Einleitung

Batteriespeicher gelten als Schlüsselelement der Energiewende. Sie stabilisieren das Netz und ermöglichen es, überschüssigen Ökostrom zwischenzuspeichern, um Angebot und Nachfrage im Stromsystem in Einklang zu bringen. Für Investoren sind solche Energiespeicher attraktive Infrastruktur-Investments mit Zukunftspotenzial – sie bieten neue Geschäftsmodelle in einem wachsenden Markt. Als Teil der Private Markets eröffnen sie Zugang zu illiquiden Anlageklassen außerhalb der Börse – mit Chancen auf langfristige Renditen und Diversifikation im Portfolio.

Doch der Einstieg in Utility-Scale BESS-Projekte stellt viele vor eine zentrale Frage: Wie hoch sind die Investitionskosten (CAPEX) – und wovon hängen sie ab?

In diesem Beitrag erfährst Du:

• wie sich die BESS-CAPEX zwischen Stand-alone- und Co-located-Anlagen unterscheiden,
• welche Kostenkomponenten den größten Anteil haben,
• wie sich die BESS-CAPEX pro MW und MWh entwickelt haben – und
• welche Preisspannen Investoren aktuell in Europa erwarten können.

Was ist ein Batteriespeichersystem (BESS)?

Ein Battery Energy Storage System (BESS) ist ein Batteriespeichersystem zur Speicherung elektrischer Energie. Typischerweise kommen heute großdimensionierte Lithium-Ionen-Batterien zum Einsatz, ähnlich denen in Elektroautos, jedoch in einem größere Maßstab – dem sog. Utility-Scale-Maßstab. Ein BESS besteht aus mehreren zentralen Komponenten: Batteriemodulen, einem Batteriemanagement-System (BMS), Wechselrichtern bzw. einem Power Conversion System (PCS), einer Steuer- und Kommunikationseinheit (EMS) sowie der nötigen Netzanschlusstechnik. Durch die Kombination dieser Komponenten kann ein BESS elektrische Energie flexibel aufnehmen und wieder abgeben – etwa um Netzfrequenzen zu stabilisieren, Lastspitzen zu glätten (Peak Shaving) oder Preisdifferenzen im Stromhandel für Arbitrage zu nutzen.

Man unterscheidet zwei Typen:

• Stand-alone BESS sind eigenständige Speicher mit Netzanschluss, nicht direkt an Erzeugungsanlagen gekoppelt.
• Co-located BESS teilen sich Standort und Infrastruktur mit einer Erzeugungsanlage (zumeist Photovoltaik- oder Windanlagen).

Co-located-BESS sind insbesondere in Solarparks verbreitet. Hier kann der Speicher z.B. die Mittagsüberschüsse aufnehmen und spätabends abgeben, um eine höhere Direktvermarktung des PV-Stroms zu ermöglichen. Auch werden Netzverknüpfungspunkte effizienter genutzt – die Anschlussleistung, die der Solarpark selten voll auslastet (z.B. nachts), kann vom Speicher genutzt werden. Ein Vorteil bei PV-Co-location ist, dass die Einspeisespitzen oft mit Niedrigpreisphasen korrelieren (Mittagsstromüberschuss) – die Batterie entlädt also vorzugsweise zu anderen Zeiten, wodurch eine Überlastung des gemeinsamen Netzanschlusses selten ist. Bei Windparks gibt es ebenfalls Co-location, allerdings ist hier die Koordination etwas komplexer, da Wind zeitlich weniger vorhersehbar Strom erzeugt. Insgesamt ermöglicht Co-location eine hohe Auslastung des Netzanschlusses mit minimalen Abregelungsverlusten (Englisch: Curtailments).

Wer in Batteriespeicher investieren möchte, sollte die Kostenstruktur genau kennen. Denn unabhängig davon, ob es sich um ein Stand-alone- oder ein Co-located-BESS handelt – der wirtschaftliche Erfolg hängt maßgeblich von den Investitionsausgaben ab. Im nächsten Abschnitt schauen wir uns daher an, wie sich die sogenannten Capital Expenditures (CAPEX) – also die einmaligen Investitionskosten – bei BESS-Projekten zusammensetzen und welche Unterschiede es zwischen den Projektformen gibt. Los geht’s!

BESS-CAPEX erklärt – Was steckt hinter den Investitionskosten?

Capital Expenditures (CAPEX) bezeichnen die gesamten Investitionsausgaben für die Errichtung eines Projekts – im Fall eines BESS also die Anschaffung und Installation aller Bestandteile des Speichersystems.

