Vom Papierprojekt zur laufenden Batterie: Energiemarkt wandelt sich, Speicher gewinnt an Wert
Die Stromrechnungen privater Haushalte bleiben hoch. Gleichzeitig kommt es am Großhandelsmarkt vor, dass einzelne Anbieter sogar Geld dafür bekommen, Strom zu verbrauchen. Das ist eines der Paradoxien des Ausbaus der erneuerbaren Energien: Sonne und Wind liefern Strom, wenn die Natur es zulässt, nicht wenn das Netz ihn benötigt. In Phasen der Überproduktion können die Preise deshalb ins Minus fallen.
WERBUNG
WERBUNG
Darum braucht es riesige Batteriespeicher, sogenannte BESS (Battery Energy Storage System), die überschüssige Energie aufnehmen und später wieder ins Netz einspeisen. Ihre Bedeutung ist so groß, dass sich um sie ein regelrechter Goldrausch entwickelt hat – mit Italien als einer der treibenden Kräfte.
Italien: 300 GW Speicherleistung beantragt
Ende 2025 lagen bei Terna Netzanschlussanträge für Speicheranlagen in Hoch- und Höchstspannung mit insgesamt 300 GW vor. Von dieser Leistung waren jedoch nur 56 GW endgültig genehmigt, und lediglich 6,8 GW waren bereit für den Start der Bauarbeiten.
Bereits installierte Speicher kamen auf 7,4 GW Leistung und 17,9 GWh Kapazität. Terna erwartet für das Jahr 2030 einen Bedarf von rund 72 GWh, der in den Szenarien bis 2040 weiter steigt.
Die beantragten 300 GW stehen daher nicht nur für Anlagen, die bald ans Netz gehen. Sie sind auch eine gigantische Vorreservierung im zukünftigen Stromsystem.
Im State-of-the-Union‑Rede vom 16. September erinnerte Ursula von der Leyen daran, dass Europa im Jahr 2025 mehr als 80 GW neuer erneuerbarer Kapazität installiert hat, während eine sechsfach höhere Kapazität noch auf den Netzanschluss wartet. „Wir müssen schneller investieren. Die Netzanschlüsse beschleunigen. Speicherlösungen ausbauen“, sagte sie.
Deutschland: Wettlauf um Batteriespeicher noch größer
Deutschland zeigt diese Dynamik noch zugespitzter. Allein im Jahr 2025 erhielten die Netzbetreiber 18.158 Anträge für große Speicherprojekte mit zusammen 573,5 GW.
Die erteilten Netzanschlussangebote umfassten 54,2 GW. Im Betrieb waren ab der Mittelspannungsebene aufwärts jedoch nur Speicher mit 3,6 GW.
Die Bundesnetzagentur weist zudem darauf hin, dass ein Teil der Anträge doppelt zählt: Ein und derselbe Projektentwickler kann dasselbe Vorhaben an mehreren Netzpunkten anmelden und erst später entscheiden, wo tatsächlich gebaut wird.
Kurz gesagt: Noch bevor die Batterien gebaut werden, sichern sich die Akteure Optionen.
Banken steigen ein: Speicher wird Anlageklasse
Die Entwicklung des deutschen Unternehmens Kyon Energy zeigt, wie rasant sich auch die Finanzierung im Sektor verändert hat. Im Januar 2024 übernahm TotalEnergies die Firma von ihren drei Gründern und zahlte zunächst 90 Millionen Euro sowie zusätzliche Earn‑outs. Kyon hatte zu diesem Zeitpunkt bereits 770 MW entwickelt und eine weit fortgeschrittene Projektpipeline von weiteren 2 GW.
Damals erklärte Mitgründer Philipp Merk, dass die Finanzierung großer Batteriespeicher noch schwierig sei. Kyon baute zunächst mit Eigenkapital und suchte Bankrefinanzierung erst, wenn die Anlagen in Betrieb gingen.
