2-Stunden- oder 4-Stunden-Speicher: Welche Speicherdauer sich für Anleger rechnet

Wer Projektunterlagen für Batteriespeicher vergleicht, stößt auf zwei Auslegungen, die auf den ersten Blick dasselbe Produkt sind: 10 Megawatt mit 20 Megawattstunden, oder 10 Megawatt mit 40 Megawattstunden. Der Netzanschluss ist identisch, der Containerpark ist doppelt so groß, der Kaufpreis liegt irgendwo dazwischen. Ob sich die zweite Variante lohnt, hängt davon ab, was die dritte und vierte Stunde am Markt wert ist, was sie in der Anschaffung kostet, und welche Posten der Rechnung je Megawatt statt je Megawattstunde zählen. Der Reihe nach.

Was unterscheidet einen 2-Stunden- von einem 4-Stunden-Speicher?

Nur die Kapazität, nicht die Leistung. Beide Speicher können dieselbe Leistung ins Netz geben; der 4-Stunden-Speicher hält sie doppelt so lange durch, weil hinter demselben Wechselrichter doppelt so viele Batteriezellen stehen. Wie Leistung und Kapazität zusammenhängen und woraus ein Speicherkraftwerk sonst besteht, erklärt Wie funktioniert ein Batteriegroßspeicher? Aufbau, Betrieb und Erlöslogik einfach erklärt; hier geht es um die Frage, welche der beiden Auslegungen sich wirtschaftlich rechnet.

Der deutsche Bestand ist heute deutlich kürzer als beide Varianten. Nach dem Marktstammdatenregister betrieben Großbatteriespeicher (mehr als 999 Kilowatt) zum 15. Oktober 2025 rund 2,4 Gigawatt Leistung mit einer nutzbaren Kapazität von rund 3,2 Gigawattstunden, im Durchschnitt also etwa 1,3 Stunden. Die im Register eingetragenen Planungen sehen anders aus: 5,0 Gigawatt mit 10,4 Gigawattstunden, im Schnitt 2,1 Stunden. Die Flotte wird länger, und die Frage nach der vierten Stunde ist Teil jeder neuen Projektauslegung.

Dass die frühen Speicher so kurz sind, hat einen einfachen Grund: Sie wurden für die Regelenergie gebaut, die Leistung bezahlt und wenig Energie braucht. Die neuen Projekte zielen auf den Stromhandel, und dort zählt, wie viel Energie sich vom günstigen Mittag in den teuren Abend verschieben lässt.

Warum kostet ein 4-Stunden-Speicher nicht doppelt so viel?

Weil nur ein Teil der Anlage mit der Kapazität wächst. Ein Speicherprojekt besteht aus zwei Kostenblöcken, die unterschiedlich skalieren. Der Leistungsblock hängt an den Megawatt: Netzanschluss, Umspannung, Transformator, Wechselrichter, Mittelspannungstechnik, Bau- und Planungsleistungen, Grundstück und Genehmigung. Er kostet bei 10 Megawatt mit 20 Megawattstunden praktisch dasselbe wie bei 10 Megawatt mit 40 Megawattstunden. Der Energieblock hängt an den Megawattstunden: Batteriezellen, Module, Container, Batteriemanagement, Klimatisierung und Brandschutz. Er verdoppelt sich, wenn die Kapazität sich verdoppelt.

Wie das Verhältnis der beiden Blöcke im Einzelfall aussieht, steht in der Kalkulation des Projekts, und dort gehört es auch hin. Für die Logik reicht eine Annahme, die wir offenlegen: Bei einem 2-Stunden-System entfällt nach unserer Modellannahme rund die Hälfte der Investition auf den Leistungsblock und die andere Hälfte auf den Energieblock. Die dritte und vierte Stunde kosten dann nur den Energieblock noch einmal.

Das ist die erste Hälfte der Antwort: Ein 4-Stunden-Speicher kostet je Megawatt etwa anderthalbmal so viel wie ein 2-Stunden-Speicher, je Megawattstunde aber rund ein Viertel weniger. Ob sich das rechnet, entscheidet die andere Hälfte: was die zusätzlichen Stunden am Markt einbringen. Wo Netzanschluss und Transformator mit einer PV-Anlage geteilt werden, schrumpft der Leistungsblock zusätzlich; diese Konstellation behandelt Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt.

Wie viel mehr verdient ein 4-Stunden-Speicher am Strommarkt?

