Im Bereich der Großbatteriespeicher (z. B. Lithium-Ionen-Systeme im Megawattbereich) gibt es leider keine „Standardrendite“ und keine einfache Faustformel für die Amortisation, da sehr viele Faktoren hineinspielen:
- Investitionskosten (CAPEX): Kosten für Batteriemodule, Container/Infrastruktur, Anschluss an das Netz, Wechselrichter, Bauplanung etc.
- Betriebskosten (OPEX): Wartung, Versicherung, Stromverluste, ggf. Pacht für Aufstellfläche.
- Betriebsstrategie und Marktpreise:
- Arbitrage (Strom billig kaufen und teuer verkaufen)
- Primärregelleistung (FCR), Sekundär-/Tertiärreserve
- Intraday-Handel
- Peak Shaving (z. B. Reduktion von Lastspitzen)
- Kapazitätsmärkte / ggf. regionale Fördermechanismen
- Besondere Geschäftsmodelle (Power Purchase Agreements (PPA), Contracts for Difference (CfDs) mit EEG-gefördertem Strom etc.)
- Technische Parameter:
- Zyklenfestigkeit und Degradation der Batterie (je häufiger und tiefer man zyklisch lädt/entlädt, desto schneller sinkt die nutzbare Kapazität)
- Wirkungsgrad (Round-Trip-Efficiency)
- Mögliche Zyklen pro Tag (oft durch den Markt limitiert, nicht nur durch die Batterie)
Dennoch kann man sich mit einer vereinfachten Beispielrechnung einen ersten Eindruck verschaffen. Im Folgenden ein fiktives Szenario, das typische Größenordnungen abbildet. Es ist keine verbindliche Kalkulation, sondern eine Beispiel- oder Orientierungshilfe. Die tatsächliche Wirtschaftlichkeit kann je nach Projekt erheblich abweichen.
1. Beispiel-Annahme: Technische Daten
- Batterie-Systemgröße: 10 MW (Leistung) / 20 MWh (Energiespeicher)
(d. h. man kann z. B. für 2 Stunden mit 10 MW Leistung speisen oder aufnehmen) - Investitionskosten (CAPEX): ca. 12 Mio. €
(Das beinhaltet Batteriemodule, Container, Wechselrichter, Anschluss, Bau etc.) - Lebensdauer: 10–15 Jahre (teilweise länger möglich, aber Degradation ist zu berücksichtigen)
- Wirkungsgrad (Round-Trip Efficiency): 85 %
(Von der eingespeisten Energie bekommt man 85 % als nutzbare Energie beim Entladen zurück.) - Jährliche Betriebskosten (OPEX): ~1 % des CAPEX
= 120.000 €/Jahr (Wartung, Versicherung, Verwaltung etc.)
2. Beispiel-Annahme: Marktpreise & Erlösquellen
a) Intraday-/Arbitrage-Geschäft
- Man kauft Energie günstig in Zeiten niedriger Strompreise (z. B. Nachtstunden, Überschuss-EE) und verkauft sie in Zeiten höherer Preise (z. B. Tages-Peak, wenn Last hoch oder EE-Einspeisung niedrig ist).
- Zur Vereinfachung nehmen wir einen durchschnittlichen Preisunterschied (Spread) zwischen Off-Peak und Peak von 80 €/MWh.
– Off-Peak: 80 €/MWh (Einkauf)
– Peak: 160 €/MWh (Verkauf)
Brutto-Spread (ohne Wirkungsgradverluste) = 160 – 80 = 80 €/MWh
Mit Wirkungsgrad 85 % muss man bedenken, dass von jeder gekauften MWh nur 0,85 MWh verkauft wird. Die Netto-Marge je MWh lautet also: Erlo¨sVerkauf−KostenEinkauf=(Peakpreis×0,85)−(Off-Peak-Preis)\text{Erlös}_{\text{Verkauf}} – \text{Kosten}_{\text{Einkauf}} = (\text{Peakpreis} \times 0{,}85) – (\text{Off-Peak-Preis})
Das ergibt: =(160 €/MWh×0,85)−80 €/MWh=136−80=56 €/MWh= (160\;€/\text{MWh} \times 0{,}85) – 80\;€/\text{MWh} = 136 – 80 = 56\;€/\text{MWh}
Bei 20 MWh pro Ladezyklus wäre der Rohertrag pro Zyklus: 20 MWh×56 €/MWh=1.120 €/Zyklus20\;\text{MWh} \times 56\;€/\text{MWh} = 1.120\;€/\text{Zyklus}
Zyklen pro Jahr
- In der Praxis richtet man sich nach den Preis-Signalen. Nehmen wir an, es lohnt sich wirtschaftlich, 300 Mal pro Jahr (etwa 5–6 Zyklen/Woche) wirklich vollständige Lade-Entlade-Zyklen zu fahren.
