Auf einen Blick
Was ein Batterie-Energiespeichersystem ist, wie es Erlöse erzielt und was Investoren am aktuellen Regelwerk beachten müssen
Was ist ein BESS?
BESS ist die Abkürzung für Battery Energy Storage System, ausgeschrieben also Batterie-Energiespeichersystem. Im deutschsprachigen Markt wird der englische Begriff meist unübersetzt verwendet. Gemeint ist eine Anlage, die elektrische Energie in Batterien zwischenspeichert und bei Bedarf wieder abgibt. Im Kontext der Energiewende bezeichnet der Begriff in aller Regel Batteriegroßspeicher ab etwa einem Megawatt Leistung, also keine Heimspeicher, sondern industrielle Anlagen in der Größenordnung mehrerer Schiffscontainer.
Der Unterschied zum Heimspeicher liegt nicht nur in der Größe, sondern im Zweck. Ein Heimspeicher optimiert den Eigenverbrauch eines Haushalts und verlässt diese Logik nie. Ein BESS ist dagegen ein Marktteilnehmer: Es kauft und verkauft Strom, hält Leistung für die Netzstabilisierung vor und wird über eine Handelsstrategie gesteuert. Damit ist es weniger ein technisches Gerät als ein Betriebsmodell, dessen Ergebnis maßgeblich von der Qualität der Vermarktung abhängt.
Technisch besteht ein BESS aus vier Kernkomponenten, die in ihrer Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit oft unterschätzt werden.
Heute überwiegend Lithium-Eisenphosphat (LFP). Sie bestimmen Kapazität, Zyklenfestigkeit und Degradationsverhalten über die gesamte Laufzeit.
Überwacht Ladezustand, Temperatur und Zellbalancierung. Es schützt die Zellen und ist Voraussetzung dafür, dass Herstellergarantien greifen.
Wandeln Gleichstrom in netzkonformen Wechselstrom. Ihre Nennleistung begrenzt, wie schnell der Speicher laden und entladen kann.
Entscheidet in Echtzeit, an welchem Markt der Speicher eingesetzt wird. Der wirtschaftlich wirksamste und zugleich am schwersten prüfbare Bestandteil.
BESS-Vermarktung: wie ein Batteriespeicher Erlöse erzielt
Ein Batteriespeicher erzeugt keinen Strom. Er verdient daran, Strom zeitlich zu verschieben und dem Netz Flexibilität zur Verfügung zu stellen. Daraus ergeben sich zwei grundlegend verschiedene Erlöslogiken, die sich in Risiko und Planbarkeit deutlich unterscheiden.
Arbitragehandel
Beim Arbitragehandel nutzt der Speicher die Preisdifferenz zwischen günstigen und teuren Stunden. Er lädt bei niedrigen oder negativen Preisen, typischerweise mittags bei hoher Solareinspeisung, und speist in Phasen hoher Nachfrage wieder ein. Die relevanten Handelsplätze sind der Day-Ahead-Markt der EPEX SPOT und der Intraday-Continuous-Markt, der durch seine kurzfristigen Handelsintervalle die größeren Preisausschläge bietet.
Entscheidend für diesen Erlöspfad ist nicht die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen, sondern die Preisspreizung innerhalb eines Tages. 2025 traten laut Bundesnetzagentur in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandelspreise auf, nach 457 Stunden im Vorjahr. Diese Zahl schwankt allerdings von Jahr zu Jahr und hängt stark vom Gaspreisniveau ab. Wer die Wirtschaftlichkeit eines Speichers an der Zahl der Negativstunden festmacht, misst die falsche Größe.
Regelenergie
Die zweite Erlösquelle ist strukturell anders. Bei der Regelenergie wird der Speicher dafür vergütet, dass er Leistung vorhält, um die Netzfrequenz bei 50 Hertz zu stabilisieren. Die drei Marktprodukte sind Primärregelleistung (FCR), Sekundärregelleistung (aFRR) und Minutenreserve (mFRR). Die Gewichtung zwischen diesen Märkten hat sich zuletzt spürbar verschoben: Die Primärregelleistung verliert durch Marktsättigung an Bedeutung, während sich die Vorhaltung von Sekundärregelleistung als tragender Erlöspfeiler etabliert hat.
