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Batteriespeicher-Investment: Was die Rechnung 2026 wirklich trägt

  • Redaktion Autark
  • vor 6 Tagen
  • 15 Min. Lesezeit

Auf einen Blick: Ein Batteriespeicher verdient nicht daran, Strom zu erzeugen, sondern daran, ihn zu verschieben. Das Rohmaterial dafür ist messbar: 2025 war der Börsenstrompreis in 573 von 8.760 Stunden negativ (Bundesnetzagentur, 05.01.2026) – 2022 waren es 69. Dazu kommen zwei Zeilen, die in älteren Kalkulationen fehlen: ein geplantes Netzentgelt ab 2029 und ein Kapazitätsmarkt, dessen erste Ausschreibung bereits läuft – während Zuschläge erst nach der noch ausstehenden EU-Beihilfegenehmigung erteilt werden dürfen.

Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Er berücksichtigt nicht Ihre persönliche Situation und ist keine Empfehlung zum Kauf oder Verkauf einer Kapitalanlage.

Inhalt dieses Beitrags

Dieser Artikel richtet sich nicht an Eigenheimbesitzer, die einen Heimspeicher zur PV-Anlage prüfen, sondern an Unternehmer und vermögende Privatinvestoren, die Speicher als Sachwert-Baustein im Portfolio betrachten. Der Unterschied ist nicht kosmetisch: Für den Heimspeicher zählt der vermiedene Strombezug, für den Investor zählt die Preisdifferenz zwischen zwei Zeitpunkten – und die Regulierung, die darüber entscheidet, wie viel davon übrig bleibt.

Warum ein Batteriespeicher überhaupt Geld verdient – die Ertragslogik im Überblick

Ein Batteriespeicher ist kein Kraftwerk. Er erzeugt keine Kilowattstunde, er verschiebt sie. Sein Geschäftsmodell ist die Differenz zwischen einem niedrigen und einem hohen Preis – im Fachjargon der Spread.

Damit unterscheidet sich die Ertragslogik grundlegend von der einer Photovoltaikanlage. Eine PV-Anlage verdient mehr, wenn die Sonne scheint. Ein Speicher verdient mehr, wenn die Preise auseinanderlaufen – und das tun sie gerade dann, wenn die Sonne bei allen gleichzeitig scheint.

Das ist der Grund, warum die beiden Anlagenklassen sich nicht wie Konkurrenten verhalten, sondern wie Gegenstücke: Was die Ertragsrechnung einer Solaranlage belastet, ist die Rohstoffbasis eines Speichers.

Wie stark dieser Zusammenhang inzwischen wirkt, zeigt eine Aussage aus dem Markt selbst. Der Projektierer Belectric, nach eigenen Angaben mit rund 6 Gigawatt Track Record, erklärte im Juli 2026 öffentlich, reine Freiflächen-Photovoltaik ohne Speicher sei in Deutschland derzeit nicht mehr wirtschaftlich darstellbar, weil die erzielbaren Preise in langfristigen Stromlieferverträgen zu niedrig seien (pv magazine, 06.07.2026). Das ist eine Unternehmensaussage, keine amtliche Statistik – aber es ist eine Aussage von jemandem, der davon lebt, solche Anlagen zu bauen.

Die Nullstunden sind der Markt

Wenn viel Strom im Netz ist und die Nachfrage fehlt, kann der Börsenpreis unter null fallen. Wer dann einspeist, zahlt dafür. Wer dann einspeichert, wird bezahlt.

Diese Stunden sind kein Ausreißer mehr. Sie sind ein Trend mit fünf Jahren Datenreihe:

Jahr

Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis

2021

139

2022

69

2023

301

2024

457

2025

573

Quelle: Bundesnetzagentur, Jahres-Pressemitteilungen zum Strommarkt, zuletzt 05.01.2026 (573 von 8.760 Stunden; Vorjahr 457 von 8.784). Day-Ahead-Markt, Marktgebiet Deutschland/Luxemburg, volle Stunden.

Zwei Ehrlichkeiten gehören zu dieser Tabelle:

2022 ist der Ausreißer nach unten, nicht 2021. Der Einbruch auf 69 Stunden fällt in das Jahr der Energiepreiskrise – bei durchgehend hohen Preisen gibt es kaum negative Stunden. Wer die Reihe als glatte Kurve nach oben liest, liest sie falsch.

