Der europäische Markt für Batteriespeicher wächst rasant. Die installierte Kapazität soll sich bis 2030 versiebenfachen. Doch während Solar- und Windparks auf staatliche Förderung und langfristige Einspeisetarife setzen, funktionieren Batteriespeicher nach einer anderen Logik: Sie verdienen an Preisschwankungen, an negativen Stromstunden und an der Bereitstellung von Flexibilität.
Thomas Seibel, Chef von re:cap Global Investors, hat gerade das erste Closing des FP Lux European Battery Storage Fonds abgeschlossen. Im Gespräch erklärt er, warum Versicherungen zu den ersten Investoren gehören, welche Erlösströme wirklich stabil sind und weshalb er die Frühphase dieses Marktes für weniger riskant hält als bei früheren Infrastruktur-Investments.
DAS INVESTMENT: Herr Seibel, Batteriespeicher gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende. Das ist jedoch keine neue Erkenntnis. Warum ist das Interesse an einem europäischen BESS-Fonds jetzt so groß?
Thomas Seibel: In den vergangenen Jahren ist das Thema Batteriespeicher zwar intensiv diskutiert worden, aber erst jetzt treffen mehrere Entwicklungen gleichzeitig aufeinander: Erstens erreicht der Anteil volatiler Erneuerbarer in vielen europäischen Strommärkten Schwellenwerte, bei denen Flexibilität zu einem echten Engpass wird, vor allem, um negative Preisstunden aufzufangen. Zweitens haben sich die regulatorischen Rahmenbedingungen professionalisiert – viele Märkte haben die Regeln für Netzdienstleistungen, Kapazitätsmechanismen und Marktzugang verbessert. Drittens ist die Technologie selbst gereift: Sinkende Capex-Kosten, höhere Zyklenfestigkeit und Standardisierung reduzieren die Risiken deutlich.
Für Investoren und auch finanzierende Banken entsteht damit erstmals ein Umfeld, in dem Batteriespeicher nicht nur energiepolitisch sinnvoll, sondern auch wirtschaftlich attraktiv sind.
Die Prognose eines siebenfachen Kapazitätswachstums bis 2030 klingt ambitioniert. Auf welchen Annahmen basiert diese Zahl, und welche Faktoren könnten realistischerweise dagegensprechen?
Seibel: Die Prognose beruht auf mehreren robusten Annahmen: dem starken Zubau von Wind- und Solarenergie, dem steigenden Bedarf an kurzfristiger Flexibilität, der wachsenden Zahl an Marktteilnehmern und vor allem der massiven Pipeline an bereits genehmigten Projekten. Stand heute sehen wir bereits positiv beschiedene Netzanschlusszusagen, die dieses Kapazitätswachstum als realistisch erscheinen lassen.
Sie fokussieren auf Deutschland, Skandinavien, Italien und die Niederlande. Was unterscheidet diese Märkte konkret in Bezug auf Regulierung, Erlösmodelle und Wettbewerbssituation?
Seibel: Deutschland ist der größte Markt in Europa mit der größten Pipeline und den breitesten Erlösportfolios in der EU an Regelleistungs- und Großhandelsprodukten (Day-Ahead- und Intraday-Markt). Gleichzeitig bietet Deutschland hohe Handelsvolumina und damit attraktive Arbitragemöglichkeiten, auch durch viele negative Strompreise. Skandinavien hingegen verfügt über sehr tiefe Strommärkte, eine hohe Volatilität durch Wasserkraftabhängigkeit sowie eine hohe Anzahl an negativen Preisstunden. Die regulatorischen Strukturen sind sehr klar, gleichzeitig besteht jedoch ein intensiver Wettbewerb in Bezug auf Systemdienstleistungen.
Italien hat einen stark fragmentierten Energiemarkt, aber mit langfristig planbaren Tolling- und Kapazitätsverträgen. Hier entsteht ein Umfeld, in dem BESS stabile Cashflows liefern kann, unterstützt durch staatliche Programme. Die Niederlande wiederum bieten den dynamischsten Spotmarkt Europas mit hoher Preisvolatilität und zahlreichen negativen Strompreisen. Der Regelenergiemarkt ist jedoch wettbewerbsintensiv und stark datengetrieben.
Diese Vielfalt in den unterschiedlichen Ländern erlaubt eine sehr gezielte Portfolioallokation über unterschiedliche Risikoprofile.
Wie unterscheiden sich Batteriespeicher-Investments wirtschaftlich von Solar- und Windparks – vor allem hinsichtlich Erlösvolatilität und Kapitalintensität?
Seibel: Der wesentliche Unterschied liegt in der Erlöslogik: Wind und Solar erzeugen wetterabhängig Mengen, deren Vergütung durch Einspeisetarife oder langfristige Stromlieferverträge (PPAs) relativ stabil ist. Batteriespeicher dagegen monetarisieren Flexibilität – sie agieren als aktiver Bestandteil des Marktes. Das führt zu höherer Erlösvolatilität, aber auch zu deutlich besserer Skalierbarkeit und kürzeren Entwicklungs- und Bauzeiten. Kapitalintensiv sind BESS ebenfalls, aber der Werthebel entsteht vor allem durch Optimierung, Software und Handelsstrategie.
