Batteriespeicher-Projektfinanzierung: Tolling, Merchant, Netzanschluss — was Banken 2026 verlangen

Bei einer Projektfinanzierung zahlt der Speicher den Kredit aus seinen eigenen Erlösen zurück. Deshalb fragt die Bank zuerst, wie sicher diese Erlöse sind, und darauf gibt es 2026 keine einheitliche Antwort: Die NORD/LB nannte auf dem Battery Business & Development Forum (BBDF) in Frankfurt als typische Struktur zwölf Monate Marktbetrieb und danach rund 80 % Tolling über fünf bis sieben Jahre (ESS News, 31.03.2026); die UmweltBank finanzierte laut pv magazine vom 13.07.2026 einen Speicher über zehn Jahre ganz ohne Tolling- oder Floor-Vertrag. Schon bevor ein Kredit fließt, kostet der Netzanschluss Geld: im Reifegradverfahren der vier Übertragungsnetzbetreiber 50.000 € Antragspauschale und 1.500 €/MW Realisierungskaution, danach den Baukostenzuschuss in drei Raten (Verfahrensdokumentation, Version 1.2 vom 16.06.2026).

Für wen: Projektentwickler, Stadtwerke und Betreiber, die eine Bankfinanzierung vorbereiten; Banken und Berater, die Begriffe und Fristen nachschlagen; Anleger, die verstehen wollen, wie das Projekt hinter ihrem Angebot finanziert sein kann. · Nicht für: Gewerbespeicher hinter dem Zähler und Heimspeicher.

Die folgenden Begriffe stehen in den Mitteilungen zu deutschen Speicherfinanzierungen aus 2025 und 2026, die wir für diesen Beitrag gelesen haben. Die Tabelle erklärt sie; darunter zeigen drei Fälle, wie verschieden sie kombiniert werden.

Drei Finanzierungen zeigen die Spanne: ein Speicher mit Tolling-Vertrag, ein Portfolio, dessen Leistung knapp zur Hälfte getollt ist, und ein Speicher ganz ohne Erlösabsicherung.

Die UmweltBank-Finanzierung ordnet unsere Meldung vom Juli ein. Zwei weitere Bankfinanzierungen ohne Erlösabsicherung aus 2026 und was Banken auf dem BBDF sonst sagten, stehen in unserem Bericht vom BBDF 2026.

Was Tolling, Floor und Merchant bedeuten und wer dabei das Preisrisiko trägt, erklärt der Abschnitt zu Tolling, Floor und Festpacht in Wie verdient ein Batteriespeicher Geld?. Hier geht es um die Seite der Bank: Wie viel davon will sie sehen?

Die Antworten in der Tabelle stammen von einzelnen Banken, einem Projektentwickler und einem Analysehaus. Jede gilt für das Haus und den Zeitpunkt, an dem sie gefallen ist; ein Marktstandard ist keine davon.

Den Richtwert, für Projektfinanzierungen ohne Rückgriff sollten 50 bis 60 % der Kapazität für fünf bis sieben Jahre getollt sein, nennt der Konferenzbericht von ESS News vom 01.04.2026 im Anschluss an die Aussage der Commerzbank als allgemeine Markterwartung („the market generally wants to see“), im Text des Autors; einer Bank ist er dort nicht zugeordnet. Starke ergänzte auf dem BBDF, die NORD/LB habe in den USA schon ein Projekt ganz ohne Erlösabsicherung finanziert; es laufe derzeit nicht gut (ESS News, 31.03.2026).

Warum Banken nicht alles getollt sehen wollen

Ein Tolling-Vertrag verlagert das Preisrisiko auf den Vermarkter, schafft aber Pflichten. Starke begründete den Rat gegen 100 % Tolling mit einem Puffer, den es brauche, falls die zugesagte Verfügbarkeit nicht immer erreicht wird. Mikko Preuss vom Projektentwickler terralayr sagte auf demselben Podium, ein Tolling nehme das Marktrisiko ab, erhöhe aber andere Risiken, etwa die Lieferung der zugesagten Leistung und den Wirkungsgrad; sonst drohten Sanktionen (ESS News, 31.03.2026).