Zwei Jahre später sieht das Bild anders aus. Im Jahr 2026 verkaufte TotalEnergies 50 Prozent von elf Kyon‑Projekten mit 789 MW und 1.628 MWh an Allianz Global Investors. Im Juli folgte eine Meldung über ein Projektfinanzierungspaket von rund 440 Millionen Euro, gezeichnet von zehn Finanzinstituten.
Strukturiert ausgestaltete Tolling‑Vereinbarungen, also eine Art Miete für die Speicherkapazität, sichern einen Anteil vertraglich vereinbarter Erlöse und machen die Cashflows planbarer.
Wert entsteht oft vor Baubeginn
Dieses Prinzip beschreibt auch Stefano Endrizzi, Partner bei MergersCorp, der im Bereich der außerordentlichen Finanztransaktionen auch mit Projekten der erneuerbaren Energien arbeitet.
„Wie viele haben die wirtschaftliche Kraft, selbst zu bauen? Sehr wenige, vielleicht einer von fünfzig“, sagt er. Viele Akteure können jedoch ein Grundstück sichern und das Projekt zunächst nur auf dem Papier entwickeln. Der Wert entsteht somit, bevor überhaupt gebaut wird.
Große Investmentfonds sowie Energieunternehmen und Planungs- und Baugesellschaften, die EPC‑Firmen, bevorzugen es, bereits genehmigte Projekte zu erwerben und direkt in die Umsetzungsphase einzusteigen. So kaufen sie faktisch Zeit, ohne sich in den Tiefen von Genehmigungs- und Verwaltungsverfahren zu verlieren.
Italien: Erste Batterienauktion stark überzeichnet
In Italien ist der Wettbewerb bereits klar sichtbar. Bei der ersten MACSE‑Auktion im September 2025 vergab Terna zehn GWh Speicherkapazität – vollständig in Lithium‑Ionen‑Batterien.
Die Gebote überstiegen die ausgeschriebene Menge um mehr als das Vierfache, und der durchschnittliche, nach Menge gewichtete Preis fiel auf 12.959 Euro pro MWh und Jahr, verglichen mit einem Reservepreis von 37.000 Euro – ein Minus von rund 65 Prozent.
Gleichzeitig strömt Kapital in den Markt. Modo Energy zählte im Jahr 2025 82 BESS‑Transaktionen in Europa, nach 25 im Vorjahr, mit einem ausgewiesenen Gesamtwert von 8,6 Milliarden Euro. Die veröffentlichten Schuldenvolumina stiegen von 1,4 auf 6,1 Milliarden Euro; Projektfinanzierungen machten die Hälfte der Deals aus.
Schärferes Vorgehen gegen „Geisterprojekte“
Die Europäische Kommission hat das Problem inzwischen klar benannt. In ihren Leitlinien zu Netzanschlüssen vom Dezember 2025 führt sie spekulative Anfragen und Projekte, die nie reifen, als eine Ursache für die Warteschlangen an.
Sie verweist auf das Horten von Netzkapazität, Mehrfachanträge für dasselbe Projekt und sogar Fälle, in denen ein Anschluss nur blockiert wird, um die Rechte später weiterzuverkaufen.
Als Gegenmaßnahmen schlägt sie Kriterien zur Projektreife, Fristen, Strafzahlungen und finanzielle Sicherheiten vor, die verfallen können, wenn die Investition nicht realisiert wird.
Italien: Neue Regeln gegen virtuelle Netzsättigung
Italien hat bereits gegengesteuert. Das „Decreto Bollette“ vom Februar 2026 brachte eine Reform gegen die „virtuelle Sättigung“ des Netzes: Kapazitäten sollen künftig endgültig Projekten mit genehmigter Planung zugewiesen werden, und einige Anschlüsse von noch unreifen Vorhaben können wieder verfallen.
Der Ausführungsdekret des MASE wurde am 8. September unterzeichnet; der letzte regulierende Schritt durch die ARERA steht noch aus.