Die Investitionskosten von Stand-alone BESS setzen sich aus den Komponenten Batteriemodulen, Batteriemanagement-System (BMS), Wechselrichtern bzw. einem Power Conversion System (PCS), Steuer- und Kommunikationseinheit (EMS) sowie der nötigen Netzanschlusstechnik zusammen, jedoch variiert die Kostenstruktur je nach Projektgröße und Standort. Größere Anlagen (>50 MW) profitieren von Skaleneffekten – z. B. sinken die Kosten pro MW installierte Kapazität, da die fixen Planungskosten und die Kosten der Netzanbindung über mehr Kapazität verteilt werden. Daher bevorzugen Investoren Utility-scale-Projekte (50 MW/100 MWh und mehr), um die Wirtschaftlichkeit zu erhöhen. Der größte Kostenbestandteil sind die Investitionskosten für die Batterie. Der Batteriepack macht etwa ≈55 % der gesamten BESS-CAPEX aus.

Bei Co-located BESS wird ein BESS an einem Standort zusammen mit einer Erzeugungsanlage (meist Solar-PV oder Windpark) installiert. Beide Systeme sind rechtlich meist eigenständige Anlagen, nutzen aber gemeinsame Infrastruktur wie Fläche, Netzanschluss und Transformatoren. Die Kostenbestandteile für den Batteriespeicher selbst (Batterie, PCS, etc.) bleiben im Vergleich zu Stand-alone BESS grundsätzlich gleich. Allerdings werden Netzanschluss und Hochspannungstechnik mit der Erzeugungsanlage geteilt. In der CAPEX-Betrachtung entfallen diese Posten daher anteilig. Auch die Projektentwicklung erfolgt integriert. Durch die gemeinsame Nutzung von Infrastruktur steigt bei Co-located BESS typischerweise der Batteriepack-Anteil auf etwa ≈65 % der gesamten BESS-CAPEX.

Vergleich typische CAPEX-Aufteilung Stand-alone BESS und Co-located BESS

Erläuterung der einzelnen Kostenkomponenten:

• Batteriemodule und Rack-Systeme: Die Zellen und Module der Batterie selbst machen oft den größten Kostenblock aus. Dank massiver Produktionsausweitung sind die reinen Batteriekosten in den letzten Jahren stark gesunken – Lithium-Ionen-Batteriepreise fielen zwischen 2010 und 2023 weltweit um 90 %. Dies war einer der schnellsten Kostensenkungstrends im Energiebereich überhaupt.
• Leistungselektronik – Wechselrichter (Power Conversion System; PCS): Die Leistungselektronik wandelt den Batteriestrom (DC) in netztauglichen Wechselstrom (AC) und umgekehrt. Die Kosten für Inverter, Transformatoren und Schaltanlagen hängen von der Leistung (kW) ab – bei längeren Speicherdauern (z. B. 4-Stunden-Batterien) relativieren sich die PCS-Kosten. Moderne große PCS nutzen oft containerisierte 20-Fuß-Batterieeinheiten (>5 MWh), was die Kosten weiter senkt.
• Balance of System (BOS)-Komponenten: Lithium-Batterien erfordern Temperaturmanagement (Kühlsysteme oder Heating, Ventilation and Air Conditioning (HVAC)) sowie Brandschutz- und Sicherheitssysteme. Ihr Kostenanteil fließt in die sogenannten Balance-of-Plant-Kosten ein (zusammen mit Verkabelung, Gestell, Umspannung etc.). Zusätzliche Auflagen (z. B. verbesserter Brandschutz nach Zwischenfällen) können die Kosten geringfügig erhöhen, bleiben aber insgesamt im einstelligen Prozentbereich. Große Batteriesysteme werden meist in Container- oder Hallenmodulen installiert, welche vor Ort aufgestellt und ans Netz angeschlossen werden. Hier fallen Kosten für Bauarbeiten, Fundamente, Verkabelung und Netzanschlussgebühren an. Diese sind projektabhängig (z. B. Länge der Kabeltrasse zum nächsten Umspannwerk).
• Projektentwicklung & Planung, sonstige Kosten: Dazu zählen Planung, Genehmigungen, Engineering, Projektmanagement und Versicherung bis zur Inbetriebnahme. Diese „Soft Costs“ machen typischerweise den Rest der Investitionskostenaus. Effiziente Planung und größere Projektgrößen können den prozentualen Anteil dieser Fixkosten senken (Skaleneffekte). Regulierungsvereinfachungen (z. B. schnellere Genehmigungen) wirken ebenfalls kostensenkend, da sie Zeit und Risiko in der Entwicklungsphase reduzieren.