Was die Bank am Tolling-Vertrag selbst prüft

• Wer zahlt: Wie viel ein Tolling-Vertrag wert ist, hängt auch an der Finanzkraft des Vertragspartners; Verträge mit etablierten Versorgern gelten laut dem Bericht von ESS News vom 15.07.2026 als risikoärmer.
• Wie der Preis gestaltet ist: Starke nannte auf dem BBDF Margen, Ratingtreiber und Preisprofile; es mache einen Unterschied, ob ein fester oder ein zeitlich profilierter Preis vereinbart ist. Einen guten Tolling-Vertrag auszuhandeln brauche Zeit und Anwälte, die solche Verträge kennen (ESS News, 31.03.2026).
• Wie lange er läuft: Das zeigt der Abschnitt zu den Kennzahlen unten.

Die Erlösseite ist nicht alles. Was Banken und andere Beteiligte 2025 und 2026 außerdem genannt haben:

• Verträge, die zueinander passen. Für die Projektfinanzierung sei ein stimmiges Gesamtkonzept wichtig, belegt mit Verträgen, die für eine Finanzierung geeignet sind: „Es darf keine ungedeckten Risiken geben.“ Ein technischer Berater müsse bestätigen können, dass die Technik erprobt ist (Florian Hock, NORD/LB). Für eine langfristige Finanzierung seien langfristige Garantiepakete entscheidend (Marcus Starke, NORD/LB; beide pv magazine, 05.05.2025).
• Ein Generalunternehmer oder viele Einzelverträge. Ein Bau aus einer Hand mit einem Generalunternehmervertrag (Full-Wrap-EPC) ist aus Sicht der Bank einfacher; wer Komponenten einzeln einkauft, braucht ein sehr hohes Vertrauen der Bank, dass er die Schnittstellen beherrscht (Tim Koenemann, Commerzbank, auf dem BBDF; ESS News, 01.04.2026).
• Die Prüfung reicht über den Tolling-Vertrag hinaus, bis zu langfristigen Wartungsverträgen, Bauverträgen und Gewährleistungen (Mark van Zon, ABN AMRO, auf dem BBDF; ESS News, 31.03.2026). Bei der Portfoliofinanzierung von terralayr waren Bau und Betrieb über schlüsselfertige Bauverträge und langfristige Betriebs- und Wartungsverträge abgesichert (Osborne Clarke, 27.01.2026).
• Regulierung. Coen Hutters von der Rabobank hielt auf dem BBDF das Regulierungsrisiko für größer als das Marktrisiko, etwa die Frage, ob Speicher Netzentgelte zahlen müssen, womöglich rückwirkend (ESS News, 31.03.2026). Was dazu bisher feststeht, steht im Abschnitt zur Regulierung unten.
• Auflagen aus dem Netzanschluss. Stephen Stakhiv (Flower) berichtete auf dem BBDF, ein Verteilnetzbetreiber habe die zulässige Rampenrate eines Projekts so geändert, dass es nicht mehr finanzierbar war (ESS News, 01.04.2026).

Laufzeiten, Deckungsgrade und Eigenkapitalquoten stehen selten in Pressemitteilungen. Was die Quellen zu den drei Beispielen hergeben:

Was die Tabelle zeigt und was nicht: Die beiden Tolling-Verträge laufen fünf und sieben Jahre. Eine Kreditlaufzeit nennen die Mitteilungen nur für terralayr: Der Kredit ist als siebenjähriges Mini-Perm angelegt (Hogan Lovells, 26.01.2026). Bei dieser Form ist ein Kredit zum Ende der Laufzeit meist nicht vollständig getilgt, die Restschuld wird dann neu finanziert; ob und wie hoch sie hier ist, steht in keiner der Mitteilungen. Der Tolling-Vertrag mit Vattenfall deckt dabei 55 der 112 MW. Für Schuby nennt keine der drei Quellen eine Kreditlaufzeit. Die zehn Jahre bei der UmweltBank gehören zu einem Speicher ohne Tolling. Läuft ein Kredit länger als der Tolling-Vertrag oder muss die Restschuld neu finanziert werden, hängt beides an den Erlösen nach dem Ende des Tolling-Vertrags. Wie das im einzelnen Fall geregelt ist, steht im Kreditvertrag, nicht in der Pressemitteilung.

