Warum ein Batteriespeicher am Bodensee
Anhaltspunkt aus der Kalkulation
Modellrechnung mit vorsichtigen Annahmen, keine Zusage. Die Erlöse eines Speichers schwanken erheblich – siehe Risiken.
Mittags gibt es Strom im Überfluss. Abends fehlt er.
Diese Lücke wächst mit jedem neuen Solarpark – und sie ist bares Geld wert.
Day-Ahead-Preis, schematischer Tagesverlauf
Deutschland erzeugt mittags mehr grünen Strom, als es verbrauchen kann – und kauft abends teuren Strom aus Gaskraftwerken und dem Ausland zu. Das ist schlecht fürs Klima, teuer für alle Stromkunden und eine Chance für jeden, der Strom speichern kann.
Warum wir das tun
Wir wollen das Klima schützen.
Jede Kilowattstunde Solarstrom, die abends Gasstrom ersetzt, spart CO₂. Ohne Speicher endet die Energiewende jeden Tag bei Sonnenuntergang.
Wir wollen grünen Strom vollständig nutzen.
2025 lag der Börsenpreis in 573 Stunden unter null. Solarparks werden abgeregelt, obwohl wenige Stunden später Strom fehlt. Wir speichern, statt wegzuwerfen.
Wir wollen Energieimporte verringern.
Die Abendspitze wird heute mit Gas und Importstrom gedeckt. Jede gespeicherte Kilowattstunde aus der Region ersetzt einen Teil davon.
Wir wollen Geld verdienen.
Der Ertrag entsteht nicht aus dem Strompreis, sondern aus seiner Spreizung innerhalb eines Tages. Und die wächst mit jedem Solarpark.
Was wir tun
- Wir bauen einen Großspeicher mit 20 MWh Kapazität und 10 MW Leistung am Stromnetz.
- Er lädt, wenn Strom im Überfluss da ist, und gibt ihn ab, wenn er knapp und teuer ist.
- Zusätzlich hält er Regelleistung bereit, die das Netz stabil hält, und wird dafür bezahlt.
- Er entlastet das regionale Netz. 2025 mussten Netzbetreiber für rund 2,7 Mrd. EUR in den Netzbetrieb eingreifen, um Engpässe aufzulösen.
Quellen: Bundesnetzagentur, Strommarktdaten 2025; Amprion, Netzengpassmanagement 2025.
Warum jetzt investiert wird
- 20 Jahre ohne Netzentgelte – mit knapper Frist: Die Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG bleibt nach dem AgNeS-Entwurf nur erhalten, wenn die Investitionsentscheidung vor der finalen Festlegung (geplant zum 1.1.2027) fällt und die Anlage vor dem 04.08.2029 in Betrieb geht. Mehr dazu
- Die Regeln für Netzentgelte stehen fest genug: Der AgNeS-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 nennt Fristen und künftige Kosten (siehe unten).
- Hardware ist billig geworden: Großspeicher kosten 2026 rund 150–220 EUR/kWh turnkey, vor zwei Jahren war es das Doppelte.
- Die Spreizung wächst: 457 Stunden mit negativen Preisen in 2024, 573 in 2025.
- Steuerliche Hebel: degressive AfA und Investitionsabzugsbetrag verbessern den Cashflow nach Steuern.
AgNeS: was es kostet – und wie wenig Zeit bleibt
Die Bundesnetzagentur hat am 6. August 2026 ihren Festlegungsentwurf zur künftigen Netzentgeltsystematik veröffentlicht (AgNeS). Für einen Speicher entscheidet dieses Dokument über zwei Dinge: was er ab 2029 an Netzentgelten zahlt und bis wann er dafür entschieden sein muss.
Die monetäre Wirkung
| Fall | Was gezahlt wird | Für diese Anlage |
|---|---|---|
| Mit Befreiung (§ 118 Abs. 6 EnWG, 20 Jahre) | nichts für den gespeicherten Strom; in der Kalkulation ist nur ein Risikoansatz eingeplant | – |
| Ohne Befreiung nach dem Entwurf | jährliches Kapazitätsentgelt auf die vereinbarte Netzanschlusskapazität, geschätzt 4 bis 7 EUR je kW und Jahr – kein Arbeitspreis für durchgeleitete Mengen | – |
| Unterschied pro Jahr | planbar statt existenzbedrohend | – |
Das ist die eigentliche Nachricht des Entwurfs: Früher drohte ein Arbeitspreis auf jede bezogene Megawattstunde – in der Mittelspannung rund 80 EUR/MWh und damit mehr als die Handelsmarge. Jetzt steht ein fester Jahresbetrag im Raum, der die Rechnung nicht umwirft. Die Befreiung bleibt wertvoll, sie entscheidet aber nicht mehr über Leben und Tod des Projekts.
Die zeitliche Wirkung
Quelle: Bundesnetzagentur, Festlegungsentwurf AgNeS vom 06.08.2026 (Az. GBK-25-01-1#3), Konsultation bis 18.09.2026; Korridor des Kapazitätspreises nach dem Zwischenstand der Bundesnetzagentur vom Mai 2026. Die Beträge rechts folgen den Werten der Kalkulation.
Das Problem: Strom kommt zur falschen Zeit – und ein Speicher braucht mehr als Batterien
Damit ein Speicher Geld verdient, müssen vier Dinge zusammenkommen: eine Preisspreizung, die sich lohnt, eine geschützte Fläche mit Netzanschluss, ein Betrieb, der rund um die Uhr am Markt handelt – und die Netzentgeltbefreiung, die nur noch kurze Zeit zu haben ist.
1 Erzeugung und Verbrauch passen zeitlich nicht zusammen
Der Verbrauch hat zwei feste Spitzen: morgens zwischen 07:00 und 09:00 Uhr und abends zwischen 18:00 und 21:00 Uhr. Photovoltaik liefert genau dazwischen. Die Residuallast schnellt deshalb zweimal täglich hoch – und der Preis folgt ihr.
Last, Erzeugung und Residuallast im Tagesverlauf
Schematische Darstellung eines Frühjahrstags nach Struktur der BNetzA-/SMARD-Darstellungen. Residuallast = Last abzüglich Wind und Photovoltaik.
Börsenpreis am selben Tag
Der Preis bildet die Residuallast ab: mittags nahe null oder negativ, morgens und abends dreistellig.
Stunden mit negativen Preisen pro Jahr
Bundesnetzagentur, Strommarktdaten: 457 Stunden in 2024, 573 Stunden in 2025. 2026 ist ein laufender Wert.
Monatliche Preisspanne im laufenden Jahr
Modellierte Bandbreite aus Tagesminimum, Tagesmaximum und Monatsmittel. Die Fläche zwischen den Linien ist der Rohertrag des Speichers.
Der Kern in einem Satz: Nicht der Strompreis erzeugt den Ertrag, sondern seine Spreizung innerhalb eines Tages. Und die nimmt mit jedem zugebauten Solarpark zu.
2 Ein Speicher braucht eine geschützte Fläche
In einem Großspeicher stecken Werte in Millionenhöhe und Tonnen von Lithium-Zellen. Versicherer, Banken und Behörden verlangen deshalb ein Grundstück, das mehr kann als nur Platz bieten:
- Gesichert: umzäunt, zugangskontrolliert und überwacht – gegen Diebstahl, Vandalismus und Sabotage.
