Liberalisering af elmarkedet – den samme fejltagelse, tredive år senere: Hvorfor Tysklands batteriboom i øjeblikket er på vej mod katastrofe

Bureaukrati i stedet for elektricitet: Hvordan netoperatører blokerer lagringsmarkedet i Tyskland

Déjà vu af energiomstillingen: Tyskland gentager en fatal fejltagelse fra 1990'erne

Det tyske marked for batterilagring oplever en hidtil uset boom – men en betydelig del af denne kapacitet når aldrig ud til forbrugerne. Mens projektudviklere investerer milliarder i nye faciliteter, modarbejdes deres realisering i stigende grad af et fatalt regulatorisk vakuum vedrørende nettilslutning. I stedet for ensartede regler og gennemsigtige processer møder investorerne den bureaukratiske vilkårlighed hos lokale netmonopolister. Situationen ligner et historisk déjà vu: Tilbage i 1998 truede liberaliseringen af ​​elmarkedet med at mislykkes netop på grund af denne "forhandlede netadgang", indtil lovgiverne greb ind med strenge reguleringer i 2005. I dag, tredive år senere, gentages denne fejltagelse på lagringsmarkedet. Elkunderne bærer konsekvenserne: Fordi færdige batterier holdes væk fra nettet, stiger omkostningerne til håndtering af overbelastning i milliardklassen. Hvis energiomstillingen ikke skal mislykkes på grund af manglende infrastruktur, skal politikerne lære af historien og endelig regulere netadgangen for lagringssystemer konsekvent.

Tyskland gentager et regulatorisk fejltrin – og energiomstillingen betaler prisen

Skyggen af ​​1998: En liberalisering, der ikke var en

I april 1998 trådte den ændrede energilov i kraft i Tyskland, hvilket formelt åbnede det tyske elmarked. Millioner af husstande og virksomheder skulle frit kunne vælge deres elleverandør. Løftet var vidtrækkende, men virkeligheden var tankevækkende. Tyskland valgte en model, der ikke blev brugt i nogen anden EU-medlemsstat: den såkaldte forhandlede netadgang. I stedet for ensartede statslige reguleringer skulle markedsdeltagerne indbyrdes forhandle de betingelser, hvorunder en ny elleverandør kunne bruge etablerede operatørers net.

Problemet var åbenlyst og strukturelt uløseligt: ​​Enhver, der skal forhandle med en monopolist uden regler, deadlines eller minimumsstandarder, forhandler uundgåeligt fra en svag position. Nye elhandlere skulle indgå individuelle aftaler med hver af de cirka 1.000 netværksoperatører i Tyskland på det tidspunkt vedrørende transmissionspriser, faktureringsprocedurer og tekniske specifikationer. De såkaldte brancheaftaler – VV I fra 1998, VV II fra 1999 og VV II+ fra 2001 – havde til formål at skabe frivillige branchestandarder, men mislykkedes i sidste ende, fordi de manglede en håndhævelsesmekanisme. Netværksoperatører kunne forsinke undersøgelser, pålægge ublu priskrav eller simpelthen ignorere dem – juridisk set, fordi der ikke var bindende sanktioner. Kun få særligt vedholdende nye udbydere overlevede denne taktik med afgang.

Vendepunktet i 2005: Hvordan regulering skaber markeder

Syv år efter den formelle liberalisering drog lovgiveren de nødvendige konklusioner. Den 13. juli 2005 trådte den anden lov om omorganisering af energiloven i kraft, hvilket afsluttede Tysklands særlige tilgang til forhandlet netadgang. Med ændringen af ​​energibrancheloven (EnWG) blev der indført ensartede, bindende regler for netadgang på landsdækkende plan, ledsaget af fire forordninger om netadgang og netafgifter. Samtidig fik den føderale netagentur for elektricitet, gas, telekommunikation, post og jernbaner, som den eksisterer i dag, sine energimarkedsspecifikke ansvarsområder og dermed tilsynsfunktionen med netregulering.

Effekten var øjeblikkelig mærkbar. Med klare processer, standardiserede deadlines og muligheden for at få overtrædelser retsforfulgt af en myndighed, blev der for første gang skabt reel lige muligheder for nye markedsdeltagere. Leverandørskift blev praktisk håndterbart, og konkurrence opstod i virkeligheden, ikke kun på papiret. Hvad markedet ikke kunne opnå på egen hånd på syv år, opnåede lovgiver på bare et par måneder: en fungerende infrastruktur for konkurrence. Dette er den centrale og tidløse lektie fra elmarkedet i slutningen af ​​1990'erne – og den gentages i Tyskland i 2026 på en bemærkelsesværdigt direkte måde.

