​4-Stunden-Batterien in Deutschland erzielen eine unverschuldete IRR von 13,7 % bei Inbetriebnahme im Jahr 2026 und übertreffen damit 2-Stunden-Systeme trotz 34 % höherer Investitionskosten. Allerdings stehen über 700 GW Batteriespeicher in der Netzanschluss-Warteschlange, während nur 2,5 GW tatsächlich angeschlossen sind. Grundlegende Risiken können die Renditen so weit senken, dass Projekte nicht mehr die erforderlichen Mindestrenditen für Investoren erreichen.

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Dies ist der deutsche BESS-Investitionsausblick von Modo Energy für Q1 2026 und fasst drei Berichte zusammen, die Investoren bei der Kapitalallokation für Batteriespeicher in Deutschland beachten sollten:

• Teil 1: Marktausblick
• Teil 2: Risikobewertung
• Teil 3: Bankfähige Marktzugangsstrukturen

Wichtigste Erkenntnisse

• ​4-Stunden-BESS in Deutschland liefern 13,7 % unverschuldete IRR bei Inbetriebnahme 2026, verglichen mit 12,2 % bei 2-Stunden-Systemen, trotz 34 % höherer Investitionskosten (€935k/MW vs. €700k/MW).
• Kurzfristige 2-Stunden-Umsätze von €240k/MW halbieren sich bis 2030, da die Märkte für Systemdienstleistungen gesättigt sind. Ab dann machen Großhandelsgeschäfte 95 % der Umsätze aus und stabilisieren sich bei etwa €125k/MW.
• ​Ein Rückgang der Gaspreise um 50 % reduziert die Day-Ahead-Erlöse um 37 %. Überbauung senkt die Umsätze bis 2030 um 17 %. Flexible Netzanschlussvereinbarungen verringern die IRR um bis zu 5 Prozentpunkte.
• Graue Koppelung bringt eine BESS-IRR von 13,7 %, ähnlich wie bei Einzelprojekten, verbessert aber die Position in der Warteschlange im geplanten reifegradbasierten Anschlussverfahren.
• Physische Tolling-Verträge dominieren die Abnahmeverträge für deutsche BESS: Sieben von neun bekannten Deals in 2025 fixieren 70–100 % der Kapazität für 5–10 Jahre und ermöglichen eine Fremdkapitalquote von bis zu 85 %.

Für weitere Informationen kontaktieren Sie die Autoren - zach.williams@modoenergy.com und cosima@modoenergy.com

Teil 1: Marktausblick

​Der deutsche Erzeugungsmix befindet sich im strukturellen Wandel. Die Erneuerbaren Energien wachsen bis 2040 um 150 %, Kohle steigt aus und Kernenergie ist bereits abgeschaltet. Während die thermische Kapazität schrumpft, vergrößert sich die tägliche Preisspanne, die Batterien ausnutzen. Dieser Abschnitt behandelt Modo Energys fundamentale Einschätzung des deutschen BESS-Marktes: Welche Auswirkungen hat der Wandel auf die Erlöse je nach Systemdauer und warum verschiebt sich der Markt bis 2030 von Systemdienstleistungen hin zu Großhandelsarbitrage?

Deutsche BESS erzielen zweistellige Renditen

​Ein 4-Stunden-BESS-System in Deutschland, das 2026 in Betrieb geht, erreicht laut Modo Energy eine unverschuldete IRR von 13,7 %. Ein 2-Stunden-System erzielt 12,2 %. Die längere Laufzeit macht die 34 % höheren Investitionskosten mehr als wett – €935k/MW gegenüber €700k/MW.

Wachstum der Erneuerbaren und Rückgang der Thermischen vergrößern die Preisspanne

Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland steigt von 280 TWh im Jahr 2026 auf 695 TWh im Jahr 2040 – ein Plus von 150 %. Kohle steigt bis 2038 aus. Kernkraft ist bereits abgeschaltet. Mit dem Rückgang der thermischen Kapazität vergrößert sich die Lücke zwischen solargetriebenen Mittags-Tiefs und Abendspitzen. Die Nachfrage steigt um 70 % auf über 1.000 TWh durch Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie. Die BESS-Kapazität wächst von 5 GW Ende 2026 auf 40 GW bis 2040, wobei Systeme mit mehr als 4 Stunden Laufzeit 80 % der Flotte ausmachen.

