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Halbieren sich die Speichererlöse bis 2030? Was Prognosen sagen

Was bisher mit den Erlösen von Batteriespeichern geschah, welchen Pfad Modo Energy bis 2030 erwartet, was ihn verschiebt und was das für 15 Jahre heißt.

Stand: 25.09.2026

Was ist bisher geschehen?

Der Index der RWTH Aachen gilt für einen Speicher mit 1 MW und 2 MWh, der alle Märkte nutzt. Er lag:

  • 2024 bei 309.000 € je MW und Jahr
  • 2025 bei 259.000 € je MW und Jahr
  • im ersten Quartal 2026, auf das Jahr gerechnet, bei 132.000 € je MW und Jahr

Der Index von enervis lag in den zwölf Monaten bis Juli 2026 je nach Monat bei 5.700–18.900 € je MW und Monat.

Die Märkte entwickeln sich dabei verschieden:

  • Großhandel: Die mittlere Spanne zwischen dem teuersten und dem billigsten Stundenpreis eines Tages ist gestiegen. Sie lag 2023 bei 97,9 €/MWh, 2025 bei 124,1 €/MWh und 2026 bei 156,8 €/MWh (bis 23.09.2026).

Regelleistung ist Leistung, die bereitsteht, um die Netzfrequenz zu halten. Am Großhandel wird Strom am Vortag der Lieferung (Day-Ahead) und am Liefertag selbst (Intraday) gehandelt.

Wie die Indizes rechnen und warum sie so weit auseinanderliegen, erklärt der Artikel Erlösindizes im Vergleich.

Welchen Pfad erwartet Modo Energy?

Modo Energy hat im März 2026 einen Ausblick für Batteriespeicher in Deutschland veröffentlicht. Sein Basisfall für einen Speicher mit zwei Stunden:

  • Kurzfristig 240.000 € je MW und Jahr, davon 55 % aus Regelleistung.
  • Bis 2030 etwa die Hälfte davon. Der Grund: FCR und aFRR, zwei Arten der Regelleistung, nehmen zusammen nach Modo nur 4,5 GW auf. Wenn mehr Speicher am Netz sind, wird der Großhandel die wichtigste Quelle. 2030 kommen nach Modo 95 % der Erlöse aus Day-Ahead und Intraday.
  • Langfristig etwa 125.000 € je MW und Jahr. Bis 2040 erwartet Modo Batteriespeicher mit 40 GW in Deutschland.

Das ist die Prognose eines Hauses mit seinem eigenen Marktmodell. Nur ein Teil seiner Annahmen ist öffentlich.

Was kann den Pfad verschieben?

Modo rechnet dazu Sensitivitäten. Sie zeigen, was passiert, wenn eine Annahme anders kommt:

  1. Gaspreis. Gaskraftwerke setzen an den meisten Tagen den Preis. Fällt der Gaspreis um die Hälfte, sinken die Day-Ahead-Erlöse nach Modo um 37 %. Steigt er um die Hälfte, steigen sie nur um 28 %.
  2. Zubau. Kommen um die Hälfte mehr Speicher dazu als im Basisfall, senkt das die Day-Ahead-Erlöse im Jahr 2030 um 17 %. Die langen Warteschlangen am Netzanschluss überzeichnen dieses Risiko nach Modo: 2025 gingen nur 40 % der erwarteten Speicherleistung tatsächlich ans Netz. Wie viel gebaut wird und was gemeldet ist, zeigt der Artikel Speichermarkt Deutschland.
  3. Stromnachfrage. Wächst sie langsamer, gibt es weniger teure Stunden. Es gibt dann aber mehr negative, die ein Speicher nutzen kann. Netto sinken die Erlöse nach Modo um 7–14 %.
  4. Netzanschluss und Netzentgelte. Auf Ebene des einzelnen Projekts nennt Modo Einschränkungen im Netzanschlussvertrag als größtes Risiko, etwa Grenzen für Leistung und Regelleistung. Dazu kommen die Netzentgelte nach dem Entwurf AgNes der Bundesnetzagentur, siehe Netzentgelte, Baukostenzuschuss und AgNes.

Zwei neue Erlösquellen stehen nach Modo nicht im Basisfall:

  • die Momentanreserve seit Januar 2026 mit 8.000–20.000 € je MW und Jahr, nur für Batterien mit netzbildenden Wechselrichtern
  • ein Kapazitätsmarkt, der ab 2031 10.000–15.000 € je MW und Jahr bringen könnte

Was erwartet das EWI?

Das EWI beschreibt die Entwicklung ohne eigene Zahlen, aber in dieselbe Richtung:

  • Die Erlöse verschieben sich von der Regelleistung zum Spotmarkt. Der Grund: Es werden schnell mehr Speicher angeboten, als die Regelleistung braucht.
  • Die Erlöse aus Arbitrage hält das EWI für vergleichsweise stabil. Arbitrage heißt: in billigen Stunden laden, in teuren einspeisen.
  • Zugleich warnt es, dass Preisunterschiede und Margen mit mehr Speichern kleiner werden könnten. Es verweist dazu auf Kalifornien.
  • Unsicher bleiben nach dem EWI die Reform der Netzentgelte und flexible Netzanschlussverträge.
  • Neue Erlöse könnten Kapazitätsmärkte bringen, ebenso die marktgestützte Beschaffung weiterer Systemdienstleistungen.

Was heißt das für eine Rechnung über 15 Jahre?

  • Kein Pfad gilt für eine bestimmte Anlage. Die Prognosen rechnen mit Anlagen ab 1 MW, die auch Regelleistung anbieten. Kleinere Einheiten handeln heute am Großhandel. Für sie sind die Werte für den Day-Ahead-Handel allein der nähere Maßstab.
  • Mehrere Pfade statt eines Jahres. Wer eine Anlage über 15 Jahre rechnet, sollte neben einem mittleren Pfad auch einen deutlich niedrigeren durchspielen, etwa mit billigerem Gas und mehr Zubau. Die Erlöse eines einzelnen guten Jahres sind kein Maßstab.
  • Alles, was vom Erlös abgeht. In jede Rechnung gehören das Entgelt des Vermarkters, Betrieb, Pacht, Versicherung, Netzentgelte und die Alterung der Batterie, siehe Speichergarantie lesen.

Der Speicher-Rechner rechnet jede Einheit gegen beide Gruppen von Maßstäben und zeigt, was bei 15, 30 und 50 % weniger Erlös bleibt.

Wie aktuell sind die Zahlen?

Die zitierten Werte stehen mit Stand und Quelle im Marktdaten-Monitor und werden dort gepflegt. Die Day-Ahead-Werte rechnet der Monitor jeden Monat aus den Preisen der Bundesnetzagentur neu. Dieser Artikel wird halbjährlich geprüft.

Weiter

Daten: Bundesnetzagentur | SMARD.de: Großhandelspreise Day-Ahead, Gebotszone Deutschland/Luxemburg (CC BY 4.0), eigene Auswertung; Battery Charts (ISEA und PGS, RWTH Aachen University): Stationäre Batteriespeicher in Deutschland (CC BY 4.0)