Boom der Batterieparks: Hohe Kosten – und hohe Einnahmen?

Großflächige Batterieparks sind in Deutschland stark im Kommen. Aktuell beträgt ihre Speicherkapazität 2,3 Gigawattstunden (GWh, Stand: 12.03.2025). Allerdings sind mehrere Projekte geplant oder befinden sich schon im Bau. Einer Analyse zufolge soll sich die Kapazität schon bis Ende 2026 fast vervierfachen.

Der Ertrag für die Betreiber eines Batterieparks ergibt sich durch das netzdienliche Glätten des öffentlichen Stromnetzes, das zunehmend von sogenannten erneuerbaren Stromquellen geprägt ist. Die Batteriespeicher entlasten die öffentlichen Stromnetze. Dadurch kann der für die Energiewende dringend nötige Netzausbau langsamer geschehen.

Das Konzept: Batterieparks nehmen dann günstig Strom aus dem Netz auf, wenn die Erneuerbaren bei viel Wind und Sonnenschein mehr Strom produzieren, als gerade benötigt wird. Bei Strommangel geben die Stromspeicher diesen wieder zu deutlich höheren Preisen ab. Mit steigender Anzahl an Batteriespeichern reduzieren sich auch die Preisspitzen, die dieses Geschäft aber gerade für die Betreiber lukrativ machen.

Im Gegensatz zu den Erneuerbaren gibt es bisher keine staatlichen Fördergelder für Großspeicheranlagen. Allerdings hat das Forschungsministerium im Januar 25 Millionen Euro bereitgestellt. Damit sollten neue Projekte gebahnt werden. Das ist jedoch eine eher geringe Summe und fließt auch nur in die Batterieforschung. Aktuell geplante und laufende Großspeicher erhalten davon nichts.

Das sind die Kosten für Batterieparks

Wie sieht also die Rentabilität eines Batterieparks aus? Zunächst muss der Betreiber einige Investitionskosten stemmen, bevor eine solche Anlage den ersten Euro einfahren kann.

Batterieparks bestehen aus einer Reihe von Containern oder Batterieblöcken. In den Containern sind unter anderem die Batterien und andere Elektrokomponenten untergebracht. Aus Branchenkreisen erfuhr die Epoch Times, dass ein Standardcontainer aktuell eine Kapazität von rund 4 Megawattstunden (MWh) hat, die neuen Generationen haben 5 bis 6 MWh.

Die Preise für einen solchen Container variieren je nach Hersteller, Konfiguration und Zusatzfunktionen, lassen sich aber auf mehrere Hunderttausend Euro bis über eine Million Euro einordnen.

Das Energieunternehmen RWE nahm erst kürzlich zwei Batterieparks mit insgesamt 235 MWh in Betrieb. Diese bestehen aus insgesamt 690 kleineren Batterieblöcken mit je knapp 0,34 MWh. Die Gesamtkosten lagen bei 140 Millionen Euro. Der Preis für die MWh lag damit bei rund 600.000 Euro. Eine MWh entspricht etwa dem täglichen Strombedarf von rund 140 Haushalten ohne Wärmepumpe und E-Auto.

Andere Batteriegroßspeicher kommen aufgrund unterschiedlicher regionaler Konditionen günstiger weg. Ein weiterer Batteriepark von RWE in Werne mit 128 MWh Speicherkapazität, der 2023 in Betrieb ging, kostete rund 400.000 Euro pro MWh. Auch andere Großprojekte von anderen Unternehmen befinden sich auf diesem Preisniveau.

Weitere und laufende Kosten

Zu den reinen Baukosten zählen auch die Kosten für Genehmigungen, für die Netzanbindung, aber auch für die Baufläche. Wie hoch letztere ist, variiert in Abhängigkeit der Lage, unter anderem der Nähe zum Umspannwerk. Auch ob das Grundstück gekauft oder gepachtet wird, spielt eine Rolle.

