Von der Planung zum Einsatz: Batteriespeicher verändern den Energiemarkt und gewinnen an Wert
Privathaushalte zahlen weiterhin hohe Stromrechnungen. Gleichzeitig kommt es am Großhandelsmarkt vor, dass einzelne Akteure sogar Geld bekommen, wenn sie Strom abnehmen. Dieses Paradox entsteht durch den Boom der erneuerbaren Energien. Sonne und Wind erzeugen Strom, wenn sie verfügbar sind, nicht wenn das Netz ihn braucht. In Phasen der Überproduktion können die Preise daher ins Negative rutschen.
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Deshalb braucht es riesige Batteriespeicher, die BESS (Battery Energy Storage System). Sie nehmen überschüssige Energie auf und speisen sie später wieder ein. Ihre Rolle ist so strategisch geworden, dass ein regelrechter Goldrausch eingesetzt hat – mit Italien als einem der Hauptakteure.
Italien: 300 GW Speicheranträge für Netzanschluss
Ende 2025 hatten die bei Terna eingereichten Anschlussanfragen für Speicher in Hoch- und Höchstspannung zusammen 300 GW erreicht. Davon hatten nur 56 GW eine grundsätzliche Genehmigung, und lediglich 6,8 GW standen kurz vor Baubeginn.
Die bereits installierten Speicher kamen auf 7,4 GW Leistung und 17,9 GWh Kapazität. Terna rechnet bis 2030 mit einem Bedarf von rund 72 GWh, der in Szenarien bis 2040 weiter steigt.
Die beantragten 300 GW stehen damit nicht nur für Projekte, die bald ans Netz gehen sollen. Sie sind auch eine gewaltige Vorreservierung im künftigen Stromsystem.
Im State-of-the-Union-Diskurs vom 16. September erinnerte Ursula von der Leyen daran, dass Europa 2025 mehr als 80 GW neue erneuerbare Kapazität installiert hat. Eine sechsfach größere Leistung wartet jedoch noch auf den Netzanschluss. „Wir müssen schneller investieren. Netzanschlüsse beschleunigen. Speicher ausbauen“, sagte sie.
Deutschland: Speicherboom noch größer
Deutschland zeigt diese Dynamik in noch extremerer Form. Allein 2025 erhielten die Netzbetreiber 18.158 Anträge für große Speichersysteme mit zusammen 573,5 GW.
Erteilte Netzanschlussangebote deckten 54,2 GW ab. Tatsächlich in Betrieb, ab Mittelspannung aufwärts, waren jedoch nur 3,6 GW.
Die Bundesnetzagentur weist zudem darauf hin, dass ein Teil der Anträge doppelt ist: Der gleiche Projektentwickler kann dasselbe Vorhaben an mehreren Netzpunkten anmelden und später entscheiden, wo er baut.
Faktisch kaufen Investoren damit zunächst Optionen – lange bevor Batterien entstehen.
Banken steigen ein: Speicher wird Investment
Die Geschichte der deutschen Kyon Energy zeigt, wie rasch sich auch die Finanzierung verändert hat. Im Januar 2024 übernahm TotalEnergies das Unternehmen von den drei Gründern und zahlte sofort 90 Millionen Euro plus weitere Earn-out-Zahlungen. Kyon hatte zu diesem Zeitpunkt bereits 770 MW entwickelt und eine weit fortgeschrittene Pipeline von weiteren 2 GW.
Damals erklärte Mitgründer Philipp Merk, die Finanzierung großer Batteriespeicher sei noch schwierig. Kyon baute zunächst mit Eigenkapital und suchte Bankrefinanzierung erst, wenn die Anlagen liefen.
Zwei Jahre später ist die Lage eine andere. 2026 verkaufte TotalEnergies 50 Prozent von elf Kyon-Projekten mit 789 MW und 1.628 MWh an Allianz Global Investors. Im Juli wurde ein Projektfinanzierungskredit über rund 440 Millionen Euro bekanntgegeben, den zehn Finanzinstitute zeichnen.
Strukturierte Tolling-Vereinbarungen, eine Art Mietmodell für Batteriekapazität, sichern einen Anteil vertraglich fixierter Erlöse und machen die Cashflows berechenbarer.
Wert entsteht oft schon vor dem Bau
So beschreibt es auch Stefano Endrizzi, Partner von MergersCorp, der komplexe Finanztransaktionen im Bereich erneuerbare Energien begleitet.
„Wie viele haben überhaupt die finanzielle Kraft zu bauen? Sehr wenige, vielleicht einer von 50“, sagt er. Viele können jedoch ein Grundstück sichern und das Projekt komplett „auf dem Papier“ entwickeln. Wert entsteht daher häufig lange vor dem eigentlichen Bau.
Große Investmentfonds sowie Energieunternehmen und EPC-Firmen kaufen daher lieber bereits genehmigte Projekte und steigen direkt in die Umsetzungsphase ein. So kaufen sie sich Zeit, ohne sich in den verschlungenen Genehmigungs- und Verwaltungsverfahren zu verlieren.
Italien: erste Batterieauktion stark überzeichnet
In Italien ist der Wettbewerb bereits klar zu sehen. Bei der ersten MACSE-Auktion im September 2025 vergab Terna 10 GWh Kapazität, ausschließlich in Lithium-Ionen-Batterien.
Die Gebote übertrafen die ausgeschriebene Menge um mehr als das Vierfache. Der gewichtete Durchschnittspreis sank auf 12.959 Euro je MWh-Jahr, gegenüber einem Reservepreis von 37.000 Euro – rund 65 Prozent weniger.
