Warum ein Referenzjahr für die Speicherauslegung nicht mehr reicht

Wer im Januar 2026 einen Gewerbespeicher am Referenzjahr 2025 ausgelegt hat, rechnete mit 573 negativen Stunden am Day-Ahead-Markt und mit 116 Euro je Megawattstunde Abstand zwischen den zwei teuersten und den zwei billigsten Stunden eines Tages. Im September 2026 lag dieser Zwei-Stunden-Spread im Monatsmittel bei 220 Euro und damit so hoch wie seit 2022 nicht mehr. Der Gaspreis hat sich gegenüber dem Vorjahr mehr als verdoppelt, und der aFRR-Leistungspreis, 2025 noch die wichtigste Erlösquelle der Großbatterien, liegt rund 50 Prozent unter dem Vorjahr.

Beide Spreads stimmen für ihr Jahr. Der Backtest zeigt zuverlässig, wie sich der Speicher im Referenzjahr optimal verhalten hätte und wie groß er dafür sein müsste. Ein Investor braucht zusätzlich die Jahre danach, denn Regulatorik und Markt verändern sich: MiSpeL und der AgNes-Entwurf verschieben die Erlösquellen, und der Speicherzubau drückt die Erlöse am Regelleistungsmarkt und beim Tagesspread. Die Modellrechnung im nächsten Abschnitt zeigt, was das über zwanzig Jahre ausmacht.

Hinweis zum Stand: Dieser Artikel verbindet geltendes Recht (MiSpeL-Festlegung der BNetzA vom 1. Oktober 2026, § 41a und § 118 Abs. 6 EnWG), laufende Verfahren (AgNes-Festlegungsentwurf vom 6. August 2026, GBK-25-01-1#3, Konsultation beendet am 18. September 2026, Beschluss für 2026 angekündigt) und Ankündigungen (dynamische Netzentgelte ab frühestens 2030). Entwurfsstände sind als solche gekennzeichnet und können sich bis zur Endfassung ändern. Die Modellrechnung ist eine Plattform-Rechnung auf typischen Tagen, keine Kundenreferenz. Stand aller Angaben: 9. November 2026.

Ein Gewerbestandort über zwanzig Jahre gerechnet

Die folgenden Zahlen stammen aus einer Modellrechnung auf unserer Plattform und sind keine Kundenreferenz. Der Standort liegt in der Mittelspannung, verbraucht 4,7 Gigawattstunden im Jahr, hat eine Netzbezugsspitze von 1.474 Kilowatt, kauft spotindexiert ein und hat keine PV. Der Speicher hat 1.951 Kilowattstunden Kapazität und 976 Kilowatt Leistung und kostet 546.000 Euro.

Gerechnet sind die Betriebsjahre 2027 bis 2046 in zwanzig Phasen mit dem Referenzjahr 2025, ab 2029 mit dem Kapazitätspreismodell aus dem AgNes-Entwurf und mit Day-Ahead-Preisen nach dem FfE Ziel-Szenario 2026–2050 der Forschungsstelle für Energiewirtschaft. Die Speichergröße ist in allen Phasen dieselbe.

Weil die Rechnung auf typischen Tagen statt auf der vollen Zeitreihe läuft, illustrieren die Werte den Mechanismus und eignen sich nicht als Bankunterlage.

Im ersten Betriebsjahr 2027 senkt der Speicher die Energiekosten des Standorts um rund 149.000 Euro, das sind 18 Prozent, bei 416 Vollzyklen. 81 Prozent davon stammen aus der Beschaffungsoptimierung, also aus Lastverschiebung in günstige Stunden, und 26 Prozent aus Peak Shaving: Der Speicher senkt die Netzbezugsspitze von 1.474 auf 1.139 Kilowatt. Die Betriebskosten des Speichers ziehen 7 Prozent ab.

2029 wechselt die Netzentgeltsäule das Vorzeichen. Bis 2028 spart der Speicher 34.000 bis 39.000 Euro Netzentgelt im Jahr. Im Kapazitätspreismodell zahlt der Standort ohne Speicher rund 229.000 Euro im Jahr und mit Speicher 241.000 bis 252.000 Euro, also 13.000 bis 23.000 Euro mehr, weil mehr Energie oberhalb der Bestellkapazität fließt. Der Speicher kappt die Spitze dann nicht mehr. Er nutzt den Anschluss in jedem Jahr von 2029 bis 2046 bis zur vollen Leistung von 1.800 Kilowatt.