Detaillierte Aufteilung der BESS-Hardwarekosten (DC-seitig): Die DC-Hardwarekosten eines Batteriespeichersystems umfassen alle Komponenten, die direkt mit der Batterie selbst und ihrer Funktionsfähigkeit im Gleichstromkreis verbunden sind. Dazu zählen neben den Batteriemodulen auch Systeme zur Temperaturregelung, Sicherheits- und Steuerungstechnik sowie mechanische Komponenten. Die nachfolgende Aufschlüsselung zeigt, wie sich diese Kostenanteile typischerweise auf 1 MW installierter Leistung verteilen – basierend auf marktüblichen Lithium-Ionen-BESS mit 1C-Auslegung und ausgehend von einer CAPEX-Bandbreite von etwa 102.000 bis 154.000 EUR pro installierter Megawatt-Leistung (MW).

BESS-CAPEX für die Hardware (DC) – Komponenten im Detail (1 MW)

Typische Aufschlüsselung der CAPEX eines Utility-Scale Turnkey-BESS-Projektes: Die Turnkey-BESS-CAPEX bilden die schlüsselfertigen Gesamtkosten eines Utility-Scale-Batteriespeichers ab – inklusive aller DC- und AC-Komponenten, Bauleistungen, Netzanschluss und Projektentwicklung. Je nach Projekttyp, Standort und Systemdesign kann sich die Gewichtung einzelner Kostenblöcke unterscheiden. Die folgende Übersicht veranschaulicht die typische Verteilung der Gesamtkosten bei einem BESS ≥10 MW in Europa auf Basis marktüblicher Konfigurationen, ausgehend von einer CAPEX-Bandbreite von etwa 480.000 bis 740.000 EUR pro installierter Megawatt-Leistung (MW).

Aufschlüsselung der CAPEX eines Turnkey Utility-Scale Stand-alone BESS (≥10 MW)

Entwicklung der BESS-CAPEX in Europa bis 2025

Zwischen 2010 und 2025 sind die Kosten für Lithium-Ionen-Batteriespeicher in Europa deutlich gesunken. Die DC-Hardwarekosten pro installierter Megawatt-Leistung (MW) gingen im Durchschnitt von rund 1,14 Mio. EUR/MW (real, 2025) im Jahr 2010 auf etwa 130.000 EUR/MW im Jahr 2025 zurück. Auch die BESS-CAPEX, also die schlüsselfertigen Gesamtkosten inklusive Installation, Netzanschluss und Projektentwicklung, reduzierten sich im gleichen Zeitraum von über 2,2 Mio. EUR/MW auf rund 600.000 EUR/MW.

Regionale Unterschiede ergeben sich primär durch Standortkosten (Land, Bau, Arbeitskosten), Netzanschlussgebühren und Marktreife (erfahrene EPC-Unternehmen vor Ort). Die Bandbreiten der jeweiligen Jahre zeigen, wie stark projektindividuelle Faktoren wie Standort, Systemgröße oder Anlagendesign die Investitionskosten beeinflussen können. Besonders in den frühen Jahren waren die Spannen groß – inzwischen haben sich die Märkte technologisch und preislich konsolidiert. Die Daten verdeutlichen die dynamische Kostendegression im BESS-Markt, die Investitionen zunehmend attraktiver macht.

Entwicklung BESS-CAPEX pro installierter Leistung in MW in Europa 2010–2025 (Preise real 2025)

Die nachfolgende Grafik zeigt beispielhafte durchschnittliche CAPEX für Turnkey Utility-Scale-BESS (hier angenommen 2-Stunden-Speicher – 1 MW mit 2 MWh, um Vergleichbarkeit zu gewährleisten) in EUR pro MW und EUR pro MWh installierter Kapazität von 2020 bis 2025:

Beispiel Entwicklung BESS-CAPEX in EUR/MW und EUR/MWh für Turnkey Utility-Scale-BESS  ( 2-Stunden-Speicher – 1 MW mit 2 MWh)

BESS-CAPEX-Spannen für Stand-alone BESS in Europa

Der absolute Investitionsaufwand für Utility-Scale BESS (Turnkey) belief sich im Zeitraum 2023 – 2025 je nach Region auf etwa 450.000 – 800.000 EUR/MW bzw. auf etwa 225.000 – 400.000 EUR/MWh (bezogen auf ein 2 Stunden-System). Regionale Unterschiede ergeben sich vor allem aus Lohnkosten, Standortfaktoren und Marktstrukturen.

