Jahrelang beschränkte sich die Diskussion über Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) – sofern es überhaupt eine gab – auf Entwickler und Netzbetreiber. Das ändert sich gerade. Der wichtigere Wandel ist eher wirtschaftlicher als technologischer Natur, da sich Speicher zunehmend als eine Art Infrastrukturanlage erweisen, die für Anleger investierbar werden. Zwischen 2010 und 2024 sanken die Gesamtkosten für die Installation von Batteriespeichern um 93 % auf 197 US-Dollar pro Kilowattstunde, während allein im Jahr 2025 die Preise für schlüsselfertige Systeme um weitere 30 % fielen und damit ihren niedrigsten jemals verzeichneten Stand erreichten. Dies stellt eine strukturelle Neubewertung der Kosten dar, um erneuerbare Energien zuverlässig zu machen.
Als Batterien noch teuer waren, war ihre Kombination mit Solar- oder Windenergie ein Luxus. Mittlerweile ist dies immer mehr zur Standardkonfiguration geworden. Der Einsatz von solar- und speichergestützten Anlagen am selben Standort wuchs zwischen 2020 und 2025 um etwa 70 % pro Jahr und macht nun etwa jede vierte derartige Speicheranlage bei neuen Solarkraftwerken im Großmaßstab aus. Die Folge wirkt sich sowohl finanziell als auch operativ aus: Speicher können die schwankende Erzeugung aus erneuerbaren Energien in eine besser finanzierbare Einnahmequelle umwandeln.
Von Stromschwankungen zu verlässlicher Energieversorgung
Schwankungen sind nicht nur ein Problem der Versorgungssicherheit. In Märkten mit hohem Anteil an erneuerbaren Energien kann die gleichzeitige Stromerzeugung die Großhandelspreise drücken und die Projektrenditen schmälern – ein kannibalisierender Effekt, der sich zunehmend in der steigenden Häufigkeit negativer Strompreise zeigt. Deutschland verzeichnete im vergangenen Jahr 573 Stunden mit negativen Preisen, während sich diese Zahl in Spanien verdoppelte und Frankreich mehr als 500 Stunden mit negativen Preisen verzeichnete.
Batterien beheben dieses Problem auf messbare Weise. Durch die Speicherung von Überschussstrom in Zeiten des Überangebots und die Abgabe während Spitzenlastzeiten kann ein am selben Standort betriebenes Batterieprojekt potenziell die Ertragsrealisierung verbessern, das Leistungsprofil gleichmäßiger gestalten und einige Auswirkungen der Stromschwankungen abmildern. Energieversorger nehmen Batterien in ihre integrierten Ressourcenpläne auf, um die Netzstabilität zu gewährleisten und die Lücke zwischen Spitzenlast und der Erzeugung erneuerbarer Energien zu schließen. Beispielsweise bieten bestimmte Energieversorger in Kalifornien 15- bis 20-jährige Verträge zur Sicherstellung einer ausreichenden Ressourcenverfügbarkeit an, um die staatlichen Vorschriften zur Netzzuverlässigkeit zu erfüllen.
Der Bericht der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) für das Jahr 2026 führt die „verlässlichen Stromgestehungskosten“ (firm levelised cost of electricity, LCOE) ein, zu denen auch die Speicherkapazitäten und der Überausbau gehören, die erforderlich sind, um Strom mit einem festgelegten Zuverlässigkeitsziel bereitzustellen. Für Investoren ist dies ein aussagekräftigerer Richtwert als die Erzeugungskosten auf Anlagenebene, da er die Kosten für nutzbaren Strom erfasst.
Der Rückgang der Kosten für zuverlässige erneuerbare Energien war drastisch. IRENA-Modellrechnungen für mehrere Länder zeigen, dass die festen LCOEs für Solar-plus-Batterie-Konfigurationen über einen Zeitraum von fünf Jahren bis 2025 um fast die Hälfte gesunken sind und in Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung bei etwa 54–82 US-Dollar pro Megawattstunde liegen. Weitere Senkungen um etwa 40 % bis zum Jahr 2035 werden anhand aktueller Technologieannahmen prognostiziert, wodurch die Kosten für verlässliche Energie an den Standorten mit der besten Leistung unter 50 US-Dollar pro Megawattstunde sinken würden. China setzt derzeit weltweit die Kostenuntergrenze: Simulationen von 252 im Jahr 2024 in Betrieb genommenen Solarkraftwerken im Großmaßstab zeigen Mindest-LCOEs für verlässliche Energie von nur 30 US-Dollar pro Megawattstunde bei einem Zuverlässigkeitsniveau von 90 %. In einigen Märkten liegt dieser Wert bereits unter den Kosten für neue fossile Stromerzeugung, wobei US-amerikanische Gas-Kombikraftwerke bei etwa 102 USD/MWh und neue chinesische Kohlekraftwerke typischerweise bei 70–85 USD/MWh liegen.
Die Geschwindigkeit, mit der neue Kapazitäten hinzugefügt werden können, könnte für Kapitalgeber ein wichtiger Faktor sein. In vielen Fällen lassen sich hybride Anlagen mit erneuerbaren Energien innerhalb von ein bis zwei Jahren entwickeln und in Betrieb nehmen, während neue gasbefeuerte Kraftwerksprojekte mit längeren Entwicklungszeiten konfrontiert sein können, die sich in bestimmten Märkten aufgrund von Faktoren wie Engpässen in der Lieferkette und einer erhöhten Nachfrage nach Turbinen auf fünf bis sieben Jahre erstrecken können.
