Mehrere Modelle, einen Speicher zu vermarkten

Vorweg ein Überblick über die Vertragsfamilie. Die Modelle lassen sich in der Regel auf drei Grundtypen zurückführen, die sich vor allem darin unterscheiden, wer das Marktpreisrisiko trägt:

Merchant. Bei sogenannten Merchant-Verträgen platziert der Vermarkter den Speicher auf den Regelenergie-, Day-Ahead- und Intraday-Märkten und erhält einen Anteil am Erlös. Der Betreiber trägt das volle Marktpreisrisiko – und zusätzlich das Performancerisiko des Vermarkters.

Tolling. Beim Tolling „vermietet“ der Betreiber die Kapazität des Speichers an einen Abnehmer und erhält eine fixe Tolling Fee (Vergütung). Der Abnehmer fährt den Speicher und behält sämtliche Vermarktungserlöse. Damit verlagert sich das Marktpreisrisiko vollständig zum Abnehmer. Marktüblich sind derzeit Laufzeiten von fünf bis zehn Jahren.

Wichtig ist die Unterscheidung zwischen Physical Toll und Virtual Toll (auch Financial Toll genannt). Beim Physical Toll integriert der Abnehmer den Speicher in seinen eigenen Bilanzkreis: Er sendet Fahrpläne, der Betreiber führt sie aus, der Abnehmer trägt die Verantwortung für die Bilanzkreisbewirtschaftung.

Beim Virtual Toll bleibt der Speicher operativ beim Betreiber (oder dessen Dienstleister); finanziell wird abgerechnet, als hätte der Abnehmer den Speicher optimiert – typischerweise gegen einen Index. Strukturell ist das oft ein Swap.

Tolling ist der „Goldstandard“ für die Finanzierbarkeit (Bankability), weil es eine vollständige Absicherung (Hedge) gegen das Marktpreisrisiko darstellt (sofern der Abnehmer hinreichend kreditwürdig ist).

Weil die Erlöse nach aktuellen Prognosen in den nächsten Jahren abnehmen, sind reine Merchant-Modelle für größere Anlagen, die nicht zeitnah ans Netz gehen, kaum noch finanzierbar. Relevant bleibt Merchant aber als „Merchant Nose“ und „Merchant Tail“ – die Phasen vor und nach einer Hedge-Periode – sowie als Bestandteil hybrider und Floor-Strukturen.

Floor. Der Abnehmer garantiert dem Betreiber einen Mindesterlös. Erlöse oberhalb des Floors werden geteilt, in der Praxis häufig im Verhältnis 80/20. Der Floor sichert das Verlustrisiko (Downside) ab, lässt dem Betreiber aber einen wesentlichen Teil der Ertragschancen (Upside). Aus Investorensicht hat das einen weiteren Vorteil: Der Betreiber bleibt näher am Projekt und behält stärkere Anreize für eine kluge Optimierung als beim reinen Tolling.

Portfolio- und Hybrid-Strukturen. Daneben gibt es Mischformen – Virtual Slicing über Portfolios mehrerer Speicher, anteiliges Tolling auf einen Teil der Kapazität bei gleichzeitiger Merchant-Vermarktung des Rests, sowie Versicherungsprodukte, die als Financial Swaps strukturiert sind und den Betreiber davor schützen, dass die Marktvolatilität einbricht und die Arbitragemöglichkeiten schrumpfen.

Bei Co-Located-Modellen – Speicher und PV oder Wind hinter einem gemeinsamen Netzanschluss – kommen weitere Fragen hinzu, weil die Anlagen sich die Anschlusskapazität teilen müssen. Wer darf einspeisen, wenn die Sonne scheint und der Wind weht – der Speicher, der gerade hochpreisig vermarkten könnte, oder die EE-Anlage, die den Vorrang aus dem EEG genießt?

Wann darf der Speicher überhaupt geladen werden, um abends die Hochpreisphasen mitzunehmen – wenn das Kabel tagsüber schon von der PV-Einspeisung belegt ist? Entscheidend wird hier die „Grid-Headroom-Prognose“ des Vermarkters: seine fortlaufende Einschätzung, wie viel freie Anschlusskapazität gerade tatsächlich zur Verfügung steht, also ob ein- oder ausgespeichert werden kann, ohne mit dem PV-Strom zu kollidieren. Eine schlechte Prognose bedeutet entgangene Erlöse oder Ausgleichsenergiekosten.