Einflussfaktoren: Mehrere Faktoren beeinflussen die CAPEX von Stand-alone-BESS:

• Skaleneffekte: Größere Projekte (100 MW und mehr) erzielen niedrigere spezifische Kosten pro kWh als kleine Anlagen, da z.B. ein 50 MW-Transformator annähernd so viel kostet wie ein 20 MW-Transformator. Auch sinken Einkaufspreise für Batteriezellen bei großen Abnahmemengen. Der Branchenfokus geht daher klar zu größeren Einheiten; Projekte ab 50 MW gelten als besonders attraktiv für institutionelle Investoren.
• Standort- und Baukosten: Je nach Land variieren Arbeitskosten, Genehmigungsaufwand und Bauleistungen. In hochindustrialisierten Ländern (DE, UK) können Bau- und Netzanschlusskosten spürbar sein, während etwa in Südosteuropa oder dem Baltikum Bauleistungen günstiger sind. Allerdings sind dort teilweise die Projekte kleiner und Lieferketten weniger etabliert, was den Vorteil reduzieren kann.
• Netzinfrastruktur & Anschlusskosten: Der Ort bestimmt, wie teuer und schwierig der Netzanschluss wird. Ein Stand-alone BESS muss oft ein eigenes Umspannwerk und einen Mittel-/Hochspannungsanschluss bauen. Wenn in einer Region Netzengpässe herrschen, können die Anschlusskosten und -zeiten die CAPEX erhöhen. In manchen Ländern werden Batteriespeicher beim Netzanschluss aber privilegiert behandelt (z. B. reduziertes Netzentgelt für Speicherladestrom in Deutschland oder keine Doppelbelastung durch Letztverbraucherabgaben). Solche regulatorischen Erleichterungen senken indirekt die Kapitalkosten, da das Projekt schneller und mit weniger laufenden Kosten realisiert werden kann.

BESS-CAPEX-Spannen für Co-located BESS in Europa

Herausforderungen: Trotz Kostenvorteilen bringen Co-located-BESS auch zusätzliche Anforderungen:

• Die Steuerung und Optimierung von Erzeuger und Speicher muss koordiniert erfolgen: Beide teilen sich die Netzanschlusskapazität, daher muss ein Energiemanagement verhindern, dass z.B. der Speicher einspeist, während die PV-Anlage voll produziert und so den Anschlusspunkt überlastet. Das erfordert fortschrittliche Software und Regelalgorithmen, die sowohl Prognosen (z. B. PV-Ertrag, Preise) als auch Echtzeitsteuerung beherrschen.
• Auch die Betriebsführung wird komplexer: Der Speicher kann für Marktangebote genutzt werden, darf aber die Primärproduktion nicht beeinträchtigen (etwa nicht den Solarpark unnötig abregeln). Solche hybriden Betriebsstrategien verlangen erfahrene Betreiber und können die OPEX leicht erhöhen (durch höheres Monitoring und IT-Aufwand). Außerdem müssen Einnahmen aus dem Speicher separat bilanziert werden, was vertragliche Regelungen (z.B. mit PPA des Solarparks) erfordert.
• Nicht zuletzt sind auch regulatorische Aspekte zu beachten: In manchen Ländern gelten spezielle Vorgaben für Speicher an EEG-Anlagen (Stichwort: Entfall von Doppelabgaben, aber Anforderungen an Messkonzepte).

Trotz dieser Herausforderungen gilt: Die technische Komplexität ist beherrschbar, und der Trend geht klar zur Hybridisierung. Viele neue Solar- und Windparks in Europa werden ab sofort direkt mit Speicher geplant, sofern die Mehrkosten durch zusätzliche Erlöse gedeckt werden können.

Vergleich BESS-CAPEX Stand-alone vs. Co-located

Ein direkter CAPEX-Vergleich zeigt, dass Co-located-Projekte bei den Investitionskosten pro MW oder MWh einen leichten Vorteil haben. Durch die gemeinsame Nutzung von Netzanschluss und Infrastruktur sind Einsparungen von zwischen 7 – 15% möglich. In einer beispielhaften Rechnung: Zwei 50 MW/100 MWh-Projekte – eines Stand-alone, eines Co-located mit einem Solarpark – könnten sich folgendermaßen unterscheiden: Das Stand-alone BESS benötigt ein eigenes Umspannwerk, Leitungen etc. Co-located-BESS-Projekte teilen sich den Netzanschluss mit einer Erzeugungsanlage (meist PV- oder Windenergieanlage) und kann zu Kosteneinsparung von bis zu 10 % führen. Diese Ersparnis kann den Unterschied ausmachen, ob ein Projekt wirtschaftlich rentabel ist oder nicht.