Paradox ist, dass die Verschärfung nach Jahren kommt, in denen Brüssel und die Mitgliedstaaten genau diese Verfahren beschleunigen wollten – und sie nun zugleich stärker selektiv machen müssen.
Die RED‑III‑Richtlinie setzte kürzere Fristen für zahlreiche Genehmigungen und sah beschleunigte Verfahren für erneuerbare Energien und damit verbundene Speicher vor; in Italien wurden im Lauf der Zeit auch die Verfahren für stand‑alone‑BESS vereinfacht.
Energieprojekte: Vereinfachung macht nichts automatisch einfach
„Es ist eine enorme Arbeit“, sagt Endrizzi. „Schon bei vier oder fünf Megawatt reden wir über Tausende von Dokumenten.“
Doch die Ausgaben für die Projektentwicklung bleiben nur ein Bruchteil der Kosten für den Bau der Anlage. Ein genehmigtes Projekt kann einen eigenen Wert entwickeln und weiterverkauft werden.
Hier entsteht das zweite Paradox. Um die Warteschlangen zu bereinigen, verlangen die Behörden höhere finanzielle Sicherheiten und belastbare Nachweise für die Projektreife. Damit wird es für kleine Entwickler schwerer, ihre Position über Jahre zu halten, während Versorger, Fonds und große Konzerne über ausreichend Kapital verfügen.
Der Kampf gegen Spekulation kann daher zugleich die Marktkonzentration stärken.
Wettlauf um Flächen für Erneuerbare, BESS und Rechenzentren
Am Ende landet der Finanzwettlauf wieder auf dem Boden. Photovoltaik, Agri‑PV, Windkraft und BESS suchen geeignete Standorte und Netzanschlüsse, während auch Rechenzentren ihre potenzielle Netznachfrage rasch ausweiten.
Das CREA bezifferte im Jahr 2024 den durchschnittlichen Wert italienischer Agrarflächen auf rund 22.400 Euro pro Hektar und weist auf den Preiseffekt der Ausbreitung erneuerbarer Anlagen hin; in einigen Fällen dokumentiert es Photovoltaikangebote von etwa 60.000 Euro je Hektar.
Nach Endrizzis Erfahrung steigen landwirtschaftliche Flächen, die im Norden Italiens sonst 15.000 bis 25.000 Euro je Hektar kosten, wenn sie für Energieprojekte interessant werden, auf Preisforderungen von 90.000 bis 100.000 Euro.
Denn im neuen Energiemarkt hängt der Wert eines Grundstücks nicht mehr nur davon ab, was darauf wachsen kann. Entscheidend ist auch, wieviel Energie in seiner Nähe fließen kann und ob sich heute eine Position im Stromsystem von morgen sichern lässt.
Speicherbegriffe: Wichtige Definitionen
GW (Gigawatt) - misst die Leistung, also wie schnell eine Batterie Energie aufnehmen oder abgeben kann.
GWh (Gigawattstunde) - misst die Kapazität, also wie viel Energie eine Batterie speichern kann. Ein System mit einem GW Leistung, das diese vier Stunden lang halten kann, verfügt über eine Kapazität von vier GWh.
Arbitrage - beschreibt den Mechanismus, bei dem die Batterie geladen wird, wenn Strom günstig ist oder die Preise ins Negative fallen, und die Energie später verkauft wird, wenn die Preise steigen.
Merchant - kennzeichnet Erlöse, die direkt der Entwicklung der Strommarktpreise ausgesetzt sind, ohne feste Vergütung aus einem Vertrag.
Tolling - Ein Betreiber zahlt ein Entgelt dafür, die Kapazität der Batterie vertraglich nutzen zu können. Der Eigentümer erhält dadurch eine besser planbare Komponente seiner Einnahmen.
Pumpspeicherwasserkraft - ist eine Speicherform, bei der überschüssige Elektrizität genutzt wird, um Wasser vom unteren in den oberen Speicher zu pumpen. Später fließt das Wasser durch Turbinen zurück und erzeugt erneut Strom.