Dann wäre der Jahresertrag aus Arbitrage: 1.120 €/Zyklus×300 Zyklen=336.000 €/Jahr1.120\;€/\text{Zyklus} \times 300\;\text{Zyklen} = 336.000\;€/\text{Jahr}
b) Zusatzerlöse aus Primärregelleistung (FCR) oder Sekundärreserve
Viele Batteriespeicher werden auch am Regelenergiemarkt angeboten. Die Vergütung für FCR ist schwankend und hängt von Auktionen ab, typischerweise können aber durchaus Erlöse im Bereich von einigen 10.000 €/MW pro Jahr erzielt werden (allerdings unterliegt man hier Auktionsergebnissen, Beschränkungen, Konkurrenz durch andere Anbieter etc.). Nehmen wir als vereinfachte Zusatzannahme:
- FCR-/Sekundärreserve-Erlös: ~15.000 € pro MW und Jahr
Bei 10 MW wären das 150.000 €/Jahr zusätzlich.
(Achtung: Real kann dieser Wert stark schwanken und muss vertraglich/marktbasiert regelmäßig neu gesichert werden.)
c) Summe Erlöse
- Arbitrage: 336.000 €/Jahr
- Regelleistung: 150.000 €/Jahr
Gesamt: 486.000 €/Jahr
3. Überschlag: Gewinn, Amortisation, Rendite
a) Jährlicher Cashflow (vereinfacht)
Erlo¨se gesamt−Betriebskosten (OPEX)=486.000−120.000=366.000 €/Jahr\text{Erlöse gesamt} – \text{Betriebskosten (OPEX)} = 486.000 – 120.000 = 366.000\;€/\text{Jahr}
(Strombeschaffungskosten sind indirekt bereits durch unsere Netto-Marge im Spread berücksichtigt. Die tatsächliche Komplexität ist in der Realität höher – z. B. Netzentgelte, Ausgleichsenergiekosten, genaue Einkaufspreise etc.)
b) Einfache Amortisationszeit (Payback)
Amortisation=CAPEXja¨hrlicher Cashflow=12.000.000 €366.000 €/Jahr≈32,8 Jahre\text{Amortisation} = \frac{\text{CAPEX}}{\text{jährlicher Cashflow}} = \frac{12.000.000\;€}{366.000\;€/\text{Jahr}} \approx 32,8\;\text{Jahre}
Das ist natürlich sehr hoch und würde für viele Investoren nicht attraktiv sein. In der Praxis kann es durch:
- Höhere Spread-Nutzung (z. B. mehr Zyklen pro Tag, falls Preisschwankungen es hergeben),
- Bessere Vermarktung im Regelenergiemarkt,
- Zusätzliche Erlösquellen (Kapazitätsmarkt, Engpassmanagement, „Peak Shaving“ in Industriebetrieben),
- Künftig höhere Volatilitäten durch mehr Erneuerbare,
deutlich kürzere Amortisationszeiten geben. Oft streben Projekte an, auf 10–15 Jahre zu kommen, oder gar darunter.
c) Rendite (vereinfacht)
Eine interne Zinsfuß-Betrachtung (IRR) würde man eigentlich über alle Cashflows (ggf. inkl. Degradation, ansteigender Preisvolatilität etc.) über die Lebensdauer berechnen.