Deckungsgrad. Unter den Quellen dieses Beitrags nennt nur der Konferenzbericht von ESS News vom 01.04.2026 einen Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR), ohne ihn einer Bank zuzuordnen: Für den getollten Teil könne 1,15 genügen, für den Merchant-Teil sei oft 2,0 nötig. Ein DSCR von 2,0 heißt: Das Geld, das für Zins und Tilgung bereitsteht, muss doppelt so viel sein wie die fällige Rate. Je unsicherer die Erlöse, desto weniger Kredit trägt also derselbe Speicher.

Eigenkapital. Wie viel Eigenkapital ein fiktives Projekt bei verschiedenen Absicherungen braucht, rechnet nach einem Bericht von pv magazine vom 15.07.2026 ein Whitepaper von Capcora und suena energy vor („Bankability by Design“), das Capcora über ein Online-Formular anbietet. Wir haben es nicht gelesen und nennen deshalb keine Zahlen daraus.

Anträge für Speicher am Übertragungsnetz bearbeiten die vier Übertragungsnetzbetreiber seit dem ersten Zyklus ab 01.04.2026 grundsätzlich im Reifegradverfahren; wie es funktioniert, erklärt unser Beitrag zum Reifegradverfahren. Für die Finanzierung zählt vor allem, dass Zahlungen fällig werden, bevor feststeht, ob das Projekt einen Anschluss bekommt. Auch die Fläche muss schon zum Antrag gesichert sein. Dafür genügt zum Beispiel eine Erklärung des Grundstückseigentümers, exklusiv mit dem Antragsteller zu verhandeln; sie muss ab dem Stichtag mindestens sieben Monate laufen und darf in dieser Zeit nicht ordentlich kündbar sein. Andere Nachweise sind möglich (Verfahrensdokumentation, Version 1.2, Tabelle 1).

Wie hoch der Baukostenzuschuss ist, hängt am Netzbetreiber und am Ort. Drei Angaben, die man nicht zu einer Zahl zusammenziehen sollte:

1. TransnetBW, Preisblatt 2026: 96,91 €/kW in der Höchstspannung und 113,15 €/kW in der Umspannung Höchst-/Hochspannung, jeweils „Preis ohne Regionalisierungsfaktor“ und zuzüglich Umsatzsteuer. Der Faktor beträgt je nach Umspannwerk 80 % oder 100 %. Erhoben wird der Zuschuss nur für den Bezug aus dem Netz, bemessen an der bestellten Anschlussleistung. Rechenbeispiel aus diesen Angaben: 100 MW bestellte Bezugsleistung in der Höchstspannung ergeben bei einem Faktor von 100 % 9.691.000 €, bei 80 % 7.752.800 €, jeweils zuzüglich Umsatzsteuer. Es gilt das Preisblatt, das bei Unterzeichnung des Netzanschlussvertrags gültig ist (TransnetBW, Häufige Fragen zum Reifegradverfahren).
2. Reifegradverfahren: Der Zuschuss wird in drei Raten fällig, wie in der Tabelle oben; die Kaution wird darauf angerechnet.
3. Bundesgerichtshof: Mit Beschluss vom 15.07.2025 (EnVR 1/24) hat der BGH entschieden, dass die Bundesnetzagentur einem Verteilnetzbetreiber nicht untersagen muss, für den Anschluss eines Batteriespeichers einen Baukostenzuschuss nach dem Leistungspreismodell zu verlangen (Pressemitteilung 129/2025). Was das für die Kosten je Megawatt heißt, ordnet Was kostet ein Großspeicher? ein.

Ein Beispiel aus dem Verteilnetz. Bei MITNETZ STROM gilt die Reservierung für einen Stand-alone-Speicher ab Mittelspannung zunächst sieben Monate; sie endet, wenn bis dahin die im Einzelfall nötige flexible Netzanschlussvereinbarung nicht abgeschlossen ist. Auf drei Jahre verlängert wird sie nur, wenn diese Vereinbarung geschlossen, das Angebot über den Baukostenzuschuss angenommen und der Zuschuss fristgerecht bezahlt ist. Für Strom, der entgegen der Vereinbarung eingespeist wird, „kann“ ein pauschaler Schadensersatz von 9.999 €/MWh vorgesehen werden, mindestens 20.000 € (Informationsseiten von MITNETZ STROM, abgerufen am 16.10.2026).

