Batterien erwirtschaften Gewinne durch die 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 bietet. Diese CO₂-Kosten werden durch das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) festgelegt und machen bei einem Braunkohlekraftwerk heute über 90 % der Gesamtkosten aus.

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Dies hat das System zwangsläufig in den Fokus von EU-Ländern gerückt, die langsamer bei der Energiewende sind und weiterhin auf Kohle, Braunkohle oder Gas setzen. Sie verweisen auf die hohen Kosten, die auf Verbraucher und Industrie umgelegt werden, was Inflation und Wettbewerbsfähigkeit der Industrie belastet.

Aus Sicht eines Batteriegeschäftsmodells liefern jedoch gerade die höheren Preise am Abend die Spreads, die zur Finanzierung einer Batterie benötigt werden. Eine Lockerung des EU-ETS wirkt sich netto negativ für Batteriebetreiber aus.

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 Kommissionsvorschlag mit dem Modell hinter unserer Europa-Prognose getestet, das den langfristigen EU-CO₂-Preis deutlich senkt. Jeder der vier Märkte verliert zwischen 5 % und 9 % der gesamten BESS-Erlöse. Die Höhe des Verlusts hängt dabei stärker davon ab, wie flexibel eine Batterie ihre Einnahmequellen anpassen kann, als vom Erzeugungsmix oder Dekarbonisierungstempo.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Gesamterlöse von BESS sinken je nach Markt um 5 bis 9 %. Die Standortwahl kann etwas Diversifizierung bringen, aber das Risiko nicht eliminieren.
• Bewerten Sie dieses Risiko nicht nur anhand von Strompreisprognosen. Die italienischen Preise fallen am stärksten, aber die Spreads am wenigsten – eine reine Preiskurve kann die Erlösverluste also überschätzen.
• Intraday-Handel mildert die Einbußen bei den Day-Ahead-Spreads. Deutschland, Italien und Spanien behalten 1,9 bis 2,4 Prozentpunkte ihres Spread-Rückgangs, Polen hingegen keinen.
• Die CO₂-Preise sinken am stärksten in den 2040er Jahren, wenn der Großteil der verbliebenen Kohlekraftwerke in Polen und Deutschland bereits stillgelegt ist und der Effekt begrenzt wird.

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 dieses Limits eine Berechtigung aus. Emittenten müssen für jede ausgestoßene Tonne eine Berechtigung abgeben, können diese aber kaufen und verkaufen – die Berechtigungen werden also zu einem Marktpreis gehandelt.

Der Preis wird durch Knappheit bestimmt: Wie streng das Cap im Vergleich zum tatsächlichen Emissionsbedarf ist. Das Cap sinkt jedes Jahr um einen festen Prozentsatz, was den Preis seit 2005 steigen lässt.

Zusätzlich sorgt die Marktstabilitätsreserve dafür, dass Berechtigungen aus dem Umlauf genommen und ein Teil des Überschusses oberhalb eines Schwellenwerts gestrichen wird.

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

Zwei Änderungen führen zu dieser Lücke:

• Eine langsamere jährliche Kürzung lässt jedes Jahr mehr Berechtigungen im Umlauf als im aktuellen Pfad. Da Berechtigungen angespart werden können, erhöht jedes dieser Jahre den später verfügbaren Bestand.
• Die Reserve entzieht dem Markt nur halb so viele Berechtigungen wie bisher, sodass mehr Überschüsse zum Kauf verfügbar bleiben.

Bis 2040 wirken beide Effekte seit über einem Jahrzehnt. Das Cap läuft nun erst Ende der 2040er Jahre aus statt 2039, sodass dieselbe Nachfrage auf einen größeren Pool an Berechtigungen trifft.

Wie viel davon schlägt auf die Batterieerlöse durch?

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

Mit fallenden Spreads würde ein Batterie-Optimierer versuchen, Lade- und Entladezeiten an die neue Preiskurve anzupassen. Wo es sowohl einen Day-Ahead- als auch einen Intraday-Markt gibt, kann das Volumen zwischen diesen verschoben werden. In den ersten Jahren sind zudem Systemdienstleistungen nicht mit CO₂-Kosten belegt, dieser Teil der Einnahmen bleibt also unberührt.

Um den Rest zu beziffern, haben wir für jeden Markt gepaarte Dispatch-Modelle für ein 50-MW-BESS mit vier Stunden Laufzeit gerechnet. Eins läuft mit Basispreisen, eins mit den niedrigeren CO₂-Preisen, inklusive Degradation auf beiden Seiten.

Die Auswirkung ist für Polen am gravierendsten – aus drei Gründen: Der Spread fällt dort am stärksten, das Einnahmenprofil verschiebt sich wegen gesättigter Systemdienstleistungen stärker in Richtung Day-Ahead und ob die polnische Intraday-Liquidität wächst ist weiterhin offen.

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

Polen hingegen behält nichts. Der Spread-Rückgang von 10,1 % schlägt direkt auf die Großhandelserlöse durch, weil Intraday in Polen laut unserer Prognose noch keine Batterieverdienstquelle ist.

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Wann wirkt sich der CO₂-Preis tatsächlich aus?

Die CO₂-Preis-Exponierung einer Batterie ist im Prognosezeitraum nicht konstant. Je weiter der CO₂-Preis vom Basiswert abweicht, desto mehr nimmt auch die Dekarbonisierung in Europa zu, was einen Teil des Effekts ausgleicht.