Schlagwort: Netzanschluss

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:

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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