Dennoch müssen bei der Projektkalkulation beide Modelle im Gesamtzusammenhang betrachtet werden. Unterschiedliche Erlösmodelle beeinflussen die sinnvolle CAPEX-Höhe: Ein Stand-alone BESS ist voll auf Markterlöse angewiesen – er finanziert sich durch Arbitragegewinne, Regelleistungs-Verträge oder Kapazitätsmarkt-Einnahmen. Ist der Markt attraktiv (hohe Preisvolatilität, gut vergütete Netzstabilisierungsservices), können die bei Stand-alone-Projekten im Vergleich zu Co-located-Projekten höheren BESS-CAPEX tragfähig sein.

Co-located BESS haben zusätzlich Einnahmen aus der Erzeugungsoptimierung: Sie können z.B. mehr Ökostrom einspeisen, indem sie Spitzen puffern, oder höherwertige Preise erzielen, indem sie Lieferung in teurere Stunden verschieben. Gleichzeitig profitieren Co-located-Projekte häufig von Fördermechanismen für erneuerbare Anlagen (etwa Investitionszuschüsse oder bessere Netztarife), was die effektive CAPEX-Belastung weiter senkt.

In der Praxis zeigt sich, dass beide Konzepte aktuell koexistieren und je nach Anwendungsfall sinnvoll sind. Stand-alone BESS spielen ihre Stärke dort aus, wo maximale Flexibilität und freie Standortwahl gefragt sind – zum Beispiel in Ländern mit hoch volatilen Strompreisen und speziellen Regelenergiemärkten (z. B. Großbritannien, Irland). Co-located BESS sind dagegen besonders attraktiv, wo großer Zubau an erneuerbaren Anlagen erfolgt und Netzanschlüsse ein knappes Gut sind – etwa in neuen Solarparks in Spanien oder Italien.

Interessant ist, dass die Marktbewertung derzeit Stand-alone BESS und Co-located BESS noch weitgehend gleichbehandelt. Co-located Projekte werden noch nicht systematisch höher bewertet als Stand-alone, obwohl sie geringere Entwicklungskosten haben – sie gelten oft finanziell noch als getrennte Anlagen. Dennoch steigt die Attraktivität von Co-location stetig, und zukünftig könnten angepasste Bewertungsmodelle die Synergien besser abbilden und zu höherer Bewertung führen.

Für Investoren heißt das: Einsparpotenziale durch Co-location sind real, aber man sollte die gesamte Wertschöpfung betrachten. Entscheidend ist nicht allein niedrige BESS-CAPEX, sondern niedrige Vollkosten je MWh Nutzenergie über die Lebensdauer (LCOS). Hier spielen neben CAPEX auch Faktoren wie Degradation, Betriebsführung und Einnahmesicherheit eine Rolle. Tolling-Verträge oder PPA-Modelle können z.B. die Erlösseite stabilisieren, führen aber aufgrund der damit einhergehenden Profit-Sharing-Modelle zwischen BESS-Betreiber und Optimiser zu deutlichen Abschlägen in Bezug auf die möglichen Gesamterlöse. Unterm Strich bietet Co-location klare Kostenvorteile, doch ob diese gehoben werden, hängt vom jeweiligen Geschäftsmodell ab.

In Summe benötigt ein BESS-Projekt, unabhängig vom Konzept Stand-alone oder Co-located, erhebliche Anfangsinvestitionen in Technologie, Standort und Netzanschluss. Wichtig für die Bewertung ist, alle relevanten Posten zu identifizieren und realistisch zu quantifizieren. Üblicherweise erstellt man einen detaillierten Capex-Budgetplan. Dieser fließt als Auszahlungs-Cashflow (meist im Jahr 0) das Bewertungsmodell ein. Oft werden die Investitionen auch über die Bauzeit verteilt (z.B. 10% Planung, 80% Beschaffung, 10% Inbetriebnahme). Für die Wirtschaftlichkeitsrechnung (NPV, IRR) ist vor allem der Gesamtbetrag und seine Finanzierung entscheidend. Und noch ein Punkt: Förderungen. Falls staatliche Investitionszuschüsse oder Förderkredite vorhanden sind, können sie die effektiven BESS-CAPEX für den Investor senken – diese gehören dann natürlich in die Bewertung (typisch als negativer Cashflow oder reduzierter Kapitaleinsatz).

