​4-Stunden-Batterien in Deutschland liefern eine unverschuldete IRR von 13,7 % bei Inbetriebnahme 2026 und übertreffen damit 2-Stunden-Systeme trotz 34 % höherer Investitionskosten. Doch über 700 GW Batteriespeicher stehen in der Netzanschluss-Warteschlange, während nur 2,5 GW angeschlossen sind. Grundlegende Risiken können die Renditen so stark drücken, dass Projekte die Investorenhürden nicht mehr erreichen.

Dies ist Modo Energys Ausblick für Investitionen in deutsche BESS im ersten Quartal 2026. Drei Berichte wurden zusammengefasst, damit Investoren wissen, worauf sie beim Kapitalengagement in deutsche Batteriespeicher achten müssen:

• Teil 1: Marktprognose
• Teil 2: Risikobewertung
• Teil 3: Bankfähige Marktzugangsmodelle

Wichtige Erkenntnisse

• ​4-Stunden-BESS in Deutschland erzielen 13,7 % unverschuldete IRR bei Inbetriebnahme 2026, gegenüber 12,2 % bei 2-Stunden-Systemen, trotz 34 % höherer Investitionskosten (€935k/MW vs. €700k/MW).
• Die kurzfristigen 2-Stunden-Umsätze von €240k/MW halbieren sich bis 2030, da die Nebenmärkte gesättigt werden. Der Großhandel macht dann 95 % der Erlöse aus und stabilisiert sich bei rund €125k/MW.
• ​Ein Rückgang der Gaspreise um 50 % senkt die Day-Ahead-Erlöse um 37 %. Überbauung drückt die Erlöse 2030 um 17 %. Flexible Netzanschlussvereinbarungen reduzieren die IRR um bis zu 5 Prozentpunkte.
• Grey Co-Location erzielt eine BESS-IRR von 13,7 %, vergleichbar mit Einzelanlagen, verbessert aber die Wartelistenposition im vorgeschlagenen Reifegradverfahren Deutschlands.
• Physisches Tolling dominiert deutsche BESS-Abnahmeverträge: Sieben von neun bekannten Deals in 2025 sichern 70–100 % der Kapazität für 5–10 Jahre, was eine Verschuldung von bis zu 85 % ermöglicht.

Für weitere Informationen wenden Sie sich bitte an die Autoren – zach.williams@modoenergy.com und cosima@modoenergy.com

Teil 1: Marktprognose

​Der deutsche Erzeugungsmix befindet sich im strukturellen Wandel. Erneuerbare Energien wachsen bis 2040 um 150 %, Kohle steigt aus, Kernkraft ist bereits abgeschaltet. Mit dem Rückgang der thermischen Kapazitäten vergrößert sich die tägliche Preisspanne, die Batterien ausnutzen. Dieser Abschnitt behandelt Modo Energys fundamentale Einschätzung des deutschen BESS-Marktes: Was bedeutet der Wandel für die Erlöse je Systemdauer und warum verschiebt sich der Markt bis 2030 von Systemdienstleistungen hin zum Großhandelsarbitragegeschäft?

Deutsche BESS erzielen zweistellige Renditen

​Ein 4-Stunden-BESS, das 2026 in Betrieb geht, erreicht unter den zentralen Annahmen von 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 tägliche Preisspanne

Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland wächst von 280 TWh in 2026 auf 695 TWh in 2040, ein Anstieg um 150 %. Kohle steigt bis 2038 aus. Kernkraft ist bereits abgeschaltet. Mit dem Rückgang der thermischen Kapazitäten vergrößert sich der Abstand zwischen mittäglichen Solar-Tiefs und abendlichen Spitzen. Die Nachfrage steigt durch Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie um 70 % auf über 1.000 TWh. Die BESS-Kapazität in Deutschland wächst von 5 GW Ende 2026 auf 40 GW bis 2040, wobei Systeme mit mehr als 4 Stunden Laufzeit auf 80 % des Bestands steigen.

Systemdienstleistungen dominieren 2026, Großhandelsarbitrage 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 überschreitet, wird der Großhandel zur Haupteinnahmequelle. Bis 2030 entfallen 95 % der BESS-Erlöse auf Day-Ahead- und Intraday-Handel. Die Verschiebung erklärt die Wirtschaftlichkeit längerer Laufzeiten: Ein 4-Stunden-System kann mehr Energie verschieben und einen größeren Teil der täglichen Preisspanne abschöpfen.