- Groß genug: rund 800–1.200 m² befestigte Fläche mit Brandschutzabständen und Zufahrt für einen Tieflader.
- Am Netz: ausreichende Netzanschlusskapazität an der Mittelspannung, Zusage des Netzbetreibers und Baukostenzuschuss.
- Genehmigungsfähig: Baurecht, Brandschutzkonzept, Schallgutachten.
Solche Flächen sind knapp: Gewerbeflächen sind teuer, im Außenbereich ist die Genehmigung schwierig, neue Netzanschlüsse haben lange Wartezeiten. Das Gelände des Flughafens Friedrichshafen ist umzäunt und zugangskontrolliert und verfügt bereits über hohe Netzanschlusskapazitäten. Der Flughafen kann dort eine geeignete Fläche zur Verfügung stellen.
3 Ein Speicher braucht ein EMS und eine Betriebsführung
Ohne Energiemanagementsystem ist ein Speicher ein Stück Hardware ohne Geschäftsmodell. Die eigentliche Arbeit ist Software und Marktzugang:
- 96 Entscheidungen am Tag: Für jede Viertelstunde muss feststehen, ob geladen, entladen oder Leistung vorgehalten wird.
- Mehrere Märkte parallel: Day-Ahead, Intraday, FCR und aFRR haben eigene Regeln, Fristen und Preise.
- Pflichten gegenüber dem Netz: Bilanzkreis, Fahrplananmeldung, Redispatch 2.0, Marktkommunikation, Abrechnung, viertelstundenscharfe Zweirichtungsmessung mit intelligentem Messsystem.
- Betrieb rund um die Uhr: Überwachung, Störungsbehebung, Wartung, Garantiebedingungen des Herstellers.
- Neue Nachweispflichten: Die MiSpeL-Abgrenzung verlangt je Viertelstunde einen Nachweis, woher der gespeicherte Strom kommt.
Diese Kompetenz haben weder die meisten Investoren noch die meisten Flächeneigentümer.
4 Die Zeit läuft: Die Netzentgeltbefreiung ist befristet
Speicher sind nach § 118 Abs. 6 EnWG 20 Jahre lang von Netzentgelten für den gespeicherten Strom befreit. Mit der Reform der Netzentgeltsystematik AgNeS knüpft die Bundesnetzagentur das an zwei Bedingungen:
Was auf dem Spiel steht: Ohne Befreiung kostet der Netzbezug in der Mittelspannung rund 80 EUR je MWh (Netze BW 2026: 6,32 ct/kWh Arbeitspreis plus 16,61 EUR/kW/a Leistungspreis bei unter 2.500 Benutzungsstunden; ohne den einmaligen Bundeszuschuss 2026 wären es rund 109 EUR/MWh). Bei rund 10.000 MWh Bezug im Jahr wären das etwa 0,8 Mio. EUR – fast zwei Drittel des Rohertrags aus Arbitrage und Regelleistung. Deshalb müssen wir schnell handeln.
Die Definition der Investitionsentscheidung ist noch vorläufig; die Konsultation lief bis 18.09.2026. Den Projektplan mit dem kritischen Pfad zeigt der Reiter Umsetzung.
Quellen: Bundesnetzagentur, AgNeS-Hintergrundpapier vom 27.05.2026 und Konsultation vom 06.08.2026; ZfK vom 04.06.2026; Netze BW, Preisblatt Netzentgelte Strom 2026.
Die gute Nachricht: Das Projekt ist skalierbar. Für weitere Speicher sind genügend Flächen vorhanden. Wer das Modell einmal aufgesetzt hat, kann es mit denselben Partnern, Verträgen und demselben EMS wiederholen.
Die Lösung: billig beziehen, teuer einspeisen – zweimal am Tag
Der Speicher braucht keinen eigenen Solarpark. Er handelt am Netz: Er bezieht Strom, wenn er im Überfluss da ist und wenig kostet, und speist ihn wieder ein, wenn er knapp und teuer ist. Das ist Arbitrage – an jedem Tag des Jahres, nicht nur an sonnigen.
So holt der Speicher die Arbitrage heraus
Werte aus der Kalkulation. Die Marge berücksichtigt den Round-Trip-Wirkungsgrad: Von jeder bezogenen Kilowattstunde kommt nur ein Teil wieder heraus.
Ein Beispieltag: wann bezogen und wann eingespeist wird
Wer macht was
Überlässt das gesicherte Gelände mit vorhandenem Netzanschluss und Zufahrt für Tieflader kostenlos, stellt den Sicherheitsdienst und einfache Hausmeisterleistungen – ohne Pacht und ohne eigenes Kapital. Dafür 1/3 der Anteile: Das bindet den Eigentümer an den Erfolg der Anlage, statt ihn zum Vermieter zu machen.
Beschafft Batteriehardware und Container, übernimmt EMS mit eigener KI-Optimierung und digitalem Zwilling, Betriebsführung, Vermarktung (übergangsweise über einen externen Route-to-Market-Partner) und Abrechnung. Jung & Meyer hält keine Anteile – das Unternehmen liefert und organisiert, beteiligt sind die Investoren über die Holding.
Investoren bringen das gesamte Kapital von – auf. Keine Bankdarlehen: Gutachten, Sicherheiten und Gremienbeschlüsse kosten Monate, und jeder Monat Verzug kostet Erlöse und bringt die Fristen in Gefahr. Dafür gehören ihnen über die enervault Holding 2/3 der Anteile jeder Projektgesellschaft.
So werden Flughafen und Jung & Meyer vergütet
Keine Bank, keine fixe Pacht: Das Kapital kommt zu 100 % von den Investoren, die dafür 2/3 der Anteile halten. Der Grundstückseigentümer ist über 1/3 der Anteile am Ergebnis beteiligt und verdient nur, wenn der Speicher verdient – ein Bindungsinstrument statt einer Miete. Der größte laufende Kostenblock ist die Vermarktung: Solange die enervault Holding noch keine eigene Präqualifikation hat, wird sie extern zugekauft.
| Erlöse aus Strom und Regelleistung | – |
| Vermarktung durch einen externen Dienstleister | – |
| EBITDA – für Abschreibung, Steuer und Ausschüttung | – |
Werte aus der Kalkulation; dort ist die Vergütung im EBIT eingerechnet.
flightWarum der Flughafen Friedrichshafen
- Gesichertes Umfeld: Das Gelände ist umzäunt, zugangskontrolliert und rund um die Uhr in ein laufendes Sicherheitskonzept eingebunden – genau das, was Versicherer und Banken bei einem Großspeicher verlangen. Es muss weder aufgebaut noch bezahlt werden, es ist da.
- Zufahrt für Tieflader: Batteriecontainer kommen auf Schwertransportern. Zufahrt, Wendemöglichkeit und tragfähige Wege sind auf dem Gelände vorhanden.
- Zusagen liegen vor: Der Flughafen hat die Fläche zugesagt. Die schriftlichen Genehmigungen werden gerade für den Aufsichtsrat vorbereitet und danach hier veröffentlicht.
- Netzanschluss vorhanden: Der Flughafen verfügt bereits über hohe Netzanschlusskapazitäten. Das spart Zeit beim Anschluss – und Zeit ist wegen der Investitionsfrist bis Ende 2026 der Engpass.
- Weniger eigene Notstromtechnik: Der Speicher kann Teile der Notstromversorgung des Flughafens übernehmen. Der Flughafen spart dadurch Investitionen in eigene Anlagen.