Die Beschaffungssäule folgt dem Preispfad. Sie fällt von 121.000 Euro im ersten Jahr auf 60.000 Euro im Jahr 2031 und 38.000 Euro im Jahr 2039 und steigt bis 2046 wieder auf 61.000 Euro. Die Zahl der Vollzyklen sinkt von 416 auf rund 260 bis 330 in den 2040er Jahren.

Ab 2029 kommt die Vermarktung hinzu, also die Rückspeisung am Day-Ahead- und am Intraday-Markt einschließlich Netzentgelterstattung. Sie bringt 2029 rund 52.000 Euro und in den 2040er Jahren 29.000 bis 48.000 Euro im Jahr. Regelleistung ist in keiner Phase angesetzt. Die Rechnung setzt die Rückspeisung erst ab 2029 an, weil sie eine Einspeisezusage des Netzbetreibers voraussetzt und die Netzentgeltbefreiung für durchgeleiteten Strom bei Speichern hinter dem Zähler erst mit dem AgNes-Entwurf eindeutig geregelt ist.

Die Kosten der Degradation steigen von rund 500 Euro im zweiten Betriebsjahr auf rund 17.000 Euro im achtzehnten. Danach ersetzt die Rechnung den Speicher.

Der jährliche Nutzen nach Betriebskosten und Degradation fällt damit von 149.000 Euro im ersten Jahr auf 42.000 Euro im elften und liegt danach zwischen 33.000 und 57.000 Euro. Über die zwanzig Jahre bringt die Beschaffung 1,19 Millionen Euro und die Vermarktung 0,76 Millionen Euro. Das Netzentgelt kostet netto 0,23 Millionen Euro, Betriebskosten und Degradation des Speichers zusammen 0,42 Millionen Euro.

Für die Investitionsentscheidung zählen Kennzahlen, die in beiden Rechnungen gleich definiert sind. Beide enthalten die Investition von 546.000 Euro, den Speichertausch nach 18 Betriebsjahren, den Restwert am Ende und einen Kalkulationszins von 3 Prozent.

Der Speicher bleibt auch in der Mehrjahresrechnung eine tragfähige Investition. Die Grafik zeigt den freien Cashflow nach Positionen, einschließlich Investition, Speichertausch und Restwert.

Für Investoren und Banken ist die rechte Spalte die belastbare. Sie enthält den Regelwechsel 2029, den Preispfad und die Alterung des Speichers, und die Investition trägt auch unter diesen Annahmen.

Die Speichergröße von 1.951 Kilowattstunden ist das Ergebnis der Optimierung über die gesamte Roadmap. Das Optimum für das Referenzjahr allein liegt mit 1.922 Kilowattstunden nur 1,5 Prozent darunter.

Warum ein Jahr hinter dem Zähler lange gereicht hat

Bis vor kurzem war der Business Case eines Gewerbespeichers weitgehend deterministisch. Die Dynamik am Energiemarkt war weniger ausgeprägt, und die regulatorischen Änderungen standen noch aus. Der Leistungspreis steht im Preisblatt des Netzbetreibers, die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV hat feste Hochlastzeitfenster, und der Strompreis stand im Liefervertrag. Wo er am Spot hing, kannte man zumindest sein Jahresmuster. Da sich auch der eigene Lastgang von Jahr zu Jahr wenig ändert, lag fast immer richtig, wer den Speicher am letzten Jahr dimensionierte.

Unsere Plattformdaten zeigen, woher die Einsparungen kamen: 76 Prozent stammen aus zwei Hebeln, 40 Prozent aus atypischer Netznutzung und 36 Prozent aus der Beschaffung über den dynamischen Tarif.

Unter diesen Bedingungen trifft der Backtest gut. Für einen Gewerbespeicher, den 1PUNKT5 im Juli 2025 mit unserer Plattform ausgelegt hat, ergab die Auslegung 66 Prozent Stromkostenersparnis. Im ersten Betriebshalbjahr 2026 waren real 68 Prozent möglich, von denen das Energiemanagement 93 Prozent holte. Die Zielspitze von 32 Kilowatt hielt in 99,75 Prozent der Viertelstunden.

