Batterien auf dem Vormarsch: 2026 als Wendejahr für die globale Energiewende
Dr. Myriam Marending,
Dr. René Dubacher
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Riesige Batteriespeicher entstehen derzeit rund um die Welt - von Solarparks in Texas über die Steppen der Inneren Mongolei bis zum Gelände eines ehemaligen Kohlekraftwerks nördlich von Sydney. Was lange als Zukunftsversprechen galt, wird 2026 zur Realität: Batteriespeicher gewinnen erstmals echten Einfluss auf das globale Energiesystem.
Riesige Batteriespeicher entstehen derzeit rund um die Welt - von Solarparks in Texas über die Steppen der Inneren Mongolei bis zum Gelände eines ehemaligen Kohlekraftwerks nördlich von Sydney. Was lange als Zukunftsversprechen galt, wird 2026 zur Realität: Batteriespeicher gewinnen erstmals echten Einfluss auf das globale Energiesystem.
Die Grundlage dafür ist eine Kombination aus sinkenden Kosten und stark steigender Stromnachfrage - getrieben vor allem durch das explosive Wachstum von Rechenzentren. Der Krieg im Nahen Osten hat diese Entwicklung zusätzlich beschleunigt: Teure fossile Brennstoffe machen Alternativen attraktiver. Laut BloombergNEF sollen die Neuinstallationen von Batteriespeichern allein in diesem Jahr um rund ein Drittel zulegen, mit besonders starkem Wachstum in Europa, dem Nahen Osten, Afrika und Lateinamerika.
Gleichzeitig sinken die Kosten für den Erwerb neuer Batterien weiter. Im Jahre 2025 insgesamt um starke 27%.
Kosten pro Megawatt/h in USD
Quelle: Bloomberg BNEF
Gezeigt werden die sogenannten: Levelized costs of electricity für eine Batterie mit 4 Stunden Leistung (Industriestandard). Der LCOS beantwortet eine einzige Frage:
„Was kostet es mich, eine Megawattstunde Strom zu speichern und wieder abzugeben - über die gesamte Lebensdauer der Anlage?"
Es ist also kein Kaufpreis, sondern ein Lebenszykluskosten-Konzept. Die Frage die sich dabei stellt ist, ab welchem Preis pro KWh Strom lohnt es sich für Versorgungsunternehmen diesen zu speichern und später ans Netz abzugeben?
Die entscheidende Formel dahinter ist einfach:
Mindest-Verkaufspreis = Einkaufspreis ÷ Wirkungsgrad + LCOS
Der Wirkungsgrad (round-trip efficiency) ist dabei oft unterschätzt: Wer Strom zu CHF 50/MWh kauft und mit 88% Wirkungsgrad entlädt, hat bereits CHF 56.80 Energiekosten pro entladener MWh, noch bevor ein Cent LCOS anfällt. Gängige Schätzungen für den Wirkungsgrad gehen heute von einem Verlust (Laden/Entladen) von 10-15% aus.
Für ein Versorgungsunternehmen in der Praxis bedeutet das heute bei aktuellen Marktpreisen (Speicherkosten=LCOS ~CHF 75/MWh, Talstrom (Strom in Schwachlastzeite) ~CHF40–60/MWh): es braucht einen Spread von etwa CHF80–100/MWh zwischen Talstrom- und Spitzenpreis. Das ist in Märkten mit hohem Solaranteil (starke Mittagsüberproduktion vs. Abend-Spitze) bereits regelmässig erreichbar, in der Schweiz jedoch noch eher Ausnahme als Regel.
Der EPEX SPOT ist die europäische Strombörse für Deutschland, Österreich, Frankreich und die Schweiz. Täglich werden dort die Strompreise pro MWh für den Folgetag stündlich ermittelt und gehandelt.
Der Schweizer Marktindex Swissix ist über das Single Day-Ahead Coupling (SDAC) eng mit den Nachbarmärkten gekoppelt, weshalb die Preisniveaus weitgehend parallel verlaufen. In Deutschland, als Referenzmarkt, verzeichnete die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) 2024 insgesamt 459 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen; 2025 stieg diese Zahl auf rund 575 Stunden.
Das Geschäftsmodell vermag in der Schweiz nur dann zu funktionieren, wenn die Netzgebühren für Batteriespeicher erlassen werden. Speicher ohne Endverbrauch (sogenannte reine Speicher) sind seit dem 1. Januar 2025 vollständig vom Netznutzungsentgelt befreit. Das betrifft grosse Batteriespeicher (BESS), die ausschliesslich Strom ins Netz einspeisen und keinen Eigenverbrauch haben - also der klassische Industrie-Grossspeicher eines Versorgungsunternehmens.
Der folgende Graphik zeigt die Möglichkeiten der Stromarbitrage von heute.
Die Grafik zeigt klar die zwei Zonen: links vom Break-Even (82 CHF/MWh) die Verlustzone in Rot, rechts die Gewinnzone in Grün. Die gestrichelte blaue Linie markiert den heute in der Schweiz durchschnittlich realisierbaren Spread von ~55 CHF/MWh - noch rund 27 CHF/MWh unterhalb des Break-Evens, was erklärt, warum reiner Arbitragebetrieb allein noch nicht reicht und Revenue Stacking [1] nötig ist.
Batteriespeicher werden 2026 einen echten Einfluss auf das globale Energiesystem gewinnen. Treiber sind sinkende Kosten (2025 um 27%), sowie eine stark steigende Stromnachfrage durch Rechenzentren und die durch den Nahostkonflikt verteuerten fossilen Brennstoffe. Laut BloombergNEF wachsen die Neuinstallationen 2026 um rund ein Drittel. Mit der vollständigen Netzentgeltbefreiung für Grossspeicher schafft die Schweiz die nötigen Voraussetzungen, damit Batteriespeicher auch hierzulande zur Glättung der Strompreise und zur Stabilisierung der Energieversorgung beitragen können.
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[1] Ein Grossspeicher kann nämlich in derselben Anlage parallel verschiedene Dienste erbringen:
Arbitrage - Strom billig kaufen und teuer verkaufen, wie wir es bisher besprochen haben.
Regelenergie - Swissgrid benötigt ständig schnell reagierende Kapazitäten, um die Netzfrequenz bei 50 Hz zu halten (sogenannte Primär- und Sekundärregelleistung). Batterien sind dafür ideal, weil sie in Millisekunden reagieren können. Swissgrid bezahlt dafür eine Kapazitätsvergütung — unabhängig davon, ob der Strom tatsächlich abgerufen wird.
Peak Shaving - Der Netzbetreiber zahlt dem Speicherbetreiber dafür, dass er in Lastspitzen Strom liefert und so teure Netzausbauten vermeidet.
Netzentgelt-Befreiung - Seit 2025 werden die Netznutzungsgebühren für eingespeisten Strom zurückerstattet, was einem zusätzlichen Erlös gleichkommt.Der entscheidende Vorteil: Jede dieser Quellen allein reicht oft nicht für die Wirtschaftlichkeit. Kombiniert überschreiten sie aber den Break-Even deutlich.