Für 2026 gibt es noch keine belastbare Jahreszahl. Und die Zählweise hat sich geändert: Seit 2026 zählt die Bundesnetzagentur in Viertelstunden statt in Stunden und hat die Vorjahreswerte teilweise umgestellt (SMARD, 18.05.2026). Zahlen aus 2026 lassen sich deshalb nicht ohne Weiteres an die Reihe oben anhängen. Wer Ihnen einen 2026er-Wert im selben Diagramm zeigt, sollte erklären können, was er zählt.

Arbitrage-Handel und Regelleistung: wie ein Speicher konkret verdient

„Der Speicher verdient am Spread" ist richtig und trotzdem zu billig. Es gibt drei Erlösquellen, und sie funktionieren unterschiedlich.

Arbitrage-Handel am Spotmarkt. Der Speicher kauft Strom, wenn er billig ist, und verkauft ihn, wenn er teuer ist – am Day-Ahead-Markt für den Folgetag, am Intraday-Markt kurzfristig bis kurz vor Lieferung. Wie groß die Spanne ist, um die es geht, lässt sich beziffern: Der mittlere tägliche Preisspread am Day-Ahead-Markt – die Differenz zwischen Tageshöchst- und Tagestiefstpreis, über das Jahr gemittelt – lag 2025 bei 130,4 €/MWh, nach 117,4 im Jahr 2024 und 97,9 im Jahr 2023 (FfE, „German electricity prices on the EPEX Spot exchange in 2025", 20.01.2026).

Drei Einschränkungen gehören zu dieser Zahl, sonst ist sie irreführend:

Erstens ist sie keine Ertragsangabe. Sie beschreibt die theoretische Tagesspanne am Markt, nicht das, was eine Anlage davon einfährt. Ein Speicher erwischt nie den Tiefst- und den Höchstpreis, er verliert bei jedem Zyklus Energie, und er kann nur so oft laden, wie es seine Zyklenzahl erlaubt. Was am Ende realisiert wird, ist ein Bruchteil – wie groß, hängt von Handelsstrategie, Anlagengröße und Standort ab.

Zweitens ist der Höchstwert der Reihe das Krisenjahr 2022 (187,0 €/MWh). Wer die Kurve ab 2023 liest, sieht einen Anstieg; wer 2022 mitliest, sieht eine Rückkehr in ein erhöhtes Normalniveau.

Drittens: Eine amtliche Spread-Kennzahl gibt es nicht. Weder die Bundesnetzagentur noch SMARD veröffentlichen sie. Der Wert stammt von einem Forschungsinstitut, nicht von einer Behörde. Die Bundesnetzagentur schreibt zum Jahr 2025 nur qualitativ, die Großhandelspreise hätten „deutlicher als im Vorjahr" geschwankt – ohne Zahl. Amtlich belegt sind Mittelwert (89,32 €/MWh), Tiefstwert (−250,32) und Höchstwert (583,40 €/MWh am 20. Januar 2025) sowie 40 Stunden über 300 €/MWh (Bundesnetzagentur, 05.01.2026).

Regelleistung. Die Übertragungsnetzbetreiber kaufen Leistung ein, die binnen Sekunden auf Frequenzabweichungen reagiert – Primärregelleistung (FCR). Batteriespeicher sind dafür technisch gut geeignet, und der Markt ist klein: Der Jahresdurchschnitt der ausgeschriebenen Primärregelleistung lag 2024 bei 564 MW (Bundesnetzagentur/Bundeskartellamt, Monitoringbericht 2025, 26.11.2025).

Hier kursiert ein Argument, das nachgerechnet gehört. Es lautet: Für FCR seien bereits 1,35 GW an Batteriespeichern präqualifiziert, bei nur rund 584 MW Ausschreibungsvolumen – der Markt sei also längst überversorgt und die Preise müssten fallen. Die 1,35 GW stimmen (Übertragungsnetzbetreiber, „Präqualifizierte Leistungen in Deutschland", Stand 01.01.2026, von 5,13 GW FCR-Präqualifikation insgesamt). Die Schlussfolgerung trägt trotzdem nicht. Die Netzbetreiber weisen in einer Fußnote selbst darauf hin, dass präqualifizierte Leistung für mehrere Produkte zugelassen, aber nur einmal vermarktet werden kann: Dieselben Batterien erscheinen zusätzlich mit 1,20 GW bei positiver und 1,20 GW bei negativer Sekundärregelleistung. Die 1,35 GW stehen nicht real für FCR bereit – sie sind mehrfach gezählt.