Peak Shaving an der eigenen Last lässt sich gut prognostizieren, deshalb trifft die Auslegung am Referenzjahr hier gut. Mit dem AgNes-Entwurf verliert dieser Anwendungsfall allerdings seine Grundlage.

Was sich regulatorisch ändert

Drei Regelwerke verändern den Case gleichzeitig, und sie haben unterschiedlichen Status: MiSpeL gilt, AgNes ist im Verfahren, dynamische Netzentgelte sind angekündigt.

Geltendes Recht. Die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, MiSpeL, ist seit dem 1. Oktober 2026 beschlossen (BNetzA, Az. 618-25-02). Mit der Abgrenzungsoption darf ein Speicher hinter dem Zähler PV-Strom speichern, Netzstrom laden, Spitzen kappen und am Markt handeln, ohne dass eine einzelne Kilowattstunde aus dem Netz den Förderanspruch für das Jahr gefährdet. Jede eingespeiste Kilowattstunde ist entweder marktprämienfähig oder saldierungsfähig, saldiert wird je Kalendermonat. Bis zum 30. September 2027 ist dafür das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber nötig, danach besteht ein Anspruch.

Regulatorisch ist der Speicher damit nicht mehr auf Kostenoptimierung beschränkt und kann am Markt handeln. Außerdem muss seit dem 1. Januar 2025 jeder Lieferant nach § 41a EnWG Kunden mit intelligentem Messsystem einen dynamischen Tarif anbieten. Für RLM-Kunden ist spotindexierte Beschaffung ohnehin Marktpraxis.

Laufendes Verfahren. Der Festlegungsentwurf zur allgemeinen Netzentgeltsystematik, AgNes (BNetzA, GBK-25-01-1#3), war bis zum 18. September 2026 in Konsultation. Der Beschluss ist für 2026 angekündigt, als Tag der Bekanntgabe nennt der Entwurf den 1. Januar 2027, beschlossen ist bisher nichts.

Nach dem Entwurf entfallen ab dem 1. Januar 2029 die atypische Netznutzung und der Leistungspreis auf die Jahreshöchstlast. An ihre Stelle tritt ein Kapazitätspreismodell: Der Kunde bestellt eine Kapazität zwischen 10 Prozent seiner Vorjahreshöchstlast und seiner Netzanschlusskapazität, Energie oberhalb davon kostet den zwei- bis dreieinhalbfachen Arbeitspreis. Die Bundesnetzagentur schreibt selbst, die Grenzkosten einer Überschreitung seien vergleichsweise gering. Für Peak Shaving bleibt damit kaum Erlös übrig, in der Modellrechnung betrifft das die 26 Prozent des Nutzens im ersten Jahr.

Für die Netzentgeltbefreiung aus § 118 Abs. 6 EnWG sieht der Entwurf eine Übergangsregel vor. Wer bis zum 31. Dezember 2026 die Investitionsentscheidung trifft, also mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens verbindlich bestellt hat, und bis August 2029 in Betrieb geht, behält die Befreiung für den zurückgespeisten Strom. Alle späteren Projekte fallen unter das neue Regime.

Ankündigung. Dynamische Netzentgelte für Speicher nennt der AgNes-Entwurf für frühestens 2030 und spätestens 2033, unter dem Vorbehalt einer Folgefestlegung. Als Zahl lässt sich das noch nicht modellieren, als offene Frage gehört es in jede Auslegung.

Von den drei Erlössäulen eines Gewerbespeichers endet die Netzoptimierung nach dem Entwurf also 2029. Die beiden anderen, Beschaffungsoptimierung und Arbitrage, hängen am Day-Ahead-Spread.

