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: Die Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG gilt für Speicher, die vor dem 04.08.2029 in Betrieb gehen. Die BNetzA hat am 27.05.2026 den Bestandsschutz bestätigt.
- Neue Regeln öffnen neue Märkte: Die MiSpeL-Festlegung ist beschlussreif (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.
Was ist MiSpeL – und was öffnet es?
MiSpeL steht für „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“. Die Bundesnetzagentur regelt damit, wie ein Speicher Netzstrom und grünen Strom gemischt laden darf. Das Verfahren (Az. 618-25-02) wurde am 31.07.2025 eröffnet, am 18.09.2025 konsultiert und am 05.08.2026 in einem aktualisierten Arbeitsstand veröffentlicht.
- Abgrenzungsoption: Grüner Strom und Netzstrom werden je Viertelstunde rechnerisch getrennt. Das bisherige Ausschließlichkeitsprinzip entfällt. Für Großspeicher ab 1 MWh ist das faktisch die einzige wirtschaftlich sinnvolle Option.
- Mischspeicher werden förderfähig: Laden bei negativen Preisen und Vermarktung von grünem Strom schließen sich nicht mehr aus.
- Co-Location bleibt möglich: Für Speicher an einer Erzeugungsanlage ist ein vereinfachtes Messkonzept vorgesehen. Eine spätere Photovoltaik-Anlage auf dem Gelände lässt sich ohne Umbau anschließen.
Quelle: Bundesnetzagentur, MiSpeL (Az. 618-25-02), Arbeitsstand vom 05.08.2026; BDEW-Stellungnahme vom Oktober 2025.
Das Problem: Strom kommt zur falschen Zeit – und ein Speicher braucht mehr als Batterien
Damit ein Speicher Geld verdient, müssen drei Dinge zusammenkommen: eine Preisspreizung, die sich lohnt, eine geschützte Fläche mit Netzanschluss und ein Betrieb, der rund um die Uhr am Markt handelt. Die Spreizung liefert der Markt. Fläche und Betrieb muss man haben.
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, 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.
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
Gesichertes Gelände mit vorhandenem Netzanschluss. Pachtfrei gegen 16 % der Anteile.
EMS, Betriebsführung, Handel und Abrechnung. Ohne Entgelt gegen 16 % der Anteile.
Eigenkapital von –, der Rest über ein Bankdarlehen. 68 % der Anteile.
flightWarum der Flughafen Friedrichshafen
- Gesichertes Umfeld: Das Gelände ist umzäunt und zugangskontrolliert – genau das, was Versicherer und Banken bei einem Großspeicher verlangen.
- Netzanschluss vorhanden: Der Flughafen verfügt bereits über hohe Netzanschlusskapazitäten. Das spart Zeit beim Anschluss, der bei neuen Standorten oft der größte Engpass ist.
- Weniger eigene Notstromtechnik: Der Speicher kann Teile der Notstromversorgung des Flughafens übernehmen. Der Flughafen spart dadurch Investitionen in eigene Anlagen.
- Zusätzliche Einnahmen: Statt Pacht erhält der Flughafen 16 % des Ergebnisses – 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.
- Marktkommunikation als Kernkompetenz: EDIFACT, EDI@Energy und API-Spezifikationen – genau die Prozesse, die Speicherbetrieb 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.
- Beteiligt statt beauftragt: Jung & Meyer erhält Anteile statt eines Betriebsführungsentgelts und verdient nur, wenn der Speicher verdient – nach aktueller Kalkulation rund – pro Jahr.
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.
- 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.
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.
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.
Wer was einbringt
| Partner | Einlage | Anteil |
|---|---|---|
| Investoren | 50 % des Investitionsvolumens als Eigenkapital | 68 % |
| Flughafen Friedrichshafen | Fläche, Zufahrt, Infrastruktur – dauerhaft pachtfrei | 16 % |
| Jung & Meyer GmbH | EMS, Betriebsführung, Bilanzierung, Abrechnung, Wartungssteuerung | 16 % |
Beide Beteiligungen ersetzen laufende Kosten durch Anteile. Die Gesellschaft zahlt weder Pacht noch Betriebsführungsentgelt und ist dadurch im laufenden Betrieb schlank.