Und die Preise sind auch nicht einfach gefallen. Wie sich der Leistungspreis entwickelt hat, hängt vollständig davon ab, in welchem Jahr man zu zählen beginnt — die Energiepreiskrise 2022 verzerrt jeden Vergleich, der sie zum Ausgangspunkt nimmt. Nachprüfbar ist das: Die Ausschreibungsergebnisse veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber selbst (regelleistung.net, Datacenter FCR). Wer Ihnen einen Trend in eine Richtung zeigt, ohne zu sagen, wo er anfängt zu zählen, zeigt Ihnen eine Auswahl.

Kapazitätsmarkt. Die dritte Quelle – dazu unten, denn ausgezahlt wird daraus noch nichts.

Der Punkt: Diese drei Märkte teilen sich dieselbe Batterie. Wer FCR fährt, kann im selben Moment keine Arbitrage fahren. Eine Kalkulation, die alle drei Erlösquellen addiert, addiert etwas, das physisch nicht gleichzeitig geht.

Was § 51 EEG verändert hat

Hier wird aus einem Marktphänomen eine Rechengröße – und zwar die, die den Speicher ins Spiel bringt.

Für Photovoltaikanlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, sinkt der anzulegende Wert auf null, sobald der Spotmarktpreis negativ ist (§ 51 Abs. 1 EEG 2023). Eine Mindestdauer gibt es nicht mehr. Da sich der Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG aus der Day-Ahead-Auktion von Viertelstundenkontrakten ergibt, greift die Regel ab der ersten negativen Viertelstunde.

Das ist eine Verschärfung in mehreren Stufen. Bis 2020 galt eine Sechs-Stunden-Regel, ab 2021 eine Vier-Stunden-Regel, mit dem EEG 2023 eine bis 2027 absteigende Jahresstaffel. Das sogenannte Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25. Februar 2025) hat die für 2027 vorgesehene Stufe vorgezogen und zusätzlich auf Viertelstunden verschärft.

Ein Ausgleich existiert: Nach § 51a Abs. 1 EEG verlängert sich der Vergütungszeitraum um die Anzahl der Viertelstunden, in denen die Vergütung entfallen ist. Für Solaranlagen wird diese Anzahl allerdings mit dem Faktor 0,5 multipliziert (§ 51a Abs. 2). Wichtig zum Verständnis – und in Verkaufsunterlagen oft verkürzt: Das ist keine schlichte Halbierung der Zeit. Aus den halbierten Viertelstunden werden „Volllastviertelstunden", die über eine Monatstabelle im Gesetz in Kalenderzeit zurückgerechnet werden (Januar 87, Juni 508). Ein Kontingent im Juni verbraucht sich schneller als eines im Dezember. Die Verlängerung ist ertragsäquivalent gedacht, nicht zeitäquivalent.

Der Punkt für Investoren: Genau in den Stunden, in denen eine geförderte Neuanlage nichts mehr verdient, ist Strom am billigsten. Der Speicher steht auf der anderen Seite derselben Gleichung. Das ist kein Renditeversprechen – es ist die Beschreibung eines Mechanismus.

Wie sich das auf die Erlösseite einer Solaranlage auswirkt und was der Kannibalisierungseffekt konkret für den Marktwert bedeutet, ist Thema unseres Beitrags zur Einspeisevergütung. Hier geht es um die Gegenseite.

AgNES: die neue Kostenzeile ab 2029

Jetzt zur Zeile, die in älteren Prospekten schlicht nicht vorkommt – weil es sie noch nicht gab.

Die Bundesnetzagentur bereitet unter dem Namen AgNES eine neue Systematik der Stromnetzentgelte vor. Der Anlass ist kein politischer Wunsch, sondern eine Notwendigkeit: Die Stromnetzentgeltverordnung von 2005 tritt aufgrund eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 außer Kraft. Eine Nachfolgeregelung ist zwingend.

Was das für Speicher heißt (Stand des vorläufigen Meinungsstands vom 27. Mai 2026):

  • Neue Stromspeicher zahlen ab dem 1. Januar 2029 einen jährlichen Kapazitätspreis. Arbeitsbezogene Entgelte werden für Speicher nicht erhoben – der Speicher zahlt also nicht pro verschobener Kilowattstunde.

  • Die Höhe soll der für Erzeugungsanlagen entsprechen. Für Einspeiser nennt die Bundesnetzagentur eine Schätzung von 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr.

  • Für Bestandsspeicher greift der Kapazitätspreis erst nach Auslaufen der Sonderregelungen des § 118 Abs. 6 EnWG, soweit diese einschlägig sind.