Wie der Speicherzubau die Erlöse verändert

Je mehr Speicher am Markt sind, desto weniger verdient jeder einzelne mit denselben Erlösquellen. Das betrifft zuerst die Regelleistung, weil die Übertragungsnetzbetreiber dort eine begrenzte Menge ausschreiben und jeder zusätzliche Anbieter den Preis drückt. Im September 2025 kamen laut Modo Energy 94 Prozent des Erlöses einer Zwei-Stunden-Batterie aus der aFRR-Vorhaltung und 5 Prozent aus dem Handel. Ein Jahr später waren es 54 Prozent aFRR, 16 Prozent FCR und 30 Prozent Day-Ahead und Intraday, und der Gesamterlös lag 39 Prozent niedriger. Eine reine Handelsstrategie verdiente im selben Zeitraum fast 20 Prozent mehr als im Vorjahr.

Im Handel wirkt derselbe Mechanismus über den Tagesspread. Speicher laden in den billigen Stunden und entladen in den teuren, sie heben also die niedrigen Preise und senken die hohen. Fraunhofer ISE hat das auf Basis der realen Gebotskurven 2025 simuliert. Der mittlere Abstand zwischen teuerster und billigster Viertelstunde eines Tages lag 2025 bei 130 Euro je Megawattstunde. Mit 2 Gigawatt mehr Batterien wären es 93 Euro gewesen, mit 5 Gigawatt 78 Euro und mit 20 Gigawatt 53 Euro, also knapp 60 Prozent weniger.

Modo Energy erwartet für eine Zwei-Stunden-Batterie bis 2030 eine Halbierung der Erlöse je Megawatt, enervis sieht bis 2027 keinen Rückgang.

Der Zubau, der diese Effekte auslöst, läuft bereits. Ende 2025 standen rund 3,5 Gigawattstunden Großspeicher in Deutschland, von Januar bis September 2026 kamen 3,8 Gigawattstunden dazu, mehr als das Vierfache des Vorjahreszeitraums. Die Netzanschlussanfragen liegen bei über 720 Gigawatt. Wie viel davon gebaut wird, ist offen, und entsprechend weit liegen die Prognosen auseinander.

Bislang überlagern andere Treiber wie Gaspreis und PV-Zubau den dämpfenden Effekt der Speicher. Der mittlere tägliche Abstand zwischen den zwei teuersten und den zwei billigsten Stunden am Day-Ahead-Markt, ein anderes Maß als der Viertelstunden-Spread oben, lag 2021 bei 76 Euro je Megawattstunde und 2022 bei 177 Euro. 2023 fiel er auf 92 Euro und stieg seitdem über 104 und 116 Euro auf 152 Euro in den ersten neun Monaten 2026 (Daten: batteriespeicher-report.de, Stand 30.09.2026).

Im selben Zeitraum stieg die Zahl der negativen Stunden von 69 im Jahr 2022 auf 573 im Jahr 2025, und der Jahresmarktwert Solar fiel von 7,2 Cent je Kilowattstunde 2023 auf 4,5 Cent 2025.

Ein Referenzjahr bildet von alldem einen Stand ab. Ein Preispfad über zwanzig Jahre kann Zubau, Sättigung und sinkende Spreads mitführen.

Was die Mehrjahresrechnung zusätzlich abbildet

Ein Einjahresmodell behandelt jedes Jahr für sich, über die Laufzeit hängen die Jahre aber zusammen. Degradation verbindet sie, weil jeder Zyklus heute die Kapazität von morgen verringert. Fällt der Preispfad 2031 ab, ändert das, wie viele Zyklen sich 2028 lohnen, und ein Regelwechsel 2029 ändert, welche Bestellkapazität 2027 sinnvoll ist. Ein Einjahresmodell bildet das als Pauschalabschlag ab, ein Mehrjahresmodell rechnet es mit.

In der Energiesystemforschung werden Transformationspfade seit Jahren auf diese Weise gerechnet: Investitionsentscheidungen heute, Betriebsentscheidungen in jedem Jahr und Zustände wie Speicherfüllstand oder Alterung als Kopplung dazwischen. Die Multi-Year-Optimierung überträgt dieses Vorgehen vom Energiesystem auf den einzelnen Standort.

Wie stark das Ergebnis von den Annahmen abhängt, zeigen Sensitivitäten. Dafür rechnest du dieselbe Roadmap mit einem anderen Preispfad oder anderen Annahmen zur Regulatorik noch einmal und vergleichst die Kennzahlen. Jeder Lauf rechnet einen Pfad, die Speichergröße wird also nicht über mehrere Pfade zugleich gewählt.

