Absicherung und Upside: Wie Stadtwerke BESS-Erlöse sichern, ohne Potenzial zu verschenken

Absicherung vs. Upside im BESS-Business-Case

Die schwierigste Frage im BESS-Business-Case ist selten die nach dem höchsten Erlös. Sie lautet:

„Wie sichern wir unsere Einnahmen ab, ohne den Upside komplett aufzugeben?“

Dieser Einwand kommt fast immer aus dem Controlling — und er ist berechtigt. Ein Batteriespeicher kann über Multi-Use erhebliche Erlöse erwirtschaften. Aber diese Erlöse schwanken: mit Regelleistungspreisen, Spreads im Intraday-Markt und einer Marktsättigung, deren Tempo niemand seriös auf zehn Jahre prognostiziert.

Wer einen kommunalen Gremienbeschluss vorbereitet, kann sich auf einen Best-Case-Erlös nicht stützen. Wer umgekehrt alles absichert, verschenkt genau das Potenzial, das die Investition rechtfertigt.

Die gute Nachricht: Sie müssen sich nicht zwischen Absicherung und Upside entscheiden. Sie müssen das Verhältnis konfigurieren — passend zu Ihrem Risikoappetit, Ihrer internen Kompetenz und Ihrem strategischen Ziel. Dieser Beitrag zeigt, wie.

Warum der Einwand berechtigt ist

Ein BESS-Erlösmodell, das nur den Erwartungswert zeigt, ist für eine Investitionsentscheidung wertlos. Drei Unsicherheiten machen das deutlich:

  • Erlösniveau: Regelleistungs- und Intraday-Erlöse sind volatil und tendenziell rückläufig, je mehr Speicher in den Markt kommen. Ein Modell, das die Preise von heute fortschreibt, überzeichnet möglicherweise den Business Case.
  • CAPEX und Degradation: Investitionskosten, Augmentation und Kapazitätsverlust über die Laufzeit verschieben die Wirtschaftlichkeit — unabhängig von der Erlösseite.
  • Netzentgeltregulatorik, insbesondere nach 2029: Netzentgeltsystematik und Saldierungsregeln sind in Bewegung. Ein Erlösmodell muss auch dann noch tragen, wenn sich die Rahmenbedingungen nach 2029 verschieben.

Deshalb gilt im Gremium: Robustheit schlägt Punktprognose. Ein belastbarer Business Case zeigt nicht einen Erlös, sondern einen Korridor — und macht transparent, wie viel davon vertraglich abgesichert ist und wie viel vom Markt abhängt. Genau diese Trennlinie ist der Hebel.

Die zwei Bausteine: Basiserlös und Upside

Jede konfigurierbare Erlösstrategie besteht aus zwei Schichten, die getrennt gesteuert werden.

1. Basiserlös-Absicherung — der kalkulierbare Boden

Der Basiserlös ist der Teil, auf den sich Ihr Business Case verlassen kann. Vertraglich abgesichert wird er typischerweise über ein Floor-Modell, das eine Mindestperformance garantiert — eine vertraglich zugesicherte Untergrenze, unter die der Erlös auch bei schwachem Marktumfeld nicht fällt.

Für das Controlling entsteht damit eine planbare Größe: ein Floor, der den Kapitaldienst trägt und die Bilanzwirkung kalkulierbar macht.

Der Preis dieser Sicherheit: Wer einen Floor garantiert bekommt, teilt im Gegenzug einen größeren Teil des Upsides mit dem Vertragspartner. Sicherheit ist nicht umsonst — aber sie ist der Unterschied zwischen einem gremiumsfähigen und einem spekulativen Business Case.

2. Upside-Partizipation — das offene Potenzial

Über dem Floor liegt der Teil, der vom Markt lebt. Hier entscheidet sich, in welchen Märkten Sie offen partizipieren — also das volle Erlöspotenzial mitnehmen und das volle Schwankungsrisiko tragen:

  • FCR, Primärregelleistung: schnell präqualifizierbar, aber zunehmend umkämpft, je nach Projektsetup.
  • aFRR, Sekundärregelleistung: höhere Erlöstiefe, anspruchsvollere Präqualifikation, je nach Projektsetup.
  • Intraday-Arbitrage: Erlös aus Preisspreads, stark von Volatilität und Optimierungsqualität abhängig.