Aktuelle Themen Merchant: Worauf bezieht sich die Erlösbeteiligung?

Welche Kosten dürfen die Erlöse schmälern? Im Profit-Share-Modell dreht sich alles um die Definition des „Erlöses“, auf den der Anteil berechnet wird. Steigende oder neu eingeführte Kosten – neue Netzentgelte, Steuern, gestiegene Wartungskosten – können diese Bemessungsgrundlage erheblich verschieben. Aus Sicht des Betreibers sind das Kosten des Geschäfts, die den Gewinn mindern. Aus Sicht des Vermarkters sind das Belastungen, die in der Risikosphäre des Projekts liegen – und damit vom Betreiber zu tragen sind.

Die Lösung liegt meist in einer sauberen Liste: Welche Kostenarten sind abzugsfähig, welche nicht, und was passiert bei neuen Belastungen, die heute noch niemand kennt? Das ist die Schnittstelle zur Change-in-Law-Klausel, und beide müssen aufeinander abgestimmt sein.

Redispatch – Entschädigung als „Erlös“? Eine kleine, aber teure Frage: Wenn der Netzbetreiber den Speicher abregelt und der Anlage eine Entschädigung zusteht, fließt diese dann in den Erlös ein, auf den der Profit Share berechnet wird? Vermarkter antworten „ja“ – schließlich übernehmen sie die mitunter aufwändige Redispatch-Abwicklung. Betreiber sehen die Entschädigung eher als Schadensersatz für eine Leistung, die nicht erbracht werden konnte.

Praktikabel ist meist ein gestufter Mechanismus: Die Entschädigung zählt als Erlös, der Vermarkter erhält dafür aber einen separat ausgewiesenen Bearbeitungsanteil – und keine Profit-Share-Beteiligung an der reinen Kompensation.

Audit, Nicht-Diskriminierung, Benchmarking. Der wirtschaftlich heikelste Punkt: Wie kontrolliert man eigentlich, ob der Vermarkter den Speicher gut vermarktet? Vermarkter handeln auf Bilanzkreisebene; der Profit Share bezieht sich auf den einzelnen Speicher. Wie ist sichergestellt, dass nicht die guten Handelsgeschäfte (Trades) dem Vermarkter zugerechnet werden und die schlechten dem Speicher? Ein weiteres Diskriminierungsproblem: Wenn der Vermarkter mit einem anderen Vermarktungsvertrag mehr verdient, wird er den anderen Speicher dann vorrangig vermarkten?

Hier können Open-Book-Prozesse und Audit-Rechte helfen, die aber in der Praxis nicht einfach umzusetzen sind, weil die Trades und Vermarktungsstrategien der Vermarkter technisch schwer zu überprüfen sind. Ansonsten behilft sich die Praxis mit Zusicherungen und Sonderkündigungsrechten, wenn bestimmte wirtschaftliche Kennzahlen (Benchmarks) nicht erfüllt werden. Im Ergebnis bleibt häufig nur die Möglichkeit, den Vertrag zu kündigen und zu einem anderen Vermarkter zu wechseln.

Risikoallokation Ausgleichsenergiekosten. Der Betreiber muss geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten melden. Tut er das nicht oder zu spät, entstehen dem Vermarkter Ausgleichsenergiekosten – die der Vermarkter naturgemäß nicht selbst tragen will.

Die saubere Lösung verteilt die Last entlang der Verursachung: Fehlerhafte oder verspätete Meldungen des Betreibers sind dessen Sache (mit der Folgefrage, ob der Betreiber wiederum das eigene Wartungsunternehmen in Regress nehmen kann); Ausgleichsenergiekosten durch fehlerhafte Prognosen (Forecasting), IT-Probleme des Vermarkters oder eine zu risikohafte Vermarktungsstrategie gehen zulasten des Vermarkters. So einfach das in der Theorie klingt, so verhandlungsintensiv wird es in der Praxis – vor allem bei der Frage, wo „risikohafte Vermarktung“ beginnt.

Was im Tolling-Vertrag wichtig ist

Auch bei den Tolling-Verträgen kommt es auf die Details an. Im Folgenden beleuchten wir einige wichtige Themen.

