Batterien verdienen Geld mit der Differenz zwischen günstigen und teuren Stunden. Diese teuren Stunden werden durch das letzte benötigte Kohle- oder Gaskraftwerk bestimmt, das seinen Brennstoffpreis plus die Kosten seiner CO₂-Emissionen bietet. Dieser CO₂-Preis wird durch das EU-Emissionshandelssystem festgelegt und macht bei einem Braunkohlekraftwerk heute über 90 % der Gesamtkosten aus.

Dies hat das System zwangsläufig unter verstärkte Beobachtung von EU-Ländern gestellt, die bei der Energiewende langsamer vorankommen und weiterhin auf Kohle, Braunkohle oder Gas angewiesen sind. Sie weisen darauf hin, dass die hohen Kosten auf Verbraucher und Industrie abgewälzt werden und sich negativ auf Inflation und Wettbewerbsfähigkeit auswirken.

Aus Sicht des Batteriegeschäftsmodells sind es jedoch gerade die höheren Preise am Abend, die die notwendigen Spreads liefern, um eine Batterie zu finanzieren. Eine Abschwächung des EU-ETS ist für Batteriebetreiber insgesamt negativ.

Doch 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 Vorschlag der Kommission mit dem Modell hinter unserer europäischen Prognose getestet, das den langfristigen EU-CO₂-Preis deutlich senkt. Jeder der vier Märkte verliert zwischen 5 % und 9 % der Gesamterlöse für Batteriespeicher (BESS). Die Höhe des Verlusts hängt dabei stärker davon ab, wie flexibel eine Batterie ihre Einnahmequellen anpassen kann, als vom Erzeugungsmix oder der Dekarbonisierungsgeschwindigkeit.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Gesamterlöse von BESS sinken je nach Markt um 5 bis 9 %. Die Wahl des Standorts bietet etwas Diversifikation, kann das Risiko aber nicht beseitigen.
• Bewerten Sie dieses Risiko nicht allein anhand einer Strompreisprognose. Die Preise in Italien sinken am stärksten, aber die Spreads dort am wenigsten – eine reine Preiskurve kann daher die Erlösrückgänge überschätzen.
• Intraday-Handel mildert die Auswirkungen auf die Day-Ahead-Spreads. Deutschland, Italien und Spanien können 1,9 bis 2,4 Prozentpunkte ihrer Spread-Verluste kompensieren, Polen hingegen nicht.
• Die CO₂-Preise fallen im Vergleich zum Basisszenario am stärksten in den 2040er Jahren, wenn der Großteil der verbleibenden Kohle in Polen und Deutschland bereits abgeschaltet ist und der Effekt daher begrenzt ist.

Wie legt das EU-ETS den Preis fest 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 dieses Limits eine Berechtigung aus. Emittenten müssen für jede ausgestoßene Tonne eine Berechtigung abgeben; diese können gekauft und verkauft werden, sodass ein Marktpreis entsteht.

Der Preis wird durch Knappheit bestimmt: Wie eng das Cap im Vergleich zu den tatsächlichen Emissionswünschen der betroffenen Sektoren ist. Das Cap sinkt jedes Jahr um einen festen Prozentsatz, was den Preis seit 2005 steigen ließ.

Parallel dazu nimmt die Marktstabilitätsreserve Berechtigungen aus dem Umlauf, wenn ein zu großer Überschuss entsteht, und annulliert den Teil, der einen bestimmten Schwellenwert überschreitet.

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 noch halb so viele Berechtigungen aus dem Umlauf wie bisher, sodass mehr Überschuss am Markt bleibt.

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

Wie viel davon landet wirklich bei den Batterieerlösen?

Die angepasste CO₂-Preiskurve wurde im Modell durchgerechnet und führte in allen vier Märkten zu geringeren Day-Ahead-Spreads. Eine Batterie verliert jedoch nicht den vollen Betrag, da sinkende Erlöse aus DA-Spreads durch andere Energiemärkte ausgeglichen werden.

Wenn die Spreads sinken, würde ein Batterie-Optimierer versuchen, Lade- und Entladezeiten an die neue Preiskurve anzupassen. In Märkten mit Day-Ahead- und Intraday-Handel kann das Volumen zwischen beiden verschoben werden. In den frühen Jahren sind Systemdienstleistungen zudem noch nicht CO₂-bepreist, sodass dieser Teil der Erlösstruktur unangetastet bleibt.

Um den Rest zu quantifizieren, haben wir jeweils gepaarte Dispatch-Modelle für ein 50MW/4h-BESS pro Markt gerechnet – einmal mit Baseline-Preisen, einmal mit niedrigeren CO₂-Preisen, jeweils mit Berücksichtigung von Degradation.

Der Effekt ist in Polen am stärksten, aus drei Gründen: Der Spread sinkt dort am meisten, der Erlösanteil verschiebt sich stärker auf den Day-Ahead-Markt, da Systemdienstleistungen gesättigt sind, und ob die polnische Intraday-Liquidität wächst, ist weiterhin offen.

Die Möglichkeit, dieselbe Energie zweimal zu handeln, begrenzt den Schaden. Deutschland, Italien und Spanien handeln Intraday und können jeweils etwa zwei Prozentpunkte ihres Spread-Verlusts kompensieren, verlieren also etwa 6 % ihres Großhandelserlöses bei Spread-Rückgängen von 8 %. Mehr zum Intraday-Handel für Batterien.

Polen hingegen kompensiert nichts. Der Spread-Rückgang von 10,1 % schlägt direkt auf den Großhandelserlös durch, da Intraday in unserer Polen-Prognose noch kein Batterieerlösstrom ist.

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Wann wirkt sich der CO₂-Preis tatsächlich aus?

Die Exponiertheit einer Batterie gegenüber dem CO₂-Preis ist im Prognosezeitraum nicht konstant. Je weiter sich der CO₂-Preis von der Basislinie entfernt, desto stärker schreitet die Dekarbonisierung in den europäischen Märkten voran und gleicht einen Teil der Effekte wieder aus.