Zwei neue Erlösströme 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 geschätzte €10-15k/MW/Jahr bringt. Der genaue kommerzielle Nutzen hängt von der noch nicht definierten De-Rating-Methodik ab.

​Lesen Sie die vollständige Marktprognose → Deutscher BESS-Investitionsausblick: Marktgrundlagen

Teil 2: Risikobewertung

​Eine Merchant-Batterie ist 20 Jahre lang dem Strommarkt ausgesetzt. Unter den zentralen Annahmen von Modo Energy liefert ein deutsches BESS eine unverschuldete IRR von 12–14 % – im ungünstigsten Marktszenario sinkt die Rendite jedoch auf 5,5 %. Dieser Abschnitt analysiert die makroökonomischen Risiken für deutsche BESS-Investitionen – Gaspreise, Nachfragetrends und Ausbau – sowie die wichtigsten Projektrisiken: Netzentgelte und Netzanschlussvereinbarungen.

​Gaspreise sind das größte Makrorisiko für deutsche BESS-Renditen

Gaspreise sind die dominierende Variable bei den fundamentalen Marktrisiken. Gas setzt an den meisten Tagen den Grenzpreis, sodass bei fallenden Preisen die Spreads schrumpfen. Das Abwärtsrisiko ist strukturell größer als das Aufwärtspotenzial: Ein Rückgang um 50 % senkt die Day-Ahead-Erlöse um 37 %, ein Anstieg um 50 % erhöht sie nur um 28 %.

​Nachfragedefizite und Überbau stellen ein kleineres, aber wachsendes Risiko dar

Nachfragedefizite haben einen geringeren Gesamteffekt auf die BESS-Erlöse in Deutschland, zwischen 7–14 %. Niedrigere Nachfrage reduziert hochpreisige Stunden, erhöht aber die Zahl negativer Stunden, die Batterien monetarisieren können. Diese Effekte gleichen sich teilweise aus. Überbau ist das mittelfristige Risiko. Ein 50%iger Ausbau erhöht den Druck auf die Day-Ahead-Erlöse 2030 um 17 %. Die über 700 GW Warteschlange überschätzt jedoch das Risiko. 2025 wurden nur 40 % der prognostizierten BESS-Kapazität tatsächlich installiert.

​Flexible Netzanschlussvereinbarungen sind das größte Projektrisiko für deutsche BESS

Import-/Export-Limits, Rampenratenbegrenzungen und Einschränkungen bei Systemdienstleistungen kosten kombiniert bis zu 5 Prozentpunkte IRR. Zwei Projekte mit identischer Marktexponierung können sehr unterschiedliche Renditen erzielen – je nach Netzanschlussbedingungen.

Netzentgelte nach 2029 bringen zusätzliche Unsicherheit

Projekte, die vor August 2029 angeschlossen werden, erhielten bisher eine 20-jährige Befreiung von Kapazitätsentgelten. Projekte mit Anschluss nach 2029 unterliegen drei neuen Gebühren nach BNetzA-Regelung.

​Die Kapazitätsgebühr ist die entscheidende Variable. Nicht eingeschränkte deutsche Batterien können etwa €20-25k/MW/Jahr verkraften, bevor die IRR unter die Hürde fällt. FCA-eingeschränkte Batterien – die meisten neuen Anschlüsse – erreichen diese Schwelle bereits bei €10-15k/MW/Jahr. Noch bedeutsamer: Jüngste BNetzA-Vorschläge deuten darauf hin, dass das neue Regime auch für bereits in Betrieb befindliche Projekte gelten könnte – nicht nur für solche, die nach 2029 angeschlossen werden. Diese Aussicht hat viele Finanzierungsprozesse zum Stillstand gebracht. Die endgültigen Gebühren werden voraussichtlich erst Ende 2028 feststehen, sodass Banken keine Finanzierungen auf Basis eines nicht modellierbaren Regimes kalkulieren können.