Die Kunst liegt nicht darin, überall maximal offen zu fahren. Sie liegt darin, selektiv zu entscheiden: In welchen Märkten rechtfertigt das Erlöspotenzial das Risiko — und wo ist Absicherung der klügere Weg?

Ein technologie-agnostisches Energiemanagementsystem wie AXOS stellt die Basis, um diese Anwendungen parallel in einem System vermarkten zu können, ohne separate Steuerungsinseln — die Voraussetzung dafür, Basiserlös und Upside überhaupt sauber trennen und je nach Markt unterschiedlich gewichten zu können.[FB1.1]

Das Rollenmodell entscheidet über das Verhältnis

Ob Sie eher Absicherung oder eher Upside bekommen, ist keine reine Vertragsfrage — es hängt am gewählten Betriebs- und Vermarktungsmodell. Vier Modelle, ein klarer Trade-off:

RollenmodellAbsicherungUpsidePasst zu
Eigenbetrieb + Merchant-OptimierunggeringmaximalVersorger mit eigener Handels-/Portfoliokompetenz und Risikoappetit
Floor-Modellehochbegrenzt, Erlösteilung über dem FloorVersorger mit Bedarf an kalkulierbarem Basiserlös
Tolling-Modelle[FB2.1]maximalgeringStadtwerke mit minimalem Eigenaufwand und niedriger Risikotoleranz
Hybrid, Tolling + selektive offene Vermarktungmittel–hochmittel–hochkonfigurierbar nach Risikoappetit

Die Logik dahinter ist einfach: Eigentum plus eine offene Optimierung gibt maximalen Upside, Floor- und Tolling-Modelle eine höhere bzw. maximale Absicherung. Je mehr operatives Risiko und Komplexität Sie selbst tragen — 24/7-Optimierung, Präqualifikation, Multi-Market-Risikomanagement —, desto größer der mögliche Erlös. Je mehr Sie an einen Partner abgeben, desto planbarer, aber gedeckelter das Ergebnis.

Wichtig: Das ist keine Entweder-oder-Entscheidung für das gesamte Asset. Sie können einen abgesicherten Floor legen und in ausgewählten Märkten selbst offen partizipieren. Genau diese Kombination ist der Hebel, mit dem sich Absicherung und Upside fein justieren lassen.

Konfigurierbar statt pauschal

Es gibt nicht das eine richtige Erlösmodell — aber es gibt ein passendes. Drei Stellschrauben bestimmen Ihre Konfiguration:

  1. Risikoappetit: Wie viel Erlösschwankung verträgt Ihr Business Case, und was muss vertraglich gesichert sein, damit der Aufsichtsrat mitgeht?
  2. Interne Kompetenz: Können Sie Optimierung, Präqualifikation und Risikomanagement selbst stemmen, oder gehört das in die Hand eines Optimizers?
  3. Strategisches Ziel: Geht es um maximalen Ertrag, um Planbarkeit für die kommunale Governance, oder um den Aufbau eigener Vermarktungskompetenz über die Zeit?

Aus diesen drei Faktoren ergibt sich der Mix: Welcher Anteil läuft über einen garantierten Floor, welche Märkte fahren Sie offen, und wie verschiebt sich dieses Verhältnis, wenn Sie über Jahre eigene Kompetenz aufbauen.

Wer mit einem hohen Floor startet, kann den offenen Anteil später schrittweise ausweiten — die Konfiguration ist kein einmaliger Beschluss, sondern eine Entwicklungslinie.

Was im Vertrag stehen muss

Eine Erlösstrategie ist nur so belastbar wie ihre Vertragsstruktur. Für die Entscheidungsvorlage gehören vier Elemente sauber definiert:

