ROI-Rechner
Der ROI-Rechner bildet die Wirtschaftlichkeit Ihres Speicherprojekts ab: CAPEX und OPEX gegen einen Erlös-Stack aus Regelenergie (FCR, aFRR, mFRR), Arbitrage (Day-Ahead, Intraday) und Peak Shaving. Daraus entstehen IRR, NPV, Payback, DSCR und die Levelized Cost of Storage — in Basis-, optimistischem und pessimistischem Szenario.
Die Preisannahmen sind indikative Marktdurchschnitte für Deutschland (Stand 2025/2026). Alle Eingaben können Sie an Ihre Projektannahmen anpassen; die Berechnung läuft lokal in Ihrem Browser.
So funktioniert es
- 01
Projektparameter eingeben: CAPEX, OPEX, WACC, Laufzeit, Degradation, Wirkungsgrad.
- 02
Erlösströme auswählen: Regelenergie, Arbitrage, Peak Shaving — mit Risikokennzeichnung.
- 03
Optional Fremdkapital hinterlegen: Verschuldungsgrad, Zins und Tenor für die DSCR-Betrachtung.
- 04
Ergebnis lesen: Szenarien, Kennzahlen, Erlös-Breakdown und Sensitivität auf WACC und Erlösniveau.
Beispielprojekt laden
Der Speicher teilt sich Netzanschluss und Fläche mit einer Solaranlage. Das bringt zusätzliche Energie (zurückgeholte Abregelung), spart Anschlusskosten — und verschiebt Solarstrom aus Stunden mit negativen Preisen.
Ihr Speicher
Speicherdauer folgt aus Leistung und Kapazität — Sie können sie auch direkt wählen.
Erlössegmente
Projekt-Einordnung
Mit diesen Annahmen nicht tragfähig
In keinem der drei Szenarien ist der Kapitalwert positiv. Das ist eine ehrliche Aussage über diese Annahmen, nicht über Speicher im Allgemeinen. Prüfen Sie die Hebel:
Die finale Investitionsentscheidung vor dem 01.01.2027 entscheidet über die Netzentgeltbefreiung.
- NPV Base:
- € -2,39 M
- IRR Base:
- 2,1 %
- Min. DSCR:
- 0,87
Woher das Geld kommt
Anteil am Jahreserlös · Hover zeigt Preisquelle- FCR (Primärregelleistung)€ 305 k€ 30 k/MWwirksame Ansprache: 21 %regelleistung.net, Ø 365 Tage, Stand 2026-09-21
- aFRR (Sekundärregelleistung)€ 101 k€ 10 k/MWwirksame Ansprache: 18 %regelleistung.net, Ø 365 Tage, Stand 2026-09-21
- Day-Ahead-Arbitrage€ 212 k€ 21 k/MWwirksame Ansprache: 21 %Energy-Charts, Stand 2026-09-21
Wie realistisch ist die Marktansprache?
60 %Nicht jeder Speicher bekommt in jedem Markt die volle Vergütung. Der Regler dämpft alle Segmente — je nach Marktenge unterschiedlich stark.
Kleiner Markt (wenige GW). Großspeicher müssen die Leistung splitten; mit längerer Speicherdauer sinkt der Anteil, der sich vorhalten lässt.
Die gewählten Segmente passen in die verfügbare Leistung.
Kennzahlen
Was passiert, wenn die Preise drehen?
Jede Zeile variiert nur diese eine Größe; „Gesamt" bewegt alle gleichzeitig.| Variierte Größe | −20 % | heute | +20 % |
|---|---|---|---|
| FCR (Primärregelleistung) | € 557 k | € 618 k | € 679 k |
| aFRR (Sekundärregelleistung) | € 598 k | € 618 k | € 638 k |
| Day-Ahead-Arbitrage | € 575 k | € 618 k | € 660 k |
| Gesamt | € 494 k | € 618 k | € 742 k |
1h, 2h oder 4h?
Mehr Kapazität kauft Arbitrage-Erlös, verlängert aber die Amortisation — bei Ihren Eingaben liegt der Sweetspot bei 1h.