In unserer sehr vereinfachten Überschlagsrechnung liegt die Rendite deutlich unterhalb typischer Projektziele im zweistelligen Bereich. Viele Marktteilnehmer kalkulieren jedoch mit steigenden Erlösmöglichkeiten (höhere Intraday-Volatilität, höhere Regelenergiepreise usw.) und kommen dann auf IRRs im Bereich von 5–10 % oder sogar mehr.
4. Contracts for Difference (CfDs)
In Deutschland gibt es (Stand Anfang/Mitte der 2020er Jahre) keine standardisierten CfDs direkt für Batteriespeicher wie bei klassischen Erneuerbare-Energien-Anlagen (Wind, Solar). CfDs werden hier meist für Grünstrom-Projekte angewendet, um den Strompreis abzusichern. Theoretisch könnte man aber ein PPA (Power Purchase Agreement) oder einen CfD-ähnlichen Vertrag zwischen einer EE-Anlage und einem Speicher kombinieren, um Preisschwankungen abzufedern. Dann würde der Speicher z. B. garantieren, den Strom einer EEG-Anlage zu einem bestimmten Mindestpreis abzugeben. Dafür erhält er eine Art „Contract for Difference“ zwischen realem Marktpreis und vereinbartem Referenzpreis.
- Das kann einerseits das Einkaufsrisiko für den Speicher reduzieren.
- Andererseits limitiert es oft die Chance, von sehr hohen Peakpreisen zu profitieren (wenn man sich zu stark in einem CfD-Modell „verkauft“).
Im Ergebnis kann ein CfD-Modell die Cashflows planbarer machen, führt aber nicht zwingend zu signifikant besseren Renditen – es ist immer eine Frage des konkreten Vertrag-Designs.
5. Fazit
- Hohe Abhängigkeit von Markt- und Rahmenbedingungen:
- Strompreis-Volatilität (Intraday-Spread),
- Regelleistungsmarkt (Auktionspreise, Konkurrenzdruck),
- Politische Rahmen (Netzentgelte, Förderungen, evtl. Kapazitätsmärkte).
- Typische Projektziele liegen bei Amortisationszeiten von 5–15 Jahren und Renditen im einstelligen bis niedrigen zweistelligen Prozentbereich. Ob das erreicht wird, hängt stark davon ab, wie viele Erlösquellen (Arbitrage + FCR + Peak Shaving + …) kombiniert werden können und wie sich die Preise entwickeln.
- Beispielrechnung (10 MW / 20 MWh, CAPEX ~12 Mio. €, Spread ~80 €/MWh) führt bei konservativen Annahmen und nur einer überschaubaren Anzahl von Vollzyklen zu langen Amortisationszeiten (20+ Jahre). Mit höheren Preisvolatilitäten, mehr Zyklen, höherem FCR-Erlös oder speziellen Vertragsmodellen kann sich das deutlich verbessern.
- CfDs in Deutschland speziell für Batteriespeicher sind kein Standard. Sie können theoretisch im Rahmen individueller Verträge (z. B. mit einer EE-Anlage) genutzt werden, um Preisschwankungen zu reduzieren. Der Effekt auf die Rendite hängt stark vom Vertragsdesign ab.
Wichtig
- Jedes Großspeicherprojekt braucht eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsanalyse mit realen Daten (mögliche Zyklenzahl, konkrete Marktpreise, Auktionsergebnisse für Regelenergie, Standort-spezifische Kosten etc.).
- Die obigen Zahlen sind fiktive Beispiele und dienen rein der Veranschaulichung, wie man grundsätzlich rechnen kann.
- In der Praxis wird sehr genau untersucht, ob man durch „Revenue Stacking“ (Kombination mehrerer Geschäftsmodelle) auf lukrative Renditen kommt.
Ohne entsprechende Mehrerlöse oder Förderinstrumente ist eine einfache „Arbitrage-only“-Rechnung oft nicht wirtschaftlich genug. Entsprechend wichtig sind Regelenergie, Spitzenglättung (Peak Shaving) in Industriebetrieben, Engpassmanagement für Netzbetreiber und künftig mögliche Kapazitäts- bzw. Flexibilitätsmärkte.
