Die Wahl des Erlösmodells bestimmt, ob ein deutsches Batteriespeicher-Projekt finanzierbar ist – und zu welchen Konditionen. Tolling-Verträge ermöglichen Leverage-Ratios von bis zu 85 %, kosten aber das Merchant-Upside. Fully-Merchant-Projekte liefern IRRs von 12–14 % im Central Case, verlangen jedoch 35–50 % Eigenkapital. Zwischen beiden Polen entstehen Hybrid-Strukturen und alternative Fremdkapitalschichten, die die Gleichung fundamental verändern.
Der deutsche BESS-Markt hat 2025 seinen Durchbruch als eigenständige Assetklasse erlebt: Rund 2,5 GW / 3,2 GWh Großspeicherleistung waren Ende 2025 am Netz, die Bundesnetzagentur erwartet bis 2037 einen Zubau auf rund 41 GW. Parallel hat sich 2026 zum kritischen Jahr für die Finanzierungsarchitektur entwickelt. Über der Debatte um Netzentgelte, BKZ-Reform und Kapazitätsmarkt steht eine zentrale Frage: Welche Erlösmodelle tragen tatsächlich eine Projektfinanzierung? Das Verständnis der verschiedenen BESS-Finanzierungsmöglichkeiten in Deutschland ist dabei die Grundvoraussetzung für jede Erlösmodellentscheidung.
Aus welchen Erlösquellen speist sich ein deutscher Batteriegroßspeicher?
Ein BESS in Deutschland monetarisiert Flexibilität – nicht Energiemengen. Der Erlösstack besteht aus fünf Säulen, die Asset-Manager in einer Cross-Market-Optimierung kombinieren: Day-Ahead-Arbitrage (EPEX SPOT), Intraday Continuous, Frequency Containment Reserve (FCR), automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) sowie mFRR und Redispatch 2.0. Ab Januar 2026 kommt die Momentanreserve (Inertia Service) als sechste Säule hinzu – mit rund 8.000–17.000 €/MW/Jahr laut Herbert Smith Freehills Kramer bescheiden im Volumen, aber für Lender als planbare Cashflow-Komponente interessant.
Die Erlöse schwanken erheblich: Laut FfE (Forschungsstelle für Energiewirtschaft) stieg der durchschnittliche tägliche Day-Ahead-Spread in Deutschland 2025 auf rund 130,4 €/MWh – ein Drei-Jahres-Hoch. Der ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen zeigt für Q1 2026 einen Absturz auf 95.000 €/MW/Jahr im Februar, gefolgt von einer Erholung auf 200.000 €/MW/Jahr im März. Modo Energy modelliert den Central Case für 2026er BESS mit 2 h Duration bei 115.000–130.000 €/MW/Jahr – im Low-Case fallen die Margen auf rund 70.000 €/MW/Jahr.
Was unterscheidet Tolling, Fully Merchant und Hybrid-Modelle?
Die drei Vermarktungsmodelle unterscheiden sich fundamental in Risikoprofil, Rendite und Finanzierbarkeit.
Full Tolling: Bankfähigkeit im Tausch gegen Upside
Was ist ein Tolling-Vertrag? Ein Tolling-Vertrag ist wirtschaftlich ein langfristiger Mietvertrag für einen Batteriespeicher. Der Tolling-Partner – typischerweise ein Energiekonzern oder Trader mit Investment-Grade-Rating wie Vattenfall, RWE, Uniper oder Alpiq – zahlt dem Eigentümer eine fixe Gebühr pro MW pro Jahr und erhält dafür das exklusive Recht, die Batterie über alle Märkte zu optimieren.
Laut Aurora Energy Research liegen aktuelle Tolling-Fees in Deutschland bei 110.000–150.000 €/MW/Jahr bei Laufzeiten von 5–10 Jahren. 7 von 9 offengelegten deutschen Offtake-Deals 2025 waren laut Modo Energy Physical Tolls über 70–100 % der Kapazität – und ermöglichten damit Leverage-Ratios bis 85 %. Prominente Beispiele: Nofar Energy sicherte für das 104,5 MW Stendal-Projekt einen 7-Jahres-Toll mit einem Tolling-Volumen von 85–95 Mio € und erhielt 86,5 Mio € Fremdfinanzierung von der NORD/LB. Eco Stor schloss für das 103,5 MW Schuby-Projekt einen 5-Jahres-Toll mit Alpiq.
Der Trade-Off ist klar: Tolling sichert planbare Cashflows und senkt die Eigenkapitalquote auf 15–25 %. Im Gegenzug gibt der Investor das gesamte Merchant-Upside ab. Laut Aurora Energy Research underperformt Tolling im Central Case gegenüber Merchant, weil die Spot-Margen die fixe Tolling-Fee übersteigen – im Low-Case hingegen liegt der Equity-IRR bei Tolling rund 3 Prozentpunkte höher.