  • Die Abgrenzung Bestand/Neu erfolgt über die endgültige Investitionsentscheidung (Final Investment Decision) bis zum Inkrafttreten der Rahmenfestlegung und eine Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029.

  • Heimspeicher in der Niederspannung zahlen weiterhin kein gesondertes Netzentgelt.

Quelle: Bundesnetzagentur, „Kurzinfo: AgNes – Vorläufiger Meinungsstand im Festlegungsverfahren AgNes", 27.05.2026, sowie Pressemitteilung vom 27.05.2026.

Und jetzt die Einordnung, ohne die die Zahlen irreführend wären.

Das ist kein geltendes Recht, und es ist nicht einmal ein Entwurf. Die Bundesnetzagentur bezeichnet den Stand vom 27. Mai 2026 selbst als „vorläufigen Meinungsstand" und schreibt wörtlich: „Das Verfahren und auch der Meinungsbildungsprozess sind damit nicht abgeschlossen." Ein Festlegungsentwurf existierte zum Redaktionsschluss dieses Beitrags nicht. Die förmliche Konsultation des vollständigen Entwurfs soll voraussichtlich im Sommer 2026 beginnen, der Abschluss der Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 vorgesehen.

Die Zahl 4 bis 7 Euro ist eine Schätzung, keine Festsetzung. Sie stammt aus einem Rechenbeispiel: Übertragungsnetzkosten geteilt durch die installierte Erzeugungsleistung. Die Bundesnetzagentur schreibt selbst „Schätzung" beziehungsweise „voraussichtlich".

Speicher werden dabei erkennbar anders behandelt als Erzeuger. Kein Arbeitspreis, Bestandsschutz über § 118 Abs. 6 EnWG, Heimspeicher außen vor – die Behörde begründet das mit der Funktion des Speichers als Flexibilitätsbereitsteller. In der ursprünglichen Überlegung sollten die Entgelte für alle Speicher bereits ab dem 1. Januar 2029 greifen; davon hat die Bundesnetzagentur nach eigener Aussage Abstand genommen.

Ein zweiter Zeitstrahl läuft daneben: Dynamische Netzentgelte – also Entgelte, die sich nach der Netzsituation richten – sollen für Speicher frühestens 2030 und möglichst bis 2033 eingeführt werden. Ein Konzept dafür soll erst 2027 entwickelt werden. Für Einspeiser liegt der Korridor bei frühestens 2032 bis 2035.

Für die Kalkulation heißt das: AgNES gehört als Szenario in jede Speicher-Rechnung, die über 2029 hinausreicht – aber als Szenario mit benannter Unsicherheit, nicht als feste Kostenzeile. Wer Ihnen 5,50 Euro pro Kilowatt und Jahr als gesetzte Größe in ein Modell schreibt, hat den Charakter des Papiers nicht verstanden.

Der Kapazitätsmarkt: Ausschreibung läuft, Zuschlag gesperrt

Auf der Erlösseite entsteht parallel etwas Neues – und hier ist die Rechtslage weiter fortgeschritten als bei AgNES, aber immer noch nicht am Ende.

Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) schafft Ausschreibungen, in denen Betreiber dafür bezahlt werden, gesicherte Leistung bereitzustellen – Batteriespeicher können daran teilnehmen. Der Bundestag hat das Gesetz am 9. Juli 2026 beschlossen (Plenarprotokoll 21/89), der Bundesrat es am 10. Juli passieren lassen (BR-Drs. 410/26). Verkündet wurde es am 21. Juli 2026 (BGBl. 2026 I Nr. 210a); in Kraft ist es seit dem 22. Juli 2026.

