Von Papierprojekten bis zu Batterien jetzt online: Der Energiemarkt verändert sich und der Wert der Speicherung steigt weltweit rasant
Die Stromrechnungen der Haushalte sind nach wie vor hoch, doch auf dem Großhandelsmarkt können einige Betreiber sogar dafür bezahlt werden, dass sie Energie verbrauchen. Dies ist eines der Paradoxe, die durch das Wachstum der erneuerbaren Energien entstehen: Sonne und Wind produzieren, wenn sie können, nicht dann, wenn das Netz sie braucht, und in Momenten des Überangebots können die Preise sogar ins Negative fallen.
Deshalb werden riesige Batterien, BESS (Battery Energy Storage Systems), benötigt, die überschüssige Energie aufnehmen und später wieder ins Netz einspeisen können. Ihre Rolle ist so strategisch, dass sie einen regelrechten Goldrausch ausgelöst hat, wobei Italien eine führende Rolle spielt.
Batterien, 300 GW Anschlussanfragen in Italien
Bis Ende 2025 beliefen sich die bei Terna eingereichten Anschlussanfragen für Hoch- und Höchstspannungsspeicher auf 300 GW. Bisher hatten jedoch nur 56 GW grünes Licht erhalten, und nur 6,8 GW waren bereit für den Baubeginn.
Die bereits installierten Speicher hatten eine Leistung von 7,4 GW und eine Kapazität von 17,9 GWh. Terna schätzt, dass Italien bis 2030 rund 72 GWh benötigen wird, wobei in den Szenarien für 2040 ein weiterer Anstieg erwartet wird.
Bei den beantragten 300 GW handelt es sich also nicht nur um Projekte, die kurz vor der Inbetriebnahme stehen, sondern auch um einen gewaltigen Vorschuss für das zukünftige Stromsystem.
In ihrer Rede zur Lage der Nation am 16. September erinnerte Ursula von der Leyen daran, dass Europa im Jahr 2025 mehr als 80 GW neue erneuerbare Kapazitäten installiert habe, während eine sechsmal größere Kapazität immer noch auf den Anschluss ans Netz wartet. „Wir müssen schneller investieren … die Netzanschlüsse beschleunigen … die Speicherung entwickeln“, sagte sie.
Der Batterieansturm in Deutschland ist noch größer
Deutschland zeigt die gleiche Dynamik in noch extremerer Form. Allein im Jahr 2025 gingen bei den Netzbetreibern 18.158 Anträge für Großspeicher mit einer Gesamtleistung von 573,5 GW ein.
Die abgegebenen Anschlussangebote umfassten 54,2 GW; Die tatsächlich in Betrieb befindlichen Anlagen ab Mittelspannung beliefen sich auf 3,6 GW.
Die Bundesnetzagentur warnt zudem davor, dass es sich bei den Anträgen teilweise um Duplikate handele: Derselbe Bauträger könne das gleiche Projekt an mehreren Stellen im Netz einreichen und erst später entscheiden, wo gebaut werden soll.
In der Praxis werden vor dem Kauf der Batterien selbst Optionen gehandelt.
Wenn die Banken kommen: Speicher wird zur Anlageklasse
Die Geschichte des deutschen Unternehmens Kyon Energy zeigt, wie schnell sich die Finanzierung in der Branche verändert hat. Im Januar 2024 kaufte TotalEnergies es von seinen drei Gründern und zahlte 90 Millionen Euro im Voraus plus zusätzliche Earn-Outs. Kyon hatte bereits 770 MW entwickelt und verfügt über eine feste Pipeline von weiteren 2 GW.
Mitbegründer Philipp Merk erklärte damals, dass die Finanzierung großer Batterien noch schwierig sei: Kyon würde zunächst mit eigenem Kapital bauen und sich erst dann um eine Bankrefinanzierung bemühen, wenn das System in Betrieb sei.