Wer die Vorkosten trägt, bevor eine Bank im Spiel ist. Ein Käufer von Speicherprojekten beschreibt die Lage so: Die Teilnahme am Reifegradverfahren sei „bereits vor einer möglichen Netzanschlusszusage mit erheblichen finanziellen Anforderungen verbunden“, etwa durch Bearbeitungsgebühren und Sicherheitsleistungen; der Käufer ermögliche als Kapitalpartner die Teilnahme (green flexibility, Mitteilung vom 30.06.2026). Einen Kaufpreis nennt die Mitteilung nicht. Mehr dazu in unserer Meldung zur Übernahme.

Netzentgeltbefreiung und Investitionsentscheidung (Entwurf). Nach geltendem Recht sind neu errichtete Speicher, die „ab 4. August 2011, innerhalb von 18 Jahren“ in Betrieb gehen, also bis zum 04.08.2029, für 20 Jahre beim Bezug des zu speichernden Stroms von den Netzentgelten befreit (§ 118 Abs. 6 Satz 1 EnWG). Der letzte Satz derselben Vorschrift erlaubt der Bundesnetzagentur aber abweichende Regelungen, „insbesondere zum zeitlichen Anwendungsbereich“. Davon macht der Festlegungsentwurf AgNes Gebrauch, den die Bundesnetzagentur am 06.08.2026 veröffentlicht hat (Geschäftszeichen GBK-25-01-1#3): Befreit bleiben danach nur Speicher, für die vor der Bekanntgabe der Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde (Tenorziffer 17.5). Als Tag der Bekanntgabe bestimmt der Entwurf den 01.01.2027 (Tenorziffer 20). Die übrigen Voraussetzungen des § 118 Abs. 6 bleiben unberührt, die Inbetriebnahme bis 04.08.2029 also auch; den Nachweis der Investitionsentscheidung müssen Betreiber bis 31.03.2027 beim Netzbetreiber führen.

Als endgültige Investitionsentscheidung gilt nach dem Entwurf, dass Komponenten verbindlich bestellt sind, die mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, und man sich von diesen Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann (Tenorziffer 2 Nr. 1). Wesentlich ist der Schaden nach der Begründung „jedenfalls dann“, wenn er mindestens 25 % des Investitionsvolumens ausmacht (Rn. 500). Für die Finanzierung heißt das: Wer die Befreiung sichern will, geht Bestellpflichten in dieser Größenordnung vor dem Stichtag ein. Wer bestellt, bevor die Finanzierung steht, trägt das Risiko, die Bestellung nicht bezahlen zu können. Beschließen will die Bundesnetzagentur die Festlegung „noch im Kalenderjahr 2026“ (Verfahrensseite, Stand 21.09.2026); bis dahin kann sich jede dieser Regeln ändern. Einzelheiten: AgNes-Festlegungsentwurf 2026 und Netzentgeltbefreiung nach § 118 EnWG.

Kapazitätsmarkt. An den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten am 08.09.2026 und 29.12.2026 dürfen nur Anlagen teilnehmen, die mindestens zehn Stunden ohne Unterbrechung 80 % ihrer installierten Leistung einspeisen können (§ 4 Abs. 1 und § 12 Abs. 5 StromVKG). Ein Speicher mit zwei oder vier Stunden Speicherdauer erfüllt das nicht. Danach folgen die Gebotstermine 18.05.2027 für Erzeugungskapazitäten (§ 5) und 01.12.2027 für Kapazitäten (§ 6). Was das für Batteriespeicher heißt, steht in StromVKG ist beschlossen.

Baurecht und Rückbau. Im Außenbereich sind Batteriespeicher nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB privilegiert: Nr. 11 im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage für erneuerbare Energien, Nr. 12 unter weiteren Voraussetzungen, darunter höchstens 200 Meter Abstand zur Grundstücksgrenze einer Umspannanlage oder eines Kraftwerks ab 50 MW. In beiden Fällen ist eine Verpflichtungserklärung abzugeben, die Anlage nach dauerhafter Aufgabe zurückzubauen; die Baugenehmigungsbehörde „soll“ deren Einhaltung „durch nach Landesrecht vorgesehene Baulast oder in anderer Weise“ sicherstellen (§ 35 Abs. 5 Satz 2 und 3 BauGB). Eine bestimmte Sicherheit wie eine Bürgschaft schreibt das Bundesgesetz nicht vor. Mehr: § 35 BauGB neu: Großspeicher im Außenbereich.

