Risiken bei BESS-Direktbeteiligungen, und wie sie strukturell adressiert werden

Direktbeteiligungen an Batteriespeichern sind unternehmerische Investments. Das bedeutet im Klartext: Das eingesetzte Kapital ist nicht garantiert; wie jede renditeorientierte Anlage trägt die Beteiligung ein entsprechendes Verlustrisiko. Wer ehrlich über die steuerlichen und renditeseitigen Vorteile spricht, muss ebenso ehrlich über die Risiken sprechen. Dieser Beitrag listet die vier Hauptrisiken einer BESS-Direktbeteiligung in Deutschland, ordnet ihre tatsächliche Eintrittswahrscheinlichkeit ein und beschreibt, mit welchen strukturellen Maßnahmen sie adressiert, nicht eliminiert, werden.

Wir nutzen dabei dieselbe Logik, mit der wir in der Projekt-Due-Diligence arbeiten: Risiko benennen, Größe abschätzen, Gegenmaßnahme dokumentieren, Restrisiko ausweisen. Wer nach der Lektüre kein wohliges Gefühl hat, sondern eine nüchterne Liste mit Klarheit über das, was man eingeht, dann hat der Beitrag seinen Zweck erfüllt.

Was bedeutet das Verlustrisiko bei einer Direktbeteiligung?

Das Verlustrisiko bedeutet: Anders als bei Festgeld oder einer Anleihe gibt es keine Einlagensicherung und keine Garantie; im ungünstigsten Fall kann das eingesetzte Eigenkapital erheblich an Wert verlieren. Das ist die Ausgangslage jeder unternehmerischen Beteiligung, ähnlich wie bei Aktien oder Immobilien. Wichtig für die realistische Einordnung ist aber der Unterschied zwischen rechtlicher Möglichkeit und tatsächlicher Wahrscheinlichkeit: Hinter der Beteiligung steht ein realer Sachwert: ein physischer Großbatteriespeicher mit Netzanschluss, Grundstück und Hardware, der auch im Krisenfall einen Verwertungswert behält. Ein schwerer Verlust ist deshalb ein Tail-Risk (ein sehr unwahrscheinliches Extremereignis), nicht das Basisszenario. Wie eine solche Anlage aufgebaut ist und funktioniert, erklärt Wie funktioniert ein Batteriegroßspeicher? Aufbau, Betrieb und Erlöslogik einfach erklärt.

Die richtige Erwartung ist also weder „sicher wie Festgeld“ noch „Alles-oder-nichts-Wette“. Es ist eine Sachwert-Beteiligung mit realer Ertragschance und realem, aber strukturell adressierbarem Verlustrisiko. Die vier folgenden Risiken sind die Hebel, an denen dieses Risiko konkret wird.

Risiko 1: Wie groß ist das Strompreis- und Marktpreisrisiko?

Das Marktpreisrisiko ist das größte und relevanteste Risiko einer Speicher-Beteiligung, vor allem bei Stand-alone-Projekten. Der Grund: Ein Speicher verdient sein Geld an den Preisunterschieden am Strommarkt (den „Spreads“), und diese sind nicht garantiert, sondern schwanken mit Wetter, Nachfrage und dem Kraftwerkspark. Wie hoch die Erlöse ausfallen, entscheidet sich also am Markt, und genau das ist der Kern der Renditespanne, die eine seriöse Betrachtung immer als Spanne und nicht als Punktzahl ausweist. Wie die Erlöse mechanisch entstehen, ordnet Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist ein.

Ein konkreter, aktuell messbarer Teil dieses Risikos ist die Sättigung der Regelenergiemärkte. Diese Märkte sind heute ertragsstark, aber klein, und sie füllen sich schnell mit neuen Speichern. Ein Beispiel aus den öffentlichen Daten der Übertragungsnetzbetreiber: Die für die positive Sekundärregelleistung (aFRR) präqualifizierte Batterieleistung stieg von Januar 2025 bis Januar 2026 um rund 114 Prozent (von etwa 0,56 auf 1,20 GW), während die Nachfrage weitgehend konstant blieb. Entsprechend fielen die durchschnittlichen aFRR-Kapazitätspreise im selben Zeitraum um rund 27 Prozent (von etwa 9.166 auf 6.652 €/MW pro Q1). Auch im Primärregel-Markt (FCR) übersteigt die präqualifizierte Batterieleistung von rund 1,35 GW die deutsche Nachfrage von nur etwa 584 MW deutlich. Für Anleger heißt das: Frühe Projekte profitieren von den heute noch lukrativen Regelenergie-Erlösen, die Langfrist-Rendite verlagert sich aber zunehmend auf die Spotmarkt-Arbitrage.