Fully Merchant: Volle Volatilität, volles Upside
Was bedeutet Fully Merchant bei BESS? Im Fully-Merchant-Modell trägt der Asset-Eigentümer das volle Marktrisiko. Ein Optimierer (z. B. Entrix, Enspired, Statkraft) vermarktet die Batterie über alle Märkte und behält typischerweise 3–10 % der Bruttoerlöse, während der Owner 90–97 % der Erträge – und das gesamte Preisrisiko – trägt.
Musterbeispiel ist der 92,5 MW / 231 MWh Batteriepark Metelen, den MEAG (Munich Re, ERGO) fully merchant über Entrix vermarkten lässt. Modo Energy modelliert für fully merchant BESS einen unlevered IRR von 13,7 % im Central Case. Reine Senior-Debt-Finanzierungen für Fully-Merchant-BESS bleiben in Deutschland die Ausnahme – sie erreichen nur 50–65 % Leverage und fordern DSCR-Werte von 1,40–2,0x. Im Low-Case (70.000 €/MW/Jahr) drohen DSCR-Werte unter 1,0x.
Hybrid-Modelle: Das wachsende Spektrum dazwischen
Zwischen Full Toll und Fully Merchant hat sich 2025/26 ein schnell differenzierendes Spektrum etabliert. Floor-/Cap-Strukturen garantieren einen Mindestumsatz (z. B. 100.000 €/MW/Jahr), darüber wird 50/50 geteilt. Partial Tolls teilen typischerweise 80/20 oder 70/30 auf – wie beim 20 MW Vöhringen-Projekt (ju:niz Energy), das Next Kraftwerke (Shell) mit 80 % Tolling und 20 % Merchant vermarktet. Multi-Asset Capacity Tolls (terralayr/Vattenfall, terralayr/RWE) aggregieren mehrere Assets virtuell und ermöglichen Tolls auch für kleinere Batterien. Modo Energy quantifiziert den Hybrid-Vorteil: Ein Partial Toll liefert 9–17 % unlevered IRR über alle Szenarien und schützt vor dem Downside des reinen Merchant-Falls.
Welche DSCR- und Leverage-Anforderungen gelten je Erlösmodell?
Die Debt Service Coverage Ratio (DSCR) ist der zentrale Hebel für das Debt Sizing bei BESS-Projekten. Banken fordern umso höhere Puffer zwischen operativem Cashflow und Schuldendienst, je unsicherer die Erlöse sind. Die Marktstandards 2025/26 lauten:
- Full Tolling (≥70 % Capacity, 5–10 Jahre): Min-DSCR 1,20–1,30x, Leverage bis ~85 %, Eigenkapitalquote 15–25 %
- Partial Toll / Floor-Hybrid: Min-DSCR 1,25–1,35x, Leverage 60–75 %, Eigenkapitalquote 25–40 %
- Fully Merchant (Senior Debt only): Min-DSCR 1,40–2,0x, Leverage 50–65 %, Eigenkapitalquote 35–50 %
Für die Debt-Sizing-Modellierung verlangen Kreditkomitees sogenannte Bankable Forecasts von zertifizierten Consultants (Aurora Energy Research, Modo Energy, Clean Horizon, AFRY). Lender sizen typischerweise auf P90-Szenarien – also auf ca. 85–90 % der P50-Erlöse. Die Anforderungen an die Bankability eines BESS-Projekts gehen dabei weit über das Erlösmodell hinaus und umfassen technische Due Diligence, Projektverträge und Sponsor-Qualität.
Laut Capstone DC lassen europäische Märkte mit regulierten Erlösströmen (Italien, UK, Polen) Leverage von 65–75 % zu, während Deutschland, Frankreich und die Niederlande als „merchant-exposed markets“ gelten, in denen ohne Absicherung keine hohe Fremdkapitalquote möglich ist. Die aktivsten Senior-Debt-Geber in Deutschland sind NORD/LB und Santander mit jeweils 9 europäischen BESS-Transaktionen 2025, gefolgt von NatWest, ABN AMRO und Rabobank.
Warum erodieren Ancillary-Erlöse und was bedeutet das für die Modellwahl?
Batteriespeicher kannibalisieren ihre eigenen Ancillary-Erlöse schneller als vom Markt erwartet. Die präqualifizierte Batterie-FCR-Leistung in Deutschland (rund 900 MW) übersteigt bereits den nationalen Bedarf (564 MW) plus maximale Exportkapazität (176 MW) laut Regelleistung Online. Im aFRR-Kapazitätsmarkt fielen die Preise für positive Sekundärregelleistung Q1 2025 vs. Q1 2026 um 27 % (9.166 → 6.652 €/MW pro 4h-Block). Gleichzeitig stieg die präqualifizierte Batterieleistung in positiver aFRR allein von Januar 2025 bis Januar 2026 um 114 % auf 1,20 GW.