  • Mindestperformance: Die vertraglich zugesicherte Erlös- und Verfügbarkeitsuntergrenze. Sie ist der Floor, der in den Business Case eingeht. Verfügbarkeitszielwerte wie 97 % sind dabei mit dem Batteriespeicherlieferant projektbezogen im SLA-Rahmen zu spezifizieren, nicht pauschal zu garantieren.
  • Erlösteilung: Eine mögliche Aufteilung der Erlöse oberhalb des Floors zwischen Stadtwerk und Optimizer/Vermarkter oder die komplette Eigenvermarktung. Hier wird sichtbar, wie viel Upside Sie gegen die Absicherung eintauschen.
  • Kontrollrechte: Transparentes Reporting, Einsicht in Vermarktungsentscheidungen und definierte Eingriffspunkte. Entscheidend für die Gremiumstauglichkeit: Wer einen Teil der Operation abgibt, braucht nachvollziehbare Kontrolle.
  • Exit-Klauseln: Unter welchen Bedingungen lässt sich das Modell anpassen oder beenden? Eine Erlösstrategie, die sich nicht an veränderte Marktbedingungen oder die Regulatorik 2029 anpassen lässt, ist ein Risiko, kein Schutz.

Diese vier Punkte machen aus einer Erlösidee ein gremiumstaugliches Decision Memo — mit klarer Risikoallokation statt Best-Case-Erzählung.

Fazit: Absicherung und Upside sind kein Widerspruch

Der Einwand des Controllings verdient eine bessere Antwort als ein Pauschalmodell. Die Antwort lautet:

  • Basiserlös absichern über ein Floor-Modell mit garantierter Mindestperformance — der kalkulierbare Boden für den Business Case.
  • Upside selektiv mitnehmen in den Märkten FCR, aFRR und Intraday, in denen das Potenzial das Risiko rechtfertigt.
  • Das Verhältnis konfigurieren über das Rollenmodell — von Tolling, maximale Sicherheit, bis Eigenbetrieb und -vermarktung, maximaler Upside.
  • Vertraglich verankern über Mindestperformance, Erlösteilung, Kontrollrechte und Exit-Klauseln.

Robustheit schlägt Punktprognose — und eine konfigurierbare Erlösstrategie ist robuster als jedes Modell, das sich für eine Seite entscheiden muss.

Welche Konfiguration zu Ihrem Risikoappetit passt, zeigt sich am besten in einem persönlichen Gespräch. Lassen Sie uns Ihre Erlösstrategie diskutieren — mit Stress-Szenarien über Erlösniveau, CAPEX und Netzentgeltbetrachtung, statt mit einem Best-Case auf dem Papier.

BESS-Business-Case: Kontrollierbare Wertschöpfung für Ihr Stadtwerk

Die häufigste Frage, die wir von Stadtwerken hören, lautet nicht: „Lohnt sich ein Batteriespeicher?“ Sie lautet: „Wie belastbar ist die Wirtschaftlichkeitsrechnung — und welches Risiko nehmen wir dabei auf uns?“

Das ist der entscheidende Unterschied. Wer nur nach dem ROI fragt, denkt in Punktprognosen. Wer nach Planbarkeit und Risikokorridoren fragt, denkt wie ein seriöser Investor. Genau dieser zweite Blickwinkel entscheidet, ob ein BESS-Projekt durch den Aufsichtsrat kommt — oder daran scheitert.

Dieser Artikel kartiert die drei zentralen Wirtschaftlichkeitshebel eines Batteriespeichers, ordnet sie nach Planbarkeit und zeigt auf, welches Rollenmodell bei welcher Stadtwerkgröße und welchem Risikoappetit typischerweise passt.

Was „kontrollierbare Wertschöpfung“ für Ihr Stadtwerk bedeutet

„Kontrollierbare Wertschöpfung“ ist kein Marketingbegriff — gemeint ist etwas Präzises: der Teil des BESS-Business-Cases, den Sie mit eigenen Daten absichern können, unabhängig von Marktpreisentwicklungen oder regulatorischen Änderungen.

Was das konkret bedeutet, hängt von Ihrer Stadtwerkgröße ab:

Kleines Stadtwerk (< 500 Mio. € Jahresumsatz): Kontrollierbare Wertschöpfung bedeutet hier vor allem Netzentlastung und Versorgungssicherheit — Hebel, die sich mit dem eigenen Lastprofil direkt messen und planen lassen. Die entscheidende Frage lautet nicht „Was bringt FCR?“, sondern: „Wie viel Leistungspreisreduktion ist auf Basis unserer Lastgangdaten realistisch?“

Mittleres Stadtwerk (500 Mio. – 2 Mrd. €): Hier kommt strukturierte Flexibilitätsvermarktung ins Bild. Ein eigenes Batteriespeicherprojekt mit externem Asset-Manager oder Optimizer ermöglicht es, Regelenergiemärkte (FCR, je nach Projektsetup auch aFRR) systematisch zu erschließen — mit absehbaren Erlöskorridoren auf Basis historischer Marktdaten.

