Es gibt eine schöne Beobachtung im Marktstammdatenregister (MaStR) der BNetzA, die das Tempo des Großbatterie-Ausbaus in Deutschland ehrlicher beschreibt als jede Pressemitteilung. Im Mai 2026 sind in der MaStR rund 12 GWh stationärer Großspeicher-Kapazität als in Betrieb registriert — Größenordnung, weil zwischen Inbetriebnahme und Eintrag oft eine Verzögerung von Monaten liegt. Drei Jahre vorher, im Mai 2023, waren es noch etwa 2,5 GWh. Eine Verfünffachung in drei Jahren ist viel, und sie ist ungleich verteilt: Bayern, Brandenburg und Niedersachsen sammeln zusammen mehr als die Hälfte der Kapazität, weil dort die Wind- und PV-Erzeugung am stärksten den Netzanschluss überfordert und Batterien als systemdienliche Puffer beihilfefähig finanziert werden konnten.

Was die Daten auch zeigen: die Chemie hat sich entschieden. Rund 70 Prozent der 2025 und 2026 installierten Großspeicher arbeiten mit Lithium-Eisenphosphat (LFP), nicht mehr mit Nickel-Mangan-Kobalt (NMC). Der Trend ist eindeutig und wird sich bei der nächsten Zubau-Welle weiter verstärken. LFP ist kostengünstiger pro kWh (Größenordnung 90 bis 110 Euro/kWh auf Zell-Ebene 2026, gegenüber 130 bis 150 Euro/kWh für NMC), thermisch stabiler, langlebiger bei täglichen Vollzyklen — und hat die schlechtere Energiedichte, was bei stationären Anwendungen weitgehend irrelevant ist. NMC bleibt für Fahrzeug-Anwendungen relevant, wo Volumen und Gewicht zählen; in der Netz-Infrastruktur hat sich der Markt zugunsten der unspektakuläreren, aber robusteren Chemie entschieden.

Geschäftsmodelle: vier Säulen und ein offener Streit

Wer 2020 einen Großspeicher in Deutschland baute, finanzierte ihn fast ausschließlich über Primärregelleistung (FCR, Frequency Containment Reserve) — der Markt war übersichtlich, die Erträge waren auskömmlich, und in den Auktionen ließen sich planbare Einnahmen erzielen. Diese Idylle ist 2026 vorbei: der FCR-Markt ist gesättigt, die Preise sind über die Jahre 2023 bis 2025 deutlich gefallen, und ein Speicher, der heute neu gebaut wird, finanziert sich aus einem Mix von vier Säulen.

Die erste Säule ist die Sekundärregelleistung (aFRR, automatische Frequenzwiederherstellungsreserve), die schnelle Reaktion auf größere Ungleichgewichte im Netz. Hier sind die Erträge volatiler, aber im Schnitt der letzten 18 Monate höher als am FCR-Markt. Die zweite Säule ist die Intraday-Arbitrage am Strommarkt — Einkauf in Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen, Verkauf in Stunden mit hohen Preisen. 2026 ist diese Säule durch die ausgeprägte Volatilität (siehe unsere Erzeugungsmix-Analyse in dieser Ausgabe) und die zunehmende Negativpreis-Häufigkeit erstmals zu einem wirklich tragfähigen Geschäftsmodell geworden. Die dritte Säule ist die Strompreis-Glättung im Auftrag von Direktvermarktern — Wind- und PV-Anlagen-Betreiber bezahlen für Speicher-Kapazität, um in EEG-Marktprämien-Anlagen die Negativstunden zu überbrücken. Die vierte Säule sind Inselnetz- und Schwarzstart-Funktionen, derzeit noch eine Nische, aber im neuen Netzentwicklungsplan deutlich aufgewertet.

Was unter diesen vier Säulen schwelt, ist die ungelöste regulatorische Frage der Doppelvermarktung: Darf ein Speicher gleichzeitig Strom aus EEG-geförderter Erzeugung speichern und nachher als „Grünstrom” verkaufen? Die Antwort des EnWG ist bisher unscharf, die BNetzA hat in einem Hinweisbeschluss vom Februar 2026 angedeutet, dass eine Klärung im Zuge der EEG-Novelle erfolgen soll — aber im aktuellen Entwurf der Novelle steht zu diesem Punkt nichts (siehe unsere Politik-Analyse in dieser Ausgabe).

Wirtschaftlichkeit und der lange Schatten der Wasserstoff-Frage

Die Investitionskosten für Großspeicher liegen 2026 in der Größenordnung von 200 bis 280 Euro pro kWh installierter Kapazität (inklusive Wechselrichter, Netzanschluss, Bauwerk, Inbetriebnahme — nicht inklusive Grundstück), wobei größere Anlagen ab 50 MWh eher das untere Ende erreichen. Die Round-Trip-Effizienz, also das Verhältnis aus eingespeicherter zu rückgewinnbarer Energie, liegt bei modernen LFP-Anlagen zwischen 88 und 92 Prozent über die volle Lebensdauer. Die rechnerische Lebensdauer wird bei einer Auslegung von einem vollständigen Zyklus pro Tag mit 12 bis 18 Jahren angesetzt, bevor die Restkapazität unter 70 Prozent der Nennkapazität fällt — danach bleibt eine Second-Life-Nutzung in unkritischen Anwendungen möglich.

