Der deutsche Batteriemarkt tritt in eine neue Phase ein.

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Der Erlösstapel verschiebt sich: Systemdienstleistungen verschmelzen mit dem Day-Ahead-Markt, während eine neue Welle politisch getriebener Eingriffe zusätzliche Erlöspotenziale schafft.

In unserem Livestream „Der Stand der deutschen BESS-Erlöse“ zeigen Till Stehr und Cosima Sagmeister, wie Batterien heute Einnahmen erzielen und wohin sich die Erlöse entwickeln – basierend auf Modo Energys Prognose und Benchmark für deutsche BESS-Erlöse.

Deutschland braucht Flexibilität: Das strukturelle Argument für BESS

Am 1. Mai 2026 stürzten die Day-Ahead-Preise mittags unter starker Solareinspeisung auf -499,99 €/MWh ab und stiegen abends sprunghaft an – es fehlte an flexibler Erzeugung, um die Lücke zu schließen.

Die 2H-BESS-Benchmark-Batterie von Modo Energy erzielte an diesem Tag den höchsten Tagesertrag des Jahres 2026, erhielt Zahlungen für die Aufnahme von Strom mit negativen Preisen am Mittag und wurde abends erneut für die Einspeisung vergütet. Day-Ahead-Arbitrage war der Haupttreiber des Tagesertrags.

Solche Werktags-Feiertags-Kurven zeigen bereits heute, was künftig zur Normalität wird, sofern nicht massiv Flexibilität aufgebaut wird. Die Prognose für 2030 unterscheidet sich nur dadurch, dass Batterien mittags rund 10 GW Ladung aufnehmen und so den Solarüberschuss in die Abendspitzen verschieben.

Sättigung: Systemdienstleistungs-Erlöse nähern sich dem Day-Ahead-Markt an

Der deutsche Benchmark hat sich in den letzten sechs Monaten dem TB2-Spread angenähert. Die Prämie für Systemdienstleistungen, die 2024 und Anfang 2025 prägte, beginnt sich zu verringern.

Der Mechanismus ist aus Großbritannien bekannt. Sobald vorqualifizierte Batteriekapazität die Größe des Systemdienstleistungsmarktes übersteigt, orientiert sich das Bietverhalten mehr an den Opportunitätskosten der Batterie und weniger an den Gaskosten. In Großbritannien wurde der Boden 2023 erreicht.

Der Anstieg der deutschen Systemdienstleistungs-Erlöse im März resultierte aus höheren Gaskosten, die das Minimum für thermische Reserven anhoben. Gleichzeitig verbesserten sich die Day-Ahead-Chancen, und die Kurven für Systemdienstleistungen und Day-Ahead nähern sich nun an.

Selbst bei einem Überangebot von 78 GW BESS sinken die durchschnittlichen TB-Spreads um 40 %, anstatt einzubrechen. Day-Ahead bleibt auch bei hoher Batterie-Durchdringung wertvoll – ein Zeichen für einen tieferen Markt für Batterien.

Gaspreise: Der größte Einflussfaktor auf die Erlöse

Ein Anstieg der Gaspreise um 50 % erhöht die Day-Ahead-Erlöse 2030 um etwa 30 % im Basisszenario von Modo Energy. Von allen getesteten Sensitivitäten hatte Gas den größten Effekt.

Die TTF-Preise liegen derzeit rund 50 % über dem Vorkriegsniveau, nachdem der Nahostkonflikt sie Anfang 2026 weiter steigen ließ. Dieses hohe Niveau unterstützt die aktuellen Erlöse deutscher BESS.

Die Fundamentalanalyse von Modo Energy zeigt, dass Gaskraftwerke bis 2030 flexibler gefahren werden, mit steileren Anstiegen in den Abendspitzen. Deutschland schreibt zudem neue Gaskraftwerke aus.

Netzentgelte und FCAs: Mehr Klarheit verbessert die Finanzierbarkeit

Die Regulierungsbehörde bestätigte letzte Woche kapazitätsbasierte Netzentgelte von 4.000–7.000 €/MW/Jahr. Der frühere Vorschlag der ÜNBs von 53.000 €/MW/Jahr ist vom Tisch.

Für eine nicht beschränkte Batterie entspricht das etwa 4 % des Jahresumsatzes. Selbst bei flexiblen Netzanschlüssen liegt der Worst Case bei etwa 6 %. Energiebezogene Netzentgelte, die Betreiber gezwungen hätten, rentable Zyklen auszulassen, wurden nach der Konsultation verworfen.

Für diese Netzentgelte können Anlagen eine Bestandsschutzregelung unter zwei Bedingungen beantragen: Erstens muss der Netzanschluss vor dem 4. August 2029 erfolgen. Zweitens muss die Investitionsentscheidung (FID) vor Veröffentlichung des finalen Dokuments getroffen sein (voraussichtlich Ende 2026), wobei FID als 50 % verbindliche Bestellungen des Gesamtinvestments gilt.

FCA-Vorlagen lassen sich inzwischen leichter modellieren. Das SH-Netz-Rahmenwerk beschränkt Importe bei niedriger Erneuerbaren-Einspeisung und Exporte bei hoher Einspeisung. Die Modellierung von Modo Energy (April 2026) zeigt einen Einnahmen-Effekt von 1–2 % durch reine Import-/Exportbeschränkungen, steigend auf ca. 7 %, wenn Rampenraten und Zusatzauflagen einbezogen werden.

Neue Erlösquellen: Dynamische Netzentgelte, Trägheit und Kapazitätsmarkt

Ab spätestens 2030–2033 veröffentlichen die ÜNBs Day-Ahead-Netzentgelte für 22 Regionen im 15-Minuten-Takt. Diese können negativ sein (Vergütung für Laden bei lokalem Überschuss) oder positiv (Vergütung für Entladen bei lokalem Defizit).

Die Modellierung von Modo Energy zeigt: Das Regime ist in allen getesteten Regionen netto positiv. Auch die Bundesnetzagentur sieht das so – deshalb gilt das System für Bestandsanlagen genauso wie für Neubauten. Das ist zonale Preisbildung durch die Hintertür.

Trägheit ist der kurzfristigere Zusatznutzen. Grid-forming-Wechselrichter mit Überlastfähigkeit können allein mit Trägheitsleistungen ca. 10.000 € pro MW und Jahr über Verfügbarkeitszahlungen erzielen.

Trägheitsverträge laufen zwei bis zehn Jahre zu von Experten festgelegten Preisen und verbessern die Bankability gegenüber rein marktgetriebenen Systemdienstleistungs-Erlösen. Überlastfähige Wechselrichter liefern für wenige Sekunden die Trägheitsleistung und lassen die Kernleistung für Energie- und Systemdienstleistungsmärkte frei.

Ein deutscher Kapazitätsmarkt ist in Planung, der Start steht noch bevor. Zusammen mit dynamischen Netzentgelten und Trägheit werden diese neuen Erlösquellen einen Teil der heute sichtbaren Sättigung ausgleichen.

Die Livestream-Folien finden Sie unten.