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

Teil 3: Bankfähige Marktzugänge

​Ein deutsches BESS-Projekt 2026 marktreif zu machen, bedeutet, zwei Probleme zu lösen. Erstens der Netzanschluss: Von 78 GW genehmigten Projekten sind nur 2,5 GW angeschlossen, die meisten Einzelprojekte warten jahrelang. Zweitens die Erlösstruktur: Volatile Merchant-Cashflows müssen so strukturiert werden, dass Banken finanzieren, ohne dass sämtliche Chancen verloren gehen. Teil 3 behandelt wie ein BESS-Marktzugang strukturiert werden kann, der tatsächlich gebaut und finanziert werden kann.

Co-Location löst das Netzanschlussproblem

​Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben im Februar 2026 einen Vorschlag veröffentlicht, wonach das bisherige First-Come-First-Served-Prinzip durch ein Reifegradverfahren ersetzt werden soll – Co-Located-Projekte erhalten dabei Prioritätspunkte und verbessern so ihre Anschlusschancen gegenüber Einzelprojekten. Der erste Antragszyklus ist für April 2026 geplant, vorbehaltlich BNetzA-Bestätigung.

​Grey Co-Location – bei der eine Batterie über einen gemeinsamen Netzanschluss mit einer bestehenden Solaranlage geladen und entladen wird – erzielt auf BESS-Basis eine IRR von 13,7 %, wie Einzelanlagen, verbessert aber die Wartelistenposition im vorgeschlagenen Reifegradverfahren. Es ist ein eigener Import-/Export-Anschluss erforderlich, nicht die gemeinsame Nutzung des Solar-Exportanschlusses.

Green Co-Location, bei der die Batterie nur ins Netz einspeisen kann und mit vor Ort erzeugtem Solarstrom geladen wird, wobei der bestehende Solaranschluss mitgenutzt wird – ist der praktischste Weg zum Netzanschluss für BESS. Sie erzielt eine IRR von 8,5 % auf BESS-Basis und 2,9 % auf kombinierter Basis, was die Finanzierung erschwert.

Wie Fixerlösstrukturen deutsche BESS finanzierbar machen

​Vollständig merchant-basierte BESS erzielen unter zentralen Annahmen €115-130k/MW/Jahr, im Negativszenario aber nur €70k/MW/Jahr. Ohne Erlösstabilisierung ist hohe Verschuldung unmöglich. Fixerlösstrukturen lösen dieses Problem, indem sie jeweils einen anderen Anteil des Merchant-Potenzials gegen Kreditfähigkeit eintauschen: Ein vollständiges Toll sichert 12 % Rendite und ermöglicht 85 % Verschuldung, gibt aber sämtliche Merchant-Chancen auf. Ein partielles Toll schützt vor Abwärtsrisiken, erhält aber das Potenzial, das beim vollen Toll verloren geht – und erzielt so 9–17 % unverschuldete IRR je nach Szenario.

Welche Struktur zu welchem Investor passt

​Die Strukturwahl richtet sich nach Investortyp und operativer Fähigkeit. Entwickler, die maximale Verschuldung zur Kapitalrotation suchen, bevorzugen vollständige Tolls, mit Versorgern als Hauptabnehmern – Batteriekapazität schafft Mehrwert über den Handel hinaus, etwa durch Hedging von Bilanzkreisrisiken und 24/7-PPAs. Wer die Steuerung behält, kombiniert partielle Tolls mit Energiehändlern, die Ertragschancen ohne physische Steuerung suchen. Floor- und Share-Strukturen entstehen als Alternative für Industriekunden mit großem Energiebedarf, aber ohne Handelsteam. Vollständig merchant-basierte Modelle bleiben dominiert von Bilanzinvestoren und Handelsunternehmen mit voller Risikoaffinität und ohne Fremdkapitalbedarf.

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

Drei regulatorische Entscheidungen bestimmen die BESS-Pipeline 2026

2026 ist ein entscheidendes Jahr für die Regulierung von Batteriespeichern in Deutschland. Die Netzentgelt-Konsultation der BNetzA entscheidet, ob Projekte nach 2029 finanzierbar bleiben. Die De-Rating-Methodik des Kapazitätsmarkts bestimmt, ob Batterien 50 % oder 90 % des Clearingpreises erhalten. Die Mispel-Regelung, sofern finalisiert, ermöglicht Co-Location im großen Stil und könnte die Pipeline über die aktuellen Prognosen hinaus beschleunigen.