Je Megawatt rund das 1,7-Fache, je Megawattstunde rund 15 Prozent weniger. Das ist das Ergebnis eines eigenen Modells mit wenigen Annahmen: Für jeden Kalendertag seit Januar 2024 nehmen wir die veröffentlichten Stundenpreise des deutschen Day-Ahead-Markts (SMARD, Bundesnetzagentur), lassen den Speicher in den zwei beziehungsweise vier günstigsten Stunden laden und in den zwei beziehungsweise vier teuersten entladen, einmal am Tag, mit 86 Prozent Wirkungsgrad und ohne Gebühren.

Der Faktor liegt in jedem Zeitraum zwischen 1,68 und 1,76, im Sommerhalbjahr 2025 (April bis September, rund 44.000 gegenüber 75.000 Euro je Megawatt) ebenso wie im Winterhalbjahr (rund 25.000 gegenüber 43.000 Euro). Er bleibt unter 2, weil die dritte und vierte Stunde des Tages schlechter bezahlt sind als die ersten beiden: Im Jahr 2025 lag der mittlere Abstand zwischen den zwei günstigsten und den zwei teuersten Stunden bei rund 116 Euro je Megawattstunde, zwischen den vier günstigsten und den vier teuersten bei rund 100 Euro. Je Megawattstunde Kapazität kommt der 2-Stunden-Speicher damit auf rund 34.600 Euro, der 4-Stunden-Speicher auf rund 29.500 Euro. Die zusätzlichen Stunden bringen weniger je Megawattstunde, aber sie bringen deutlich mehr als nichts.

Zur Einordnung des Marktrahmens: 2025 lag der durchschnittliche Day-Ahead-Preis nach dem SMARD-Jahresrückblick bei 89,32 Euro je Megawattstunde, in 573 Stunden war er negativ, in 3.494 Stunden lag er über 100 Euro. Was negative Stunden für einen Speicher bedeuten, zeigt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten.

Was heißt das je investiertem Euro?

Bei reiner Arbitrage ein leichter Vorteil für die vierte Stunde. Wer die beiden Hälften zusammensetzt, erhält je Megawatt etwa das 1,7-Fache an Marktpotenzial für etwa das 1,5-Fache an Investition. Je investiertem Euro liegt der 4-Stunden-Speicher damit rund 10 bis 15 Prozent vor dem 2-Stunden-Speicher, solange die Kostenannahme aus dem Abschnitt oben trägt und der Erlös nur aus dem Stromhandel kommt.

Diese Rechnung steckt hinter der Beobachtung in Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist, dass 4-Stunden-Systeme in den Basisszenarien am oberen Ende der Renditespanne liegen: nicht weil sie mehr je Megawattstunde verdienen, sondern weil die zusätzlichen Megawattstunden günstiger sind als die ersten. Wie sich die Erlösquellen eines Speichers zusammensetzen und wie sie sich bis 2030 verschieben, beschreibt Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie.

Welche Rolle spielen Regelenergie, Netzentgelte und Zyklen?

Sie ändern den Nenner, und damit die Antwort. Drei Posten eines Speicherprojekts rechnen nicht je Megawattstunde, sondern je Megawatt, und jeder von ihnen verschiebt den Vergleich in eine andere Richtung.

• Regelenergie bezahlt Leistung, nicht Energie. Für Primär- und Sekundärregelleistung erhält ein Speicher einen Leistungspreis je Megawatt, und er braucht dafür nur wenig Kapazität. Ein 2-Stunden-Speicher verdient hier dasselbe wie ein 4-Stunden-Speicher, hat aber weniger gekostet. Warum diese Märkte klein sind und sich mit jedem neuen Speicher schneller füllen, steht in Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie. Für die Auslegung heißt das: Je größer der Regelenergie-Anteil in der Erlösplanung, desto stärker spricht er für kurze Systeme, und desto kürzer ist seine Halbwertszeit.
• Netzentgelte werden künftig je Megawatt fällig. Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind nach §118 Abs. 6 EnWG zwanzig Jahre von Netzentgelten befreit. Für Projekte ohne diesen Bestandsschutz sieht die Bundesnetzagentur in der AgNeS-Reform ab 2029 ein kapazitätsbasiertes Netzentgelt vor, also einen Preis je Megawatt Anschlussleistung. Ein solcher Preis wiegt je Megawattstunde beim 4-Stunden-Speicher nur halb so schwer wie beim 2-Stunden-Speicher. Die Einzelheiten der Reform und des Vertrauensschutzes stehen in Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform.
• Zyklen sind das Budget, nicht die Jahre. Bei gleicher Leistung entlädt sich ein 4-Stunden-Speicher mit halber Rate (0,25 C statt 0,5 C) und braucht für dieselbe verschobene Energiemenge halb so viele Vollzyklen. Ein 2-Stunden-Speicher, der an guten Tagen zwei Zyklen fährt, verbraucht sein Zyklenbudget doppelt so schnell und erreicht die Grenze der Kapazitätsgarantie früher. Wie Zyklen, Degradation und Garantien zusammenhängen, erklärt Die Batterie als Sachwert: Lebensdauer, Degradation und Garantien eines Großspeichers.