Wie eine geplatzte Finanzierung einen Projektträger treffen kann, zeigt die ENERPARC AG. Den Antrag auf Eröffnung des Insolvenzverfahrens hat der Vorstand beim Amtsgericht Hamburg gestellt; das Gericht bestellte am 07.09.2026 einen vorläufigen Insolvenzverwalter. Die Mitteilung des Unternehmens vom selben Tag nennt keine Ursache. Der vorläufige Verwalter Stefan Denkhaus sagte laut pv magazine vom 15.09.2026: „Eine relevante Finanzierung für Photovoltaik-Projekte mit Batteriespeichern ist gescheitert.“ Das war Ende Juni, und nach seinen Angaben handelte es sich nicht um das im März angekündigte Finanzierungspaket. Vor einer Verallgemeinerung warnt er selbst: „Eine Signalwirkung für die Finanzierung von Batteriespeicherprojekten sehe ich nicht“ (ZfK, 15.09.2026).

Laut pv magazine vom 02.10.2026 strebt der Verwalter im Dezember eine erste Transaktion an; die Eröffnung des Verfahrens wird „frühestens zum ersten Dezember erwartet“. Neuere Meldungen haben wir bis zum 16.10.2026 weder im Newsroom von Enerparc noch bei pv magazine gefunden. Was der Fall für Käufer und Anleger bedeutet, steht in Anbieter insolvent — was nun?.

Wie wird ein Batteriespeicher-Projekt finanziert?

Bei einer Projektfinanzierung bringt der Eigentümer Eigenkapital ein, den Rest leiht eine Bank der Gesellschaft, der der Speicher gehört; zurückgezahlt wird aus den Erlösen des Speichers. Wie viel Kredit die Bank gibt, hängt vor allem daran, wie viel der Erlöse vertraglich gesichert ist. Darüber gehen die Aussagen auseinander, von „zumindest ein Teil“ (NORD/LB, 2025) bis rund 80 % (NORD/LB auf dem BBDF 2026); finanziert wurde 2026 auch ganz ohne Absicherung. Dazu kommen Bausteine wie Nachrangdarlehen, Portfolio- und Rahmenkredite; die Tabelle oben erklärt sie.

Ist bekannt, wer diese Speicher bezahlt?

Für einen Teil der Großspeicher ja: Banken, Kanzleien und Projektentwickler melden Finanzierungen in Pressemitteilungen, oft ohne Volumen. In den drei Beispielen oben sind es die NORD/LB, ABN AMRO mit der Commerzbank und die UmweltBank. Nennt keine Quelle einen Kreditgeber, ist das kein Beleg, dass es keinen gibt.

Wer muss für die Kosten eines Netzanschlusses aufkommen?

Der Anschlussnehmer. So steht es etwa im Preisblatt von TransnetBW: „Der BKZ ist vom Anschlussnehmer zu entrichten.“ Im Reifegradverfahren kommen davor die Antragspauschale und die Realisierungskaution, die später auf den Baukostenzuschuss angerechnet wird. Die Reihenfolge zeigt die Vorkosten-Treppe oben.

Was sieht die Bank an einem Tolling-Vertrag?

Planbare Einnahmen für den getollten Teil. Bei der Finanzierung in Schuby bildeten die Einnahmen aus dem Tolling-Vertrag nach Angaben der Kanzlei, die die Bank beraten hat, „eine zentrale Grundlage für die Strukturierung der Finanzierung“ (Osborne Clarke, 21.01.2026). Die Bank prüft aber auch, wer der Vertragspartner ist, wie der Preis gestaltet ist und wie lange der Vertrag läuft. Was Tolling, Floor und Merchant für den Eigentümer bedeuten, erklärt Wie verdient ein Batteriespeicher Geld?.

Wer ist ein guter Direktvermarkter für einen Großspeicher?

Eine Empfehlung geben wir nicht. In den drei Beispielen oben haben Alpiq (Schuby) und Vattenfall (terralayr) Tolling-Verträge geschlossen; einen Überblick über die Vermarkter gibt unser Beitrag Vermarkter-Landschaft für Großspeicher. Für die Bank zählt neben dem Preis die Finanzkraft des Vertragspartners (ESS News, 15.07.2026).