Zwei Jahre später sieht das Bild anders aus. Im Jahr 2026 verkaufte TotalEnergies Allianz Global Investors einen 50-prozentigen Anteil an elf Kyon-Projekten mit insgesamt 789 MW und 1.628 MWh; Im Juli wurde eine Projektfinanzierung im Wert von rund 440 Millionen Euro angekündigt, die von zehn Finanzinstituten übernommen wurde.
Strukturierte Mautvereinbarungen, die die Batteriekapazität effektiv vermieten, sichern einen Anteil an den vertraglich vereinbarten Einnahmen und machen die Cashflows vorhersehbarer.
Der wahre Wert kann bereits vor dem Bau entstehen
Diesen Mechanismus beschreibt auch Stefano Endrizzi, Partner bei MergersCorp, der an außergewöhnlichen Finanzierungsdeals arbeitet, unter anderem im Bereich der erneuerbaren Energien.
„Wie viele Spieler verfügen über die finanzielle Stärke, die sie aufbauen können? Sehr wenige, vielleicht einer von fünfzig“, stellt er fest. Viele können sich jedoch ein Grundstück sichern und das Projekt „komplett auf dem Papier“ entwickeln. Somit entsteht bereits vor Baubeginn Wertschöpfung.
Große Investmentfonds sowie Energie-, Ingenieur- und Bauunternehmen sowie EPC-Auftragnehmer ziehen es vor, genehmigte Projekte zu erwerben und direkt in die Entwicklungsphase überzugehen: eine praktische Möglichkeit, Zeit zu gewinnen, ohne sich im Labyrinth von Genehmigungen und Bürokratie zu verlieren.
Italiens erste Batterieauktion löst eine Welle von Geboten aus
Der Wettbewerb ist in Italien bereits sichtbar. Bei der ersten MACSE-Auktion im September 2025 vergab Terna 10 GWh Kapazität, allesamt in Lithium-Ionen-Batterien.
Die Gebote waren mehr als viermal höher als die angebotene Menge und der gewichtete Durchschnittspreis sank auf 12.959 Euro/MWh pro Jahr, bei einer Reserveprämie von 37.000 Euro, was einem Rückgang von rund 65 % entspricht.
Mittlerweile strömt Kapital herein. Im Jahr 2025 zählte Modo Energy in Europa 82 BESS-Deals, ein Jahr zuvor waren es 25, mit einem ausgewiesenen Wert von 8,6 Milliarden Euro. Die ausgewiesenen Schulden stiegen von 1,4 auf 6,1 Milliarden; Projektfinanzierungen machen die Hälfte aller Transaktionen aus.
Das Vorgehen gegen „Phantomprojekte“
Die Europäische Kommission hat das Problem nun ausdrücklich anerkannt. In ihrer Netzanschlussrichtlinie vom Dezember 2025 nennt sie Initiativanträge und fehlgeschlagene Projekte als eine der Ursachen für lange Warteschlangen.
Es werden die Hortung von Netzkapazitäten, Mehrfachanträge für dasselbe Projekt und sogar Fälle der Sperrung eines Anschlusses mit dem Ziel eines späteren Weiterverkaufs der Rechte angeführt.
Als Gegenmaßnahmen werden Kriterien vorgeschlagen, die mit der Projektreife, Fristen, Strafen und finanziellen Einlagen zusammenhängen, die verfallen können, wenn die Investition nicht durchgeführt wird.
Italien, neue Regeln zur Bekämpfung der Netzsättigung
Italien hat bereits begonnen, seinen Kurs anzupassen. Mit dem Bollette-Dekret vom Februar 2026 wurde eine Reform eingeführt, um der „virtuellen Sättigung“ des Netzes entgegenzuwirken: Die Kapazität muss endgültig genehmigten Projekten zugewiesen werden, und einige Verbindungen, die durch noch unausgereifte Systeme erhalten wurden, könnten entfallen.
Das Durchführungsdekret von MASE wurde am 8. September unterzeichnet; Der letzte regulatorische Schritt von ARERA steht noch aus.