Trends und Zukunftsperspektiven: Prognose der BESS-CAPEX-Entwicklung bis 2030

Die Batteriebranche entwickelt sich rasant – technologisch wie wirtschaftlich. Einige zentrale Trends bis 2030:

• Technologische Entwicklung (LFP vs. NMC): Lithium-Eisenphosphat (LFP) hat sich in den letzten Jahren zur dominierenden Chemie im stationären Bereich entwickelt. 2023 waren rund 80 % der neu installierten Batteriespeicher LFP-basiert. Gründe: LFP-Batterien sind in der Regel kostengünstiger pro kWh, verzichten auf teure Metalle wie Nickel und Kobalt und gelten als sicherer (geringere Brandgefahr) bei etwas geringerer Energiedichte. Nickel-Mangan-Cobaltoxid-Batterien (NMC) wurden früher in vielen Speichern eingesetzt, weil sie kompakter sind – doch für stationäre Anwendungen ist Volumen weniger kritisch, daher setzt man vermehrt auf LFP. Auch die Zyklenlebensdauer von LFP ist hoch, was für Netzspeicher vorteilhaft ist. In der Zukunft könnten neue Chemien wie Natrium-Ionen oder Feststoffbatterien aufkommen: Natrium-Ionen-Batterien versprechen z.B. ab ~2025/26 kostengünstigere Zellen, die ohne Lithium auskommen, jedoch zunächst geringere Energiedichte haben. Für lange Speicherzeiten (>4h) gewinnen zudem Redox-Flow-Batterien etwas an Interesse – in Europa laufen Pilotprojekte, da sie unbegrenzte Zyklen und getrennte Leistung/Energie-Skalierung bieten. Kurzfristig bleibt aber die lithiumbasierte Technik marktführend. Die Entscheidung LFP vs. NMC beeinflusst BESS-CAPEX: Schon heute kosten LFP-Packs oft ~10–20 % weniger pro kWh als NMC-Packs. Dieser Vorteil und die Sicherheit dürften LFP bis 2029 zum Standard machen.
• Second-Life-Batterien: Ein aufkommender Trend ist die Nutzung ausgedienter Elektroauto-Batterien als stationäre Speicher. Das Angebot wird wachsen – Schätzungen zufolge könnten bis 2030 bereits genug ausrangierte EV-Batterien verfügbar sein, um einen beträchtlichen Teil des stationären Speicherbedarfs abzudecken. Studien zeigen, dass im EU-Raum theoretisch bereits ab 2030 EV-Batterien den Speicherbedarf kurzfristig decken könnten, zumindest wenn 40 % der ausgemusterten Akkus wiederverwendet würden. In der Praxis hängen Second-Life-Einsätze von Verfügbarkeit, Sammlung, Aufbereitungskosten und Vertrauen ab. Aktuell starten Pilotprojekte (z.B. aus EV-Flotten Batteriepacks zu Gewerbespeichern bündeln). Kostenmäßig könnten Second-Life-Batterien günstiger sein – ihr Restwert liegt deutlich unter Neuware. Für Utility-Projekte ist jedoch wichtig, dass Zuverlässigkeit und Garantien gewährleistet sind. Bis 2029 dürften Second-Life-Systeme vor allem in kleineren und mittleren Anwendungen (C&I-Speicher, EV-Ladesäulen-Puffer) zum Einsatz kommen, was aber indirekt auch den Druck auf Neubatterie-Preise erhöht. Zudem entlasten Second-Life-Konzepte die Rohstoffnachfrage, was langfristig Preise stabilisieren hilft. Europa fördert im Rahmen der Kreislaufwirtschaft diese Entwicklung; viele Hersteller planen „Battery Passport“ und Rücknahmeprogramme, die Second-Life-Nutzung erleichtern sollen. Unterm Strich könnten Second-Life-BESS in Zukunft eine kostengünstige Alternative sein, insbesondere wenn die Zellen noch 70–80 % Kapazität haben und günstig übernommen werden können.