- Zusätzliche Einnahmen: 1/3 des Jahresüberschusses statt Pacht – nach aktueller Kalkulation rund – pro Jahr, ohne eigenes Kapital einzusetzen.
- Stärkt die lokale Wirtschaft: Ertrag, Betrieb und Versorgungssicherheit bleiben am Bodensee.
tuneWarum Jung & Meyer
- 25 Jahre Erfahrung in der Energieversorgung: unter anderem bei E.ON, Westnetz und RheinEnergie.
- Beschaffung aus einer Hand: Jung & Meyer beschafft die Batteriehardware und die Container, holt Angebote ein, verhandelt Preise, Lieferzeiten und Garantien und koordiniert Lieferung und Aufbau. Ein Ansprechpartner von der Bestellung bis zum laufenden Betrieb.
- Eigene KI und eigener Optimierer: Jung & Meyer entwickelt die Software selbst: KI-Modelle für Preis- und Abrufprognosen, eine mathematische Optimierung der Fahrpläne über Day-Ahead, Intraday, FCR, aFRR und mFRR sowie einen digitalen Zwilling der Anlage. Der Leitstand läuft bereits: airfuel.enervault.de.
- Nachgerechnet statt behauptet: Der Optimierer maximiert den Deckungsbeitrag, nicht den Umsatz – Degradation, Netzentgelte und Handelskosten sind Teil der Zielfunktion. Jede Annahme dieser Seite lässt sich damit gegen historische Marktdaten seit 2022 nachrechnen.
- Vermarktungskosten im Blick: Professionelle Optimierer und Direktvermarkter lassen sich ihre Leistung bezahlen – je nach Vertrag bis zu einem Viertel der Erlöse. Mit eigener Software und eigener Präqualifikation bleibt dieser Anteil im Projekt.
- Marktkommunikation als Kernkompetenz: EDIFACT, EDI@Energy und API-Spezifikationen – genau die Prozesse, die Speicherbetrieb, Redispatch und MiSpeL-Abgrenzung verlangen. Die Abgrenzung ist ein Problem der Bilanzierung, kein Batterieproblem.
- Ansässig in Friedrichshafen: kurze Wege zur Anlage, schnelle Reaktion im Störfall, persönliche Ansprechpartner für Investoren vor Ort.
- Kein Gesellschafter, sondern Lieferant: Jung & Meyer hält keine Anteile an den Projektgesellschaften. Das Unternehmen liefert Software, Beschaffung und Organisation und wird dafür wie jeder andere Lieferant bezahlt.
flight_takeoffWie das Projekt entstanden ist
Jung & Meyer betreibt eigene Software in der kritischen Infrastruktur der Energieversorgung. Die Kunden verlangen bei Störungen, dass jemand innerhalb von drei Stunden vor Ort ist – irgendwo in Deutschland. Vom Bodensee aus ist das nur mit einem eigenen Flugzeug zu schaffen.
Damit hängt das Geschäftsmodell von Jung & Meyer an einer funktionierenden Infrastruktur am Bodensee-Airport. Ein Regionalflughafen aber braucht Erträge außerhalb des Fluggeschäfts, um sich zu tragen. Also haben wir gesucht, was auf dem Gelände wirtschaftlich Sinn ergibt: gesicherte Fläche, vorhandener Netzanschluss, hohe Leitungsquerschnitte – die idealen Voraussetzungen für einen Großspeicher.
Dass daraus ein eigenes, hochprofitables Geschäftsfeld wurde, war zunächst ein Nebenprodukt. Die Zahlen dahinter kennt Jung & Meyer aus 25 Jahren Beratung für Energieversorger – unter anderem E.ON, RWE und RheinEnergie – und aus der täglichen Arbeit mit Netzanschlussprozessen, dem eigentlichen Engpass jedes Speicherprojekts.
Skalierbar: ein Modell, viele Speicher
- Für weitere Speicher sind genügend Flächen vorhanden.
- Jeder Speicher bekommt eine eigene Betreibergesellschaft nach demselben Muster.
- Gleiche Verträge, gleiches EMS, gleiche Partner – jeder weitere Speicher nutzt die Erfahrung des ersten.
- Investoren können sich gezielt an einzelnen Speichern beteiligen.
Was das EMS von Jung & Meyer leistet
Das EMS entscheidet in jeder Viertelstunde, ob geladen, entladen oder Leistung vorgehalten wird. Jung & Meyer übernimmt dazu die komplette Betriebsführung – mit eigener Software: KI-Modelle prognostizieren Preise und Abrufe, eine mathematische Optimierung verteilt Leistung und Energie über alle Märkte, und ein digitaler Zwilling bildet die Anlage mit Ladezustand, Temperatur, Alterung und Netzgrenzen ab. Der Leitstand ist unter airfuel.enervault.de zu sehen.
- Preisprognose und Fahrplan: Auswertung von Day-Ahead-, Intraday- und Regelleistungspreisen, daraus ein optimierter Lade- und Entladeplan.
- Multi-Use-Allokation: Aufteilung der Leistung zwischen Arbitrage, FCR und aFRR. Vorgehaltene Leistung steht dem Handel nicht zur Verfügung – die Aufteilung entscheidet über den Ertrag.
- Zustandsführung: Ladezustand, Temperatur und Zyklenzahl innerhalb der Garantiebedingungen halten, Degradation minimieren.
- Marktkommunikation: Bilanzkreiszuordnung, Fahrplananmeldung, Messwertaustausch und Abrechnung nach EDI@Energy.
- MiSpeL-Abgrenzung: rechnerische Trennung von Netzstrom und grünem Strom je Viertelstunde als Nachweis gegenüber Netzbetreiber und Direktvermarkter.
- Netzdienliche Reaktion: Umsetzung von Redispatch- und Steuerungssignalen von Verteilnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber.
- Eigene Datenbasis: Preise, Last, Erzeugung und Regelleistung aus SMARD, ENTSO-E, regelleistung.net und netztransparenz.de, dazu Wetterdaten – Grundlage für Prognose, Nachrechnung und Berichte an die Gesellschafter.
Womit die Anlage Geld verdient
| Erlösquelle | Mechanik | Größenordnung |
|---|---|---|
| aFRR (Sekundärregelleistung) | Vorhaltung und Abruf, derzeit der dominante Erlösblock | ca. ⅓ der Bruttoerlöse |
| FCR (Primärregelleistung) | tägliche Ausschreibung in 4-Stunden-Blöcken, symmetrische Vorhaltung | ca. 12 % |
| Day-Ahead-Arbitrage | Bezug nachts und im Solarmittag, Einspeisung in Morgen- und Abendspitze | ca. 10 % |
| Intraday-Handel | kurzfristige Prognosefehler, Handel bis 5 Minuten vor Lieferung | ca. 15 % |
| Momentanreserve | seit 22.01.2026 marktgestützt beschafft | ergänzend |
Anteile gemäß BESS-Marktberichten Q2/2026. Der Multi-Use-Betrieb über mehrere Märkte ist 2026 Standard; Single-Use-Strategien sind kaum noch profitabel. Der Erlösindex für 2-Stunden-Systeme lag im 12-Monats-Mittel bis Juli 2026 bei rund 155.000 EUR je MW und Jahr. Aktuelle Monatswerte für Deutschland zeigt der Clean Horizon Storage Index (annualisierter Bruttoerlös je MW aus Day-Ahead, Intraday, FCR und aFRR).