Eine Sperre bleibt trotzdem – aber sie sitzt an einer bestimmten Stelle: Nach § 87 StromVKG dürfen § 4 Absatz 2 und 3, die §§ 5 und 6 sowie die Abschnitte 3, 4, 7, 9 und 10 „erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe dieser Genehmigung angewendet werden". Abschnitt 7 trägt die amtliche Überschrift „Zuschlag"; das Ausschreibungsverfahren steht in Abschnitt 6 – und der ist in § 87 nicht genannt. Daraus folgt etwas, das in der Berichterstattung regelmäßig verkürzt wird: Die erste Ausschreibung läuft bereits. Die Bundesnetzagentur hat den ersten Gebotstermin am 21. Juli 2026 bekanntgemacht; Gebote sind bis zum 8. September 2026, 24:00 Uhr abzugeben, ausgeschrieben sind 4.500 Megawatt reduzierte Leistung. Sie schreibt dazu selbst: „Demnach wird das Ausschreibungsverfahren des ersten Gebotstermins, wie im StromVKG vorgesehen, stattfinden. Das Zuschlagsverfahren darf die Bundesnetzagentur jedoch erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durchführen." Und weiter: „Die Gebotserstellung und Gebotsabgabe erfolgen auf eigenes Risiko. In diesem Zusammenhang anfallende Aufwendungen werden nicht ersetzt." Die Genehmigung lag zum Redaktionsschluss dieses Beitrags (29.07.2026) nicht vor und steht auch nach dem Stand der zuletzt am 14. August 2026 aktualisierten Bekanntmachung weiterhin aus. Bieten kann man also – einen Zuschlag bekommt vorerst niemand. Wann sich das ändert, ist öffentlich ablesbar: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie macht den Tag der Bekanntgabe der beihilferechtlichen Genehmigung nach § 87 Satz 2 StromVKG im Bundesanzeiger bekannt. (Dieser Abschnitt wurde am 19.08.2026 aktualisiert.)

Für 2026 nennt das Gesetz selbst zwei Gebotstermine: den 8. September und den 29. Dezember 2026, mit einem Ausschreibungsvolumen von je 4,5 Gigawatt (§ 4 Abs. 1 und 2 StromVKG). Bemerkenswert dabei: Die Termine (Absatz 1) sind von der Sperre des § 87 nicht erfasst, das Volumen (Absatz 2) schon. Die Zuschläge des ersten Termins sollen bis zum 3. November 2026 bekanntgegeben werden, die Bekanntmachung des zweiten Gebotstermins zum 10. November 2026. Ob die zweite Runde bei 4,5 Gigawatt bleibt, hängt vom Ergebnis der ersten ab (§ 4 Abs. 3 und 4).

Die Zahl, auf die es für Speicher ankommt, ist eine andere als die, die kursiert.

Nicht jede Megawattstunde zählt gleich. Für Langzeitkapazitäten legt das Gesetz in Anlage 4 Reduktionsfaktoren fest, gestaffelt nach der Höchsterbringungsdauer eines Speichers:

Höchsterbringungsdauer

Reduktionsfaktor

10 Stunden

0,58

12 Stunden

0,66

15 Stunden

0,75

18 Stunden

0,82

23 / 24 Stunden

0,89

Quelle: Anlage 4 (zu § 23 Abs. 2) StromVKG, Gesetzesbeschluss des Bundestages, BR-Drs. 410/26. Unter 10 Stunden ist eine Teilnahme an Langzeitkapazitäts-Ausschreibungen nicht vorgesehen.

In der Berichterstattung kursiert der Wert 0,89 als „der" Faktor für Batteriespeicher. Das ist irreführend: 0,89 ist der Spitzenwert für Speicher mit 23 bis 24 Stunden Höchsterbringungsdauer. Der für heutige Großspeicher praxisnahe Wert liegt bei 0,58. Der Unterschied ist keine Nuance – er entscheidet über ein Drittel der anrechenbaren Leistung.

Das wirkt direkt auf den Höchstwert: § 39 Abs. 1 StromVKG nennt 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr. Bezogen auf die installierte Leistung eines Zehn-Stunden-Speichers entspricht das rechnerisch rund 141.500 Euro je Megawatt. Das ist eine Obergrenze im Ausschreibungsverfahren, kein erzielbarer Wert und keine Ertragsaussage.

Weitere Eckpunkte des Gesetzes: Anlagen müssen mindestens zehn Stunden ohne Unterbrechung 80 Prozent der installierten Leistung einspeisen können, wobei energiebegrenzte Technologien diese Anforderung spätestens nach drei Stunden Pause wieder erfüllen müssen (§ 12 Abs. 5). Eine Bündelung mehrerer Anlagen zu einem Pool ist zulässig (§ 20 Abs. 1), für Langzeitkapazitäten allerdings nur innerhalb derselben Technologieklasse und derselben Regelzone (§ 12 Abs. 4, § 21 Abs. 1).

Eine verbreitete Verkürzung noch zum Schluss: Die oft zitierte Aufteilung „ein Drittel Norden, zwei Drittel Süden" und der Süd-Bonus betreffen nach § 48 Abs. 5 in Verbindung mit § 2 Nr. 27 StromVKG Kraftwerke, also gasbefeuerte Anlagen. Batteriespeicher sind davon nicht erfasst.