Großbatterien Deutschland 2026	Größenordnung
Installierte Kapazität (MaStR)	~12 GWh
LFP-Anteil Neuinstallationen 2026	~70 %
Capex Großbatterie	~200–280 €/kWh
Round-Trip-Effizienz LFP	~88–92 %
Lebensdauer (1 Zyklus/Tag)	~12–18 Jahre
Pumpspeicher Bestand Deutschland	~40 GWh

Daten aus MaStR, BNetzA-Monitoring und den Geschäftsberichten der größten deutschen Speicher-Operatoren (Größenordnungen).

Eine eigene Größenordnung steckt im Heimspeichermarkt, der hier nicht in der Tabelle erscheint, aber für die Gesamt-Speicher-Landschaft Deutschlands eine relevante Säule bildet. Heimspeicher in Verbindung mit PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern sind 2026 mit kumuliert rund 1,8 Millionen installierten Systemen und einer Gesamt-Speicherkapazität in der Größenordnung von 18 bis 20 GWh inzwischen ein größerer Block als die Großbatterie-Flotte. Diese Heimspeicher sind primär eigenverbrauchs-optimiert und nehmen kaum am Strommarkt teil, was system-energetisch eine Mischung aus Vorteil (Lastentnahme aus dem Netz vermeiden) und Nachteil (Energie nicht systemdienlich verfügbar) ist. Die mittelfristige Entwicklung — sichtbar bereits in den Anbieter-Produkten 2025 und 2026 — bewegt sich in Richtung netzdienlicher Heimspeicher: dynamische Stromtarife (in Deutschland seit Januar 2025 verpflichtend für alle Lieferanten anzubieten) und Smart-Meter-Anbindung machen es wirtschaftlich, einen Heimspeicher nicht nur als Eigenverbrauchs-Puffer, sondern als kleines Marktteilnehmer-System zu betreiben.

Die Pumpspeicher-Zahl im Vergleich verdient eine eigene Anmerkung. Mit rund 40 GWh installiertem Speichervermögen in deutschen Pumpspeicherwerken — Goldisthal, Markersbach, Vianden (das technisch in Luxemburg, aber im deutschen Verbundnetz steht, hier nicht eingerechnet) — ist Deutschland erstaunlich pumpspeicher-arm verglichen mit Norwegen, Österreich oder der Schweiz. Erweiterungs-Möglichkeiten gibt es kaum: Topografie und Naturschutz lassen wenig Spielraum, neue große Anlagen sind seit Atdorf 2017 nicht mehr ernsthaft geplant. Die Lücke zwischen Pumpspeicher-Stagnation und Batterie-Wachstum verschiebt das Gewicht in der deutschen Speicher-Landschaft Schritt für Schritt zugunsten der elektrochemischen Speicher.

Bleibt die Frage nach dem Wasserstoff. Wenn wir 2026 ehrlich rechnen, ist die Energiespeicherung über Elektrolyse zu Wasserstoff und Rückverstromung in Gasturbinen mit Round-Trip-Effizienz von realistisch 30 bis 38 Prozent ein Vielfaches teurer pro gespeicherter und rückgewonnener kWh als die Batterie-Lösung. Die Batterie schlägt den Wasserstoff in der Kurzzeit-Speicherung deutlich. Wasserstoff hat seine Rechtfertigung aber in zwei anderen Funktionen: erstens in der saisonalen Speicherung (Sommer-PV-Überschüsse für den Winter), wo die niedrigen Energiekosten pro kWh-Speichervolumen die Effizienz-Schwäche ausgleichen können; zweitens in der Sektorenkopplung als Industrie- und Verkehrs-Energieträger, wo es nicht um Rückverstromung geht, sondern um die unmittelbare stoffliche oder thermische Verwendung. Beide Funktionen sind 2026 noch nicht ausgereift — die Wasserstoff-Erzeugungskapazität in Deutschland liegt im Bereich von wenigen hundert MW Elektrolyseur-Leistung, gegenüber dem politischen Ziel von 10 GW bis 2030.

Was sich daraus ableiten lässt: Großbatterien tragen 2026 die kurzfristige Volatilität des deutschen Stromsystems — und tun das so gut, dass die EEG-Novelle ihnen rasch sauberere regulatorische Rahmen geben sollte, damit die Investitionskurve nicht abbricht. Wasserstoff bleibt das Versprechen für die saisonale und die industrielle Frage. Beides zusammen ist das Bild, das wir nach Maßgabe der heutigen Daten zeichnen können — alles andere wäre Spekulation.