Umsetzung: eine GmbH je Speicher
Für den Speicher wird eine eigene Betreibergesellschaft gegründet. Sie hält die Anlage, den Netzanschluss und die Verträge. Investoren beteiligen sich an dieser GmbH, nicht an der Jung & Meyer GmbH.
Vom Demonstrator zum Portfolio
Der Speicher am Flughafen Friedrichshafen ist Proof of Concept, nicht das Geschäftsmodell. Das Geschäftsmodell ist die Wiederholung: Flughäfen und Industriestandorte haben, woran die meisten Speicherprojekte scheitern – einen vorhandenen Netzanschluss mit ausreichendem Querschnitt.
- Warum Flughäfen: Netzanschluss und Leitungsquerschnitte sind vorhanden, die Flächen sind eingezäunt und bewacht, und das Personal ist ohnehin rund um die Uhr vor Ort. Regionale Flughäfen suchen zugleich Erträge außerhalb des Fluggeschäfts, um ihre Finanzierung zu sichern.
- Nicht nur Flughäfen: Dasselbe Muster funktioniert auf Industriegeländen und bei Unternehmen, die bereits in der Mittelspannung angeschlossen sind.
- Eine Gesellschaft je Standort und Land: gegründet mit dem jeweiligen Grundstückseigentümer. Er bringt Fläche, Sicherheit und Hausmeisterleistungen ein und hält ein Drittel; zwei Drittel hält die Holding.
- Gebündelt in der Holding: Dort entsteht die strategische Vermarktungs- und IT-Einheit, die die Strommengen aller Speicher direkt an der Börse und über Ausschreibungen an die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet.
- Ziel Europa: Nach dem Demonstrator folgen weitere Standorte in Deutschland, danach Märkte mit hoher Preisspreizung und vielen Regionalflughäfen.
Vorteile für Investoren
- 2/3 jeder Projektgesellschaft gehören der Holding und damit den Investoren.
- Beteiligung am Portfolio: über die Holding an allen Standorten, nicht nur an einem.
- Keine Fixkosten für Fläche und Sicherheit: der Grundstückseigentümer ist am Ergebnis beteiligt statt an einer Pacht.
- Keine Bank, keine Tilgung: der gesamte Cashflow steht für Ausschüttungen zur Verfügung.
- 20 Jahre ohne Netzentgelte, wenn die Fristen gehalten werden.
- Gesicherter Standort mit vorhandenem Netzanschluss und ein erfahrener Betreiber vor Ort.
- Eigene GmbH je Speicher: Risiken bleiben im Projekt, die Beteiligung ist klar abgegrenzt.
- Volle Transparenz: interaktive Kalkulation, 12-Monats-Simulation und PDF mit allen Annahmen.
Wer was einbringt
| Partner | Einlage | Anteil | Vergütung |
|---|---|---|---|
| enervault Holding AG (für die Investoren) | Eigenkapital, 100 % des Investitionsvolumens | 2/3 | 2/3 des Jahresüberschusses |
| Grundstückseigentümer (hier: Flughafen Friedrichshafen) | Fläche, Zufahrt, Sicherheit, Hausmeisterleistungen – pachtfrei | 1/3 | 1/3 des Jahresüberschusses |
Jung & Meyer hält keine Anteile. Das Unternehmen initiiert das Projekt, liefert KI, Optimierer und digitalen Zwilling, beschafft Hardware und Container und organisiert die Umsetzung – als Lieferant, nicht als Gesellschafter.
Finanzierung
| Baustein | Anteil | Betrag |
|---|---|---|
| Eigenkapital der Investoren | 100 % | 4.000.000 EUR |
| Bankdarlehen | 0 % | keine |
| Investitionsvolumen (200 EUR/kWh) | 4.000.000 EUR |
Bewusst ohne Bank. Eine Projektfinanzierung kostet bei einem Speicher Monate: Gutachten, Vermarktungsvertrag, Sicherheiten, Gremien. Diese Zeit haben wir wegen der Fristen nicht, und jeder Monat Verzug kostet Erlöse. Deshalb wird das Investitionsvolumen vollständig durch Eigenkapital gedeckt.
Der Demonstrator kostet 200 EUR je kWh – darin enthalten sind Hardware, Software und die gesamte Organisation bis zum laufenden Betrieb. Für jede Folgeanlage halbiert sich dieser Wert auf rund 100 EUR je kWh, weil Verträge, Software, Prozesse und Lieferantenbeziehungen dann stehen.
Projektstruktur
Stand der Zusagen und Unterlagen
- Zusage liegt vor Fläche am Flughafen Friedrichshafen Die Zusage des Flughafens liegt vor. Die Genehmigung des Aufsichtsrats wird innerhalb der nächsten acht Wochen erwartet.
- in Vorbereitung Netzanschluss Ein Termin mit dem Stadtwerk am See zur Netzanschlusskapazität wird innerhalb der nächsten vier Wochen erwartet.
- angefordert Angebot für die Speicher Das Angebot ist angefordert und wird innerhalb der nächsten zwei Wochen erwartet.
Sämtliche Unterlagen werden nach Vorliegen hier veröffentlicht – Zusagen, Genehmigungen und Angebote.
Projektplan: vom Vertrag zur Inbetriebnahme
Der Plan rechnet ab heute (–) mit zwei Monaten Vorlauf für die Vorbereitung: Projektstart –. Danach ergeben sich alle Termine aus den Dauern der Schritte – Investoren und Bank sechs Monate, Netzanschlusszusage und die schriftliche Zusage des Flughafens über 20 Jahre je zwei Monate. Erst wenn diese drei stehen, folgen Gründung, Bestellung, Bau und Inbetriebnahme.
Kritischer Pfad: Eigenkapitalzusagen und Netzanschlusszusage müssen vor den Bestellungen stehen, die Bestellungen vor dem 31.12.2026. Zwischen geplanter Inbetriebnahme und spätestem Termin (03.08.2029) bleibt – Puffer.
Häufige Fragen
Wie verdient der Batteriespeicher Geld?
Er bezieht Strom, wenn er im Überfluss da ist und wenig kostet – nachts und im Solarmittag –, und speist ihn morgens und abends zu höheren Preisen wieder ein (Arbitrage). Zusätzlich hält er Regelleistung für die Übertragungsnetzbetreiber bereit.
Wie beteilige ich mich?
Über die enervault Holding AG. Sie hält die Anteile an den einzelnen Speichergesellschaften – in der Regel zwei Drittel, ein Drittel gehört dem jeweiligen Grundstückseigentümer. Damit ist man am gesamten Portfolio beteiligt und nicht nur an einem Standort. Die Aktien sind nicht börsengehandelt.
Warum muss es schnell gehen?
Die 20-jährige Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG gilt nach dem AgNeS-Entwurf der Bundesnetzagentur nur, wenn die Investitionsentscheidung vor der finalen Festlegung fällt (geplant zum 1.1.2027) und die Anlage vor dem 04.08.2029 in Betrieb geht.
Wer betreibt die Anlage und wie werden die Partner bezahlt?