| Erlösquellen eines Batteriegroßspeichers | ||
|---|---|---|
| Markt | Mechanismus | Entwicklung 2025 bis 2026 |
| Day-Ahead-Arbitrage | Kauf und Verkauf für den Folgetag, Preise stehen am Vortag fest | Planbar, moderate Spreads, profitiert von 15-Minuten-Produkten |
| Intraday Continuous | Kurzfristiger Handel bis kurz vor Lieferung | Höchste Spreads, zugleich höchste Volatilität der Erlöse |
| FCR (Primärregelleistung) | Symmetrische Leistungsvorhaltung zur Frequenzhaltung | Unter Druck, präqualifizierte Batterieleistung übersteigt den Bedarf deutlich |
| aFRR Capacity | Vorhaltung von Sekundärregelleistung, positiv und negativ | Aktuell zentraler Erlöspfeiler der Cross-Market-Vermarktung |
| aFRR Energy | Vergütung der tatsächlich abgerufenen Regelarbeit | Rückgang von rund 65 Prozent beim Zwei-Stunden-System 2025 |
| mFRR (Minutenreserve) | Aktivierung innerhalb von 15 Minuten bei größeren Abweichungen | Selten abgerufen, ergänzende Rolle |
Marktentwicklung nach Auswertungen des ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen für die Jahre 2024 bis 2026. Es handelt sich um modellierte Bruttoerlöspotenziale eines Referenzsystems, nicht um Projektergebnisse. Betriebs- und Vermarktungskosten, Speicherverluste und Degradation sind nicht enthalten.
Die Erlöspotenziale sind kein stabiler Wert. Der ISEA Battery Revenue Index fiel im Februar 2026 auf annualisiert rund 95.000 Euro je Megawatt und Jahr und erholte sich im März wieder auf knapp 200.000 Euro. Wer mit dem Wert eines einzelnen guten Monats kalkuliert, überschätzt das Ergebnis systematisch. Wer den schlechtesten Monat fortschreibt, unterschätzt es.
In der Praxis übernimmt die Vermarktung eines BESS in aller Regel ein spezialisierter Dienstleister. Er hält die Marktzugänge, die Präqualifikation für die Regelenergiemärkte und die Handelssysteme vor und entscheidet für jeden Zeitblock, an welchem Markt der Speicher eingesetzt wird. Für den Investor ist deshalb weniger die Frage relevant, welche Märkte theoretisch existieren, sondern welche davon im konkreten Vermarktungsvertrag tatsächlich abgebildet sind und wie die Erlöse aufgeteilt werden.
Netzanschluss: wovon der Zugang zu diesen Märkten abhängt
Beide Erlöslogiken stehen nicht jedem Speicher offen. Ein Speicher mit eigenem, bidirektionalem Netzanschluss kann Strom aus dem Netz beziehen und in alle Richtungen vermarkten. Ein Speicher, der ausschließlich aus der angeschlossenen Erzeugungsanlage lädt und keinen bezugsseitigen Netzzugang hat, kann weder Netzstrom einkaufen noch symmetrische Regelleistung anbieten. Er verschiebt allein die eigene Erzeugung in wertigere Stunden. Das ist eine deutlich engere, dafür auch besser prognostizierbare Erlösbasis. Wer Erlöszahlen aus Marktberichten auf ein konkretes Projekt überträgt, muss diesen Unterschied zuerst klären.
Der Markt für BESS-Großspeicher in Deutschland
Der deutsche Speichermarkt wächst weiter im Rekordtempo, und der Schwerpunkt verschiebt sich vom Heimspeicher zum netzgekoppelten Großspeicher. Im ersten Halbjahr 2026 wurden nach IWR-Auswertung rund 2.483 Megawatt neue Speicherleistung installiert, ein Drittel mehr als im Vorjahreszeitraum. Die neu installierte Kapazität legte um knapp 76 Prozent auf rund 5.642 Megawattstunden zu.
Besonders dynamisch ist das Großspeichersegment. Im ersten Quartal 2026 lag der Zubau von Anlagen über einer Megawattstunde nach Auswertung des Bundesverbands Solarwirtschaft rund 290 Prozent über dem Vorjahreswert. Damit sind bundesweit rund 2,6 Millionen Batteriespeicher mit zusammen etwa 18,5 Gigawatt und 31,5 Gigawattstunden am Netz.