Gegenmaßnahmen adressieren dieses Risiko strukturell, ohne es aufzuheben: Direktvermarktung über mehrere Märkte parallel (Revenue Stacking) glättet die Erlöskurve; Co-located-Strukturen mit einer PV-Anlage am selben Netzanschluss diversifizieren die Erlösquellen; langfristige Abnahmeverträge (PPAs) für einen Teil der Kapazität schaffen einen planbaren Erlössockel; und wo verfügbar, sichern Erlös-Floors über Versicherungslösungen eine Untergrenze ab. Ob Stand-alone oder Co-located die bessere Risiko-Struktur ergibt, hängt vom Standort ab; beides hat Vor- und Nachteile, die projektspezifisch zu bewerten sind.

Risiko 2: Welche technischen Risiken hat ein Batteriespeicher?

Die technischen Hauptrisiken sind Zell-Degradation, Brandgefahr, Wechselrichter-Ausfälle und Netzanschluss-Störungen, insgesamt jedoch das am besten beherrschbare der vier Risiken, weil es versicherbar und vertraglich absicherbar ist. Die Batteriezellen verlieren über die Betriebsjahre planmäßig an Kapazität (Degradation), was in der Wirtschaftlichkeitsrechnung einkalkuliert wird. Die realistische technische Verfügbarkeit moderner Großbatteriespeicher liegt bei rund 97 bis 99 Prozent pro Jahr; kurze Ausfälle einzelner Komponenten sind normal, ein längerer Totalausfall ist selten. Was physisch dahinter steckt (Zellchemie, Zyklen, Degradationskurve, Garantien), vertieft Die Batterie als Sachwert: Lebensdauer, Degradation und Garantien eines Großspeichers.

Gegenmaßnahmen sind hier Standard und marktüblich: Hersteller-Garantien über typischerweise 10 bis 15 Jahre inklusive Kapazitäts-Garantien (die eine Mindest-Restkapazität zusichern); Full-Service-Wartungsverträge (Full-Service-O&M), die Betrieb und Instandhaltung an einen Dienstleister übertragen; eine Sachversicherung mit Brand- und Betriebsunterbrechungs-Komponente, die sowohl den Schaden als auch entgangene Erlöse abdeckt; und eine Ersatzteilbevorratung über den Betreiber. Die Qualität genau dieser Verträge ist einer der wichtigsten Prüfpunkte in der Due Diligence; worauf es bei den Policen im Einzelnen ankommt, zeigt Solarpark und Batteriespeicher versichern: Welche Policen zum Direktinvestment gehören und wer sie hält.

Risiko 3: Wie wirkt das Finanzierungs- und Zinsrisiko?

Das Finanzierungsrisiko entsteht durch den Fremdkapital-Hebel: Projekte werden typischerweise zu 60 bis 75 Prozent mit Bankdarlehen finanziert, was die Eigenkapital-Rendite erhöht, aber die Beteiligung auch zinssensitiv macht. Die konkreten Ausprägungen sind ein Zins-Refinanzierungsrisiko (wenn die Zinsbindung kürzer ist als die Laufzeit und zu schlechteren Konditionen verlängert werden muss), Covenant-Risiken (Vertragsauflagen der finanzierenden Bank, etwa Mindest-Kapitaldienstdeckungsgrade) und das Risiko der Anschlussfinanzierung. Im aktuellen Zinsumfeld ist dieses Risiko wieder spürbarer als in der Niedrigzinsphase, aber gut kalkulierbar.

Gegenmaßnahmen: eine lange Zinsbindung über 10 bis 20 Jahre, die zur Erlösstruktur des Speichers passt und das Refinanzierungsrisiko minimiert; ein DSCR-Puffer (Debt Service Coverage Ratio) in der Kalkulation, also ein Sicherheitsabstand zwischen laufenden Erlösen und Kapitaldienst; und gegebenenfalls ein Zinsswap auf Ebene der Beteiligungsgesellschaft (KG), der den Zinssatz für die Laufzeit fixiert. Ein konservativ gerechnetes Finanzierungsmodell erkennt man daran, dass es auch im Stress-Szenario den Kapitaldienst deckt. Wie die Finanzierung auf Investorenebene aufgesetzt wird, vom bankfähigen Unterlagenpaket bis zum Förderkredit KfW 270, erklärt Direktinvestment finanzieren: Bankkredit, KfW 270 und die Fallstricke.

Risiko 4: Was ist das regulatorische Risiko?