Die Finanzierung der Energiewende
Die Kostenwettbewerbsfähigkeit ist nur der Ausgangspunkt. Für Investoren lautet die zentrale Frage, ob Einnahmen über einen ausreichend langen Zeitraum vertraglich gesichert werden können, um eine Finanzierung mit einer Laufzeit von 15 oder 20 Jahren zu stützen.
Frühe Batterieprojekte stützten sich stark auf die Arbitrage zwischen Stunden mit niedrigen und hohen Strompreisen, was zu Schwankungen im Cashflow führte und die Bereitschaft für langfristige, festverzinsliche Kredite einschränkte. Der derzeit stattfindende Wandel geht in Richtung vertraglich vereinbarter und gebührenbasierter Strukturen.
Stromabnahmeverträge mit Energieversorgern und gewerblichen Abnehmern, insbesondere Hyperscalern und Rechenzentren, die nachweislich rund um die Uhr nachweislich CO2-armen Strom benötigen, können die Ertragssicherheit bieten, die Kapitalinvestitionen mit langer Laufzeit stützen kann.
Die Regulierung verstärkt diesen Wandel. Die EU-Wasserstoffvorschriften werden ab 2030 eine stündliche Abstimmung vorschreiben, während vorgeschlagene Änderungen bei der Bilanzierung von Scope-2-Emissionen stündlich und standortbezogen abgestimmte Zertifikate für marktbasierte Nachweise wichtiger machen würden. Diese Rahmenbedingungen schaffen Preissignale, die speicherintegrierte Anlagen begünstigen.
Derzeit dominieren Projektfinanzierungsbanken weiterhin die Kreditvergabe in der Bauphase von BESS-Anlagen. Doch wenn Projekte in Betrieb gehen und sich Leistungsdaten ansammeln, entsteht eine Pipeline von Refinanzierungsmöglichkeiten nach der Bauphase. Dies ist der natürliche Einstiegspunkt für Investoren, die nach risikoarmen, ertragsstarken Anlagen mit langen Vertragslaufzeiten suchen. Laut dem „2026 World Energy Investment Report“ werden die Investitionen in BESS-Lösungen im Jahr 2026 voraussichtlich die Marke von 100 Milliarden US-Dollar überschreiten.
Natürlich ist keine Anlagestrategie vollständig ohne eine detaillierte Bewertung potenzieller Risiken, und einige davon verdienen besondere Beachtung.
Die Laufzeit bleibt ein limitierender Faktor. Die meisten Lithium-Ionen-Systeme im Großmaßstab liefern Strom für bis zu etwa vier Stunden – ausreichend für den innertäglichen Ausgleich, jedoch nicht für mehrtägige Wetterereignisse oder saisonale Lücken. Kombinierte BESS-Anlagen mindern daher das Risiko der Intermittenz, anstatt es zu beseitigen.
Kannibalisierung ist ein weiteres Risiko. Wenn jedes Solarprojekt einen Speicher hinzufügt, könnten die Zeitfenster mit Spitzenpreisen überfüllt werden, was die Spreads verringert, die die Investition rechtfertigen.
Das dritte Risiko besteht darin, dass die Konzentration der Zellfertigung in China die Einhaltung der Vorschriften für „Foreign Entity of Concern“ (FEOC)/ Supercritical Fluid Extraction (SFE) im Rahmen des „One Big Beautiful Bill Act“ (OBBBA) zu einer der folgenreichsten neuen Variablen bei der BESS-Risikoprüfung in den USA gemacht hat, insbesondere für Projekte, deren Bau im Jahr 2026 beginnt. Dort müssen mindestens 55 % der Kosten für hergestellte Produkte außerhalb verbotener ausländischer Unternehmen anfallen, um die Steuergutschriften zu erhalten.
Schließlich ist da noch die Reife der Leistungsdaten. Zwar wachsen die Betriebserfahrungen und die ersten Ergebnisse sind vielversprechend, doch die empirischen Daten für BESS im Großmaßstab über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren sind nach wie vor begrenzt. Degradationsprofile, Austauschzyklen und langfristige Wartungskosten werden noch validiert. Eine umsichtige Risikoprüfung erfordert eine detaillierte Betrachtung des vertraglichen Rahmens, der Betriebsbedingungen und der Herstellerunterstützung durch Garantien und Betriebsvereinbarungen.
Investitionen in großem Maßstab
Sinkende Kosten, längerfristige Verträge und bessere Betriebsdaten verwandeln die an einem Standort kombinierte Nutzung von erneuerbaren Energien und Speichersystemen von einer technischen Innovation in eine Anlageklasse. Die Chancen hängen jedoch weniger von einem bloßen Engagement in einem Wachstumsthema ab als vielmehr von der Marktauswahl, der Vertragsstrategie und der Disziplin bei der Risikoprüfung. In der nächsten Phase ist mit einer großen Streuung der Ergebnisse zu rechnen. Bei der Kombination von Speichertechnologie und erneuerbaren Energien geht es nicht mehr darum, grünen Strom funktionsfähig zu machen. Es geht darum, ihn in großem Maßstab investierbar zu machen.
Von John Ploeg, Co-Head ESG Research bei PGIM
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