Installierte Batteriespeicherkapazität in Deutschland, Stand Mitte 2026
Zubau allein im ersten Halbjahr 2026, plus 76 Prozent gegenüber Vorjahr
Speicherleistung als Zielwert des Netzentwicklungsplans bis 2037
Diese Zahlen wirken für sich genommen beeindruckend, relativieren sich aber im Verhältnis zum Bedarf. Das Fraunhofer ISE modelliert je nach Szenario einen Speicherbedarf von 100 bis 170 Gigawattstunden bis 2030. Der Netzentwicklungsplan sieht bis 2037 eine installierte Speicherleistung von 32 Gigawatt vor. Gemessen daran steht die eigentliche Ausbauphase noch bevor.
Gleichzeitig ist der scheinbar unbegrenzte Nachfragedruck mit Vorsicht zu lesen. Nach dem Referentenentwurf zum Netzanschlusspaket verzeichnen die Übertragungsnetzbetreiber Anfragen für rund 250 Gigawatt Batteriekapazität, über Verteil- und Übertragungsnetz zusammen liegen Anträge im Umfang von etwa 400 Gigawatt vor. Nur ein Bruchteil dieser Projekte wird realisiert. Die Antragsflut ist deshalb kein Indikator für Marktvolumen, sondern vor allem ein Engpassrisiko: Sie blockiert Kapazitäten und verlängert Anschlussverfahren auch für ernsthaft betriebene Projekte.
Regulatorischer Rahmen: der Stand im August 2026
Kaum eine Anlagenklasse hat sich regulatorisch in den vergangenen Monaten so schnell bewegt wie der Batteriespeicher. Vier Entwicklungen sind für Investoren relevant, und drei davon sind noch nicht abgeschlossen.
Baurecht: Privilegierung mit Unterschieden
Mit der EnWG-Novelle vom 13. November 2025 wurde zunächst eine Außenbereichsprivilegierung für alle Batteriespeicher ab einer Megawattstunde geschaffen. Wenige Wochen später, mit dem Beschluss vom 4. Dezember 2025, hat der Gesetzgeber diese Regelung wieder differenziert. Nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB sind Speicher privilegiert, die in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien stehen. Für alle übrigen Speicher gilt § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB mit deutlich engeren Voraussetzungen: höchstens 200 Meter Abstand zu einem Umspannwerk oder Kraftwerk ab 50 Megawatt, mindestens 4 Megawatt Nennleistung sowie eine Flächenobergrenze von 0,5 Prozent der Gemeindefläche und maximal 50.000 Quadratmetern.
Für die Praxis bedeutet das eine klare Asymmetrie: Co-Location an einer bestehenden EE-Anlage ist bauplanungsrechtlich privilegiert, frei stehende Speicher müssen zusätzliche Kriterien erfüllen. Eine automatische Zulässigkeit folgt aus beiden Tatbeständen nicht, Brandschutz, Artenschutz und Immissionsschutz bleiben zu prüfen. Parallel stuft § 11c EnWG Energiespeicheranlagen als Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse ein, was ihre Position in der Abwägung stärkt.
Netzentgelte: Befreiung bleibt, aber unter Bedingung
Nach § 118 Abs. 6 EnWG sind Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, für 20 Jahre von Netzentgelten befreit. Anfang 2026 hatte die Bundesnetzagentur im Verfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) erwogen, diese Befreiung auch für bereits geplante Anlagen zu streichen. Mit dem Gesamtkonzept vom 27. Mai 2026 hat sie davon Abstand genommen: Der Vertrauensschutz bleibt erhalten, die Entgelterhebung für Bestandsspeicher beginnt erst nach Auslaufen der Sonderregelung.
Der neue Knackpunkt ist die Bedingung. Der Zwischenstand legt nahe, dass eine belastbare finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung dokumentiert sein muss, also voraussichtlich bis zum Jahreswechsel 2026 auf 2027. Für Projekte in früher Entwicklungsphase verkürzt sich damit das Zeitfenster erheblich. Dynamische Netzentgelte für Speicher sollen nach den Überlegungen der Behörde erst zwischen 2030 und 2033 eingeführt werden.
