Wenn sich Infrastruktur ökonomisch zunehmend in Richtung einer Flexibilitätsökonomie bewegt.
Die neue Physik des Strommarktes
Negative Strompreise galten lange als Marktanomalie. Inzwischen treten sie mit einer Regelmäßigkeit auf, die kaum noch als Ausnahme beschrieben werden kann.
Nach Daten von SMARD/Bundesnetzagentur wurden 2025 in Deutschland 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen registriert — nach bereits 457 Stunden im Vorjahr. Gleichzeitig lag der durchschnittliche tägliche Day-Ahead-Spread bei rund 130 Euro je MWh.
Die Zahlen beschreiben kein kurzfristiges Marktphänomen. Sie beschreiben die neue Physik des Systems.
Denn die Energiewende produziert nicht nur erneuerbare Energie. Sie produziert zeitliche Asymmetrie:
- hohe Einspeisung bei Sonne und Wind,
- geringe Einspeisung bei Dunkelflaute,
- steigende Lastspitzen,
- wachsende Anforderungen an Netze und Flexibilität.
Das Resultat sind immer stärkere Preisbewegungen innerhalb desselben Tages. Mittags kollabieren Preise teilweise ins Negative. Wenige Stunden später entstehen massive Abendspitzen (EPEX SPOT).
Wenn Schwankung ökonomisch wird
Historisch beruhte klassische Infrastruktur auf Stabilität:
- regulierte Cashflows,
- langfristige Verträge,
- geringe Marktpreisabhängigkeit.
Die neue Energiewelt beginnt dagegen genau jene Assets zu belohnen, die auf Schwankung reagieren können.
Batteriespeicher sind dafür das sichtbarste Beispiel. Sie eliminieren Volatilität nicht. Sie monetarisieren sie.
Je größer die Differenz zwischen günstigen und teuren Stunden wird, desto wertvoller wird die Fähigkeit, Energie zeitlich zu verschieben.
Die Skalierung macht die These glaubwürdig.
BloombergNEF erwartet für 2026 einen weltweiten Sprung der Speicherinstallationen um rund ein Drittel. Gleichzeitig sind die durchschnittlichen Kosten für Batteriespeicher laut BNEF seit 2018 um rund 75 Prozent gefallen. Speicher entwickeln sich damit nicht mehr nur zu einem Instrument der Energiewende, sondern zunehmend zu einer eigenen Infrastrukturklasse.
Bemerkenswert ist dabei nicht nur die Geschwindigkeit des Ausbaus. Mit der Batterie-Kostendegression, steigenden globalen Speicherinvestitionen und zunehmenden Netzengpässen verändert sich zugleich die Rolle der Technologie selbst. (BloombergNEF). Batteriespeicher sind immer weniger primär als „grüne Technologie“ zu verstehen, sondern als Instrument zur Netzstabilisierung und Flexibilisierung eines volatiler werdenden Systems (Bloomberg).
Der neue Engpass
Parallel verschiebt sich auch die Logik der Netze. Redispatch-Maßnahmen — also die gezielte Steuerung bzw. Abregelung von Einspeisung zur Stabilisierung überlasteter Netze — haben sich zuletzt massiv erhöht; allein im zweiten Quartal 2025 stieg das Redispatch-Volumen bei Photovoltaikanlagen von 605 GWh auf 1.168 GWh nahezu auf das Doppelte des Vorjahreswertes (SMARD).
Auch das ist mehr als ein technisches Detail.
Denn Netzkapazität entwickelt sich zunehmend selbst zum knappen Gut:
- Rechenzentren konkurrieren um Anschlussleistung,
- Industrieprojekte scheitern an Netzanschlüssen,
- Speicher entstehen dort, wo Flexibilität handelbar wird.
Der Strommarkt beginnt damit nicht mehr nur Energie zu bewerten, sondern Reaktionsfähigkeit.
📌 Fazit: Es findet eine Verschiebung in den Investment-Thesen statt
- Der Investment-Infrastrukturmarkt institutioneller Anlagekassen spricht weiterhin die Sprache klassischer Infrastruktur — Stabilität, Planbarkeit, langfristige Sichtbarkeit.
- Ökonomisch entsteht jedoch zunehmend eine Flexibilitätsökonomie.
- Infrastruktur wird in Teilen der Energiewelt also nicht mehr primär dafür bezahlt, Volatilität zu vermeiden, sondern dafür, sie für die Investoren zu monetarisieren indem aus ihr Rendite erzeugt wird.