Systemdienstleistungen dominieren 2026, Großhandelsarbitrage übernimmt ab 2030

​Systemdienstleistungen machen 2026 55 % der BESS-Erlöse in Deutschland aus. FCR und aFRR haben zusammen nur eine Marktgröße von 4,5 GW – sobald die Batteriekapazität diesen Schwellenwert übersteigt, wird der Großhandelsmarkt zur Haupteinnahmequelle. 2030 machen Day-Ahead- und Intraday-Handel 95 % der BESS-Erlöse aus. Der Übergang erklärt die Wirtschaftlichkeit längerer Laufzeiten: Ein 4-Stunden-System kann mehr Energie verschieben und erfasst einen größeren Teil der täglichen Preisspanne.

Zwei neue Erlösquellen bieten zusätzliches Potenzial

Die Beschaffung von Trägheit startete im Januar 2026 und bringt €8–20k/MW/Jahr für Batterien mit grid-forming Wechselrichtern. Deutschland hat Anfang 2026 einen Kapazitätsmarkt bestätigt, der ab 2031 voraussichtlich €10–15k/MW/Jahr einbringt. Der genaue kommerzielle Nutzen hängt von der noch nicht definierten De-Rating-Methodik ab.

​Lesen Sie den vollständigen Marktausblick → Deutscher BESS-Investitionsausblick: Marktgrundlagen

Teil 2: Risikobewertung

​Eine Merchant-Batterie ist 20 Jahre lang dem Strommarkt ausgesetzt. Unter den zentralen Annahmen von Modo Energy liefern deutsche BESS 12–14 % unverschuldete IRR – im schlechtesten Marktszenario sinkt die Rendite jedoch auf 5,5 %. In diesem Abschnitt werden die makroökonomischen Risiken für BESS-Investitionen in Deutschland analysiert – Gaspreise, Nachfrageentwicklung und Ausbau – sowie die wichtigsten Projektrisiken: Netzentgelte und Anschlussvereinbarungen.

​Gaspreise sind das größte makroökonomische Risiko für BESS-Renditen

Gaspreise sind die dominierende Variable für fundamentale Marktrisiken. Gas setzt an den meisten Tagen den Grenzpreis; sinkt der Preis, werden die Spreads kleiner. Das Abwärtsrisiko ist strukturell größer als das Aufwärtspotenzial: Ein Rückgang um 50 % senkt die Day-Ahead-Erlöse um 37 %, während ein Anstieg um 50 % sie nur um 28 % erhöht.

​Nachfragerückgänge und Überbau sind kleinere, aber kumulative Risiken

Nachfragerückgänge haben einen geringeren Gesamteffekt auf die BESS-Erlöse (7–14 %). Geringere Nachfrage reduziert hochpreisige Stunden, erhöht aber die Zahl negativer Stunden, die Batterien monetarisieren. Diese Effekte gleichen sich teilweise aus. Überbau ist das mittelfristige Risiko. Ein Ausbau um 50 % senkt die Day-Ahead-Erlöse bis 2030 um 17 %. Die Warteschlange von über 700 GW überschätzt jedoch das Risiko: 2025 wurden nur 40 % der geplanten BESS-Kapazität tatsächlich realisiert.

​Flexible Netzanschlussvereinbarungen sind das größte Projektrisiko

Import-Export-Beschränkungen, Rampenbegrenzungen und Einschränkungen bei Systemdienstleistungen kosten kombiniert bis zu 5 Prozentpunkte IRR. Zwei Projekte mit gleicher Marktexponierung können je nach Anschlussbedingungen sehr unterschiedliche Renditen erzielen.

Netzentgelte nach 2029 bringen zusätzliche Unsicherheit

Projekte, die vor August 2029 angeschlossen werden, erhielten bisher eine 20-jährige Befreiung von Kapazitätsentgelten. Projekte, die nach 2029 angeschlossen werden, unterliegen drei neuen Entgeltarten laut BNetzA-Regime.

​Das Kapazitätsentgelt ist die entscheidende Variable. Unbeschränkte deutsche Batterien können etwa €20–25k/MW/Jahr verkraften, bevor die IRR unter die Hürdenrate fällt. FCA-beschränkte Batterien – die meisten neuen Anschlüsse – erreichen diese Schwelle schon bei €10–15k/MW/Jahr. Noch bedeutender ist, dass jüngste BNetzA-Vorschläge vorsehen, das neue Entgeltsystem auch auf bereits laufende Projekte anzuwenden – nicht nur auf solche, die nach 2029 ans Netz gehen. Diese Aussicht hat viele Finanzierungsprozesse zum Stillstand gebracht. Die endgültigen Entgeltwerte könnten erst Ende 2028 feststehen, sodass Kreditgeber die Verschuldung nicht zuverlässig kalkulieren können.

