 GW Leistung am Netz (plus Reserve). Die Durchschnittslast liegt bei 57 GW. Wir brauchen keine neuen Gaskraftwerke, die dann wieder für Jahrzehnte neue Abhängigkeiten von höchst volatilen Preisen für fossile Energieträger und unzuverlässigen bis uns feindlich gesinnten Lieferländern.