MiSpeL: Mischstrom ab Oktober 2026
Die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten regelt, wie ein Speicher sowohl Solarstrom als auch Netzstrom aufnehmen kann, ohne dass die EEG-Förderfähigkeit des grünen Anteils entfällt. Die gesetzliche Frist bis zum 30. Juni 2026 wurde nicht gehalten. Am 5. August 2026 hat die Bundesnetzagentur einen überarbeiteten Arbeitsstand veröffentlicht, das Wirksamwerden ist nun zum 1. Oktober 2026 vorgesehen. Für die praktische Nutzung sind darüber hinaus Messkonzepte und die Marktkommunikation der Netzbetreiber maßgeblich, die vollständig automatisiert erst später verfügbar sein dürften.
EEG-Novelle 2027 und Netzanschlusspaket
Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket beschlossen. Beide Entwürfe gehen ab September in die Bundestagsberatung, das Inkrafttreten ist zum 1. Januar 2027 geplant und setzt die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission voraus. Für Speicher ist vor allem relevant, dass die Netzanschlussleistung von Freiflächenanlagen auf 70 Prozent ihrer Kapazität begrenzt werden soll. Das reduziert Einspeisespitzen und setzt einen direkten wirtschaftlichen Anreiz für Speicher neben PV-Anlagen und Windparks. Solange der Gesetzgebungsprozess läuft, handelt es sich um einen Entwurfsstand, nicht um geltendes Recht.
Die Netzentgeltbefreiung soll an eine dokumentierte finale Investitionsentscheidung geknüpft werden. Wie dieser Nachweis konkret auszusehen hat, ist bislang nicht abschließend definiert.
Die Bundesnetzagentur hat im Mai 2026 die Verweigerung eines Netzanschlusses für einen Großspeicher als rechtmäßig bestätigt. Eine Reservierung ersetzt keine verbindliche Anschlusszusage.
Flexible Netzanschlussvereinbarungen beschleunigen den Anschluss, begrenzen aber die nutzbare Leistung in definierten Situationen. Die Wirkung auf die Erlöse gehört in jede Kalkulation.
BESS als Investment: Chancen und Grenzen
Für Investoren ist ein Batteriespeicher eine andere Anlageklasse als eine reine Photovoltaikanlage. Die Erlöse einer PV-Anlage basieren auf Direktvermarktung mit Marktprämie oder langfristigen Lieferverträgen und sind damit vergleichsweise gut prognostizierbar. Ein Speicher monetarisiert Flexibilität, also eine Größe, die sich mit dem Marktumfeld ändert. Das erhöht sowohl das Erlöspotenzial als auch die Schwankungsbreite.
Was für ein BESS spricht
31,5 Gigawattstunden installierte Kapazität stehen einem modellierten Bedarf von 100 bis 170 Gigawattstunden bis 2030 gegenüber.
Mit wachsendem Anteil erneuerbarer Erzeugung nehmen tägliche Preisspreizungen zu. Genau diese Spreizung ist die Erlösgrundlage des Speichers.
Das Erlösprofil eines Speichers verhält sich anders als das einer Erzeugungsanlage. In Kombination entsteht eine breitere Ertragsbasis.
Baurechtliche Privilegierung, überragendes öffentliches Interesse und die erhaltene Netzentgeltbefreiung stützen den Ausbau.
Was dagegen abzuwägen ist
Je mehr Speicher an einem Markt teilnehmen, desto stärker sinken die dort erzielbaren Preise. Bei der Primärregelleistung ist dieser Effekt bereits eingetreten.
Anders als bei EEG-geförderter Erzeugung gibt es bei reinen Marktmodellen keine Absicherung nach unten. Schwache Marktjahre schlagen direkt durch.
Zyklenintensiver Betrieb beschleunigt den Kapazitätsverlust. Garantiebedingungen und die zugesicherte Restkapazität gehören in die Prüfung.
AgNes, MiSpeL und das Netzanschlusspaket sind sämtlich nicht abgeschlossen. Kalkulationen über 20 Jahre stehen auf einem Rahmen, der sich noch bewegt.
Zwei baugleiche Speicher können bei unterschiedlicher Vermarktung deutlich verschiedene Ergebnisse liefern. Der Vertrag mit dem Vermarkter ist ein Renditefaktor.
Ob ein einzelner Speicheranteil ertragsteuerlich als selbständiges Wirtschaftsgut gilt, hängt an der konkreten Ausgestaltung und ist im Einzelfall zu prüfen.