• Kostendegression & Wettbewerb: Wie eingangs erwähnt, sind die Kosten für Batteriespeicher auf Rekordtief und fallen weiter. Überkapazitäten in der Zellproduktion – vor allem in China – haben 2024 einen Preisrutsch bewirkt. Dieser Wettbewerb zwingt Anbieter zu immer günstigeren Angeboten. In Europa und den USA sind Preise zwar höher, aber auch hier sinken sie. In 2024 haben die USA bei 4h-Systemen preislich Europa erstmals preislich unterboten – ein Effekt, der teils auf größer dimensionierte Container und Zellen zurückgeführt wird, die kosteneffizienter sind. Bis 2029 dürfte durch Massenfertigung (viele neue Gigafactories, z.B. in Europa) und technische Verbesserungen (höhere Zellkapazitäten, bessere Kühlung, 1500V-Systeme) eine weitere Kostenhalbierung möglich sein. NREL prognostiziert z.B. bis 2030 rund 47 % niedrigere Systemkosten (Quelle: Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage: 2023 Update). Für Investoren heißt das: Projekte werden günstiger – gut für neue Investments, aber ältere Projekte sehen möglicherweise Wertverlust auf dem Zweitmarkt, wenn neuere billiger gebaut werden können. Allerdings werden auch die Erlöse pro Speicher mit steigendem Wettbewerb sinken (mehr Speicher = geringere Arbitrage-Spreads). Wichtig ist also, kostenseitig immer am Ball zu bleiben. Europäische Anbieter versuchen mit Innovationen (z.B. flüssiggekühlte Batterieschränke für höhere Energiepackungsdichte oder modularen Bauweisen) mitzuhalten. Insgesamt ist ein reiferer, preiseffizienterer Markt zu erwarten, ähnlich wie bei Solar und Wind vor einigen Jahren.
• Rolle von ESG-Investoren und Green Bonds: Infrastrukturinvestments in erneuerbare Energien und Speicher sind bei institutionellen Anlegern gefragt, die Nachhaltigkeitsziele verfolgen. Batteriespeicher erfüllen oft Kriterien für ESG und grüne Anleihen, sofern sie integraler Bestandteil der Energiewende sind. Viele Projekte werden mittlerweile über Green Bonds oder spezialisierte Green Energy Funds finanziert. So hat z.B. 2025 die Privatbank Berenberg über ihre Green Energy Debt Funds ein großes deutsches BESS (137 MW/308 MWh) mitfinanziert (Quelle: Berenberg Green Energy Debt Funds provide financing for one of Germany’s largest Battery Storage Systems – Berenberg). Die Verantwortlichen betonen, dass solche Speicherinvestitionen aus ESG- und Risiko-Perspektive attraktiv sind – sie unterstützen den Klimaschutz und generieren stabile Infrastruktur-Cashflows. Auch andere Finanzakteure (Versicherungen, Pensionskassen) entdecken Speicher als Anlageklasse im Rahmen ihrer nachhaltigen Portfolios. Dieser Trend bringt tendenziell günstigeres Kapital in den Markt, da ESG-Investoren teilweise mit etwas niedriger Rendite zufrieden sind, solange die Kriterien erfüllt werden. Green Bonds spezifisch für Speicher sind noch neu, aber Hybridprojekte (Co-location) werden oft via grüne Anleihen refinanziert. Für Entwickler bedeutet das: Wer Speicherprojekte mit robusten ESG-Eckdaten vorweisen kann, hat bessere Finanzierungschancen. Zudem fördern Regierungen – z.B. über die Europäische Investitionsbank oder nationale Förderbanken – zunehmend Speicher mit zinsgünstigen Darlehen. All das senkt die effektiven Kapitalkosten und damit die nötigen Erträge, was mehr Projekte wirtschaftlich macht.