Finanzierung
| Baustein | Anteil | Betrag |
|---|---|---|
| Eigenkapital der Investoren | 50 % | 2.000.000 EUR |
| Bankdarlehen | 50 % | 2.000.000 EUR |
| Investitionsvolumen | 4.000.000 EUR |
Das Darlehen wird von der Betreibergesellschaft aufgenommen und aus dem operativen Cashflow bedient. Die Werte folgen der Kalkulation im nächsten Reiter.
Banken bewerten Speicher strenger als geförderte Erzeugungsanlagen, da die Erlöse allein aus schwankenden Börsenpreisen stammen. Ein belastbarer Vermarktungsvertrag ist Teil der Finanzierungsunterlagen.
Vom Vertrag zur Inbetriebnahme
| Schritt | Inhalt | Dauer |
|---|---|---|
| 1 | Netzanschlussanfrage und Zusage des Netzbetreibers | 3–9 Monate |
| 2 | Gründung der Betreibergesellschaft, Zeichnung des Eigenkapitals | 1–2 Monate |
| 3 | Baugenehmigung, Brandschutz, luftverkehrsrechtliche Zustimmung | 4–8 Monate |
| 4 | Finanzierungszusage der Bank, Lieferantenvertrag | 2–4 Monate |
| 5 | Bau, Netzanschluss, Präqualifikation Regelleistung | 6–9 Monate |
| 6 | Inbetriebnahme und Start der Vermarktung | – |
Die Schritte überlappen sich. Entscheidend für den Zeitplan ist die Inbetriebnahme vor dem 04.08.2029, weil davon die 20-jährige Netzentgeltbefreiung abhängt.
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
Netzentgelte nach § 118 Abs. 6 EnWG
Ergebnisrechnung pro Jahr
| Position | EUR |
|---|
Kennzahlen
| Eigenkapital Investoren (68 % der Anteile) | – |
| Ergebnisanteil Investoren nach Steuern | – |
| Ergebnisanteil Flughafen (16 %) | – |
| Ergebnisanteil Jung & Meyer (16 %) | – |
Steuersatz pauschal 30 % (Körperschaftsteuer, Solidaritätszuschlag, Gewerbesteuer). Keine Renditezusage – die Erlöse schwanken erheblich.
Sensitivität des Ergebnisses i
EBIT nach Abschreibungen bei verändertem Erlösniveau. Alle übrigen Annahmen bleiben konstant.
Kumulierter ROI der Investoren – mit und ohne Abschreibung
Mit Abschreibung: kumulierter Jahresüberschuss nach Steuern, Investorenanteil 68 %, bezogen auf das Eigenkapital der Investoren. 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.
Ihre Werte als PDF: Das PDF enthält alle Reiter in Kurzform, Ihre aktuellen Eingaben, Ergebnisrechnung, ROI, Sensitivität und den 12-Monats-Cashflow – erzeugt direkt im Browser, die Eingaben verlassen Ihren Rechner nicht.
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.
- 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
- Die Netzentgeltbefreiung steht unter Vorbehalt: Nach § 118 Abs. 6 Satz 12 EnWG kann die Bundesnetzagentur abweichende Regelungen treffen, auch zeitlich. Im Januar 2026 hatte sie eine vorzeitige Abschaffung erwogen und diese im Mai 2026 für Bestandsanlagen zurückgenommen.
- Die AgNeS-Reform wird die Netzentgeltsystematik grundlegend neu ordnen; Speicher sollen künftig grundsätzlich Netzentgelte zahlen.
- Die MiSpeL-Festlegung steht unter EU-beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt.
- Deshalb ist in der Kalkulation ein Risikofaktor auf die Netzentgelte hinterlegt, statt die Befreiung als sicher zu unterstellen.
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.
- 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.
- Wird die Inbetriebnahme nach dem 03.08.2029 wirksam, entfällt die Netzentgeltbefreiung vollständig.
- Brandschutz und Versicherbarkeit großer Lithium-Speicher sind mit Auflagen verbunden.
Kaufmännisches Risiko
- 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.
Quellen und weiterführende Unterlagen
| 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: Jung & Meyer GmbH, Friedrichshafen – Ansprechpartner für die Beteiligung. Für ein Gespräch über Zeichnungsvolumen und Zeitplan stehen wir zur Verfügung.