Ihr Erlösmodell kombiniert mehrere Einnahmequellen: Netzdienstleistungen, Regelenergie, Day-Ahead-Handel, Tolling-Verträge. Welcher dieser Ströme trägt typischerweise am meisten bei – und wie stabil sind diese Erlöse tatsächlich?
Seibel: Arbitrage im Day-Ahead- und Intraday-Handel liefert mittelfristig den größten Beitrag. Er wird getrieben durch steigende Preisvolatilität, die ihrerseits getrieben wird durch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien – vor allem im Bereich „Solar“ und „Wind“. Im Vergleich dazu sorgt Regelenergie in vielen Märkten für die stabilsten Erträge, insbesondere in den Primär- und Sekundärregelleistungsmärkten. Tolling- oder auch Kapazitätsverträge sind in Südeuropa zunehmend wichtig, da sie planbare Grundrenditen ermöglichen.
Die Stabilität ergibt sich aus der Kombination der Erlösströme. Einzelne Märkte schwanken, aber die Korrelation zwischen den Segmenten ist gering – das macht BESS-Erträge resilienter, als viele annehmen.
Die ersten Investoren sind ausschließlich Versicherungen aus der DACH-Region. Warum gerade diese Investorengruppe – und wie unterscheidet sich deren Interesse von dem anderer Institutioneller?
Seibel: Versicherungen haben drei Eigenschaften, die sie zu idealen Early Movers machen: Erstens einen langfristigen Anlagehorizont, der gut zu Infrastrukturanlagen mit technologischem Reifegrad passt. Zweitens ein hohes Interesse an inflationsgeschützten Real Assets, das durch die aktuelle Zinssituation nicht gedeckt wird. Drittens verfügen sie über tiefe Erfahrung mit Energie- und Infrastrukturinvestments. Viele haben bereits große Erneuerbaren-Portfolios und ein klares Verständnis für Flexibilitätsmärkte.
Für das zweite Closing im Frühjahr 2026 peilen Sie 200 bis 250 Millionen Euro an. Auf welche Investorengruppen zielt diese nächste Runde ab?
Seibel: Die nächste Runde zielt auf die klassischen institutionellen Investoren ab, wie Versicherungen, Pensionskassen und Versorgungswerke. Durch das attraktive Renditeziel von 12 bis 14 Prozent pro Jahr an Internal Rate of Return sind aber auch Family Offices und Fund-of-Funds stark im Fokus unserer Fundraising-Aktivitäten. Viele dieser Investoren beobachten das Marktsegment seit einigen Jahren und sehen nun ausreichend Track-Record und regulatorische Stabilität, um einzusteigen.
Viele institutionelle Investoren haben bereits Renewables-Allokationen. Wird BESS von diesen eher als Ergänzung zum bestehenden Portfolio betrachtet oder als separate Investmentthese behandelt?
Seibel: Wir beobachten beides – abhängig vom Investorentyp. Renewables-orientierte Investoren sehen BESS als Portfolioergänzung, die Ertragsschwankungen aus bestehenden Solar- und Windinvestments ausgleicht beziehungsweise Ertragsrisiken bei erneuerbaren Energien reduziert. Infrastrukturinvestoren behandeln BESS zunehmend als eigenständige Assetklasse, weil sie das technologische Profil, die Erlösmodelle und die Werttreiber klar getrennt sehen von denen der Erzeugungstechnologien Solar und Wind.
Darüber hinaus sehen wir aber auch neue Investoren, unter anderem Family Offices, die in erster Linie wegen der staatlichen Subvention und den damit verbundenen regulatorischen Risiken in Kombination mit den relativ niedrigen Renditen nicht in Solar- oder Windparks investiert hatten. Die eher kürzere Fondslaufzeit von zehn Jahren ist vor allem auch für diese Investorengruppe besonders interessant.
Sie positionieren sich bewusst in der Frühphase des europäischen BESS-Ausbaus. Historisch waren Frühinvestoren in neuen Infrastrukturmärkten nicht immer die erfolgreichsten. Was spricht aus Ihrer Sicht dafür, dass es diesmal anders ist?
Seibel: Dafür gibt es drei wesentliche Gründe. Erstens die technologische Reife: Die Lernkurve ist durch den globalen Markthochlauf enorm verkürzt. Wir investieren in eine Technologie, die bereits millionenfach industriell eingesetzt wird. Zweitens die strukturelle Nachfrage: Flexibilitätsbedarf entsteht nicht aus politischer Förderung, sondern aus physikalischen Notwendigkeiten des Stromsystems. Diese Kombination macht die Frühphase weniger spekulativ und eher zu einer Frage des Timings und der professionellen Umsetzung. Ein politischer Anschub wie bei den erneuerbaren Energien ist daher nicht erforderlich. Und drittens der First-Mover-Vorteil: Ähnlich wie bei Solar und Wind wird auch für BESS-Investments eine gewisse Sättigung eintreten. Dies wird eher dazu führen, dass Investoren, die jetzt nicht investieren, das Zeitfenster verpassen, in dem attraktive Renditen erzielt werden können.