Auf Basis aktueller Marktdaten wird erwartet, dass die BESS-CAPEX in Europa bis 2030 weiter deutlich sinken. Treiber sind Massenproduktion (v.a. Lithium-Ionen-Batterien), technologische Verbesserungen und Skaleneffekte.

Prognosen BESS-CAPEX für Turnkey-Projekte in mEUR/MW in Europa 2026 – 2030 (Preise real 2025)

Erläuterung der Prognosen zur CAPEX-Entwicklung von Utility-Scale-BESS in Europa (1h-Systeme, real 2025 EUR)

Die obenstehende Grafik zeigt die prognostizierte Entwicklung der BESS-CAPEX für schlüsselfertige, netzgekoppelte Batteriespeichersysteme in EUR/MW in Europa für die Jahre 2026 bis 2030 – inflationsbereinigt und bezogen auf das Preisniveau von 2025 (real 2025). Dargestellt sind zwei Prognoseansätze mit jeweils typischer Bandbreite und Mittelwert:

• Prognose A basiert auf öffentlich zugänglichen Daten von pveurope, IRENA und NREL. Sie geht von einem moderaten Kostenrückgang aus, getrieben durch technologische Verbesserungen, Skaleneffekte und zunehmende Standardisierung. Bis 2030 sinken die BESS-CAPEX für Turnkey-Projekte demnach auf rund 280.000–310.000 EUR/MW. Die Daten stammen ursprünglich aus 2h-Systemprognosen und wurden zur Vergleichbarkeit auf 1h-Systeme angepasst. Auch eine Inflationsbereinigung auf 2025 real wurde vorgenommen.
• Prognose B fasst Erkenntnisse aus Studien der IEA, BloombergNEF und Fraunhofer zusammen. Sie zeigt eine deutlich stärkere Kostendegression und geht für 1h-Systeme bis 2030 von einem Rückgang auf etwa 150.000–250.000 EUR/MW aus. Der Rückgang spiegelt die erwartete Preisentwicklung bei Batteriesystemen, PCS-Komponenten und EPC-Leistungen wider – basierend auf technologischer Reifung, steigender Zellverfügbarkeit und wachsender lokaler Fertigung in Europa.

Beide Prognosen stimmen in der Richtung des Trends überein: Die Kosten für Utility-Scale-BESS in Europa werden bis 2030 voraussichtlich deutlich sinken – mit geschätzten Einsparungen zwischen 30 % und 50 % gegenüber dem Stand Mitte der 2020er. Die Differenzen zwischen den Prognosen ergeben sich insbesondere aus unterschiedlichen Annahmen zur Entladedauer, Ausgangsbasis, Preisbasis (nominal vs. real) sowie zur Geschwindigkeit technologischer und industrieller Lernkurven.

Die dargestellte Bandbreite in beiden Prognosen unterstreicht die Unsicherheiten, die mit Rohstoffkosten, regulatorischer Entwicklung und Marktvolatilität verbunden sind. Dennoch lassen sich die gezeigten Werte als realistische Spanne für künftige Investitionsentscheidungen im Bereich netzgebundener Großspeicher heranziehen.

Fazit – Was bedeutet das für Investoren?

Batteriespeicher – ob stand-alone oder co-located – gehören in Europa zu den spannendsten Infrastruktur-Investments der kommenden Jahre. Die Investitionspotenziale sind enorm, gerade co-located Projekte bieten aufgrund geteilter Infrastruktur oft einen Effizienzvorteil und können in Kombination mit Erneuerbaren besonders schlagkräftige Geschäftsmodelle ergeben.

Dennoch sollte man CAPEX-Zahlen immer im Kontext sehen: Eine niedrige Investitionssumme allein garantiert noch kein erfolgreiches Projekt. Entscheidend ist ein belastbares Business Case: realistische Annahmen zu künftigen Erlösen (Strompreis-Spreads, Regelleistungsvergütungen, Kapazitätszahlungen) und Betriebsrisiken (Batterielebensdauer, Degradation, Einsatzprofile). CAPEX ist also nur eine Kennzahl unter vielen – wichtiger ist die Levelized Cost of Storage (LCOS) über die Projektlebensdauer, kombiniert mit den zu erwartenden Einnahmen. Investoren sollten deshalb neben der reinen Kostenbetrachtung auch auf Vertragsmodelle (z.B. langfristige Tolling-Verträge oder PPA bei Co-location) achten, die Einnahmen absichern.

Fest steht: Infrastruktur-Investments im Energiebereich – ob Netze, Erzeugung oder Speicher – bieten grundsätzlich planbare Cashflows und langfristige Sachwerte. Batteriespeicher fügen sich hier ein und werden von der Energiewende sogar dringend benötigt, was regulatorisch und politisch unterstützt wird. Mit einem realistischen Blick auf Kosten und Risiken lassen sich so attraktive Renditen erzielen. Wer heute in BESS investiert, baut an der Flexibilitäts-Infrastruktur der Zukunft mit und profitiert von Megatrends wie der Dekarbonisierung. Wichtig ist, die rasche Kostenentwicklung im Auge zu behalten und Projekte solide zu strukturieren. Dann können Batteriespeicher – ob eigenständig oder im Duo mit Solar/Wind – zu einem Eckpfeiler moderner, nachhaltiger Energiesysteme und erfolgreichen Investmentportfolios werden.

Hoffentlich hat Dir dieser Artikel geholfen, einen ersten Überblick über die Investitionskosten von Batteriespeichern in Europa zu erhalten.  Teile diesen Beitrag, wenn er Dir gefallen hat! Lass uns Deine Fragen wissen!