Worauf Investoren bei einem BESS-Investment achten sollten
Vermarktungsvertrag und nachweisbarer Betrieb
Der Speicher verdient sein Geld an den Strommärkten, die Qualität des Vermarkters ist damit der wichtigste einzelne Ergebnisfaktor. Zu prüfen sind der Zugang zu den relevanten Märkten, ein Ergebnisnachweis aus realem Betrieb und die Frage, wie Mehrerlöse zwischen Betreiber und Vermarkter aufgeteilt werden. Backtesting-Ergebnisse allein sind kein Beleg, weil sie den Wettbewerb um dieselben Marktpositionen nicht abbilden.
Netzanschluss für ein BESS: der eigentliche Engpass
Der gesicherte Netzanschluss ist die kritischste Projektvoraussetzung. Vor einer Investitionsentscheidung sollte eine verbindliche Anschlusszusage vorliegen, nicht nur eine Reservierung. Ebenso relevant ist, ob eine flexible Netzanschlussvereinbarung besteht und welche Leistungsbegrenzungen daraus folgen.
Technologie und Garantien
LFP-Zellen sind der aktuelle Standard. Marktüblich sind Auslegungen im Bereich von 8.000 bis 15.000 Vollzyklen bei einer kalendarischen Nutzungsdauer von 15 bis 20 Jahren. Die vertraglich zugesicherte Restkapazität am Ende der Garantiezeit sagt dabei mehr aus als die Zyklenzahl allein, weil sie das Betriebsprofil einpreist.
Steuerliche Struktur
Batteriespeicher-Direktinvestments können unter bestimmten Voraussetzungen den Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG nutzen. Der IAB ist eine außerbilanzielle Gewinnminderung von bis zu 50 Prozent der voraussichtlichen Anschaffungskosten, begrenzt auf 200.000 Euro pro Betrieb. Im Anschaffungsjahr kommt die Sonderabschreibung von 40 Prozent auf die geminderte Bemessungsgrundlage in Betracht. Sonderabschreibung und degressive Abschreibung lassen sich nach § 7a Abs. 4 EStG nicht kombinieren, es ist also zu entscheiden, welcher Weg im Einzelfall günstiger ist.
Entscheidend ist dabei die Frage, ob der erworbene Anteil ertragsteuerlich ein selbständiges Wirtschaftsgut darstellt. Bei Containerlösungen, in denen mehrere Investoren Anteile an einer technisch zusammenhängenden Einheit halten, ist das nicht selbstverständlich und im konkreten Vertragswerk zu prüfen.
Bitte stimmen Sie die Gestaltung mit Ihrem Steuerberater ab. Die dargestellten Regelungen dienen der Orientierung und ersetzen keine individuelle Beratung. Veranlagungsjahr 2025/2026. Keine Steuerberatung im Sinne des StBerG.
Erlösmodellierung und Szenarien
Die Erlöse der Marktjahre 2024 und 2025 stammen aus einer Phase hoher Preisvolatilität, und schon 2025 lagen die Cross-Market-Potenziale unter dem Vorjahr. Wie sich die Erlöse entwickeln, wenn deutlich mehr Speicherleistung im Markt ist, ist die zentrale offene Frage. Belastbare Projektunterlagen legen deshalb neben einem Basisszenario auch eine konservative Variante vor, die niedrigere Spreads und Sättigungseffekte abbildet.
Fazit
Ein BESS ist ein Betriebsmodell, kein Produkt
Batteriespeicher monetarisieren Flexibilität. Das Erlöspotenzial ist real, aber es hängt an drei Dingen, die man vor einer Investitionsentscheidung klären kann: der Anschlusssituation, dem Vermarktungsvertrag und dem regulatorischen Status des konkreten Projekts.
Häufige Fragen
BESS steht für Battery Energy Storage System. Gemeint sind industrielle Großspeicher ab etwa einem Megawatt Leistung, die direkt ans Stromnetz angeschlossen sind. Der Unterschied zum Heimspeicher liegt weniger in der Technik als im Zweck: Ein Heimspeicher optimiert den Eigenverbrauch eines Haushalts, ein BESS handelt an den Strommärkten und stellt dem Netz Flexibilität zur Verfügung.
Über zwei Wege. Beim Arbitragehandel nutzt der Speicher die Preisdifferenz zwischen günstigen und teuren Stunden. Am Regelenergiemarkt wird er dafür vergütet, dass er Leistung zur Stabilisierung der Netzfrequenz vorhält, unabhängig davon, ob sie tatsächlich abgerufen wird.