Woraus sich ein Batteriespeicher-Investment zusammensetzt

Wer einen Batteriespeicher als Kapitalanlage prüft, sollte die Erlösseite nicht als eine Zahl lesen, sondern als einen Stapel aus Quellen mit sehr unterschiedlicher Verlässlichkeit:

  • Handel am Spotmarkt (Spreads). Die eigentliche Ertragsquelle. Vollständig marktabhängig, keine Garantie, hohe Schwankung. Der Zusammenhang zu den Nullstunden ist strukturell, die Höhe ist es nicht.

  • Regelleistung und Systemdienstleistungen. Vergütung für Netzstabilisierung. Ein Markt mit begrenztem Volumen – je mehr Speicher teilnehmen, desto stärker der Preisdruck.

  • Kapazitätsmarkt nach StromVKG. Die erste Ausschreibung läuft seit Juli 2026, Zuschläge darf die Bundesnetzagentur aber erst nach der EU-Beihilfegenehmigung erteilen – und für Zehn-Stunden-Speicher zählt die Leistung nur zu 58 Prozent.

  • Kopplung mit einer Erzeugungsanlage. Verschiebt Solarstrom aus den Nullstunden in werthaltigere Zeiten. Hier greifen die Regeln beider Anlagen ineinander – auch die aus § 51 EEG.

  • Steuerliche Rahmenbedingungen. Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung nach § 7g EStG kommen bei betrieblich genutzten Anlagen im Betriebsvermögen grundsätzlich in Betracht, mit Gewinngrenze und Nutzungsanforderungen. Das ist steuerlicher Kontext, keine Beratung – die Anwendbarkeit im Einzelfall prüft ein Steuerberater.

  • Substanz und Restwert. Die Anlage ist ein realer Sachwert. Anders als bei einer Solaranlage ist die Alterung hier aber ein zentraler Faktor: Eine Batterie verliert über Zyklen Kapazität.

Kein Punkt dieser Liste ist eine Zusage. Es ist eine Struktur, an der sich prüfen lässt, ob eine Kalkulation vollständig ist.

Batteriespeicher-Direktinvestment: was Direkteigentum wirklich bedeutet

Ein Batteriespeicher-Direktinvestment heißt: Ihnen gehört die Anlage. Nicht ein Anteil an einer Gesellschaft, die eine Anlage hält – die Anlage selbst.

Das ist kein juristisches Detail, es entscheidet über fast alles auf dieser Seite. Wer direkt investiert, hält den Sachwert, kann ihn abschreiben, entscheidet über Vermarktung und Weiterbetrieb – und trägt das unternehmerische Risiko allein. Wer indirekt investiert, hält eine Forderung gegen eine Struktur und ist von deren Management abhängig.

Die Kehrseite steht selten im Prospekt: Direkteigentum bedeutet Betreiberpflichten. Jemand muss den Speicher vermarkten, warten, überwachen und im Störungsfall reagieren – rund um die Uhr. Ein Speicher, der am Spotmarkt handelt, braucht einen Vermarkter mit Handelszugang; die wenigsten Investoren machen das selbst. Die Frage ist deshalb nicht „direkt oder nicht", sondern: Wer macht die Arbeit, was kostet sie, und wie kommen Sie aus dem Vertrag wieder heraus, wenn es nicht passt?

Dieselbe Struktur-Frage stellt sich bei Photovoltaik – dort ist sie länger etabliert und besser dokumentiert. Wer die Mechanik eines Direktinvestments grundsätzlich verstehen will, findet sie bei uns am PV-Beispiel ausführlicher als hier.

Investitionsabzugsbetrag (IAB) und Sonder-AfA: was an den „steuerlichen Vorteilen“ dran ist

Weil sie in Verkaufsunterlagen fast immer auftauchen, hier die Fassung, die im Gesetz steht – ausdrücklich als Einordnung, nicht als Steuerberatung:

„40 Prozent Sonderabschreibung im Jahr der Inbetriebnahme" ist in zwei Punkten falsch. § 7g Abs. 5 EStG sagt wörtlich: „im Jahr der Anschaffung oder Herstellung und in den vier folgenden Jahren … Sonderabschreibungen bis zu insgesamt 40 Prozent". Die 40 Prozent sind also die Summe über fünf Jahre, kein Jahreswert – man kann sie im ersten Jahr voll ziehen, muss aber nicht. Und das Gesetz knüpft an Anschaffung oder Herstellung an, nicht an die Inbetriebnahme. Das sind nicht dieselben Zeitpunkte.