Um Betreibern die Netzanbindung eines Batterieparks zu erleichtern, hat die Bundesnetzagentur im Herbst vergangenen Jahres die Baukostenzuschüsse (BKZ) von netzdienlichen Bauvorhaben angepasst. BKZ sind finanzielle Zuschüsse vom Bund für die Errichtung von neuen Anlagen.

Wie hoch der BKZ für die Netzanbindung eines Batterieparks ist, variiert stark und hängt von mehreren Faktoren ab. Hierbei sind etwa der Standort und die Netzebene, also ob er am Niederspannungsbereich oder einer höheren Spannungsebene angeschlossen wird, zu nennen. Die Bemessung kann 0 bis 100 Prozent betragen. Preislich bedeutet dies eine Förderung von 0 bis 150.000 Euro pro Megawatt (MW) Leistung durch Steuergelder.

Auch über die Jahre hinweg erzeugen Batterieparks Kosten. Aus Branchenkreisen heißt es, dass die jährlichen Betriebskosten 1 bis 5 Prozent der ursprünglichen Investitionskosten betragen. Das variiert je nach Größe und Umfang der notwendigen Arbeiten.

Für den RWE-Batteriepark in Werne mit einer Investitionssumme von 50 Millionen Euro bedeutet dies Betriebskosten von 500.000 bis 2,5 Millionen Euro – pro Jahr. Der Betreiber muss diese Summe für Wartung, Versicherungen, eigenen Stromverbrauch und Rücklagen für mögliche Reparaturen bereithalten.

Ertrag nach Börsenstrompreis

Wie eingangs bereits erwähnt, können Batterieparks Geld erwirtschaften, indem sie günstigen Überschussstrom aufnehmen und ihn teurer wieder abgeben. Die Differenz von Einkaufs- und Verkaufspreis ist die Einnahme für den Anlagenbetreiber.

Die Preise orientieren sich am aktuellen Börsenstrompreis unter anderem an der sogenannten Day-Ahead-Auktion. Ein Batterieparkbetreiber sollte dann Strom einkaufen, wenn in der folgenden Abbildung der Börsenstrompreis (rote Linie, rechte y-Achse) niedrig ist. Das ist in der Regel in den Mittagsstunden, wenn die Sonne scheint, der Fall, sowie – weniger stark ausgeprägt – wenn nachts die Nachfrage sinkt. Morgens und abends, wenn der Preis hoch ist, aber nicht genügend Solarenergie zur Verfügung steht, ist der ideale Zeitpunkt, um den Strom wieder abzugeben.

Öffentliche Nettostromerzeugung in KW 8 2025 mit dem Börsenstrompreis (rote Linie). Ist der Preis niedrig, lohnt es sich für Batterieparkbetreiber besonders, den Stromüberschuss im Netz aufzunehmen. Foto: Bildschirmfoto /energy-charts.info/Fraunhofer ISE

Der Verkaufspreis kann unter Umständen um ein Vielfaches höher sein als der Einkaufspreis. Wenn im Sommer durch die vielen Photovoltaikanlagen ein sehr hoher Stromüberschuss im Netz ist, kann der Börsenstrompreis sogar negativ werden. Dann würden die Betreiber eines Großspeichers bereits Geld bekommen, wenn sie den Strom „einkaufen“. Beim Verkauf, wenn der Börsenstrompreis wieder in den positiven Bereich gestiegen ist, gibt es nochmals Geld.

Neben der Day-Ahead-Auktion können die Betreiber den Strom noch an weiteren Märkten wie der Intraday-Auktion, dem Intraday-Kontinuierlichen Handel und über Regelleistungen handeln.

Eine Abschreibung bei an Wechselstrom angeschlossenen Batteriespeichern (AC-gekoppelt) ist nur möglich, wenn auch eine unternehmerische Nutzung der Batterieanlage stattfindet. Hierfür beträgt die Abschreibungsdauer zehn Jahre.

So viel bringt eine 1-Megawatt-Batterie pro Jahr

Aus Branchenkreisen erhielt Epoch Times eine Grafik zum Jahresertrag von 2024 von einem theoretischen 2-Stunden/2-Zyklen-Speicher. Das bedeutet, dass dieser zweimal pro Tag lädt und entlädt und er seine Leistung binnen zwei Stunden abrufen kann. Der Strom wird auf dem deutschen Markt gehandelt.

