Wer derzeit Energiekonferenzen besucht, merkt schnell: Batteriespeicher sind das neue Lieblingsthema. Jeder plant Projekte, jeder sucht Investoren – und die Netzanschlussanfragen in Deutschland summieren sich inzwischen auf mehrere hundert Gigawatt. Zum Vergleich: Die gesamte deutsche Jahreshöchstlast liegt bei rund 75 Gigawatt. Man kann das als Zeichen von Dynamik lesen. Oder als leichtes Warnsignal.
Frontier Economics hat sich in einem Hintergrundpapier für das Deutsch-Französische Büro für die Energiewende (DFBEW) die Mühe gemacht, hinter diesen Boom zu schauen. Und das Ergebnis ist erhellend – wenn auch nicht immer beruhigend.
1. Die Ausgangslage
Der Antrieb hinter dem Speicherboom ist real. Der Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien steigt in beiden Ländern deutlich: In Deutschland lag er 2024 bei rund 43 Prozent des Strommixes, in Frankreich bei etwa 13 Prozent. Gleichzeitig nehmen Preisschwankungen an den Strommärkten zu. 2024 gab es in Deutschland allein 457 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, 2025 lag man nach einem halben Jahr bereits bei 389. Parallel dazu sind die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien in den vergangenen zehn Jahren um mehr als 80 Prozent gefallen.
Auf den ersten Blick ergibt sich daraus eine einfache Rechnung: Strom billig einkaufen, wenn er im Überfluss vorhanden ist, und verkaufen, wenn er knapp und teuer ist. Batteriespeicher sind – stark vereinfacht – die physische Version von „buy low, sell high“. Dass dieses Prinzip in der Praxis funktioniert, ist jedoch keine Selbstverständlichkeit. Dafür sind die Märkte zu komplex und die regulatorischen Rahmenbedingungen zu unsicher.
2. Was Batteriespeicher eigentlich machen
Das Papier unterscheidet zwei grundlegende Strategien. Entweder ein Speicher agiert als eigenständige Anlage am Großhandels- oder Regelenergiemarkt – das wird als „in front of the meter“ bezeichnet. Oder er sitzt hinter dem Netzanschlusspunkt eines Erzeugers oder Verbrauchers und optimiert dort den lokalen Energiefluss, also „behind the meter“.
Besonders interessant sind sogenannte Co-Location-Projekte. Dabei wird eine Batterie gemeinsam mit einer Wind- oder Photovoltaikanlage am selben Standort betrieben. Der Speicher kann überschüssigen Strom aufnehmen und die Einspeisung zeitlich verschieben.
Für neue Anlagen entfällt in Deutschland inzwischen die EEG-Förderung vollständig in Stunden mit negativen Strompreisen. Wer ohne Speicher einspeist, verliert in solchen Situationen nicht nur Markterlöse, sondern auch die Förderung. Für Co-Location-Projekte entsteht dadurch ein konkreter wirtschaftlicher Anreiz – und nicht nur ein theoretischer.
3. Deutschland gegen Frankreich – kein fairer Vergleich
Die installierte Leistung von Großbatteriespeichern in Deutschland ist von etwa 0,6 Gigawatt im Jahr 2020 auf rund 2,4 Gigawatt im Jahr 2025 gestiegen. Frankreich entwickelt sich langsamer und lag Ende 2025 bei knapp einem Gigawatt.
Der Grund liegt vor allem im Stromsystem selbst. Rund zwei Drittel der französischen Stromerzeugung stammen aus Kernkraftwerken, die relativ flexibel betrieben werden können und damit Preisschwankungen teilweise abfedern. Weniger Volatilität bedeutet automatisch auch weniger wirtschaftliche Anreize für Speicher.
Allerdings könnte sich das ändern. Der französische Netzbetreiber RTE weist darauf hin, dass der wachsende Flexibilitätsbedarf im Stromsystem künftig stärker werden könnte. Sollte die vorhandene Kraftwerksstruktur diesen Bedarf nicht vollständig abdecken, könnten auch die Preisschwankungen steigen – und damit das wirtschaftliche Interesse an Batteriespeichern. Ob sich auf dieser Grundlage Investitionsentscheidungen treffen lassen, ist allerdings eine andere Frage.
4. Regulierung: Das entscheidende Feld
Der längste und in gewisser Weise aufschlussreichste Teil des Frontier-Papiers beschäftigt sich mit den regulatorischen Rahmenbedingungen. Und der macht deutlich, dass technologische Reife und wirtschaftliche Logik allein nicht ausreichen.
In Deutschland profitieren Batteriespeicher derzeit von vergleichsweise günstigen Rahmenbedingungen. Anlagen, die bis August 2029 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von Netzentgelten befreit. Zusätzlich gibt es Innovationsausschreibungen, über die seit 2020 rund vier Gigawatt an Solar-Batterie-Kombinationen bezuschlagt wurden.
Der Netzanschluss bleibt jedoch ein ernstes Problem. Die große Zahl an Anträgen überfordert die bestehenden Verfahren. Gleichzeitig fehlt bislang ein einheitliches Priorisierungssystem, um zwischen projektreifen Vorhaben und vorsorglich gestellten Anträgen zu unterscheiden. In der Praxis führt das dazu, dass Netzkapazitäten teilweise lange blockiert bleiben. Änderungen werden zwar diskutiert – umgesetzt ist bisher wenig.
Frankreich hat mit dem neuen TURPE-7-Regelwerk Schritte unternommen, um Doppelbelastungen bei Netzentgelten für Speicher zu vermeiden. Gleichzeitig schreibt der Übertragungsnetzbetreiber RTE zeitliche Betriebsfenster vor, in denen Batterien weder laden noch einspeisen dürfen – ohne finanzielle Kompensation. Das ist aus Netzsicht nachvollziehbar, reduziert aber die wirtschaftliche Flexibilität der Betreiber.
5. Risiken, die man nicht wegdiskutieren kann
Frontier Economics bleibt in seiner Analyse bewusst nüchtern. Mit steigender Speicherkapazität könnten die Preisspreads an den Strommärkten tendenziell kleiner werden. Gleichzeitig entstehen neue Flexibilitätsquellen – etwa Pumpspeicher, flexible Gaskraftwerke, Wärmepumpen oder Elektrofahrzeuge.
Wer heute dauerhaft hohe Preisunterschiede einkalkuliert, könnte morgen vor anderen Marktbedingungen stehen.
Das Papier empfiehlt daher Strategien wie „Revenue Stacking“, also die Kombination mehrerer Erlösquellen, sowie langfristige Vertragsmodelle und Portfolioansätze. Das klingt plausibel – setzt aber auch voraus, dass Projektentwickler über die entsprechenden technischen, finanziellen und handelstechnischen Kompetenzen verfügen.
6. Fazit
Der Bericht von Frontier Economics ist kein Jubeldokument. Er beschreibt einen Markt mit echtem Potenzial, aber auch mit realen Fallstricken.
Batteriespeicher werden in Zukunft eine wichtige Rolle spielen – als Marktakteure, als Netzstabilisatoren und als Ergänzung zur erneuerbaren Stromerzeugung. Wie groß diese Rolle tatsächlich wird, hängt jedoch weniger von der Technologie selbst ab als von politischen Entscheidungen und regulatorischen Rahmenbedingungen.
Das ist keine neue Erkenntnis. Aber es schadet nicht, sie gelegentlich in Erinnerung zu rufen.