Der Investitionsabzugsbetrag von bis zu 50 Prozent stimmt (§ 7g Abs. 1) – er ist aber kein Sofortabzug, sondern wird bei der Anschaffung wieder hinzugerechnet. Die Gewinngrenze von 200.000 Euro existiert dabei zweimal in unterschiedlicher Bedeutung: einmal als Gewinngrenze des Betriebs, einmal als Deckel für die Summe der Abzugsbeträge über vier Jahre. Für die Sonderabschreibung gilt zudem ein anderer Zeitbezug als für den Abzugsbetrag.

Wird die Nutzungsanforderung verfehlt – ausschließlich oder fast ausschließlich betrieblich, im Jahr der Anschaffung und im Folgejahr –, wird rückabgewickelt, auch bei bereits bestandskräftigen Bescheiden (§ 7g Abs. 4).

Warum das hier steht: Eine Kalkulation, die die volle Steuerwirkung ins erste Jahr legt und daraus die Amortisation rechnet, unterstellt eine Wahl als Automatismus. Ob und wann sich der Hebel in Ihrem Fall überhaupt anwenden lässt, beantwortet Ihr Steuerberater – nicht der Anbieter und nicht dieser Artikel.

Erneuerbare Energien brauchen Speicher: der Pfad, den die Netzplanung unterstellt

Zur Einordnung der Größenordnung, um die es geht: Der Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045 – die Planungsgrundlage der Übertragungsnetzbetreiber, von der Bundesnetzagentur bestätigt – unterstellt in der Version 2023 für das Jahr 2037 rund 23,7 GW installierte Leistung an Großbatteriespeichern, gegenüber einem Referenzwert von 1,7 GW im Jahr 2024.

Amtlich erfasst waren zum 15. Oktober 2025 rund 2,4 GW Bruttoleistung und 3,2 GWh nutzbare Kapazität an Großspeichern (Bundesnetzagentur, Stromspeicher-Informationsseite).

Zwei Ehrlichkeiten dazu. Die Version 2025 des Netzentwicklungsplans nennt deutlich höhere Werte – je nach Szenario 41,1 bis 94,1 GW für 2037. Diese Version ist zum Redaktionsschluss nicht bestätigt; sie liegt als zweiter Entwurf vor, die Konsultation der Bundesnetzagentur läuft bis zum 24. August 2026. Verbindlich ist die Version 2023. Und: Ein Netzentwicklungsplan ist ein Planungsszenario, keine Prognose und erst recht keine Zusage. Er sagt, wofür das Netz ausgelegt wird – nicht, dass es so kommt, und schon gar nichts darüber, ob eine einzelne Anlage sich rechnet.

Eine im Markt kursierende Zahl ist an dieser Stelle übrigens schlicht falsch: „Der Netzentwicklungsplan 2037 sieht 32 GW vor." Ein „NEP 2037" existiert unter diesem Namen nicht, 32 GW stehen in keiner Ausgabe, und Batteriespeicher werden dort in Leistung (GW) geführt, nicht in Kapazität.

Die Risiken, die in alten Prospekten fehlen

Die drei Themen dieses Beitrags sind jung. AgNES ist ein vorläufiger Meinungsstand vom Mai 2026. Das StromVKG ist erst seit dem 22. Juli 2026 in Kraft, und seine Zuschlagsregeln sind bis zur EU-Genehmigung gesperrt. Die Viertelstunden-Regel des § 51 EEG gilt seit Februar 2025. Wer eine Kalkulation aus dem Jahr 2024 vorgelegt bekommt, bekommt eine Rechnung ohne diese drei Zeilen.

Konkret gehören in die Prüfung:

  • Regulatorisches Risiko. Netzentgelte für Speicher sind noch nicht festgelegt. Ihre Höhe, ihr Startzeitpunkt und die Abgrenzung Bestand/Neu können sich im laufenden Verfahren ändern.

  • Marktrisiko. Spreads sind keine Vergütung. Sie können sich verengen – unter anderem dann, wenn viele Speicher zugebaut werden.

  • Technisches Risiko. Kapazitätsverlust über die Lebensdauer, Zyklenzahl, Wirkungsgrad. Das StromVKG rechnet für Batterien mit einem Zyklenwirkungsgrad von 0,92 (Anlage 4) – jede gespeicherte Kilowattstunde kommt also nicht vollständig wieder heraus.

  • Standort- und Netzanschlussrisiko. Netzanschlusskapazität ist knapp; Baukostenzuschüsse für Speicher sollen im AgNES-Verfahren erst noch konkretisiert werden.