Restriktionen in der Fahrweise. Hohe Volatilität im Intraday-Markt verleitet dazu, den Speicher aggressiv zu fahren – drei oder vier Zyklen pro Tag sind wirtschaftlich verlockend. Die Herstellergarantie deckt aber häufig nur ein bis zwei Zyklen ab. Wer zu früh, zu oft oder zu tief entlädt, riskiert nicht nur eine schnellere Degradation, sondern auch den vollständigen Wegfall der Herstellergarantie.

Die typische Antwort besteht aus zwei Mechanismen. Erstens ein Annual Energy Throughput Limit: Der Vertrag definiert eine maximale jährliche MWh-Menge, die der Speicher zyklisch verarbeiten darf. Zweitens Marginal Cycle Costs: Will der Abnehmer mehr fahren, zahlt er einen Aufschlag, der typischerweise in einen Augmentation Fund fließt – ein Budget, das später den vorzeitigen Komponentenaustausch finanziert. Ergänzt wird das durch garantierte Round-Trip Efficiency-Werte (die mit zunehmender Lebensdauer fallen).

Technische Verfügbarkeit. Bei Verfügbarkeitsklauseln ist nicht nur wichtig, welche Verfügbarkeit garantiert wird, sondern auch, ob der Wartungsvertrag genug Puffer bietet, damit der Betreiber seine vertraglichen Zusagen gegenüber dem Abnehmer erfüllen kann. Das ist ein klassisches Back-to-Back-Thema: Wenn der Wartungsvertrag dem Wartungsunternehmen mehr Ausfallzeit zugesteht als der Tolling-Vertrag dem Betreiber, läuft der Betreiber in eine Lücke.

Netzverfügbarkeit: Was, wenn der Netzbetreiber den Speicher abregelt (Redispatch) oder das Netz schlicht ausfällt? Betreiber argumentieren, dies sei höhrere Gewalt (Force Majeure) oder müsse als Deemed Availability behandelt werden – der Speicher gilt also als verfügbar. Schließlich hat der Betreiber keinen Einfluss auf das Netz. Abnehmer halten dem entgegen, das Standortrisiko liege beim Betreiber.

Pragmatische Lösungen liegen auch hier meist in der Mitte – etwa einer differenzierten Behandlung von Redispatch (mit Entschädigung) und Netzausfällen (ohne Entschädigung).

Change in Law: Wer gewinnt, wer verliert beim deutschen Regulatorik-Roulette?

Kein Bereich der deutschen Energiewirtschaft hat sich in den letzten 24 Monaten so schnell verändert wie das Recht der Batteriespeicher. Die im AgNeS-Verfahren verhandelte Neuordnung der Speichernetzentgelte und der drohende Wegfall der Netzentgelt-Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG, die mit BNetzA-Beschluss vom Februar 2026 eingeleitete Abschmelzung der vermiedenen Netzentgelte, ein Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft, der Neuanlagen in „kapazitätslimitierten Gebieten“ einen Redispatch-Vorbehalt auferlegen will, die ungeklärte Behandlung von Multi-Use-Speichern an der Schnittstelle von MiSpeL, AgNeS und § 14a EnWG, dazu eine fortlaufende Diskussion um die Aufteilung der deutschen Stromgebotszone — die Liste ist lang. Wer einen Tolling-Vertrag über viele Jahre schließt, bewegt sich in einem volatilen regulatorischen Umfeld.

Das BGB stellt für einseitig durchsetzbare Vertragsanpassungen aufgrund geänderter Umstände hohe Hürden auf. Grundsätzlich hat man sich an den Vertrag zu halten, den man unterschrieben hat. § 275 BGB befreit von der Leistungspflicht, wenn die Leistung unmöglich wird – diese Schwelle wird selten erreicht.

§ 313 BGB kennt den Wegfall der Geschäftsgrundlage, verlangt aber eine schwerwiegende, unvorhersehbare Änderung, die das Festhalten am unveränderten Vertrag unzumutbar macht. „Unvorhersehbar“ ist heikel, denn die Branche kennt bereits wesentliche Reformpfade. „Unzumutbar“ ist heikler: Eine bloße Margenverschiebung reicht nicht.