Die drei Effekte heben sich nicht auf, sie gehören einzeln in die Projektrechnung. Ein Projekt mit hohem Regelenergie-Anteil und Inbetriebnahme vor August 2029 rechnet anders als ein Projekt, das ab 2030 überwiegend am Spotmarkt verdient und Netzentgelte zahlt.

Zählt die Speicherdauer im neuen Kapazitätsmarkt?

Ja, und zwar gesetzlich. Seit dem 22. Juli 2026 gilt das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG, BGBl. 2026 I Nr. 210a). Es führt Ausschreibungen ein, in denen gesicherte Leistung für den Lieferzeitraum ab November 2031 eingekauft wird; die Europäische Kommission hat das Vorhaben am 2. September 2026 beihilferechtlich genehmigt, mit geschätzten Kosten zwischen 15,6 und 35,2 Milliarden Euro. Für Speicher ist entscheidend, dass das Gesetz sie als energiebegrenzte Technologieklasse einordnet und ihren Beitrag nach der Höchsterbringungsdauer bewertet, also nach der Größe, um die es in diesem Beitrag geht.

In den ersten Runden spielt das kaum eine Rolle, weil Batteriespeicher dort praktisch nicht antreten können. Die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten am 8. September und 29. Dezember 2026 (je 4,5 Gigawatt, §4 StromVKG) verlangen nach §12 Abs. 5 StromVKG Anlagen, die mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden 80 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen und diese Fähigkeit jederzeit spätestens nach drei Stunden wiederherstellen können. Anlage 4 des Gesetzes weist Batterien unter zehn Stunden Höchsterbringungsdauer dementsprechend keinen Reduktionsfaktor zu; bei zehn Stunden sind es 0,58, bei zwölf Stunden 0,66.

Die Tür für Speicher öffnet sich 2027. Am 18. Mai 2027 werden nach §5 StromVKG zwei Gigawatt ohne das Langzeitkriterium ausgeschrieben; am 1. Dezember 2027 und am 1. Oktober 2029 folgen nach §6 StromVKG technologieoffene Ausschreibungen für Kraftwerke, Speicher und regelbare Lasten, an denen auch Bestandsanlagen und Anlagenpools teilnehmen können. Für diese Runden gilt §23 Abs. 3: Energiebegrenzte Anlagen erhalten Reduktionsfaktoren in Abhängigkeit von ihrer Höchsterbringungsdauer, ermittelt von der Bundesnetzagentur und spätestens sechs Wochen vor der Bekanntmachung veröffentlicht. Diese Faktoren liegen noch nicht vor. Sicher ist nur die Richtung: Je länger ein Speicher liefern kann, desto mehr gesicherte Leistung darf er bieten, und desto mehr Kapazitätsvergütung kann er je Megawatt erhalten.

Für die Auslegungsfrage bedeutet das: Wer heute einen 2-Stunden-Speicher plant, plant ohne Kapazitätsmarkt. Wer vier Stunden baut, hält eine Option auf eine Vergütung, deren Höhe erst mit den Reduktionsfaktoren der Bundesnetzagentur und den Ausschreibungsergebnissen feststeht. In eine Wirtschaftlichkeitsrechnung gehört diese Option deshalb als Szenario, nicht als Erlösposten.

Wann ist ein 2-Stunden-Speicher trotzdem die bessere Wahl?

