Der deutsche Batteriemarkt tritt in eine neue Phase ein.

Die Erlösstruktur verschiebt sich: Systemdienstleistungen konzentrieren sich zunehmend auf den Day-Ahead-Markt, während eine neue Welle politischer Eingriffe zusätzliche Erlöspotenziale schafft.

In unserem Livestream „Der Stand der BESS-Erlöse in Deutschland“ erläutern Till Stehr und Cosima Sagmeister, wie Batterien aktuell Geld verdienen und wohin sich die Erlöse entwickeln – basierend auf Modo Energys Prognose und Benchmark für deutsche BESS-Einnahmen.

Deutschland braucht Flexibilität: Die strukturelle Begründung für BESS

Am 1. Mai 2026 stürzten die Day-Ahead-Preise mittags unter starker Solar-Einspeisung auf -499,99 €/MWh ab und schnellten am Abend in die Höhe, da flexible Erzeugung fehlte, um die Lücke zu schließen.

Die 2H-Benchmark-Batterie von Modo Energy erzielte an diesem Tag die höchste Tagesrendite 2026, indem sie mittags für das Aufnehmen von negativ bepreistem Strom und abends für das Entladen bezahlt wurde. Day-Ahead-Arbitrage war der Haupttreiber der Rendite.

Solche Feiertags-Wochentagskurven zeigen bereits heute eine zukünftige Normalität, sofern Flexibilität nicht deutlich ausgebaut wird. Die Prognose für 2030 unterscheidet sich nur dadurch, dass Batterien rund 10 GW Ladung mittags aufnehmen, um den Solarüberschuss in die Abendspitzen zu verschieben.

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

Der deutsche Benchmark hat sich in den letzten sechs Monaten immer stärker an den TB2-Spread angenähert. Die Systemdienstleistungs-Prämie, die 2024 und Anfang 2025 bestimmend war, beginnt zu schrumpfen.

Der Mechanismus ist aus Großbritannien bekannt. Sobald die vorqualifizierte Batteriekapazität die Größe des Systemdienstleistungsmarktes übersteigt, orientieren sich die Gebote am Opportunitätskostenpreis der Batterie statt am Gaspreis. In Großbritannien wurde 2023 der Boden erreicht.

Der Anstieg der deutschen Systemdienstleistungs-Erlöse im März resultierte aus höheren Gaspreisen, die das Niveau für thermische Reserven anhoben. Gleichzeitig verbesserten sich die Day-Ahead-Chancen, sodass sich Systemdienstleistungs- und Day-Ahead-Kurven nun eng annähern.

Selbst bei einem Szenario mit 78 GW BESS-Überangebot sinken die durchschnittlichen TB-Spreads um 40 %, statt komplett einzubrechen. Day-Ahead bleibt selbst bei hoher Batterie-Penetration wertvoll und zeigt, dass dies ein tiefer Markt für Batterien ist.

Gaspreise: Die größte Erlössensitivität

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

Die TTF-Preise liegen derzeit etwa 50 % über dem Vorkriegsniveau, nachdem der Nahost-Konflikt sie Anfang 2026 weiter steigen ließ. Dieses hohe Niveau unterstützt die heutigen BESS-Erlöse in Deutschland.

Die Fundamentalanalyse von Modo Energy zeigt, dass Gaskraftwerke bis 2030 flexibler laufen und abends steiler hochfahren. Deutschland schreibt zudem neue Gaskraftwerke aus.

Netzentgelte und FCAs: Mehr Klarheit verbessert die Bankfähigkeit

Die Regulierungsbehörde hat kapazitätsbasierte Netzentgelte von 4–7 Tsd. €/MW/Jahr letzte Woche bestätigt. Der frühere Vorschlag der ÜNB von 53 Tsd. €/MW/Jahr ist vom Tisch.

Für eine nicht eingeschränkte Batterie entspricht das etwa 4 % des Jahreserlöses. Selbst bei flexiblen Netzanschlussvereinbarungen liegt der Maximalwert bei etwa 6 %. Energiebezogene Netzentgelte, die Betreiber zu Aussetzern profitabler Zyklen gezwungen hätten, wurden nach der Konsultation gestrichen.

Für diese Netzentgelte können Anlagen unter zwei Bedingungen einen Bestandsschutz beantragen: Erstens müssen sie vor dem 4. August 2029 ans Netz gehen. Zweitens muss die Investitionsentscheidung (FID) vor Veröffentlichung des finalen Dokuments – voraussichtlich Ende 2026 – getroffen werden, wobei FID als 50 % verbindliche Bestellungen der Gesamtinvestition definiert ist.

FCA-Vorlagen werden ebenfalls leichter modellierbar. Der SH-Netz-Rahmen beschränkt den Import in Phasen niedriger Erneuerbaren-Einspeisung und den Export in Zeiten hoher Einspeisung. Die Modellierung von Modo Energy (April 2026) zeigt, dass Import-/Export-Beschränkungen allein 1 bis 2 % Erlösrückgang bewirken, bei zusätzlichen Rampen- und Systemdienstleistungslimits steigt der Effekt auf etwa 7 %.

Neue Erlösquellen: Dynamische Netzentgelte, Trägheit und Kapazitätsmarkt

Ab spätestens 2030–2033 werden die ÜNBs Netzentgelte für 22 Regionen im 15-Minuten-Takt day-ahead veröffentlichen. Die Gebühren können negativ sein (Belohnung für Laden bei regionalem Überangebot) oder positiv (Belohnung für Entladen bei Defizit).

Die Modellierung von Modo Energy zeigt, dass das System in jeder getesteten Region netto positiv wirkt. Auch die Bundesnetzagentur sieht das so, weshalb das Modell für Bestands- und Neuanlagen gilt. Das ist zonale Preisbildung durch die Hintertür.

Trägheit ist der unmittelbarere Vorteil. Grid-forming Wechselrichter mit Überlastfähigkeit können allein durch Trägheit rund 10.000 € pro MW und Jahr an Verfügbarkeitszahlungen erzielen.

Trägheitsverträge laufen zwei bis zehn Jahre zu von Experten festgelegten Preisen und verbessern die Bankfähigkeit gegenüber rein marktbasierten Systemdienstleistungserlösen. Überlastfähige Wechselrichter liefern für wenige Sekunden mehr als die Nennleistung, wenn Trägheitsreaktion gefragt ist, sodass die Hauptleistung für Energie- und Systemdienstleistungsmärkte frei bleibt.

Ein deutscher Kapazitätsmarkt ist in Planung, die Einführung steht noch bevor. Zusammen mit dynamischen Netzentgelten und Trägheitszahlungen werden die neuen Erlösquellen einen Teil der heutigen Sättigung ausgleichen.

Die Livestream-Folien finden Sie unten.