Hierbei war zu erkennen, dass es über das Jahr hinweg deutliche Ertragsunterschiede gibt. Die niedrigsten Erträge wurden in den ersten drei Monaten des Jahres verzeichnet. In den Sommermonaten waren sie dann bis über viermal so hoch.

Im Schnitt belief sich der errechnete Gesamtjahresertrag auf rund 184.000 Euro pro MW. Für den Batteriepark in Werne mit seinen 117 MW Leistung wären das rein rechnerisch jährliche Einnahmen in Höhe von rund 21,5 Millionen Euro. Bei gleichbleibenden Bedingungen hätte sich diese Anlage somit nach rund 2,5 Jahren finanziell amortisiert.

Allerdings dürfte es sich hierbei um einen Idealfall handeln. Denn aus Branchenkreisen heißt es, dass die Amortisationszeit eines großen Batterieparks normalerweise 5 bis 6 Jahre beträgt.

Ein möglicher Grund für diese Unterschiede sind die Pacht oder der Grundstückskauf. Ein Batteriepark mit rund 100 MW benötigt eine Fläche von rund 1,2 Hektar (ha) oder 12.000 Quadratmeter. Für Grünland lagen die Pachtpreise 2023/24 bei 3.500 bis 5.000 Euro pro Hektar und Jahr. Tendenz steigend.

Für einen 100-MW-Batteriepark auf der grünen Wiese würde die jährliche Pacht somit rund 6.000 Euro betragen, was verglichen mit teils sechsstelligen Pachten für Windkraftanlagen sehr niedrig erscheint. Nichtsdestotrotz wäre auch dies angesichts der zu erwartenden Millionenerträge eher vernachlässigbar.

Dämpfen mehr Batterieparks den Ertrag?

Hierbei ist aber zu erwähnen, dass die Einnahmen möglicherweise nicht dauerhaft so hoch sein werden. Der Grund: Die kontinuierliche Zunahme der Speicherkapazität wirkt den Strompreisdifferenzen an der Börse entgegen. Es ist jedoch schwer zu sagen, wie stark der Speicherausbau diese Differenzen reduzieren wird, da dies unter anderem vom künftigen Strombedarf und der sich ändernden Kraftwerkssituation abhängt.

Ein Branchenfachmann teilte der Epoch Times mit: „Es gibt ausführliche wissenschaftliche Studien, die den Effekt der Senkung von Strompreisen und Vermeidung von CO₂-Emissionen durch Nutzung von zwischengespeichertem Strom untersuchen.“

Das bedeutet: Wenn es in Zukunft viel mehr Stromspeicher bei gleichbleibendem Kraftwerksbestand in Deutschland gibt, sinkt die Ertragsmarge für Batterieparks. Je weniger Stromspeicher und je höher der Anteil an wetterabhängigen Energiequellen im Stromsystem, desto höher die Ertragsmarge.

Fallen Recyclingkosten an?

Alles hat ein Ende, auch ein Batteriepark muss irgendwann aus Altersgründen entsorgt werden. Hierfür fallen ebenfalls Kosten an, die in der bisherigen Rechnung nicht enthalten sind.

Da es die ersten Batterieparks erst seit wenigen Jahren gibt, können selbst Fachleute aus Branchenkreisen keine genauen Angaben zu den Kosten abgeben. Hinzu kommt, dass Lithium-Batterien fast vollständig recycelbar sind. Zudem sollen Großspeicher 10 bis 15 Jahre ihren Dienst leisten. Bis dahin, so wird vermutet, könnte das Recyceln vergütet werden.

Derzeit ist nicht bekannt, dass Deutschland und die EU dieses Recycling subventionieren wollen. Dafür könnte das Batterie-Recycling in der EU schon ab 2030 selbst zu einem profitablen Geschäftsmodell werden. Das hat eine Studie der RWTH Aachen und der Unternehmensberatung PwC ermittelt.