Öfter, als die Rechnung oben vermuten lässt. Vier Konstellationen sprechen für die kurze Auslegung:

• Wenn die Erlöse heute überwiegend aus der Regelenergie kommen. Sie bezahlt Leistung, und die zusätzlichen Megawattstunden verdienen dort nichts. Das gilt allerdings nur so lange, wie diese Märkte nicht voll sind.
• Wenn das Budget begrenzt ist. Ein Direktinvestment ist meist auf eine bestimmte Investitionssumme zugeschnitten, etwa weil der Investitionsabzugsbetrag nach §7g EStG an Grenzen gebunden ist. Für dasselbe Geld gibt es dann mehr Megawatt mit zwei Stunden oder weniger Megawatt mit vier; welche Variante passt, hängt von der Erlösplanung ab, nicht von einer Faustregel.
• Wenn der Zeitplan zählt. Ein 2-Stunden-Speicher ist schneller gebaut und in Betrieb, und die Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029 entscheidet über zwanzig Jahre Netzentgeltbefreiung. Welche Fenster mit Datum es gibt, listet Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat.
• Wenn das Projekt nachrüstbar geplant ist. Wechselrichter, Fläche, Fundamente und Netzanschluss lassen sich von Anfang an für vier Stunden auslegen, während zunächst nur die Zellen für zwei Stunden gekauft werden. Die spätere Erweiterung (Augmentation) nutzt dann fallende Zellpreise und die Erfahrung aus den ersten Betriebsjahren. Ob ein Projekt diese Reserve wirklich hat, steht in der Netzanschlusszusage und in der Genehmigung, nicht in der Präsentation.

Umgekehrt spricht wenig für zwei Stunden, wenn das Projekt ohnehin erst ab 2030 in Betrieb geht, überwiegend am Spotmarkt verdient und Netzentgelte je Megawatt zahlen wird. Dann ist die vierte Stunde der günstigere Teil der Anlage und der Kapazitätsmarkt eine zusätzliche Option.

Wie prüfen wir die Speicherdauer in einem Projekt?

Als Rechenannahme, nicht als Ausstattungsmerkmal. Bei einer Speicher-Direktbeteiligung schauen wir zuerst, ob Leistung und Kapazität in der Netzanschlusszusage, in der Baugenehmigung und im Kaufvertrag dieselben Zahlen tragen; ein Speicher, der im Exposé vier Stunden hat und in der Netzzusage zwei, hat ein Problem, das keine Rendite löst. Danach zerlegen wir die Erlösprognose des Anbieters in Posten je Megawatt und Posten je Megawattstunde und prüfen, ob die Speicherdauer in beiden Gruppen konsistent angesetzt ist. Zuletzt rechnen wir die Auslegung gegen: Was würde dasselbe Projekt mit der anderen Speicherdauer verdienen und kosten? Weicht die Antwort stark von der Empfehlung des Anbieters ab, wollen wir wissen, warum. Welche Risiken wir sonst noch abklopfen, steht in Risiken bei BESS-Direktbeteiligungen, und wie sie strukturell adressiert werden.

Fragen an den Anbieter

1. Welche Leistung und welche nutzbare Kapazität stehen in der Netzanschlusszusage, in der Baugenehmigung und im Kaufvertrag, und stimmen die drei überein?
2. Wie verteilt sich der Kaufpreis auf den Leistungsblock (Anschluss, Trafo, Wechselrichter, Bau) und den Energieblock (Zellen, Container, Klimatisierung)? Was kostet die zusätzliche Megawattstunde?
3. Welche Erlösposten der Prognose rechnen je Megawatt, welche je Megawattstunde, und mit wie vielen Vollzyklen pro Jahr wird gerechnet?
4. Ist eine Kapazitätsvergütung nach dem StromVKG in der Rechnung enthalten? Wenn ja, mit welchem Reduktionsfaktor, obwohl die Bundesnetzagentur ihn noch nicht veröffentlicht hat?
5. Ist die Anlage für eine spätere Erweiterung der Kapazität ausgelegt, und wo ist diese Reserve dokumentiert: im Wechselrichter, in der Fläche, in der Netzanschlusszusage?
6. Welche Kapazitätsgarantie gibt der Zellhersteller für die geplante Zyklenzahl, und gilt sie für die tatsächliche Fahrweise des Vermarkters?

Ob die Speicherdauer eines konkreten Projekts zur Erlösplanung, zum Netzanschluss und zum Budget passt, gehen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch an den realen Unterlagen durch, mit benannten Annahmen. Renditezusagen geben wir dabei keine.