Die Projektgesellschaft betreibt die Anlage; Energiemanagement, Optimierung und digitaler Zwilling kommen von Jung & Meyer als Lieferant. Der Grundstückseigentümer stellt Fläche, Sicherheit und Hausmeisterleistungen und ist dafür mit einem Drittel am Gewinn beteiligt – ohne fixe Pacht. Die Vermarktung an Börse und Regelleistungsmärkten übernimmt zunächst ein externer Dienstleister, später die Vermarktungseinheit der Holding.
Was passiert, wenn der Netzbetreiber den Speicher abregelt?
Bei Redispatch-Maßnahmen nach § 13a EnWG erhält der Betreiber einen bilanziellen und finanziellen Ausgleich. Bei Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG ist die Haftung ausgeschlossen, und Begrenzungen aus einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung werden nicht entschädigt.
Ist die Rendite fest zugesagt?
Nein. Die angegebene Rendite ist ein Anhaltspunkt aus der Modellrechnung und nicht fix. Sie kann je nach Marktentwicklung – Strompreise und ihre Spreizung, Preise für Regelleistung, Wettbewerb durch weitere Speicher und Regulierung – deutlich nach oben oder unten schwanken. Die Sensitivität im Reiter Kalkulation zeigt, wie stark.
Warum erhält der Grundstückseigentümer 1/3 der Anteile, ohne Kapital einzuzahlen?
Weil er einbringt, was sonst laufend Geld kostet und kaum zu bekommen ist: eine gesicherte Fläche, kostenfrei über 20 Jahre, dazu Zufahrt für Tieflader, Hausmeisterleistungen und ein bestehendes, rund um die Uhr betriebenes Sicherheitskonzept – umzäunt, zugangskontrolliert, überwacht. Genau das verlangen Versicherer und Banken bei einem Großspeicher, und eine vergleichbare Fläche mit Netzanschluss müsste sonst gepachtet, eingezäunt und bewacht werden. Umgekehrt stützt das Projekt den Flughafen: zusätzliche Einnahmen ohne eigenen Kapitaleinsatz, die Möglichkeit, Teile der Notstromversorgung zu ersetzen, und ein Beitrag zur Sicherung des Standorts und damit der lokalen Wirtschaft am Bodensee. Bezahlt wird er über seinen Gewinnanteil von einem Drittel – ohne Ertrag keine Zahlung. Dasselbe Modell gilt an jedem weiteren Standort, ob Flughafen, Industriegelände oder Unternehmen mit eigenem Mittelspannungsanschluss.
Welche Rolle hat Jung & Meyer, und warum ist das Unternehmen nicht beteiligt?
Jung & Meyer initiiert das Projekt und liefert, was sonst teuer eingekauft werden müsste: KI-Modelle, Optimierer und digitalen Zwilling, dazu Beschaffung von Hardware und Containern sowie die Organisation der Umsetzung. Anteile an den Projektgesellschaften hält das Unternehmen nicht – es wird als Lieferant bezahlt. Das hält die Beteiligungsstruktur schlank: zwei Drittel Holding, ein Drittel Grundstückseigentümer.
Wer vermarktet den Strom, und was kostet das?
Bis zur eigenen Präqualifikation übernimmt das ein externer Optimierer (Route-to-Market). Je nach Vertrag gehen dafür bis zu 25 % der Erlöse an den Dienstleister – ein Posten, den wir kappen wollen. Die eigenen Modelle laufen bereits und rechnen dessen Ergebnisse nach. Mit eigener Präqualifikation in den nächsten Ausbaustufen bleibt dieser Anteil im Projekt. Details im Reiter Risiken.
Wie weit sind die Zusagen des Flughafens?
Die Zusage des Flughafens Friedrichshafen für die Fläche liegt vor. Die schriftlichen Genehmigungen werden derzeit für den Aufsichtsrat vorbereitet; die Genehmigung wird innerhalb der nächsten acht Wochen erwartet. Sobald sie vorliegt, veröffentlichen wir sie hier.
Und der Netzanschluss?
Ein Termin mit dem Stadtwerk am See zur Netzanschlusskapazität wird innerhalb der nächsten vier Wochen erwartet. Die verbindliche Zusage muss vor der Investitionsentscheidung vorliegen – ohne sie gibt es weder Bankfinanzierung noch Bestellung.
Wann liegt ein Angebot für die Speicher vor?
Das Angebot für die Speicher ist angefordert und wird innerhalb der nächsten zwei Wochen erwartet. Damit stehen Preis, Lieferzeit und Garantiebedingungen fest – die Grundlage für die Investitionsentscheidung und für die Zahlen in der Kalkulation.
Wo finde ich die Unterlagen, und wie bleibe ich informiert?
Sämtliche Unterlagen – Zusagen, Genehmigungen und Angebote – werden nach Vorliegen hier auf enervault.de veröffentlicht; den aktuellen Stand zeigt der Reiter Umsetzung. Wer aktiv informiert werden möchte: vorbereitete E-Mail öffnen und absenden.
Was passiert, wenn die Frist zum 31.12.2026 nicht gehalten wird?
Dann entfällt nach dem AgNeS-Entwurf die 20-jährige Netzentgeltbefreiung, und für jede bezogene Megawattstunde fallen die vollen Netzentgelte an (Ansatz rund 80 EUR/MWh). Die Kalkulation rechnet diesen Fall automatisch durch, sobald ein späteres Datum eingetragen wird. Der Projektplan im Reiter Umsetzung zeigt, dass die Frist nur mit einem bereits gewonnenen Ankerinvestor zu halten ist.
Wie viele Investoren sollen beteiligt werden?
Gesucht sind ein bis zwei Beteiligungen, die das Eigenkapital gemeinsam tragen – keine Vielzahl kleiner Anteile. Das hält die Gesellschafterstruktur einfach, die Entscheidungswege kurz und den Aufwand für alle Beteiligten gering.
Welche Mitsprache habe ich als Investor?
Mit 2/3 der Anteile haben die Investoren die Mehrheit in der Gesellschafterversammlung. Üblich und empfehlenswert sind Zustimmungsvorbehalte für wesentliche Geschäfte – Investitionen, Kreditaufnahmen, langfristige Verträge – sowie ein festes Berichtswesen. Die Betriebsdaten kommen dabei direkt aus dem digitalen Zwilling.
Wie komme ich wieder aus der Beteiligung heraus?
Über den Verkauf der Geschäftsanteile. Die Beteiligung ist nicht börsengehandelt, einen laufenden Markt gibt es nicht. Vorkaufsrecht, Bewertungsverfahren und Zustimmungserfordernisse gehören in den Gesellschaftsvertrag. Die zweite Möglichkeit ist der Verkauf der gesamten Anlage an einen Bestandshalter; für fertige Speicher gibt es einen aktiven Käufermarkt.
Welche Risiken gibt es?
Schwankende Marktpreise, Änderungen der Regulierung (AgNeS, Netzpaket), Netzanschluss und Genehmigung, Technik und Finanzierung. Ein Totalverlust des eingesetzten Kapitals ist möglich. Details im Reiter Risiken.
Interaktive Kalkulation
Alle Felder sind änderbar, die Pfeiltasten ↑ ↓ verändern den Wert schrittweise. Das i an jeder Bezeichnung erklärt das Feld. Investition, Kapazität und Leistung hängen zusammen: Wird eines geändert, passen sich die anderen an.
Anlage und Investition
Erlöse
Kosten und Finanzierung
Keine Bankdarlehen: Das Projekt wird zu 100 % mit Eigenkapital der Investoren finanziert. Vom Jahresüberschuss gehen 2/3 an die enervault Holding und damit an die Investoren, 1/3 an den Grundstückseigentümer.