Welche dieser Wege offensteht, hängt vom Netzanschluss ab. Ein Speicher, der ausschließlich aus der eigenen Erzeugungsanlage lädt und keinen bezugsseitigen Netzzugang hat, kann keine symmetrische Regelleistung anbieten und verschiebt allein die eigene Erzeugung.
Eine allgemeingültige Zahl gibt es nicht, weil die Werte stark schwanken. Der ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen bildet das theoretische Erlöspotenzial eines Referenzsystems mit einem Megawatt Leistung und zwei Megawattstunden Kapazität ab. Er fiel im Februar 2026 auf annualisiert rund 95.000 Euro je Megawatt und Jahr und stieg im März wieder auf knapp 200.000 Euro. Bereits von 2024 auf 2025 waren die Cross-Market-Potenziale gesunken.
Es handelt sich um modellierte Bruttoerlöse. Betriebs- und Vermarktungskosten, Speicherverluste und Degradation sind darin nicht enthalten.
Ein Stand-Alone-Speicher hat einen eigenen Netzanschluss und operiert unabhängig von einer Erzeugungsanlage. Ein Co-Location-Speicher teilt sich den Netzanschluss mit einer PV- oder Windkraftanlage am selben Standort. Innerhalb der Co-Location gibt es drei Varianten: Grünstrom mit ausschließlicher Ladung aus der EE-Anlage, Graustrom mit ausschließlichem Netzbezug und, nach Wirksamwerden der MiSpeL-Festlegung, den Mischbetrieb aus beidem.
Nach aktuellem Stand ja, aber unter engeren Bedingungen. § 118 Abs. 6 EnWG befreit Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, für 20 Jahre von Netzentgelten. Die Bundesnetzagentur hatte Anfang 2026 erwogen, diese Befreiung auch rückwirkend zu streichen, und hat davon mit dem AgNes-Gesamtkonzept vom 27. Mai 2026 Abstand genommen.
Der Zwischenstand legt allerdings nahe, dass eine belastbare finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung dokumentiert sein muss. Das Verfahren ist nicht abgeschlossen.
Ja, allerdings nicht einheitlich. Nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB sind Speicher privilegiert, die in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien stehen. Für sonstige Speicher gilt § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB mit zusätzlichen Voraussetzungen: höchstens 200 Meter Abstand zu einem Umspannwerk oder Kraftwerk ab 50 Megawatt, mindestens 4 Megawatt Nennleistung und eine Flächenobergrenze je Gemeinde.
Eine automatische Zulässigkeit folgt daraus nicht. Brandschutz, Artenschutz und Immissionsschutz bleiben zu prüfen.
Unter bestimmten Voraussetzungen ja. Der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG ist eine außerbilanzielle Gewinnminderung von bis zu 50 Prozent der voraussichtlichen Anschaffungskosten, begrenzt auf 200.000 Euro pro Betrieb. Im Anschaffungsjahr kommt die Sonderabschreibung von 40 Prozent auf die geminderte Bemessungsgrundlage in Betracht. Sonderabschreibung und degressive Abschreibung sind nach § 7a Abs. 4 EStG nicht kombinierbar.
Entscheidend ist, ob der erworbene Anteil ein selbständiges Wirtschaftsgut darstellt. Bei Containerlösungen mit mehreren Investoren an einer technischen Einheit ist das im konkreten Vertragswerk zu prüfen.
Quellen
- Bundesnetzagentur: Aktuelle Überlegungen zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom, 27. Mai 2026
- Bundesnetzagentur: Festlegungsverfahren MiSpeL, Arbeitsstand vom 5. August 2026
- Bundesregierung: Kabinettsbeschluss EEG-Novelle 2027 und Netzanschlusspaket, 29. Juli 2026
- pv magazine: Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher bleibt, Mai 2026
- ISEA RWTH Aachen und pv magazine: Erlöspotenziale für Batteriespeicher im ersten Quartal 2026
- ISEA RWTH Aachen und pv magazine: Erlöspotenziale 2025 zurückgegangen, Januar 2026
- BSW-Solar: Batteriespeicher wachsen rasant, Ausbau bis 2029 unsicher, Juni 2026
- IWR-Auswertung: Speicherzubau im ersten Halbjahr 2026, Juli 2026
- Gleiss Lutz: Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB, Dezember 2025
- SMARD und Bundesnetzagentur: 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen 2025
