Batterien verdienen Geld mit der Differenz zwischen günstigen und teuren Stunden. Diese teuren Stunden werden vom letzten benötigten Kohle- oder Gaskraftwerk bestimmt, das seinen Brennstoffpreis plus die Kosten für CO₂-Emissionen anbietet. Diese CO₂-Kosten werden durch das EU-Emissionshandelssystem festgelegt und machen bei einem Braunkohlekraftwerk heute über 90 % der Gesamtkosten aus.

Das hat das System zunehmend in den Fokus von EU-Ländern gerückt, deren Energiewende langsamer verläuft und die weiterhin auf Kohle, Braunkohle oder Gas angewiesen sind. Sie verweisen auf die hohen Kosten, die an Verbraucher und Industrie weitergegeben werden, was Inflation und Wettbewerbsfähigkeit der Industrie negativ beeinflusst.

Aus Sicht des Batteriegeschäftsmodells sind es jedoch gerade die höheren Preise am Abend, die die notwendigen Spreads für die Finanzierung einer Batterie liefern. Eine Lockerung des EU-ETS ist für Batteriebetreiber insgesamt negativ.

Aber wie stark ist jeder Markt betroffen, angesichts der sehr unterschiedlichen Erzeugungsmixe und Dekarbonisierungspfade in Spanien, Italien, Deutschland und Polen? Um das herauszufinden, haben wir den eigenen Vorschlag der Kommission durch das Modell hinter unserer europäischen Prognose laufen lassen, das den EU-CO₂-Preis drastisch senkt. Jeder der vier Märkte verliert zwischen 5 % und 9 % des gesamten BESS-Umsatzes. Die Höhe des Verlusts hängt dabei stärker davon ab, wie flexibel eine Batterie ihre Einnahmequellen anpassen kann, als vom Erzeugungsmix oder Dekarbonisierungspfad.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der gesamte BESS-Umsatz sinkt je nach Markt zwischen 5 und 9 %. Die Standortwahl bietet etwas Diversifikation, entfernt das Risiko aber nicht.
• Bewerten Sie dieses Risiko nicht nur anhand einer Strompreisprognose. Die Preise in Italien fallen am stärksten, aber die Spreads am wenigsten – eine reine Preiskurve kann Umsatzrückgänge also überschätzen.
• Intraday-Retrading mildert die Einbußen bei den Day-Ahead-Spreads. Deutschland, Italien und Spanien behalten 1,9 bis 2,4 Prozentpunkte ihres Spread-Defizits, Polen dagegen keinen.
• Die CO₂-Preise fallen in den 2040ern am stärksten gegenüber dem Ausgangswert, zu einem Zeitpunkt, an dem der Großteil der verbliebenen Kohle in Polen und Deutschland bereits abgeschaltet ist – das begrenzt den Effekt.

Wie setzt das EU-ETS einen Preis, und was würde sich ändern?

Das EU-ETS ist ein Handelsmarkt. Das System begrenzt die Gesamtemissionen aus Strom, Industrie und Luftfahrt und gibt für jede Tonne innerhalb dieser Grenze eine Berechtigung aus. Emittenten müssen für jede ausgestoßene Tonne eine Berechtigung abgeben, können diese kaufen und verkaufen – die Berechtigungen werden also zum Marktpreis gehandelt.

Der Preis entsteht durch Knappheit: Wie eng ist das Cap im Vergleich zu dem, was die betroffenen Sektoren tatsächlich emittieren wollen? Die Grenze sinkt jedes Jahr um einen festen Prozentsatz, was den Preis seit 2005 nach oben getrieben hat.

Zusätzlich nimmt die Marktstabilitätsreserve Berechtigungen aus dem Umlauf, wenn sich ein zu großer Überschuss aufbaut, und löscht den Teil dieses Überschusses, der über einer festgelegten Schwelle liegt.

Am 17. Juli 2026 veröffentlichte die Kommission ihren Vorschlag zur Überarbeitung des Emissionshandelssystems für die Zeit nach 2030.

Zwei Änderungen verursachen diese Lücke:

• Eine langsamere jährliche Reduktion lässt jedes Jahr mehr Berechtigungen im Umlauf als der aktuelle Pfad. Da Berechtigungen angespart werden können, erhöht jedes dieser Jahre den später verfügbaren Bestand.
• Die Reserve nimmt nur halb so viele Berechtigungen aus dem Umlauf wie bisher, sodass mehr Überschuss zum Kauf verfügbar bleibt.

Bis 2040 wirken beide Effekte schon über ein Jahrzehnt. Das Cap läuft nun erst in den späten 2040ern aus, statt 2039 – die gleiche Nachfrage trifft also auf einen größeren Pool an Berechtigungen.

Wie viel davon landet im Batterieumsatz?

Diese CO₂-Kurve haben wir im Modell durchgerechnet, und sie verengt die Day-Ahead-Spreads in allen vier Märkten. Eine Batterie verliert jedoch nicht den vollen Betrag, da sinkende Einnahmen aus DA-Spreads durch andere Energiemärkte kompensiert werden.

Fallen die Spreads, wird ein Batterie-Optimierer versuchen, seine Lade- und Entladezeiten an die neue Preiskurve anzupassen. Gibt es im Markt sowohl einen Day-Ahead- als auch einen Intraday-Markt, kann das Volumen zwischen beiden verschoben werden. In den ersten Jahren tragen zudem Systemdienstleistungen keine CO₂-Kosten, dieser Einnahmestrom bleibt also unberührt.

Zur Quantifizierung haben wir für jeden Markt gepaarte Dispatch-Modelle für ein 50MW/4h-BESS gerechnet: einmal mit den Ausgangspreisen, einmal mit den gesenkten CO₂-Preisen, jeweils mit Degradation.

Die Auswirkungen sind für Polen am gravierendsten – aus drei Gründen: Dort sinkt der Spread am stärksten. Der Umsatzschwerpunkt verschiebt sich auf den Day-Ahead, da Systemdienstleistungen gesättigt sind, und ob die polnische Intraday-Liquidität wächst, ist noch offen. Es könnte also sein, dass polnische Batterien kein Ausweichvolumen haben.

Die Möglichkeit, dieselbe Energie zweimal zu handeln, begrenzt die Verluste. Deutschland, Italien und Spanien handeln Intraday und behalten jeweils etwa zwei Prozentpunkte ihres Spread-Rückgangs, verlieren also rund 6 % des Großhandelsumsatzes bei Spread-Rückgängen von 8 %. Mehr zu Intraday-Handel für Batterien.

Polen hingegen behält nichts. Der Spread-Rückgang von 10,1 % schlägt voll auf den Großhandelsumsatz durch, da Intraday dort laut unserer Prognose noch kein Umsatzstrom für Batterien ist.

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Wann wirkt sich der CO₂-Effekt tatsächlich aus?

Die CO₂-Preis-Exponierung einer Batterie ist über die Prognose nicht konstant. Je weiter sich der CO₂-Preis vom Ausgangspfad entfernt, desto stärker steigt auch die Dekarbonisierung in Europa und gleicht einen Teil des Effekts aus.