Italiens „Batterie-Goldrausch“: Energiespeicherung schafft einen neuen Markt

Die Stromrechnungen der Haushalte bleiben hoch, doch auf dem Großhandelsmarkt werden manche Betreiber sogar dafür bezahlt, Energie zu verbrauchen. Dies ist eines der Paradoxe, die durch den Ausbau der erneuerbaren Energien entstanden sind: Sonne und Wind produzieren Strom, wann immer sie können, nicht aber dann, wenn das Netz ihn benötigt, und in Zeiten des Überangebots können die Preise sogar ins Minus rutschen.

Deshalb riesige Batterien, sogenannte BESS (Battery Energy Storage Systems) benötigt werden, die überschüssige Energie aufnehmen und später wieder ins Netz einspeisen können. Ihre Rolle ist so strategisch wichtig, dass sie einen regelrechten Goldrausch ausgelöst hat, bei dem Italien eine führende Position einnimmt.

Batterien: 300 GW an Netzanschlussanträgen in Italien

Bis Ende 2025 hatten die bei Terna eingereichten Netzanschlussanträge für Hoch- und Höchstspannungs-Speichersysteme eine Gesamtleistung von 300 GW erreicht. Allerdings waren erst 56 GW genehmigt worden, und lediglich 6,8 GW waren baureif.

Die bereits installierten Speichersysteme verfügten über eine Leistung von 7,4 GW und eine Kapazität von 17,9 GWh. Terna schätzt, dass Italien bis 2030 rund 72 GWh benötigen wird – eine Zahl, die in den Szenarien für 2040 voraussichtlich noch weiter steigen wird.

Die beantragten 300 GW umfassen daher nicht nur Projekte, die kurz vor der Inbetriebnahme stehen, sondern stellen auch eine enorme Vorausbuchung für das zukünftige Stromnetz dar.

In ihrer Rede zur Lage der Union am 16. Septembererinnerte Ursula von der Leyen daran, dass Europa im Jahr 2025 mehr als 80 GW an neuer Kapazität aus erneuerbaren Energien installiert habe, während eine sechsmal so große Kapazität noch darauf warte, ans Netz angeschlossen zu werden. „Wir müssen schneller investieren … Netzanschlüsse beschleunigen … Speichertechnologien entwickeln“, sagte sie.

Der Batterien-Boom in Deutschland ist sogar noch größer

In Deutschland zeigt sich dieselbe Dynamik in noch extremerer Form. Allein im Jahr 2025 gingen bei den Netzbetreibern 18.158 Anträge für große Speichersysteme ein , die einer Gesamtleistung von 573,5 GW entsprechen.

Die erteilten Netzanschlussgenehmigungen umfassten 54,2 GW; die tatsächlich in Betrieb befindlichen Anlagen im Mittelspannungsbereich und darüber beliefen sich auf 3,6 GW.

Die Bundesnetzagentur weist zudem darauf hin, dass es sich bei einigen Anträgen um Doppelanträge handelt: Ein und derselbe Projektträger kann dasselbe Projekt an mehreren Stellen im Netz einreichen und erst später entscheiden, wo es gebaut werden soll.

In der Praxis werden, bevor die Batterien selbst gekauft werden, Optionen gehandelt.

Wenn die Banken einsteigen: Speicher werden zur eigenen Anlageklasse

Die Geschichte des deutschen Unternehmens Kyon Energy zeigt, wie schnell sich die Finanzierungsbedingungen in der Branche verändert haben. Im Januar 2024 kaufte TotalEnergies das Unternehmen von seinen drei Gründern und zahlte 90 Millionen Euro als Vorauszahlung sowie zusätzliche Earn-outs. Kyon hatte zu diesem Zeitpunkt bereits 770 MW entwickelt und verfügte über eine gesicherte Pipeline von weiteren 2 GW.

Damals erklärte Mitbegründer Philipp Merk, dass die Finanzierung großer Batterien nach wie vor schwierig sei: Kyon werde zunächst mit Eigenkapital bauen und erst dann eine Refinanzierung durch Banken anstreben, wenn die Anlage in Betrieb sei.