Projektmodell über 20 Jahre
Stufe 1 · PublicMit Baukostenzuschuss und Netzentgelten, Alterung und Nachrüstung (Augmentation) sowie sinkenden Erlösen durch den Speicherzubau. Ergebnis als Spanne, wie Banken sie sehen wollen.
- NPV
- € -1,61 M
- IRR
- 3,8 %
- Amortisation
- 14,2 J.
- Min. DSCR
- 1,02
- NPV
- € -2,39 M
- IRR
- 2,1 %
- Amortisation
- 16,5 J.
- Min. DSCR
- 0,87
- NPV
- € -3,57 M
- IRR
- -0,9 %
- Amortisation
- > 20 J.
- Min. DSCR
- 0,66
Die Amortisation liegt je nach Szenario zwischen 14,2 J. und > 20 J.. Der Kapitalwert ist in 0 von 3 Fällen positiv.
Bewusst vorsichtig gerechnet
Das Modell startet mit € 62 k Erlös je MW und Jahr (Vermarktungsgrad 60 %). Veröffentlichte Erlös-Indizes für Deutschland lagen 2026 bei etwa 95.000–200.000 € je MW und Jahr — das ist allerdings das theoretische Maximum bei perfekter Vermarktung. Real erzielte Erlöse liegen je nach Vermarkter, Strategie und Verfügbarkeit deutlich darunter.
Ein negativer Kapitalwert heißt hier: Mit diesen vorsichtigen Annahmen trägt sich das Projekt nicht. Er sagt nicht, dass Speicherprojekte grundsätzlich unwirtschaftlich sind.
Setzen Sie den Vermarktungsgrad auf das, was Ihr Vermarkter anbietet oder garantiert, und prüfen Sie Tolling (Reiter „Markt“).
Ohne dokumentierte FID vor dem 01.01.2027 ist der Bestandsschutz offen. Im Base Case zur Hälfte angesetzt; Upside und Downside zeigen beide Fälle.
Zuteilungsverfahren und Fristen der Netzbetreiber →- — Baukostenzuschuss € 1,00 M (100,00 €/kW, Richtwert) — 18 % der Anlageninvestition
- — Netzanschluss (indikativ): € 345 k (Spanne € 241 k–€ 517 k) — Trasse 0,0 km inkl. Umwegfaktor 1,3, Übergabe, 15 % Reserve. Trassenführung separat prüfen.
- — Netzentgelt ab 2029: € 28 k je Jahr (Base), Summe über die Laufzeit € 910 k
Professional Project Model — mit kostenlosem Konto
Alle Parameter einstellen, Augmentation-Strategien vergleichen, Tolling rechnen, Finanzierung mit DSCR und die Tornado-Analyse.
Kostenlos anmeldenAnnahmen & Quellen
- — Erlös Jahr 1 aus dem Rechner oben (heutige Preise, Marktzugang, Vermarktungsgrad). Erstes volles Betriebsjahr = Inbetriebnahme + 1.
- — Alterung: 2 % Anfangsverlust, 1 %/a kalendarisch, 3 % je 1.000 Vollzyklen; Nachrüstung auf 95 % (gealterte Altmodule bleiben), 55 % der heutigen €/kWh + 15 % Integration, −3 %/a Preis, 7 Tage Stillstand. Keine Maßnahme in den letzten zwei Jahren.
- — Zubau: Base = 70 % der MaStR-Planung bis 2029, danach +6 GWh/a; Low 40 %/+3; High 100 % bis 2028/+12. Empfindlichkeit FCR 0,25 · aFRR 0,20 · mFRR 0,12 · Arbitrage 0,08 (4h ×0,7, 1h ×1,3); Untergrenzen 40/45/55/60 %; Arbitrage +1,5 %/a Spreizung durch Wind/PV. Annahmen, keine Prognose.
- — Netzentgelte: § 118 Abs. 6 EnWG und AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 (Erlass Ende 2026). Dynamische Komponente: eigene Annahme (0/2/5 €/kW·a ab 2033/2031/2030).
- — Netzanschluss (indikativ): Luftlinie × 1,3; MS-Kabel inkl. Tiefbau 150 k€/km (Spanne 80–300), 110-kV-Kabel 1,8 M€/km (1,25–3,5); Übergabe MS 0,3 M€, eigenes 110-kV-Feld/Umspannwerk 4 M€; 15 % Reserve. Ersetzt keine Netzplanung.