Netzentgelte: § 118 Abs. 6 EnWG und AgNeS
Ergebnisrechnung pro Jahr
| Position | EUR |
|---|
Kennzahlen
| Eingesetztes Kapital der Investoren (100 % Eigenkapital) | – |
| Gewinnanteil enervault Holding (2/3) – für die Investoren | – |
| Gewinnanteil Grundstückseigentümer (1/3) | – |
| Einlage zurückverdient | – |
| Dieselbe Anlage als Folgeanlage zu 100 EUR/kWh | – |
| – Einlage dann zurückverdient | – |
Steuersatz pauschal 30 % (Körperschaftsteuer, Solidaritätszuschlag, Gewerbesteuer). Keine Renditezusage – die Erlöse schwanken erheblich.
Sensitivität des Ergebnisses i
EBIT nach Betreibervergütung und Abschreibungen bei verändertem Erlösniveau. Alle übrigen Annahmen bleiben konstant.
Kumulierter ROI der Investoren – mit und ohne Abschreibung
Mit Abschreibung: kumulierter Jahresüberschuss nach Steuern, der vollständig an die Investoren geht, bezogen auf ihr Eigenkapital. Ohne Abschreibung: dieselbe Rechnung, die Abschreibung wird wieder hinzugerechnet, weil sie kein Geld kostet – das kommt dem tatsächlichen Mittelzufluss näher. Zinsen sinken mit der Tilgung (Annuität). Erlöse und Kosten bleiben über die Laufzeit konstant; Degradation und Preisänderungen sind nicht berücksichtigt.
Unterlagen zum Mitnehmen: Die PDF-Zusammenfassung enthält alle Reiter in Kurzform, Ihre aktuellen Eingaben, Ergebnisrechnung, Projektplan, ROI, Sensitivität und den 12-Monats-Cashflow – erzeugt direkt im Browser, die Eingaben verlassen Ihren Rechner nicht.
slideshowPräsentation (PPTX)Live-Betrieb
So sehen Investoren die Anlage im laufenden Betrieb. Das EMS lädt nachts, wenn Wind und Grundlast den Preis drücken, und mittags mit Solarüberschuss. Es entlädt in der Morgenspitze und in der Abendspitze. Oben läuft eine beschleunigte Simulation eines Tages, unten die Simulation der letzten 12 Monate – beides mit den Werten aus der Kalkulation.
00:00 –
Tagesverlauf: Laden und Entladen gegen den Börsenpreis
Balken nach unten: Laden aus dem Netz. Balken nach oben: Entladen ins Netz. Kräftige Farben zeigen, was bereits gelaufen ist, blasse Farben den Fahrplan des EMS für den Rest des Tages. Der Day-Ahead-Preis steht am Vortag fest, deshalb ist die Preislinie für den ganzen Tag bekannt. An Tagen mit großer Spreizung fährt die Anlage zwei Vollzyklen; die Kalkulation rechnet über das Jahr vorsichtig mit 450 Vollzyklen.
Energiemengen der letzten 12 Monate
Monatswerte aus Kapazität und Zyklenzahl der Kalkulation, saisonal gewichtet. Gleicher Zeitraum wie der Cashflow unten.
Cashflow der letzten 12 Monate i
Simulation: So hätte die Anlage gewirtschaftet, wenn sie in diesem Zeitraum bereits in Betrieb gewesen wäre – rollierend bis zum Ende des Vormonats. Grundlage sind die Werte der Kalkulation; die Summe der 12 Monate entspricht dem Jahreswert. Die Verteilung auf die Monate folgt der Saison und den Marktschwankungen, darunter der schwache Februar und der starke März 2026. Cashflow vor Steuern.
Risiken
Ein Batteriespeicher lebt ausschließlich von schwankenden Marktpreisen. Es gibt keine garantierte Vergütung. Die folgenden Punkte können das Ergebnis erheblich verändern – sie gehören vor die Zeichnung, nicht danach.
Marktrisiko
- Das Erlöspotenzial eines 1-MW/2-MWh-Referenzspeichers schwankte zwischen Februar 2026 (rund 95.000 EUR/MW/a annualisiert) und März 2026 (knapp 200.000 EUR/MW/a). Einzelne Monate sind nicht repräsentativ.
- Marktentwicklung selbst verfolgen: Der Clean Horizon Storage Index weist monatlich aus, was ein Referenzspeicher in Deutschland und 14 weiteren europäischen Märkten brutto je MW und Jahr erlöst hätte – aus Day-Ahead, Intraday, FCR und aFRR. Seine Referenzannahmen (85 % Wirkungsgrad, 1,5 Zyklen am Tag, volle Verfügbarkeit) weichen von dieser Kalkulation ab; als Maßstab für die Richtung des Marktes ist er dennoch die beste frei verfügbare Quelle.
- Die Intraday-Spreads sanken im ersten Quartal 2026 um 43 bis 47 Prozent gegenüber dem Vorjahr – unter anderem wegen wachsender Batteriekonkurrenz.
- Regelleistungsmärkte sättigen: Die präqualifizierte Batterieleistung in FCR stieg von rund 0,81 GW Anfang 2024 auf etwa 1,35 GW Anfang 2026, bei einem Bedarf von nur 0,53 bis 0,56 GW je Produkt.
- Jede weitere Batterie im Markt lädt in denselben günstigen Stunden und verringert den Spread.
Regulatorisches Risiko: AgNeS und Netzentgelte
- Zeitplan: Die Bundesnetzagentur will die AgNeS-Festlegung bis Ende 2026 treffen (Konsultation bis 18.09.2026). Konkretisierende Folgefestlegungen folgen 2027, die neue Systematik gilt ab 01.01.2029. „Geklärt bis Jahresende 2026“ gilt also für den Rahmen; Details kommen erst 2027.
- Stichtag für die Befreiung: Die 20-jährige Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG bleibt nur, wenn die Investitionsentscheidung vor der finalen Festlegung (geplant zum 1.1.2027) fällt, bis 31.03.2027 nachgewiesen wird und die Anlage bis 04.08.2029 in Betrieb geht. Die Definition der Investitionsentscheidung ist noch vorläufig und kann strenger ausfallen.
- Ohne Befreiung – und das ist die gute Nachricht: Der Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 sieht für Speicher ein jährliches Kapazitätsentgelt auf die vereinbarte Netzanschlusskapazität vor, keinen Arbeitspreis je MWh. Für durchgeleitete und wieder eingespeiste Mengen soll kein Arbeitspreis anfallen, soweit sie messtechnisch abgrenzbar sind. Die Bundesnetzagentur nannte einen Korridor von 4 bis 7 EUR je kW und Jahr. Für 10 MW sind das 40.000 bis 70.000 EUR im Jahr statt mehrerer Hunderttausend nach altem Muster.
- Dynamische Netzentgelte sollen für Speicher frühestens ab 2030 und spätestens ab 2033 greifen; die neue Systematik gilt ab dem 01.01.2029.
- Vorbehalt: Nach § 118 Abs. 6 Satz 12 EnWG kann die Bundesnetzagentur abweichende Regelungen treffen. Im Januar 2026 hatte sie eine vorzeitige Abschaffung erwogen und im Mai 2026 für Bestandsanlagen zurückgenommen.
