Über mehr als zwei Jahrzehnte war das EEG das Fundament der Investitionen in erneuerbare Energien. Feste Einspeisevergütungen sorgten für Planungssicherheit, standardisierte Finanzierungsmodelle und kalkulierbare Cashflows. Für neue Projekte gilt diese Logik jedoch kaum noch.
„Der klassische Investitionsschutz über das EEG ist für neue Anlagen faktisch nicht mehr gegeben“, sagt Florian Philippi. „Wer heute investiert, kann nicht mehr mit 20 Jahren Fixvergütung rechnen. Man muss sich sehr viel stärker mit Marktmechanismen beschäftigen.“
Vom EEG zur Marktlogik: Ein struktureller Systemwechsel
Besonders sichtbar wird dieser Wandel durch die zunehmende Zahl negativer Strompreise. Allein 2025 wurden in Deutschland mehr als 450 Stunden mit negativen Preisen registriert – vor allem zur Mittagszeit bei hoher Photovoltaik-Erzeugung. Für Betreiber klassischer PV-Anlagen bedeutet das: Strom wird produziert, aber nicht vergütet oder sogar abgeregelt.
Für Philippi sind negative Preise kein Ausnahmephänomen, sondern ein Signal:
„Negative Preise sind kein Marktversagen, sondern ein Preissignal. Der Markt zeigt sehr klar, dass Flexibilität fehlt.“
Volatilität als Grundlage neuer Geschäftsmodelle
Was im EEG-Regime als Risiko galt, wird im marktbasierten System zur Voraussetzung wirtschaftlichen Erfolgs. Volatilität ermöglicht neue Erlösmodelle – insbesondere für Batteriespeicher.
„Volatilität ist keine Störung, sondern die Voraussetzung für die Wirtschaftlichkeit von Speichern“, erklärt Philippi. „Gleichzeitig tragen Speicher dazu bei, diese Volatilität zu glätten.“
Steffen Knepper sieht darin einen technologischen Fortschritt gegenüber der konventionellen Stromerzeugung: „Ein moderner Batteriespeicher kann innerhalb von Millisekunden reagieren – schneller und präziser als viele klassische Kraftwerke. Damit gehen wir in ein flexibleres und robusteres Stromsystem.“
Ein typischer Tagesverlauf verdeutlicht den Effekt: Während mittags ein Überangebot entsteht und Preise ins Negative rutschen, steigt die Nachfrage in den Abendstunden deutlich. Speicher verschieben diese Energie zeitlich – ohne zusätzliche Erzeugung, aber mit erheblichem wirtschaftlichem Mehrwert.
Batteriespeicher als aktiver Marktakteur
Moderne Batteriespeicher sind keine passiven Strompuffer mehr. Sie agieren aktiv am Markt und generieren Erträge aus mehreren Quellen – dem sogenannten Revenue Stack:
• Arbitrage im Day-Ahead- und Intraday-Handel
• Bereitstellung von Regelenergie (Primär-, Sekundär- und Minutenreserve)
• Netzdienstleistungen wie Redispatch und Engpassmanagement
• perspektivisch Kapazitätsmärkte ab 2028
„In vielen Projekten stammen heute bereits mehr als 50 Prozent der Erträge direkt aus dem Speicherbetrieb“, sagt Knepper. „Ohne Speicher wären diese Erlösquellen nicht verfügbar.“
Aktuelle Projekte erreichen interne Renditen von 10 bis 14 Prozent, abhängig von Standort, Systemgröße und Vermarktungsstrategie. Standalone-Speicher erzielen häufig die höchsten Projektrenditen – sind jedoch in der Praxis stark limitiert.
Standalone oder Hybrid: Zwei Wege, unterschiedliche Hürden
Reine Standalone-Batteriespeicher stoßen häufig an strukturelle Grenzen. Fehlende Netzzusagen, überlastete Knotenpunkte und langwierige Genehmigungsverfahren bremsen den Ausbau.
„Es gibt schlicht nicht genug Netzanschlüsse, um alle geplanten Standalone-Projekte umzusetzen“, erklärt Philippi.
Dynamischer entwickelt sich dagegen das Segment der Grünstromspeicher, also Batteriespeicher, die direkt an bestehende PV- oder Windparks gekoppelt sind. Sie nutzen vorhandene Netzanschlüsse, profitieren von vereinfachten Genehmigungen und lassen sich schneller realisieren.
„Der Grünstromspeicher ist der effizienteste Speicher, den man heute bauen kann“, sagt Knepper. „Ich teile mir die Netzinfrastruktur mit der Erzeugungsanlage – das senkt Kosten und reduziert Risiken.“
Auch wenn diese Speicher häufig auf den Strom der eigenen Anlage beschränkt sind, lassen sich laut Knepper 100.000 bis 150.000 Euro Erlös pro MW und Jahr erzielen.
Wirtschaftlichkeit ohne Förderung
Batteriespeicher übernehmen heute funktional die Rolle der früheren Einspeisevergütung – allerdings nicht über staatlich garantierte Preise, sondern über marktbasierte Erlösarchitekturen.
„Der Speicher ersetzt die Einspeisevergütung durch Flexibilität“, sagt Philippi. „Er schützt PV-Projekte vor negativen Preisen, erhöht die Capture Rate und verbessert die Bankability.“
Hybridparks aus PV und Speicher entwickeln sich damit zunehmend zum neuen Standard. Sie verbinden günstige Erzeugungskosten mit zeitlicher Steuerbarkeit – und machen erneuerbare Energien auch ohne Förderung langfristig finanzierbar.
Finanzierung: Der eigentliche Engpass
Technik und Wirtschaftlichkeit gelten aus Sicht der Referenten inzwischen als marktreif. Der Engpass liegt häufig auf der Finanzierungsseite.
„Die Zeit, in der ein EEG-Zuschlag Voraussetzung für eine Bankfinanzierung war, ist vorbei“, sagt Philippi. „Wer heute weiterhin darauf besteht, blockiert Investitionen.“
Auch langfristige PPAs mit einzelnen Abnehmern bewertet er kritisch:
„Ein 15-jähriges PPA reduziert nicht automatisch Risiko – es kann sogar Klumpenrisiken erzeugen.“
Stattdessen müssten Banken Projekte stärker auf Basis technischer Qualität, Steuerbarkeit und diversifizierter Erlösmodelle bewerten.
Fazit: Marktreife verlangt unternehmerisches Denken
Für beide Referenten markiert der aktuelle Wandel den Übergang von der Subventions- zur Marktlogik. Batteriespeicher sind dabei das zentrale Bindeglied.
„Die Marktreife von Batteriespeichern ist erreicht – jetzt kommen die Unternehmer mit guten Ideen zum Zug“, sagt Knepper. „Volatilität ist keine Bedrohung, sondern eine Renditechance.“
Philippi fasst zusammen:
„Wer heute investiert, darf nicht mehr in EEG-Denkmustern denken. Speicher ersetzen die Einspeisevergütung – aber durch Marktintelligenz, nicht durch staatliche Garantien.“
Der Energiemarkt wird komplexer – aber auch unternehmerischer. Für Investoren, die bereit sind, Volatilität aktiv zu nutzen, eröffnen Batteriespeicher ein neues Kapitel der Energiewende.