In der Praxis orientiert man sich oft am EFET-Standardvertrag für Stromlieferverträge. § 16 (1) EFET unterscheidet zwei Fälle: Eine Gesetzesänderung kann die Erfüllung der Vertragspflichten unmöglich machen oder – bereits niederschwelliger als das „unzumutbar“ in § 313 BGB – den Nutzen der Vereinbarung „wesentlich und nachteilig beeinträchtigen“. Die Rechtsfolgen sind verhandelbar.

Bemerkenswert ist § 16 (2) EFET: Eine Anpassung der vertraglichen Vergütung kann optional als Rechtsfolge ausgeschlossen werden – was bei Tolling-Verträgen, in denen die Bank gerade auf eine stabile Tolling Fee setzt, eine wichtige Stellschraube ist. Und § 16 (5) EFET stellt klar, dass bloße Marktpreisschwankungen ohne Gesetzesänderung keine Vertragsanpassung tragen.

Bankability: Was die Bank sehen will

Tolling-Verträge sind aus Bankenperspektive vorzugswürdig, weil sie den Kern dessen liefern, was Non-Recourse Project Financing benötigt: einen vertraglich abgesicherten Cashflow. Die einzige Sicherheit der Bank ist das Asset; sie muss sich gegen die Downside absichern (an der Upside partizipiert sie nicht). Genau dafür ist die Hedge-Struktur – sei es Tolling oder Floor – unverzichtbar.

Das ist allerdings nur die Grundstruktur. Damit ein Vermarktungsvertrag finanzierbar ist, müssen mehrere Bausteine zusammenpassen.

Kreditwürdigkeit des Abnehmers. Banken verlangen einen Investment-Grade-Offtaker oder eine adäquate Sicherheit. Was passiert, wenn sich das Rating während der Laufzeit verschlechtert? Üblich ist eine vertragliche Pflicht zur Stellung einer alternativen Sicherheit – etwa einer Bankbürgschaft.

Direktvereinbarung mit Eintrittsrechten. Wenn der Betreiber den Vertrag nicht mehr erfüllt, soll die Bank Zeit bekommen, einen Ersatzbetreiber einzusetzen, statt sofort aus dem Vertrag verdrängt zu werden. Das regelt eine Direktvereinbarung zwischen Betreiber, Abnehmer und Bank. Während der Step-In Decision Period möchte die Bank, dass der Abnehmer weiterzahlt, obwohl an sich ein Kündigungsgrund besteht.

Der typische Kompromiss: Der Abnehmer zahlt weiter, sofern der Betreiber (oder der von der Bank ausgewählte Ersatzbetreiber) auch weiter liefert.

Right of First Offer. Manche Abnehmer verlangen, dass ihnen für den Fall einer vorzeitigen Vertragsbeendigung ein Andienungsrecht (Right of First Offer) eingeräumt wird – sie wollen verhindern, dass der Betreiber gezielt Kündigungsgründe auslöst, um anschließend zu besseren Marktbedingungen einen neuen Abnehmer zu finden. Dieses Recht behagt Banken naturgemäß nicht, weil es ihre Verwertungsmöglichkeit einschränkt. Am Ende ist es bei sauberer Ausgestaltung gleichwohl bankable.

Kontrollwechsel. Abnehmer wollen verhindern, dass der Betreiber durch einen Eigentümerwechsel maßgebliche Kenntnisse und Kompetenzen verliert oder, schlimmer noch, zu einem Wettbewerber wird. Banken wollen ihre Verwertungsoptionen offenhalten. Der typische Kompromiss: Der Abnehmer darf einem Kontrollwechsel nicht widersprechen, solange weiterhin gewährleistet ist, dass durch den Eigentümerwechsel der Speicher weiter ordentlich betrieben wird, kein direkter Wettbewerber des Abnehmers Kontrolle erlangt und Compliance- und KYC-Anforderungen eingehalten werden.

Hinzu treten Themen, die nicht im Vertrag selbst, aber an seinen Rändern stehen: eine durchdachte Abstimmung zwischen Hersteller-Garantie, EPC-Vertrag und Wartungsvertrag; ein Versicherungspaket, das die Lithium-Risiken angemessen abdeckt.

Und hier hört die Liste nicht auf. Ein Vermarktungsvertrag sieht erst einmal einfach aus, ist aber im Detail dann leider doch ein bisschen kompliziert.