- Die MiSpeL-Festlegung steht unter EU-beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt.
- Deshalb ist in der Kalkulation ein Risikofaktor auf die Netzentgelte hinterlegt; werden Fristen verfehlt, rechnet sie mit den vollen Netzentgelten.
Abregelung durch Netzbetreiber
Ja, der Speicher kann abgeregelt oder gesteuert werden. Ob es dafür Geld gibt, hängt vom Anlass ab:
- Redispatch 2.0 (§ 13a EnWG): Speicher ab 100 kW können vom Verteilnetzbetreiber oder Übertragungsnetzbetreiber angewiesen werden, Einspeisung oder Bezug anzupassen. Dafür gibt es einen bilanziellen und einen angemessenen finanziellen Ausgleich, der entgangene Erlöse und Mehrkosten abdecken soll.
- Notfallmaßnahmen (§ 13 Abs. 2 EnWG): Ist die Systemsicherheit gefährdet, darf der Netzbetreiber direkt eingreifen. Die Haftung für Vermögensschäden ist ausgeschlossen – keine Entschädigung. Solche Eingriffe sind selten und kurz.
- Flexible Netzanschlussvereinbarung: Wird der Anschluss nur mit zeitweiser Leistungsbegrenzung zugesagt, sind diese vereinbarten Begrenzungen nicht entschädigt. Das ist vor der Zusage zu verhandeln.
- Netzpaket 2026: Der Regierungsentwurf (Kabinett 29.07.2026) sieht in kapazitätsbeschränkten Netzgebieten einen teilweisen Verzicht auf Entschädigung bei Abregelung vor. Ob und wie Speicher betroffen sind, entscheidet das Gesetzgebungsverfahren.
- Gegenrichtung: Ein Speicher, der netzdienlich fährt, ist für Netzbetreiber eher Lösung als Problem – das spricht für eine gute Verhandlungsposition beim Anschluss.
Technisches und Projektrisiko
- Degradation: Die nutzbare Kapazität sinkt über die Laufzeit. Zwei Vollzyklen täglich verkürzen die Lebensdauer gegenüber der Auslegung.
- Netzanschluss: Zusage, Anschlusstermin und Baukostenzuschuss sind zum jetzigen Zeitpunkt nicht abschließend gesichert.
- Fläche: Die Zusagen des Flughafens liegen vor, die schriftlichen Genehmigungen werden für den Aufsichtsrat vorbereitet. Bis zum Beschluss bleibt ein Restrisiko; der Vertrag über 20 Jahre muss vor der Investitionsentscheidung stehen.
- Genehmigung auf einem Flughafengelände bringt zusätzliche Auflagen und Fristen mit sich.
- Soll der Speicher Teile der Notstromversorgung übernehmen, bindet das Kapazität als Reserve und verlangt inselnetzfähige Technik; das mindert die Handelserlöse und ist mit dem Flughafen vertraglich zu regeln.
- Brandschutz und Versicherbarkeit großer Lithium-Speicher sind mit Auflagen verbunden.
Kaufmännisches Risiko
- Für die Investitionsentscheidung bis Ende 2026 müssen Bestellungen verbindlich sein, bevor die Bankfinanzierung steht. Das verlangt ausreichend gezeichnetes Eigenkapital oder Bestellungen mit tragbaren Ausstiegskosten.
- Zinsänderungsrisiko nach Ablauf der Zinsbindung. Die EZB hat im Sommer 2026 eine weitere Straffung nicht ausgeschlossen.
- Deutsche Banken haben ihre Kreditstandards für Unternehmenskredite im zweiten Quartal 2026 verschärft und Margen für riskantere Finanzierungen erhöht.
- Die Beteiligung ist nicht handelbar; ein vorzeitiger Ausstieg ist nur über einen Käufer der Anteile möglich.
- Ein Totalverlust des eingesetzten Kapitals ist möglich.
Vermarktung und Präqualifikation
- Präqualifikation fehlt noch: Die Präqualifikation für Handel und Regelleistungsmärkte muss die enervault Holding aufbauen; sie liegt noch nicht vor. Übergangsweise wird die Vermarktung extern eingekauft (Route-to-Market).
- Das kostet richtig Geld: Der Dienstleister wird über eine Erlösbeteiligung oder ein festes Entgelt bezahlt. Je nach Vertrag gehen so bis zu 25 % der Erlöse an den Vermarkter – bei den Werten dieser Kalkulation rund – pro Jahr. Genau diesen Posten wollen wir kappen. Die Kalkulation enthält dafür bisher keine eigene Zeile; der Abschlag ist über das Erlösszenario abzubilden.
- Ziel eigene Präqualifikation: Die eigene Präqualifikation ist Ziel der weiteren Ausbaustufen. Die Grundlage ist vorhanden: Die KI-Modelle und Optimierer laufen bereits im digitalen Zwilling (airfuel.enervault.de). Damit lassen sich die Ergebnisse des Dienstleisters von Anfang an nachrechnen – und bei eigener Vermarktung bleibt die Marge im Projekt.
- Vertrag: Der Vermarktungsvertrag sollte eine überschaubare Laufzeit und ein Wechselrecht haben, damit der Übergang in die Eigenvermarktung möglich bleibt.
Die großen Hebel
Diese vier Punkte bewegen das Ergebnis am stärksten – und sie liegen in unserer Hand:
Günstige Beschaffung der Batterien
Jung & Meyer beschafft Batteriehardware und Container. Die Investition bestimmt Abschreibung und Kapitaldienst. 10 EUR/kWh weniger im Einkauf sparen bei 20 MWh rund 200.000 EUR.
Netzentgeltbefreiung sichern
Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNeS-Festlegung, Nachweis bis 31.03.2027, Inbetriebnahme vor dem 04.08.2029. Ohne Befreiung fällt nach dem Entwurf ein Kapazitätsentgelt von 4 bis 7 EUR je kW und Jahr an.
Günstiger Betrieb, eigene Vermarktung
Beschaffung, EMS und Betriebsführung aus einer Hand, erfolgsabhängig vergütet. Externe Optimierer nehmen bis zu 25 % der Erlöse – mit eigener KI-Optimierung und eigener Präqualifikation bleibt dieser Anteil im Projekt.
Regulatorische Vorgaben einhalten
Redispatch 2.0, Marktkommunikation, MiSpeL-Nachweise und enger Kontakt zu Verteilnetzbetreiber und ÜNB. Wer das beherrscht, sichert Entschädigungen und Erlöse.