Unterdessen strömt Kapital in den Markt. Modo Energy zählte 2025 in Europa 82 BESS-Transaktionen, nach 25 im Jahr davor, mit einem ausgewiesenen Volumen von 8,6 Milliarden Euro. Die veröffentlichten Schulden stiegen von 1,4 auf 6,1 Milliarden Euro; Projektfinanzierungen machten etwa die Hälfte der Abschlüsse aus.
Kampf gegen „Geisterprojekte“
Die Europäische Kommission erkennt das Problem inzwischen ausdrücklich an. In ihren Leitlinien zu Netzanschlüssen vom Dezember 2025 nennt sie spekulative Anfragen und Projekte, die nie reifen, als eine der Ursachen für die Warteschlangen.
Sie verweist auf das Horten von Netzkapazität, Mehrfachanträge für dieselben Vorhaben und Fälle, in denen ein Anschluss nur reserviert wird, um die Rechte später weiterzuverkaufen.
Als Gegenmaßnahmen schlägt sie Kriterien zur Projektreife, Fristen, Vertragsstrafen und finanzielle Sicherheiten vor, die verfallen können, wenn das Investment nicht umgesetzt wird.
Italien: neue Regeln gegen Netzsättigung
Italien hat bereits gegengesteuert. Das „Dekret Bollette“ vom Februar 2026 brachte eine Reform gegen die „virtuelle Sättigung“ des Netzes: Kapazitäten sollen endgültig genehmigten Projekten zugeteilt werden, und manche Anschlüsse aus noch unreifen Vorhaben können wieder verfallen.
Die Ausführungsverordnung des MASE wurde am 8. September unterzeichnet; der letzte regulatorische Schritt durch die ARERA steht noch aus.
Paradox ist, dass diese Verschärfung nach Jahren kommt, in denen Brüssel und die Mitgliedstaaten genau jene Verfahren beschleunigen wollten, die nun zugleich selektiver werden müssen.
Die Richtlinie RED III hat kürzere Fristen für viele Genehmigungen eingeführt und beschleunigte Verfahren für Erneuerbare sowie Speicher an bestehenden Anlagen vorgesehen. In Italien wurden im Laufe der Zeit auch die Prozesse für eigenständige BESS vereinfacht.
Energieprojekte: Vereinfachung nimmt die Komplexität nicht
„Es ist eine enorme Arbeit“, sagt Endrizzi. „Schon für vier oder fünf Megawatt reden wir über Tausende von Dokumenten.“
Doch die Kosten für die Projektentwicklung bleiben nur ein Bruchteil dessen, was der Bau der Anlage erfordert. Ein genehmigtes Projekt gewinnt einen eigenen Wert und lässt sich verkaufen.
Hier entsteht das zweite Paradox. Um die Warteschlangen zu bereinigen, können die Behörden höhere finanzielle Sicherheiten und Nachweise zur Reife verlangen. Damit wird es für kleine Entwickler jedoch schwieriger, über Jahre eine Position zu halten, während Versorger, Fonds und große Unternehmensgruppen über das nötige Kapital verfügen.
Der Kampf gegen Spekulation kann somit auch die Marktkonzentration fördern.
Wettlauf um Flächen für Erneuerbare, BESS und Rechenzentren
Am Ende landet der finanzielle Wettlauf auf dem Boden. Photovoltaik, Agrivoltaik, Windkraft und BESS suchen Flächen und Netzanschlüsse, während Rechenzentren die potenzielle Netznachfrage rasant erhöhen.
Das CREA beziffert den durchschnittlichen Wert italienischer Agrarflächen 2024 mit rund 22.400 Euro je Hektar und verweist auf den Preiseffekt durch die Ausbreitung erneuerbarer Anlagen. In manchen Fällen dokumentiert die Behörde Photovoltaikangebote von rund 60.000 Euro pro Hektar.
Nach Endrizzis Erfahrung liegen landwirtschaftliche Flächen in Norditalien normalerweise bei 15.000 bis 25.000 Euro je Hektar. Werden sie für Energieprojekte interessant, steigen die Forderungen jedoch auf 90.000 bis 100.000 Euro.
Im neuen Energiemarkt hängt der Wert eines Grundstücks also nicht mehr nur davon ab, was darauf wachsen kann. Wichtig ist auch, wie viel Energie in seiner Nähe fließen kann und ob sich heute eine Position im Stromsystem von morgen sichern lässt.
Die Sprache der Speichertechnik: wichtige Begriffe
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, das diese Leistung vier Stunden lang liefern kann, hat eine Kapazität von vier GWh.
Arbitrage – beschreibt den Mechanismus, bei dem die Batterie geladen wird, wenn Strom billig ist oder die Preise ins Negative fallen, und die Energie verkauft wird, wenn die Preise steigen.
Merchant – bezeichnet Erlöse, die vollständig den Schwankungen des Strommarkts ausgesetzt sind, ohne feste Vergütung aus einem Vertrag.
Tolling – ein Betreiber zahlt ein Entgelt, um die Batteriekapazität vertraglich nutzen zu können. Der Eigentümer erhält dadurch eine besser planbare Erlös-Komponente.
Pumpspeicher – eine Speicherform, bei der überschüssiger Strom genutzt wird, um Wasser vom unteren in ein oberes Becken zu pumpen. Später fließt das Wasser durch Turbinen zurück und erzeugt erneut Energie.