Großer Versorger (> 2 Mrd. €): Multi-Asset-Strategie, Portfolio-Optimierung, eigene Handelskompetenz. Kontrollierbare Wertschöpfung bedeutet hier, Marktrisiken gezielt zu hedgen — etwa durch ein PSA (Power Sales Agreement), das einen Mindesterlös absichert, während ausgewählte Vermarktungsfenster für Upside offenbleiben.

Gemeinsam ist allen drei: Der planbarste Hebel ist immer jener, der auf Ihren eigenen Daten basiert.

Die drei Erlöshebel — geordnet nach Planbarkeit

Ein Batteriespeicher erschließt mehrere Erlösquellen gleichzeitig. Entscheidend ist, wie zuverlässig sich diese Quellen im Voraus kalkulieren lassen.

Hebel 1: Netzentgelt-Optimierung — direkt messbar

Leistungspreise machen in vielen Stadtwerken 30–50 % der Netzentgelte aus. Ein Batteriespeicher kann Lastspitzen kappen und damit den Leistungsanteil senken — auf Basis Ihrer eigenen Lastgangdaten. Das Einsparpotenzial lässt sich vor Projektbeginn präzise modellieren: kein Szenario, keine Annahme, sondern eine Rechnung mit Ihren Messwerten.

Dieser Hebel ist nicht spektakulär, aber er ist bankfähig — er lässt sich mit historischen Verbrauchsdaten belegen und schafft den stabilen Basiserlös eines jeden Business Cases.

Hebel 2: Regelenergievermarktung — historisch belegbar, aber volatil

FCR (Primärregelleistung), je nach Projektsetup auch aFRR, ist der bekannteste Erlösweg für Batteriespeicher. Historische EPEX-Daten erlauben eine Modellierung der Erlöskorridore — aber: Märkte ändern sich. FCR-Preise haben sich in den vergangenen Jahren deutlich verschoben.

Für einen belastbaren Business Case bedeutet das: Regelenergiemärkte gehören in die Sensitivitätsanalyse, nicht in den Base Case. Ein Stress-Test, der bei einem Erlösrückgang von 30 % noch einen positiven Kapitalwert zeigt, ist aussagekräftiger als eine optimistische Punktprognose.

Hebel 3: Vermiedener Netzausbau — CAPEX-Vergleich

Wer einen Netzausbau durch einen Batteriespeicher vermeidet oder zeitlich verschiebt, erzielt einen indirekten wirtschaftlichen Vorteil: Der CAPEX-Vergleich zwischen Kabelausbau und BESS-Investition zeigt häufig, dass der Speicher die günstigere Lösung ist — und dabei zusätzlich Erlöspotenziale bietet, die ein konventioneller Netzausbau nicht liefert.

Dieser Hebel ist am schwierigsten zu monetarisieren, aber in vielen Netzplanungsszenarien das stärkste strategische Argument vor dem Aufsichtsrat.

TCO-Planbarkeit: Warum nicht die Investitionssumme den Business Case bestimmt

Die häufigste Frage zum BESS-Business-Case lautet: „Was kostet das?“ Die richtige Frage lautet: „Was kostet das über die gesamte Laufzeit — und wie entwickeln sich Erlöse und Kosten in verschiedenen Szenarien?“

Total Cost of Ownership (TCO) über 15 Jahre umfasst:

  • CAPEX: Anschaffung, Installation, Netzanschluss — der sichtbarste, aber nicht der allein entscheidende Teil
  • OPEX: Wartung, Versicherung, Monitoring, Leitwartenzugang, Netzentgelte für Eigenverbräuche
  • Degradation: Kapazitätsverlust über die Laufzeit — bei LFP-Technologie typisch 2–3 % p.a.
  • Augmentation: Ab wann muss Kapazität nachgerüstet werden, um Erlösprofile zu halten?
  • WACC: Finanzierungskosten und Renditeanforderungen Ihres Stadtwerks

Der Kern: Wer nur CAPEX optimiert, plant blind. Ein Angebot mit niedrigem Listenpreis, aber hohen OPEX-Kosten und ohne klare Augmentationsoption kann über 15 Jahre teurer sein als eine höhere Anfangsinvestition mit transparenter TCO-Struktur.