  • Vertrags- und Strukturrisiko. Wer betreibt, wer vermarktet, wer trägt das Preisrisiko – und wie ist der Ausstieg geregelt.

Der ehrliche Satz zum Schluss: Batteriespeicher stehen an einer Stelle des Energiesystems, an der die Mechanik für sie arbeitet. Das macht sie nicht automatisch zu einem guten Investment. Es macht nur die Frage interessant – und die Antwort hängt an Standort, Struktur, Vertrag und Preis, nicht an der Technologie.

Häufige Fragen zum Batteriespeicher-Investment

Wie verdient ein Batteriespeicher als Investment Geld?

Ein Speicher erzeugt keinen Strom, er verschiebt ihn: Er lädt bei niedrigen und entlädt bei hohen Preisen. Die Ertragsquelle ist die Preisdifferenz, ergänzt um Regelleistung und perspektivisch den Kapazitätsmarkt nach dem StromVKG. Anders als bei einer geförderten Solaranlage gibt es keinen gesetzlich fixierten Vergütungssatz – die Erlöse sind marktabhängig.

Was ist ein Batteriespeicher-Direktinvestment?

Direktinvestment heißt: Die Anlage gehört Ihnen, nicht ein Anteil an einer Gesellschaft, die sie hält. Sie halten den Sachwert, entscheiden über Vermarktung und Weiterbetrieb – und tragen das unternehmerische Risiko allein. Dazu gehören Betreiberpflichten: Vermarktung, Wartung, Überwachung. Die entscheidende Frage ist deshalb nicht „direkt oder nicht", sondern wer diese Arbeit übernimmt, was sie kostet und wie der Ausstieg geregelt ist.

Müssen Batteriespeicher künftig Netzentgelte zahlen?

Nach dem vorläufigen Meinungsstand der Bundesnetzagentur vom 27.05.2026 sollen neue Stromspeicher ab dem 1. Januar 2029 einen jährlichen Kapazitätspreis zahlen; arbeitsbezogene Entgelte sind nicht vorgesehen. Heimspeicher in der Niederspannung bleiben außen vor. Das ist kein geltendes Recht und kein Entwurf, sondern ein Zwischenstand in einem laufenden Verfahren — die Konsultation war zum Redaktionsschluss nicht eröffnet.

Was bedeutet der Reduktionsfaktor 0,58 im StromVKG?

Im Kapazitätsmarkt wird nicht die installierte, sondern die „reduzierte" Leistung vergütet. Anlage 4 des StromVKG staffelt den Faktor nach Höchsterbringungsdauer: 0,58 bei zehn Stunden, 0,89 erst bei 23 bis 24 Stunden. Der oft zitierte Wert 0,89 gilt also nicht für Batteriespeicher allgemein. Das Gesetz ist seit dem 22. Juli 2026 in Kraft (verkündet am 21. Juli 2026, BGBl. 2026 I Nr. 210a). Die erste Ausschreibung läuft bereits; Zuschläge darf die Bundesnetzagentur aber erst nach der EU-Beihilfegenehmigung erteilen (§ 87 StromVKG).

Wie wird Autark 360 vergütet?

Autark 360 arbeitet auf Honorarbasis. Die Vergütung erfolgt über ein transparentes Honorar, nicht über Provisionen oder Abschlussvergütungen von Produktanbietern. Beratung und Vermittlung sind seit 2019 strikt getrennt.

Wie unabhängig ist die Beratung von Autark 360?

Autark 360 ist an keinen Produktanbieter, keine Bank und keine Fondsgesellschaft gebunden und hat keine Vertriebsvorgaben. Die Beratung wird über Honorar vergütet und hängt nicht davon ab, ob am Ende ein Abschluss zustande kommt; Beratung und Vermittlung sind seit 2019 getrennt. Zugelassen nach § 34f GewO (alle drei Kategorien, D-F-153-791F-20) und § 34d GewO (D-7MYR-IP0PJ-78).

Investiert Marco Berardi selbst?

Ja. Marco Berardi ist mit einem eigenen Sachwert-Portfolio investiert, darunter rund 7,3 MW installierte Photovoltaik-Leistung mit einem Investitionsvolumen von 12,1 Mio. Euro. Beraten wird nur, was aus eigener unternehmerischer Erfahrung heraus vertreten wird.

Photovoltaik-Direktinvestment im Detail — Struktur, Substanz und Kapitalbindung eines PV-Direktinvestments

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