Zwei Jahre später sieht die Lage anders aus. Im Jahr 2026 verkaufte TotalEnergies an Allianz Global Investors einen Anteil von 50 % an elf Kyon-Projekten mit einer Gesamtleistung von 789 MW und einer Gesamtstromerzeugung von 1.628 MWh; im Juli wurde eine Projektfinanzierung in Höhe von rund 440 Millionen Euro bekannt gegeben, die von zehn Finanzinstituten übernommen wurde.

Strukturierte Tolling-Vereinbarungen, bei denen im Grunde Batteriekapazitäten vermietet werden, sichern einen Anteil an den vertraglich vereinbarten Einnahmen und machen die Cashflows besser vorhersehbar.

Der tatsächliche Wert kann bereits vor Baubeginn zum Vorschein kommen

. Diesen Mechanismus beschreibt auch Stefano Endrizzi, Partner bei MergersCorp, der sich mit außergewöhnlichen Finanztransaktionen befasst, unter anderem im Bereich der erneuerbaren Energien.

„Wie viele Akteure verfügen über die finanzielle Stärke, um zu bauen? Sehr wenige, vielleicht einer von fünfzig“, stellt er fest. Viele können sich jedoch ein Grundstück sichern und das Projekt „vollständig auf dem Papier“ entwickeln. So entsteht bereits vor Baubeginn ein Wert.

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 aus Genehmigungsverfahren und Bürokratie zu verlieren.

Italiens erste Batterieauktion zieht eine Flut von Geboten an

Der Wettbewerb in Italien ist bereits spürbar. Bei der ersten MACSE-Auktion im September 2025 vergab Terna 10 GWh Kapazität, ausschließlich in Form von Lithium-Ionen-Batterien.

Die Gebote lagen mehr als viermal höher als das angebotene Volumen, und der gewichtete Durchschnittspreis sank auf 12.959 Euro/MWh pro Jahr – verglichen mit einer Reserveprämie von 37.000 Euro entspricht dies einem Rückgang von rund 65 %.

Unterdessen fließt Kapital in Strömen. Im Jahr 2025 zählte Modo Energy 82 BESS-Transaktionen in Europa – gegenüber 25 im Vorjahr –, deren offengelegter Wert sich auf 8,6 Milliarden Euro belief. Die gemeldete Verschuldung stieg von 1,4 auf 6,1 Milliarden; die Projektfinanzierung macht die Hälfte aller Transaktionen aus.

Das harte Vorgehen gegen „Phantomprojekte“

Die Europäische Kommission hat das Problem nun ausdrücklich anerkannt. In seinen Leitlinien für den Netzanschluss vom Dezember 2025 hat es nennt spekulative Anträge und Projekte, bei denen keine Fortschritte erzielt werden, als eine der Ursachen für lange Warteschlangen.

Darin wird auf die Hortung von Netzkapazitäten, mehrere Anträge für dasselbe Projekt und sogar Fälle hingewiesen, in denen ein Netzanschluss mit dem Ziel blockiert wird, die Rechte später weiterzuverkaufen.

Als Gegenmaßnahmen werden unter anderem Kriterien vorgeschlagen, die sich auf den Reifegrad des Projekts, Fristen, Vertragsstrafen und finanzielle Sicherheiten beziehen, die verfallen können, falls die Investition nicht zustande kommt.

Italien, neue Regeln zur Bekämpfung der Netzüberlastung

Italien hat bereits begonnen, Kurskorrekturen vorzunehmen. Das Bollette-Dekret vom Februar 2026 führte eine Reform ein, um die „virtuelle Sättigung“ des Stromnetzes anzugehen: Kapazitäten müssen endgültig genehmigten Projekten zugewiesen werden, und einige Anschlüsse, die durch noch nicht ausgereifte Projekte entstanden sind, können auslaufen.

Die Durchführungsverordnung des MASE wurde am 8. September unterzeichnet; der letzte regulatorische Schritt seitens der ARERA steht noch aus.

Das Paradoxe daran ist, dass diese Verschärfung erst jetzt erfolgt, nachdem Brüssel und die nationalen Regierungen jahrelang versucht haben, genau jene Verfahren zu beschleunigen, die nun auch selektiver gestaltet werden müssen.