Für den Finanzkäufer bedeutet das: Der Business Case muss als Sensitivitätsmodell vorliegen. Eine Tornado-Analyse über CAPEX-Abweichung, Erlösrückgang, Degradationsrate und WACC zeigt, welche Annahmen das Ergebnis am stärksten beeinflussen. Das ist keine Unsicherheit — das ist methodische Seriosität.

Rollenmodelle als wirtschaftlicher Rahmen

Wie viel Risiko Ihr Stadtwerk tragen möchte und kann, entscheidet mehr über den richtigen Business Case als die Technologiewahl. Vier Rollenmodelle stehen zur Auswahl:

RollenmodellRisikoprofilErlöspotenzialEigenaufwand
Contracting / JVSehr niedrigNiedrigMinimal
PSA (Power Sales Agreement)NiedrigNiedrig–MittelGering
Eigentum + OptimizerMittelMittel–HochMittel
EigenbetriebHochHochHoch

Contracting / JV: Ein externer Partner finanziert, baut und betreibt — das Stadtwerk stellt Fläche und Netzanschluss, erhält Nutzungsrechte oder eine Beteiligung. Kein CAPEX, minimales Risiko, aber auch wenig operative Kontrolle.

PSA (Power Sales Agreement): Ein Vermarkter übernimmt das Speicherprojekt und garantiert dem Stadtwerk einen Mindesterlös — der Upside liegt beim Vermarkter. Maximale Planbarkeit bei moderater Rendite.

Eigentum + Optimizer: Das Stadtwerk investiert, ein externer Asset-Manager übernimmt die laufende Vermarktungsoptimierung. Volle Eigentümerrendite bei begrenztem internem Betriebsaufwand.

Eigenbetrieb: Das Stadtwerk übernimmt die vollständige Verantwortung — von der Investition bis zur Regelenergievermarktung. Höchstes Renditepotenzial, aber auch höchster Know-how- und Ressourcenbedarf.

Einordnungsrahmen: Welches Modell passt zu Ihrem Stadtwerk?

Keine zwei Stadtwerke sind gleich. Aber drei Faktoren bestimmen, welches Rollenmodell typischerweise am besten passt:

  1. Interne Kapazität: Haben Sie ein eigenes Team, das Regelenergiemärkte versteht und bedienen kann?
  2. Netzanschlussstatus: Ist eine geeignete Netzverknüpfung in absehbarer Zeit realisierbar — oder ist der Netzanschluss der eigentliche Engpass?
  3. Risikoappetit: Welches Downside-Szenario ist für Ihr Stadtwerk tragbar, ohne den politischen und wirtschaftlichen Rückhalt zu gefährden?

Kleines Stadtwerk, niedriger Risikoappetit: Contracting oder PSA. Kein eigenes BESS-Team erforderlich — aber volle Teilhabe an der Energiewende.

Mittleres Stadtwerk, mittlerer Risikoappetit: Eigentum + Optimizer. Eigenes Asset, externer Know-how-Träger, Gremienbeschluss auf Basis einer klaren TCO-Analyse.

Großer Versorger, hoher Risikoappetit und eigene Handelskompetenz: Eigenbetrieb mit Multi-Asset-Strategie.

Wichtig: Der richtige Einstieg ist nicht der „beste“ Business Case auf dem Papier — sondern der, der in Ihrer Organisation tatsächlich umgesetzt werden kann und durch interne Gremien trägt.

Fazit: Kontrollierbare Wertschöpfung beginnt mit Ihren Daten

Ein BESS-Business-Case wird nicht durch den aktuellen Marktpreis für FCR entschieden — sondern durch die Qualität der Datenbasis, die Wahl des richtigen Rollenmodells und eine TCO-Analyse, die auch unter ungünstigen Szenarien belastbar bleibt.

Der erste Schritt ist immer derselbe: Ihr Lastprofil. Es zeigt, welcher Erlöshebel bei Ihrem spezifischen Abnahme- und Einspeiseverhalten das größte kontrollierbare Potenzial hat — und welches Rollenmodell dazu passt.

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