​Lesen Sie die vollständige Risikobewertung → Deutscher BESS-Investitionsausblick: Risikobewertung

Teil 3: Bankfähige Marktzugänge

​Ein BESS-Projekt 2026 in Deutschland an den Markt zu bringen, bedeutet zwei Herausforderungen zu lösen. Erstens: Netzanschluss – bei 78 GW genehmigter und nur 2,5 GW angeschlossener Kapazität müssen Einzelprojekte mit jahrelangen Verzögerungen rechnen. Zweitens: Erlösstruktur – volatile Merchant-Cashflows müssen in eine Form gebracht werden, die Banken finanzieren, ohne auf sämtliche Upside zu verzichten. Teil 3 behandelt wie sich ein BESS-Marktzugang strukturieren lässt, der tatsächlich gebaut und finanziert werden kann.

Kopplung löst den Netzanschluss

​Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben im Februar 2026 einen Vorschlag veröffentlicht, das bisherige First-Come-First-Served-Prinzip durch ein reifegradbasiertes System zu ersetzen – dabei erhalten gekoppelte Projekte Prioritätspunkte und verbessern so ihre Anschlusschancen gegenüber Einzelprojekten. Der erste Bewerbungszyklus ist für April 2026 vorgesehen, vorbehaltlich der Bestätigung durch die BNetzA.

​Graue Kopplung – bei der eine Batterie über einen gemeinsamen Anschluss mit einer bestehenden Solaranlage be- und entlädt – erzielt eine BESS-IRR von 13,7 % (nur BESS), entsprechend Einzelprojekten, und verbessert die Warteschlangenposition im geplanten Reifegradsystem. Es ist ein eigener Import-Export-Anschluss erforderlich, nicht die gemeinsame Nutzung des Solar-Exportanschlusses.

Grüne Kopplung, bei der die Batterie nur ins Netz einspeisen kann und für das Laden ausschließlich den vor Ort erzeugten Solarstrom nutzt, wobei der bestehende Solaranschluss geteilt wird, ist der praktischste Zugang zum Netz für BESS. Sie erzielt eine IRR von 8,5 % (nur BESS) bzw. 2,9 % (kombiniert) und ist damit schwer zu finanzieren.

Wie feste Erlösstrukturen deutsche BESS finanzierbar machen

​Vollständig merchant-basierte BESS erzielen unter den zentralen Annahmen €115–130k/MW/Jahr, im Negativszenario jedoch nur €70k/MW/Jahr – eine hohe Verschuldung ist ohne Erlösstabilisierung unmöglich. Feste Erlösstrukturen lösen dieses Problem und tauschen jeweils einen Anteil des Merchant-Upside gegen Fremdkapitalfähigkeit: Ein vollständiges Toll fixiert die Rendite auf 12 % und ermöglicht 85 % Fremdkapitalquote, gibt aber den gesamten Merchant-Upside ab, während ein partielles Toll gegen das Downside absichert und gleichzeitig das Upside erhält – und so 9–17 % unverschuldete IRR über verschiedene Szenarien erzielt.

Welche Struktur zu welchem Investor passt

​Die Wahl der Struktur folgt dem Investortyp und den operativen Möglichkeiten. Entwickler, die maximale Verschuldung für Kapitalrecycling anstreben, bevorzugen vollständige Tolls mit Versorgern als Hauptabnehmern – Batteriekapazität bringt Mehrwert durch Absicherung von Bilanzierungsrisiken und ermöglicht 24/7-PPAs. Wer die Steuerung behält, kombiniert partielle Tolls mit Energiehändlern, die Erlösexposure ohne physische Steuerung suchen. Floor- und Share-Strukturen entwickeln sich als Alternative für Industrieunternehmen mit hohem Energiebedarf, aber ohne Handelsinfrastruktur. Vollständig merchant-basierte Strukturen bleiben das Feld von Bilanzinvestoren und Handelshäusern mit voller Risikoaffinität und ohne Fremdkapitalbedarf.

​Lesen Sie die vollständige Analyse der Marktzugänge → Deutscher BESS-Investitionsausblick: Bankfähige Marktzugänge

Drei regulatorische Entscheidungen, die die BESS-Pipeline 2026 bestimmen

2026 ist ein Schlüsseljahr für die Regulierung von Batteriespeichern in Deutschland. Die Netzentgelt-Konsultation der BNetzA entscheidet, ob Projekte nach 2029 noch finanzierbar bleiben. Die De-Rating-Methodik im Kapazitätsmarkt legt fest, ob Batterien 50 % oder 90 % des Clearing-Preises erhalten. Die Mispel-Regulierung könnte, falls sie finalisiert wird, Kopplungen im großen Maßstab ermöglichen und die Pipeline über die aktuellen Prognosen hinaus beschleunigen.