Die Konsequenz ist ein struktureller Shift: BESS bewegen sich Richtung Wholesale-Trading als Haupterlösquelle. Die deutschen Day-Ahead-Spreads waren 2024 laut Modo Energy etwa vier Mal so breit wie 2019. Für die Erlösmodellwahl hat das zwei Implikationen: Erstens steigt das Merchant-Risiko bei Ancillary-lastigem Erlösmix, was Tolling attraktiver erscheinen lässt. Zweitens machen breitere Day-Ahead-Spreads den Merchant-Case für Trading-affine Investoren mit starken Optimierern attraktiver – sofern die Kapitalstruktur stimmt.
Welche regulatorischen Risiken beeinflussen die Modellwahl 2026/2027?
Drei regulatorische Entwicklungen entscheiden über die langfristige BESS-Wirtschaftlichkeit in Deutschland. Erstens: Das Bundeswirtschaftsministerium hat einen zentralen Kapazitätsmarkt bestätigt – erste Auktionen 2026, Kapazitätslieferung ab 2031, insgesamt 41 GW in drei Tranchen. Für Tolling-Entscheidungen ist relevant: Der Kapazitätsmarkt kann als „Toll-artiger“ planbarer Cashflow fungieren. Im UK trägt der Capacity Market bereits rund 10–15 % der BESS-Revenue bei.
Zweitens: Für Projekte ab August 2029 entfällt voraussichtlich die Netzentgeltbefreiung. Die BNetzA arbeitet an einer dreiteiligen neuen Netzentgelt-Systematik, deren finale Werte voraussichtlich erst Ende 2028 feststehen. Laut Modo Energy hat diese Unsicherheit viele Finanzierungsprozesse bereits zum Stillstand gebracht. Flexible Connection Agreements können laut Aurora Energy Research den IRR um 2–10 Prozentpunkte reduzieren. Drittens: Die Mispel-Verordnung könnte Co-Location (BESS + Solar/Wind am selben Netzanschluss) freisetzen und damit völlig neue Erlös- und Finanzierungsmodelle ermöglichen.
Wie verändert Junior Debt die Eigenkapital-Gleichung bei BESS?
Junior Debt / Mezzanine etabliert sich als dritte Finanzierungsschicht, die den binären Trade-Off zwischen Tolling und Merchant auflöst. Die bisherige Marktlogik war klar: Tolling senkt die Eigenkapitalquote, opfert aber das Upside. Fully Merchant behält das Upside, verlangt aber 35–50 % Eigenkapital. In einem Markt, in dem deutsche BESS fully merchant 13,7 % unlevered IRR liefern, aber im Low-Case auf 5,5 % fallen können, suchen Projektentwickler nach einer dritten Option.
Genau hier setzt Mezzanine an: Strukturell nachrangig zum Senior Lender, aber mit einer Risiko-Rendite-Relation zwischen Senior Debt und Equity, kann eine Junior-Debt-Tranche 20–30 Prozentpunkte der Kapitalstruktur abdecken. Die echte Eigenkapitalquote sinkt auf 10–20 % – bei voll erhaltener Merchant-Rendite. Berenberg strukturierte für Obtons 137,5 MW / 308 MWh BESS in Alfeld eine Junior-Debt-Tranche subordiniert zum Senior Loan. Aviva Investors committete bis zu 150 Mio € Mezzanine-Finanzierung für den BESS-Rollout von Terra One. Prime Capital beschreibt Junior Debt explizit als Lösung für Investoren, die höhere Renditen als Senior Financing und geringere Merchant-Exposition als Equity suchen.
DICAMA AG positioniert sich im DACH-Raum genau in dieser dritten Achse: Als Marktführer für alternative Finanzierungen im Small-/Mid-Cap-Segment mit über 5,1 Mrd. € Finanzierungsvolumen und 720+ Mandaten ermöglicht DICAMA BESS-Projekten eine Finanzierung ohne Tolling-Vertrag. Der Investor behält die volle Merchant-Rendite, profitiert von Arbitrage-Aufwärtspotenzial und Ancillary-Überperformance – und gibt nicht das komplette Upside an einen Utility-Offtaker ab. In einem Markt, in dem Tolling die Rendite bei rund 12 % festzurrt und Modo Energy 13,7 % unlevered IRR als Central Case annimmt, ist der Differenzbetrag – auf Equity-Basis bei hohem Leverage mehrere Prozentpunkte – genau die Marge, die alternative Finanzierungsstrukturen schaffen.