Das regulatorische Risiko ist die Gefahr, dass sich die gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen zum Nachteil des Speicher-Betriebs ändern: bei Netzentgelten, im EEG, in den Direktvermarktungs-Mechanismen oder im Steuerrecht (§7g EStG, Sonder-AfA). Erfahrungsgemäß gilt für die letzten zehn Jahre: häufige Anpassungen, aber selten massive rückwirkende Eingriffe. Ein konkretes, aktuelles Beispiel ist die Netzentgeltbefreiung für Stromspeicher nach §118 Abs. 6 EnWG: Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von den (an sich doppelt anfallenden) Netzentgelten befreit; die Frist wurde 2024 vom ursprünglichen Stichtag 2026 um drei Jahre verlängert. Zugleich darf die Bundesnetzagentur den zeitlichen Anwendungsbereich anpassen (§118 Abs. 6 S. 12 EnWG); Marktbeobachter fassen das so zusammen: Die Befreiung bleibt, aber das Fenster schließt sich. Die Mechanik der Befreiung, den Stand der Netzentgeltreform und die konkreten Fristen erklärt Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform; den Marktrahmen dahinter ordnet Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat ein. Das ist genau die Art von Änderungsrisiko, die man kennen und in der Bewertung berücksichtigen muss.

Gegenmaßnahmen: robuste Vertragsklauseln mit den Direktvermarktern, die regulatorische Änderungen adressieren; kontinuierliche Beobachtung des Gesetzgebungsprozesses (BNetzA-Verfahren, EnWG- und EEG-Novellen); und, als wichtigster struktureller Hebel, die Diversifikation über Projekte mit unterschiedlichen Inbetriebnahme-Jahren und Erlösstrukturen, sodass eine einzelne Regeländerung nie das gesamte Portfolio trifft. Die steuerliche Strukturierungs-Logik hinter §7g erklärt IAB nach §7g EStG: Beispielrechnung für Batteriespeicher im Detail.

Risiko-Matrix: die vier Risiken im Überblick

Was bleibt strukturell unabgesichert?

Strukturell nicht absicherbar bleiben vor allem vier Restrisiken, und es gehört zur Ehrlichkeit, sie zu benennen statt zu verschweigen: erstens Schwarzschwan-Ereignisse (extrem unwahrscheinliche, aber gravierende Ereignisse, die sich der Kalkulation entziehen); zweitens ein fundamentaler Umbau der Strommarkt-Architektur, der die Geschäftsgrundlage von Speichern grundlegend verändern würde; drittens eine Insolvenz des Bauträgers oder Betreibers, besonders im Bauzeitraum vor Inbetriebnahme (was dann mit Anlage, Verträgen und Fläche passiert, geht Insolvenz von Anbieter oder Betreiber: Was dann mit Ihrem Direktinvestment passiert im Einzelnen durch); und viertens ein Gesetzgebungseingriff mit echter Rückwirkung. Diese Risiken lassen sich durch Sorgfalt bei der Projekt- und Partnerauswahl verkleinern, aber nicht auf null bringen; sie bleiben Restrisiko. Hinzu kommt eine Größe, die keine Vertragsklausel wegnimmt: die Kapitalbindung. Wer während der Laufzeit verkaufen muss, braucht einen Käufer und die Zustimmung der Bank, und Zeitdruck kostet Preis; was dabei zählt, ordnet Direktbeteiligung vorzeitig verkaufen: Wie liquide ein Energie-Direktinvestment wirklich ist ein.

Wie prüft Copernica die Risiken in der Due Diligence?

Copernica prüft jedes Projekt nach demselben Raster, aus dem sich die vier oben genannten Risiken ableiten: Standort & Netzanschluss (ist die Anbindung gesichert und unbeschränkt?), Technik & Betreiber (Hersteller-Garantien, O&M-Qualität, Erfahrung), Erlös-Sensitivität (Best-/Mid-/Worst-Case mit nachvollziehbaren Annahmen), Finanzierungsstruktur (Zinsbindung, DSCR, Covenants) und Versicherung. Jedes Projekt erhält daraus ein Risiko-Profil, das Investoren vor der Beteiligung im Detail vorliegt, inklusive der Prüffragen, die man jedem Anbieter stellen sollte und die Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen zusammenfasst. Wie wir das Erlösgutachten dabei lesen, erklärt Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten.

Ob eine konkrete Beteiligung zu Ihrer Risikobereitschaft und Ihrer steuerlichen Situation passt, lässt sich nur an realen Projektzahlen beurteilen. Genau das tun wir in einem unverbindlichen Erstgespräch: Risiko-Profil, Erlös-Sensitivität, Finanzierung und Steuerwirkung, durchgesprochen an Ihrer Situation, ohne Beschönigung.