Dass sich dieser Vergleich lohnt, zeigt eine Arbeit von Carpinelli und Kollegen aus dem Jahr 2014 für einen Industriestandort mit neun Preis- und Lastszenarien. Je nach Szenario war dort ein Speicher von null oder von 900 Kilowattstunden optimal, über alle Szenarien betrachtet lagen die robusten Größen bei 500 bis 650 Kilowattstunden.

Wie wir das in minimum energy rechnen

In minimum energy läuft das in drei Stufen auf demselben Optimierer.

Der Backtest über das Referenzjahr liefert das theoretische Optimum über alle 35.040 Viertelstunden und rechnet alle Anwendungsfälle simultan. Peak Shaving, Beschaffung und Arbitrage konkurrieren um denselben Ladezustand. Rechnet man sie nacheinander, erst die Reserve für die Spitze und dann den Rest für den Markt, entstehen Erlöse, die im Betrieb nicht gleichzeitig erreichbar sind.

Der Scenario Modeler teilt die Laufzeit in Phasen mit jeweils eigenen Regeln, eigenen Preispfaden und eigener Degradation. Ein Beispiel ist MiSpeL mit Einverständnis-Phase bis September 2027, Kapazitätspreis ab 2029 und dynamischen Netzentgelten als offener Frage ab 2030. Das ist eine Simulation, die zeigt, was jede Phase mit deinem Speicher macht.

Die Multi-Year-Optimierung fasst die Phasen zu einem Problem zusammen. Der gesamte Zeitraum wird in einem Lauf optimiert, und die Speichergröße ist die Entscheidung, die über alle Phasen gilt. Jeder Lauf rechnet einen Preispfad, weitere Pfade laufen als getrennte Sensitivitäten. Die Preispfade kommen aus unseren eigenen Marktszenarien, versioniert und mit Annahmenregister, oder aus deiner eigenen Kurve.

Eine Prognose, auf die sich eine Bank verlassen soll, liefern wir damit ausdrücklich nicht. Die Rechnung ist so angelegt, dass du sie gegen deine eigenen Annahmen über die Zukunft prüfen kannst.

Was du dein Werkzeug fragen solltest

Wenn du heute einen Gewerbespeicher dimensionierst, lohnen sich drei Fragen an dein Tool.

1. Rechnet es ein Jahr oder die ganze Laufzeit mit Degradation?
2. Bildet es Regelwechsel wie den Kapazitätspreis ab 2029 als eigene Phasen ab?
3. Lässt sich der Preispfad austauschen, damit du Sensitivitäten rechnen kannst?

Für Projekte, die über 2029 hinaus laufen, also praktisch alle, brauchst du alle drei.

{{cta}}

Quellen

• BNetzA, Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) vom 01.10.2026, Az. 618-25-02, Verfahrensseite und Hintergrundpapier.
• BNetzA, Große Beschlusskammer Energie, Entwurf der Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vom 06.08.2026, GZ GBK-25-01-1#3, Ziffern 8.4, 8.5, 12.2, 20, Rn 192, 312, 500, 518.
• § 41a EnWG, § 118 Abs. 6 EnWG, § 19 Abs. 2 StromNEV.
• Modo Energy, Germany BESS Revenue Benchmark September 2026 (08.10.2026) und Germany Battery Investment Outlook Q2 2026 (16.03.2026).
• Fraunhofer ISE, Dokumentation Batteriespeicher Strommarkt 2025 und Energy-Charts Preissimulator (Oktober 2026).
• BSW-Solar, Speicherzubau Januar bis September 2026 (22.10.2026).
• BDEW, Netzanschlussanfragen Großbatterien (27.11.2025).
• netztransparenz.de, Jahresmarktwert Solar.
• batteriespeicher-report.de, Day-Ahead-Spreads 2021 bis 2026 (Datenstand 30.09.2026).
• Carpinelli, Di Fazio, Khormali, Mottola (2014), Energies 7(1).

Modellrechnung: Plattform-Rechnung minimum energy, Finanzierungs-Report vom 09.11.2026, exemplarische Annahmen, keine Kundenreferenz. Keine Rechtsberatung.