Quellen und weiterführende Unterlagen
| Hintergrund auf dieser Website: Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG und AgNeS | Fristen und Folgen |
| Hintergrund auf dieser Website: Rendite eines Batteriespeichers berechnen | Beispielrechnung |
| Hintergrund auf dieser Website: Vermarktung und Route-to-Market | Kosten und Präqualifikation |
| Fraunhofer ISE – energy-charts.info: Strommarktdaten, Preise, Last und Erzeugung in Echtzeit | energy-charts.info |
| RWTH Aachen (ISEA) – Battery Charts: installierte Batteriespeicher in Deutschland aus dem Marktstammdatenregister | battery-charts.de |
| BESS-Check Atlas: Großspeicher ab 1 MW nach Landkreisen, in Betrieb und registriert | bess-check.com |
| Bundesnetzagentur – AgNeS-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 (Netzentgelte ab 2029) | Entwurf (PDF) |
| Clean Horizon – Storage Index: monatlicher Erlösindex für Batteriespeicher, u. a. Deutschland (EUR/MW/Jahr) | cleanhorizon.com |
| Bundesnetzagentur – Festlegungsverfahren AgNeS (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) | bundesnetzagentur.de |
| Bundesnetzagentur – AgNeS-Hintergrundpapier vom 27.05.2026 | Hintergrundpapier |
| Bundesnetzagentur – Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik vom 06.08.2026 | Pressemitteilung |
| ZfK – Netzentgelte: Zeitdruck für Batteriespeicher wächst (04.06.2026) | zfk.de |
| Netze BW – Endgültige Netzentgelte Strom 2026 (Mittelspannung) | Preisblatt (PDF) |
| Bundesregierung – Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket (29.07.2026) | bundesregierung.de |
| § 13a EnWG – Redispatch und finanzieller Ausgleich | gesetze-im-internet.de |
| Bundesnetzagentur – Festlegungsverfahren MiSpeL, Folien und Dokumente | bundesnetzagentur.de |
| Bundesnetzagentur – Strommarktdaten 2025 (Preise, negative Stunden) | Pressemitteilung |
| SMARD – Strommarktdaten in Echtzeit | smard.de |
| Wissenschaftliche Dienste des Bundestags – Netzentgeltbefreiung § 118 Abs. 6 EnWG | WD 5-3000-080/25 |
| BDEW – Stellungnahme zur MiSpeL-Festlegung | bdew.de |
| Regelleistung.net – Ausschreibungen FCR und aFRR | regelleistung.net |
Die Einbettung der BNetzA-Workshopfolien ist technisch nicht möglich, da die Bundesnetzagentur das Einbinden in fremde Seiten unterbindet. Die Folien sind über die verlinkte MiSpeL-Seite direkt abrufbar.
Hinweis: Diese Darstellung ist eine Projektinformation und kein Verkaufsprospekt. Sie enthält keine Anlageberatung und keine Aufforderung zur Zeichnung. Alle Zahlen sind Modellrechnungen auf Basis der eingegebenen Annahmen.
Kontakt
Edgar Jung
Jung & Meyer GmbH
Oberhofstr. 59, 88045 Friedrichshafen
Für ein Gespräch über Zeichnungsvolumen und Zeitplan stehen wir zur Verfügung.
mailÜber den Fortschritt informiert werden
Impressum und Datenschutz: impressum.html
Vision: von einem Speicher zu einem europäischen Portfolio
Der Speicher am Flughafen Friedrichshafen ist der Anfang. Das Modell dahinter ist wiederholbar: überall dort, wo ein starker Netzanschluss, eine gesicherte Fläche und ein Eigentümer mit Interesse an zusätzlichen Erträgen zusammenkommen – an Flughäfen ebenso wie auf Industriegeländen.
Die Struktur, wenn das Modell wächst
Je Speicher eine eigene Gesellschaft: Risiken bleiben im Projekt, Partner können je Standort verschieden sein, und einzelne Anlagen lassen sich später verkaufen, ohne das Portfolio anzutasten. Die Landesgesellschaft bündelt Recht, Steuern und Marktzugang eines Landes; Vermarktung, IT und Präqualifikation bleiben in der Holding.
Wohin zuerst – und warum
| Markt | Warum interessant | Reihenfolge |
|---|---|---|
| Deutschland | Heimatmarkt, bekannte Prozesse, hohe Preisspreizung. Großspeicher ab 1 MW: 3.730 MW in Betrieb, 11.259 MW registriert – der Markt ist jung. | ab 2028 |
| Italien | Die MACSE-Auktionen des Netzbetreibers Terna sichern langfristige Erlöse. Nach Deutschland und Großbritannien der größte Zubau, viele Regionalflughäfen mit Finanzierungsbedarf. | ab 2030 |
| Polen | Kapazitätsmarkt mit langfristigen Verträgen, hoher Kohleanteil und dadurch große Spreizung zwischen Tag und Nacht. | ab 2031 |
| Spanien | Sehr hohe Solaranteile, ausgeprägte Mittagsüberschüsse und nach dem Netzausfall von 2025 starker politischer Rückenwind für Speicher. | ab 2032 |
| Benelux | Enge Netze, hohe Intraday-Spreads, kurze Genehmigungswege – gut geeignet für kleinere, schnelle Standorte. | ab 2033 |
| Südosteuropa Griechenland, Rumänien | Hohe Preisspreizung, EU-Mittel für Speicher und viele kleinere Flughäfen, die Erträge außerhalb des Fluggeschäfts suchen. | ab 2035 |
Auswahlkriterien: Preisspreizung und Regelleistungsmarkt, verfügbare Netzanschlusskapazität, Zahl regionaler Flughäfen und Industriestandorte in Mittelspannung, Rechtssicherheit für Speicher.
Zielbild bis 2040
| Jahr | Speicher | Leistung | Kapazität | Umsatz p.a. | Schritt |
|---|---|---|---|---|---|
| 2028 | 1 | 8 MW | 16 MWh | 1,2 Mio. EUR | Demonstrator am Bodensee in Betrieb |
| 2030 | 5 | 40 MW | 80 MWh | 6,2 Mio. EUR | vier weitere Standorte in Deutschland, Vermarktung im eigenen Haus |
| 2032 | 12 | 96 MW | 192 MWh | 14,9 Mio. EUR | erste Landesgesellschaft außerhalb Deutschlands |
| 2035 | 30 | 240 MW | 480 MWh | 37,2 Mio. EUR | vier Landesgesellschaften, eigene Präqualifikation in allen Märkten |
| 2040 | 60 | 480 MW | 960 MWh | 74,4 Mio. EUR | europäisches Portfolio aus Flughafen- und Industriestandorten |
Zielbild, keine Prognose. Grundlage: durchschnittlich 8 MW je Standort, zwei Vollstunden und 155.000 EUR Erlös je MW und Jahr – der Zwölf-Monats-Mittelwert des Marktindex bis Juli 2026. Die Erlöse schwanken erheblich; in den letzten zwölf Monaten lag die Spanne zwischen 95.000 und 200.000 EUR je MW. Zum Einordnen: 480 MW im Jahr 2040 wären rund 0,5 % dessen, was die EU-Kommission europaweit bis dahin an Speicherleistung für nötig hält.
Was das für Investoren bedeutet
- Beteiligung an der Holding und damit am gesamten Portfolio, nicht an einem einzelnen Standort.
- Die Rendite steigt mit jeder Anlage: Der Demonstrator trägt die Anlaufkosten, Folgeanlagen kosten die Hälfte.
- Jede Anlage bleibt eine eigene Gesellschaft – einzeln verkäuflich, ohne das Portfolio anzutasten.
- Der Grundstückseigentümer ist überall mit einem Drittel beteiligt und damit am Erfolg interessiert.
Projekte
Der Batteriespeicher Bodensee ist der erste Standort. Weitere Speicher folgen nach demselben Muster, jeder mit eigener Betreibergesellschaft. Für jedes Projekt rechnet ein digitaler Zwilling mit KI-Prognosen und Optimierung Vorschläge für die nächsten Tage.
Projekte werden geladen …
Finanzierungszusagen und Anzahl der Investoren nach aktuellem Stand der jeweiligen Projektgesellschaft. Keine Aufforderung zur Zeichnung.