Was ist die optimale Batteriedauer in Deutschland?
Die Batteriedauer bestimmt Investitionsbedarf, Erlöspotenzial und Risikoprofil. Zusätzliche Stunden erhöhen den Wert, aber die Erlössteigerungen flachen schneller ab als die Kosten sinken, sodass ein Kompromiss zwischen anfänglichem CAPEX und der Nutzung von Arbitragemöglichkeiten am Großhandelsmarkt entsteht.
Free guide from Modo EnergyPutting AI to work in energy investment and asset managementBuilding your Germany BESS outlook? A practical playbook for using AI tools across your energy investment and operations teams, featuring tangible, timesaving tips and tricks you can put to use immediately.Download the guide →
Vier-Stunden-Systeme liefern kurzfristig die höchsten Renditen und erreichen 2026 eine IRR von 12,2 %. Das sind 1,5 % mehr als bei einem Zwei-Stunden-System.
Bis 2029 verbessert sinkender CAPEX auch die Wirtschaftlichkeit längerer Speicherzeiten. Sechs-Stunden-Systeme erreichen eine IRR von 15,5 %, dicht gefolgt von Vier-Stunden-Systemen mit 15,4 %.
Der Markt bewegt sich bereits in Richtung längerer Speicherzeiten. Während 83 % des deutschen Bestands unter zwei Stunden liegen, sind bei der Bundesnetzagentur bereits über 3 GW an Projekten mit längerer Dauer angemeldet.
Die Frage für Investoren ist nicht, ob die Speicherzeiten steigen, sondern wie schnell und wie weit.
Mehr erfahren? Kontaktieren Sie die Autorin – cosima@modoenergy.com
Deutschland bewegt sich bereits zu Speicherzeiten über 2 Stunden
Die deutsche Speicherflotte wird noch von Systemen mit bis zu zwei Stunden dominiert.
Der operative Bestand umfasst 2,3 GW / 3,4 GWh, wobei 45 % aller Anlagen zwischen einer und zwei Stunden liegen.
Die durchschnittliche Speicherzeit ist von einer Stunde im Jahr 2022 auf heute 1,5 Stunden gestiegen.
Seit 2024 wurden von Projektentwicklern über 3 GW an Projekten mit mehr als zwei Stunden angemeldet, darunter 1,4 GW an neuen Vier-Stunden-Anlagen eines einzelnen Entwicklers, Leag.
50 % der kurzfristigen Pipeline bleiben unter vier Stunden. Diese Projekte benötigen weniger Kapital pro MW, bergen geringeres Entwicklungsrisiko und passen besser zum aktuellen Erlösmodell, das weiterhin von Systemdienstleistungen dominiert wird.
Kürzere Systeme erhalten zudem die Option, die Speicherzeit später zu verlängern – sobald die Regulierung stabiler ist und sich Geschäftsmodelle mit mehr Markterfahrung bewährt haben.
Marktfaktoren verschieben Neubauten in den 2030ern von vier auf sechs Stunden
In den 2030er Jahren wird eine weitere Verlängerung der Speicherzeiten erwartet, da sich das Erlösmodell von Systemdienstleistungen hin zu Energiearbitrage verschiebt.
Sign up to read this article for free
Unlimited access to our free articles
Monthly access to 2 Global Research articles
Benchmarks, Forecasts, Ko and more