- — Stromsteuer und Umlagen auf zwischengespeicherten Strom sind nicht modelliert (nach derzeitiger Rechtslage weitgehend entlastet) — rechtliche Prüfung im Einzelfall.
- — Keine Rechts-, Steuer- oder Anlageberatung. Stand der Regeln: 2026-09-29 · Modellversion ROI 2.1 · 2026-09-29
- BNetzA: AgNes-Festlegungsentwurf, Konsultation (06.08.2026)
- Batteriespeicher-Report: FID-Frist 01.01.2027, Kapazitätsentgelt (19.08.2026)
- BGH EnVR 1/24: Baukostenzuschuss für Batteriespeicher zulässig (15.07.2025)
- Stein Rechtsanwälte: § 118 EnWG und FID-Zeitfenster (09.07.2026)
- Westnetz GmbH: Baukostenzuschuss ab 2026-05-01
- Bayernwerk Netz GmbH: Baukostenzuschuss ab 2026-01-01
Plausibilität Ihrer Eingaben
1 Punkt machen die Rechnung angreifbar.Jede Zeile prüft eine Annahme und sagt, worauf sie beruht.
- Leistung, Kapazität und Speicherdauer passen zusammenIn Ordnung
20 MWh bei 10 MW ergeben 2,0 h — gewählt ist ein 2h-System.
- Leistung nur einmal vermarktetIn Ordnung
Die Segmente binden 60 % der Leistung; überbuchte Anteile werden anteilig verteilt.
- Segmentwahl passt zur SpeicherdauerIn Ordnung
Die gewählten Segmente passen zur Speicherdauer.
- Marktansprache realistisch angesetztIn Ordnung
60 % sind eine vorsichtige Annahme.
- Investition im marktüblichen RahmenIn Ordnung
280 €/kWh. Üblich sind derzeit 120 bis 450 €/kWh schlüsselfertig inklusive Netzanschluss.
- Betriebskosten im marktüblichen RahmenIn Ordnung
3.500 €/MW und Jahr. Üblich sind 1.000 bis 8.000 €/MW.
- Anlage ist vor dem Batterietausch bezahltPrüfen
Amortisation nach 16,5 Jahren, der erste Batterietausch steht in Jahr 12 an. Die Ersatzinvestition fällt damit vor dem Break-even.
- Projekt trägt über die LaufzeitKritisch
Kapitalwert € -2,39 M — bei 7 % Kapitalkosten verdient das Projekt seine Finanzierung nicht.
- Preise sind aktuellPrüfen
Preisstand 2026-09-21, das sind 31 Tage. Regelleistungs- und Spotpreise schwanken stark — für eine Entscheidung sollten die Werte frischer sein.
Ergebnis als PDF-Report
Alle Eingaben, der Erlös-Stack, die Sensitivitätsmatrix und die Quellen auf einer Seite — zum Weiterleiten an Investoren oder ins eigene Modell.
Projekt umsetzen
Sie wollen diesen Speicher bauen? Wir vermitteln die passenden Partner.
Schicken Sie uns Ihr gerechnetes Projekt. Wir prüfen es und bringen Sie mit geeigneten Integratoren, EPC-Partnern, Vermarktern oder Finanzierern zusammen — neutral und für Sie kostenlos.
- Rückmeldung innerhalb von zwei Werktagen
- Nur ausgewählte, zu Ihrem Projekt passende Anbieter
- Ihre Kontaktdaten gehen nie ohne Ihr Okay an Dritte
Methodik und Einordnung
Die Szenarien stressen die Erlöse um ±30 %. Die Erlöse skalieren mit der Restkapazität (Degradation). Der DSCR wird aus dem jährlichen Cashflow vor Schuldendienst gegenüber dem Annuitätendienst gerechnet. Alle Werte sind indikativ und ersetzen kein bankfähiges Erlösgutachten.
Nächster Schritt
Starten Sie Ihr Projekt oder sprechen Sie mit uns — wir bringen Sie zum richtigen Ansprechpartner.