Das Paradoxe ist, dass das Durchgreifen nach Jahren erfolgt, in denen Brüssel und nationale Regierungen versucht haben, genau die Verfahren zu beschleunigen, die nun auch selektiver werden müssen.
Die RED-III-Richtlinie sah kürzere Fristen für viele Genehmigungen vor und sorgte für beschleunigte Wege für erneuerbare Energien und Speicher, die an Kraftwerke angeschlossen sind; In Italien wurden die Verfahren für eigenständige BESS im Laufe der Zeit ebenfalls vereinfacht.
Energieprojekte: Vereinfachen bedeutet nicht, alles einfach zu machen
„Das ist ein enormer Arbeitsaufwand“, sagt Endrizzi. „Selbst bei nur 4 oder 5 Megawatt sprechen wir von Tausenden von Dokumenten.“
Dennoch beträgt der für die Entwicklung eines Projekts erforderliche Aufwand nur einen Bruchteil dessen, was für den Bau der Anlage selbst erforderlich ist, während ein genehmigtes Projekt seinen eigenen Wert erlangen und weiterverkauft werden kann.
Und hier entsteht ein zweites Paradoxon. Um die Warteschlangen zu beseitigen, können Behörden umfangreichere finanzielle Garantien und Reifenachweise verlangen. Aber das macht es für kleine Entwickler schwieriger, sich jahrelang zu behaupten, während Versorgungsunternehmen, Fonds und große Konzerne über das benötigte Kapital verfügen.
Der Kampf gegen die Spekulation kann daher auch die Marktkonzentration fördern.
Der Landrausch für erneuerbare Energien, BESS und Rechenzentren
Der finanzielle Wettlauf kommt letztendlich wieder auf den Boden der Tatsachen zurück. Solar-, Agrar-, Windkraft- und BESS-Anlagen konkurrieren alle um Standorte und Netzanschlüsse, während auch Rechenzentren die potenzielle Nachfrage nach dem System rapide steigern.
Die italienische CREA schätzt den durchschnittlichen Wert landwirtschaftlicher Flächen im Jahr 2024 auf rund 22.400 Euro pro Hektar und hebt die Auswirkungen erneuerbarer Anlagen auf die Preise hervor; Teilweise dokumentiert es Photovoltaik-Angebote von etwa 60.000 Euro pro Hektar.
Endrizzis Erfahrung zufolge können landwirtschaftliche Flächen in Norditalien, die einen Wert von 15.000 bis 25.000 Euro pro Hektar haben könnten, sobald sie für die Energieentwicklung attraktiv werden, Angebotspreise von etwa 90.000 bis 100.000 erreichen.
Im neuen Energiemarkt hängt der Wert von Grundstücken nicht mehr allein davon ab, was darauf angebaut werden kann. Es kommt auch darauf an, wie viel Energie daran vorbeifließen kann und auf die Möglichkeit, schon heute im Stromsystem von morgen Fuß zu fassen.
Die Sprache der Speicherung: Schlüsseldefinitionen
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 einer Leistung von 1 GW, das diese Leistung vier Stunden lang liefern kann, hat eine Kapazität von 4 GWh.
Arbitrage – Der Mechanismus, mit dem Sie eine Batterie aufladen, wenn der Strom günstig ist oder der Preis negativ wird, und die Energie dann verkaufen, wenn der Preis steigt.
Händler – Bezieht sich auf Einnahmen, die direkt von den Bewegungen auf dem Strommarkt abhängen, ohne dass eine feste, vertraglich garantierte Vergütung besteht.
Maut – Ein Betreiber zahlt eine Gebühr für die Nutzung der vertraglich vereinbarten Batteriekapazität. Der Eigentümer sichert sich so einen planbareren Umsatzanteil.
Pumpspeicherkraftwerke – Eine Speicherform, die überschüssigen Strom nutzt, um Wasser von einem unteren zu einem oberen Reservoir hinaufzupumpen. Das Wasser kann dann durch die Turbinen zurückfallen und neue Energie erzeugen.