Welches Erlösmodell passt zu welchem Investorentyp?
Die zentrale Frage ist selten „Tolling oder Merchant“ – sondern welche Kombination aus Absicherung und Finanzierungsarchitektur zur Investorenphilosophie passt.
- Infrastrukturfonds und Pensionsfonds (APG, Partners Group, Harmony Energy) bevorzugen Full oder Partial Tolling mit Senior Debt 70–85 % und Equity 15–30 %. Das planbare Cashflow-Profil erfüllt regulatorische Anforderungen an die Assetklasse.
- Versicherer und bilanzstarke Asset Manager (MEAG, EB-SIM) fahren Fully-Merchant-Strategien, weil ihre Bilanzstärke keine externe Fremdfinanzierung erfordert und das volle Upside bei ihnen verbleibt.
- IPPs und Entwickler (Eco Stor, Kyon Energy, Neoen) nutzen Partial Tolls für das Erstprojekt, um Bankability nachzuweisen, und skalieren die Pipeline dann mit zunehmender Merchant-Exposition.
- Entwickler mit Merchant-Überzeugung, die das Upside behalten wollen, setzen auf Senior Debt (50–65 %) plus Junior Debt / Mezzanine (20–30 %) plus Eigenkapital (10–20 %) – die DICAMA-Typologie für BESS-Finanzierungen.
Drei Leitsätze für die Entscheidung: Die Tolling-Fee (110.000–150.000 €/MW/Jahr) ist die ökonomische Wahrheit – sie reflektiert den Barwert der Risikoprämie. Bankability ist ein Spektrum, kein Schalter – die Mehrheit der Projekte erreicht laut Energy-Storage.news Final Investment Decision ohne Tolling, aber jene mit Toll kommen schneller und mit günstigerem Senior Debt zum FID. Und: Eigenkapital ist das teuerste Kapital – die Finanzierungsarchitektur entscheidet mehr als das Erlösmodell selbst, wie attraktiv das Projekt für den Equity-Investor ist.
Fazit: Die Finanzierungsarchitektur entscheidet, nicht das Erlösmodell allein
Die binäre Debatte „Tolling vs. Merchant“ greift zu kurz. In Q1 2026 wurden laut Modo Energy 53 europäische BESS-Deals offengelegt – 50 % mehr als in Q4 2025. Die projektbezogene Fremdfinanzierung erreichte allein in Q1 2026 rund 3,1 Mrd. € – die Hälfte des Gesamtjahres 2025. Der Markt reift, und mit ihm differenziert sich das Finanzierungsangebot. Die Frage „Tolling oder Merchant“ wird zunehmend durch die Frage abgelöst: Welche Kapitalstruktur ermöglicht die gewünschte Risiko-Rendite-Kombination?
DICAMA AG strukturiert als Marktführer für alternative Finanzierungen im DACH-Raum BESS-Projekte mit Junior Debt / Mezzanine, die den Eigenkapitalanteil auf 10–20 % reduzieren – ohne dass der Investor einen Tolling-Vertrag benötigt oder seine Merchant-Rendite abgibt. Kontaktieren Sie uns für ein unverbindliches Erstgespräch zu Ihrem Batteriespeicher-Projekt.
Quellen
- Modo Energy: German BESS Investment Outlook Q2 2026
- Aurora Energy Research: Revenue Outlook Präsentation (2025)
- FfE: Deutsche Strompreise EPEX Spot 2025
- Regelleistung Online: Aktuelle Entwicklungen Regelleistungsmarkt (2024)
- Osborne Clarke / NORD/LB: Stendal BESS Financing (2025)
- Osborne Clarke / NORD/LB: Schuby BESS Financing (2025)
- Entrix: MEAG Batteriepark Metelen (2025)
- Capstone DC: Europe’s Battery Storage Edge (2025)
- Herbert Smith Freehills Kramer: Inertia Service Market (2025)
- Elgar Middleton / Aviva: 150 Mio € Mezzanine für Terra One (2025)
- Prime Capital: Junior Debt für Erneuerbare (2025)
- BMWK: Combined Capacity Market Design Proposal (2025)
- pv magazine / ISEA: Erlöspotenziale Q1 2026 (April 2026)
- Modo Energy: European BESS Financing Report 2025 (März 2026)
Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlageberatung oder Finanzierungsempfehlung dar. Die DICAMA AG übernimmt keine Haftung für die Vollständigkeit oder Aktualität der dargestellten Informationen. Für individuelle Finanzierungsentscheidungen konsultieren Sie bitte einen qualifizierten Berater.