Die RED-III-Richtlinie legte für viele Genehmigungen kürzere Fristen fest und sah Schnellverfahren für erneuerbare Energien und an Kraftwerke angeschlossene Speichersysteme vor; in Italien wurden die Verfahren für eigenständige Batteriespeichersysteme (BESS) im Laufe der Zeit ebenfalls vereinfacht.

Energieprojekte: Vereinfachung bedeutet nicht, alles einfach zu machen

„Das ist ein enormer Arbeitsaufwand“, sagt Endrizzi. „Selbst bei nur 4 oder 5 Megawatt sprechen wir hier von Tausenden von Dokumenten.“

Dennoch machen die für die Projektentwicklung erforderlichen Aufwendungen nur einen Bruchteil der Kosten aus, die für den Bau der Anlage selbst anfallen, während ein genehmigtes Projekt einen eigenen Wert erlangen und weiterverkauft werden kann.

Und hier zeigt sich ein zweites Paradoxon. Um die Wartelisten abzubauen, können die Behörden umfangreichere finanzielle Sicherheiten und Nachweise für die Zahlungsfähigkeit verlangen. Das erschwert es jedoch kleinen Entwicklern, eine Position über Jahre hinweg zu halten, während Versorgungsunternehmen, Fonds und große Konzerne über das erforderliche Kapital verfügen.

Der Kampf gegen Spekulationen kann daher auch die Marktkonzentration begünstigen.

Der Wettlauf um Flächen für erneuerbare Energien, Batteriespeicher und Rechenzentren

Der finanzielle Wettlauf kehrt letztendlich wieder auf den Boden der Tatsachen zurück. Solarenergie, Agrivoltaik, Windkraft und Batteriespeicher konkurrieren um Standorte und Netzanschlüsse, während Rechenzentren die potenzielle Nachfrage im Netz ebenfalls rasant steigern.

Die italienische CREA schätzt den Durchschnittswert landwirtschaftlicher Flächen im Jahr 2024 auf rund 22.400 Euro pro Hektar und hebt die Auswirkungen von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien auf die Preise hervor; in einigen Fällen werden Angebote für Photovoltaikanlagen in Höhe von etwa 60.000 Euro pro Hektar dokumentiert.

Nach Endrizzis Erfahrung können landwirtschaftliche Flächen in Norditalien, die einen Wert von 15.000 bis 25.000 Euro pro Hektar haben, zu Angebotspreisen von rund 90.000 bis 100.000 Euro gehandelt werden, sobald sie für Energieprojekte attraktiv werden.

Auf dem neuen Energiemarkt hängt der Wert von Grundstücken nicht mehr allein davon ab, was darauf angebaut werden kann. Er hängt auch davon ab, wie viel Energie daran vorbeifließen kann, und von der Möglichkeit, sich schon heute einen Platz im Stromnetz von morgen zu sichern.

Die Sprache der Speichertechnik: Wichtige Begriffe

GW (Gigawatt) – Bezeichnet die Leistung, d. h. wie schnell eine Batterie Energie aufnehmen oder abgeben kann.

GWh (Gigawattstunde) – Bezeichnet die Kapazität, d. h. die Energiemenge, die eine Batterie speichern kann. Eine Anlage mit einer Nennleistung von 1 GW, die diese Leistung vier Stunden lang liefern kann, hat eine Kapazität von 4 GWh.

Arbitrage – Der Mechanismus, bei dem man eine Batterie auflädt, wenn Strom günstig ist oder der Preis sogar negativ wird, und die Energie dann verkauft, wenn der Preis steigt.

Händler – Bezieht sich auf Umsätze, die unmittelbar den Schwankungen auf dem Strommarkt unterliegen, ohne dass eine vertraglich garantierte feste Vergütung vorliegt.

Tolling – Ein Betreiber zahlt eine Gebühr für die vertraglich vereinbarte Nutzung der Batteriekapazität. Der Eigentümer sichert sich dadurch eine besser planbare Einnahmequelle.

Pumpspeicherkraftwerk – Eine Form der Energiespeicherung, bei der überschüssiger Strom genutzt wird, um Wasser von einem unteren in ein oberes Reservoir zu pumpen. Das Wasser kann dann durch die Turbinen zurückfließen und neue Energie erzeugen.

Quelle: https://www.euronews.com/2026/09/29/italys-battery-gold-rush-energy-storage-creates-a-new-market