Déjà vu på lagermarkedet: Vækst uden et regelsæt

Batterilagringsmarkedet i Tyskland oplever en hidtil uset vækst. Ved udgangen af ​​2025 var omkring 2,4 millioner stationære batterilagringssystemer med en samlet kapacitet på over 25 gigawatt-timer i drift på landsplan – en femdobling i forhold til 2020. Alene i første kvartal af 2026 blev der installeret mere end to yderligere gigawatt-timer, hvilket øgede det samlede antal til omkring 28 gigawatt-timer. Markedet for store lagringssystemer i megawatt-området fordoblede næsten sin kapacitet i 2025, fra omkring 450 megawatt til 842 megawatt installeret kapacitet. Og projektpipelinen for 2026 omfatter yderligere 3,4 gigawatt, selvom brancheeksperter forventer, at den faktiske implementering vil være lavere end disse prognoser – ikke på grund af manglende efterspørgsel, teknologi eller utilstrækkelig kapital, men snarere på grund af et strukturelt regulatorisk underskud i nettilslutningen.

Parallellen til liberaliseringen af ​​elmarkedet i 1998 er ikke metaforisk; den er mekanisk: Selv i dag er der ingen bindende, landsdækkende reguleringsramme for tilslutning af store batterilagringssystemer til nettet. Netoperatører kan formulere tekniske krav, fastsætte deadlines eller endda lade spørgsmål være fuldstændig ubesvarede efter eget skøn. Projektudviklere står over for det samme dilemma som elhandlerne ved årtusindskiftet: De forhandler med monopolister uden regler, uden deadlines og uden effektive klagemuligheder. Forhandlet netadgang, som officielt er blevet overvundet på elmarkedet siden 2005, fortsætter på batterilagringsmarkedet i 2026 – med de samme dysfunktionelle konsekvenser.

Tekniske flaskehalse: Hvor færdige lagersystemer venter på accept

Tilslutning af et stort batterilagringssystem til nettet er ikke en simpel plug-and-play-proces. Det begynder med at identificere et passende nettilslutningspunkt, hvilket betyder det fysisk og teknisk passende indgangspunkt til elnettet. Alene dette første trin kan tage måneder, fordi netoperatører ikke er juridisk forpligtet til at reagere på ansøgninger inden for definerede tidsrammer. Dette efterfølges af udviklingen af ​​et målekoncept, koordineringen af ​​beskyttelses- og kontrolsystemer, netfeedbacktest og endelig den faktiske idriftsættelse. Hvert af disse trin er i princippet netoperatørens ansvar, som dog ikke har noget økonomisk incitament til at fremskynde processen.

Resultatet er en række paradoksale situationer, der nu bliver mere og mere almindelige i hele Tyskland: Færdigbyggede, millionvenlige storskala batterilagringssystemer står på deres fundament, er teknisk klar til drift – men kan ikke levere strøm, fordi netoperatørens godkendelse til driften stadig afventes. Inden for branchen måles forsinkelser ikke i uger, men i kvartaler. Investorer og projektudviklere rapporterer om ubesvarede forespørgsler, krav, der langt overstiger, hvad der er teknisk nødvendigt for netdrift, og regionalt inkonsistente regler: Hvad der fungerer fejlfrit for én distributionsnetoperatør, mislykkes på grund af bureaukratisk uigennemsigtighed hos den tilstødende. Det er næppe, hvad man ville kalde økonomisk effektivitet.

Den makroøkonomiske dimension af regulatorisk fiasko

Skaden er ikke abstrakt. Den kan måles i reelle tal. I 2024 beløb de samlede omkostninger til håndtering af netbelastning i Tyskland sig til cirka 2,78 milliarder euro. I 2025 nåede disse omkostninger op på cirka 3,1 milliarder euro. Disse beløb, som i sidste ende videregives til alle elkunder i form af netafgifter, opstår primært, fordi elnettet mangler tilstrækkelige fleksibilitetsressourcer til at balancere udbud og efterspørgsel. Vindmølleparker begrænses, konventionelle kraftværker øges til modstrømsefterspørgsel, og grænseoverskridende modhandel medfører yderligere omkostninger – alt sammen fordi batterilagringssystemer, som omkostningseffektivt kan afbøde disse netbelastninger, enten ikke er tilsluttet nettet eller ikke har noget incitament til at operere på en netvenlig måde.

De systemiske ineffektiviteter stikker dog dybere. Batterilagringssystemer er teknisk set i stand til at reducere spidsbelastninger, kompensere for frekvensudsving og løse lokale flaskehalse. De kan erstatte noget af den dyre fossilbrændstofbaserede balanceringskraft, reducere behovet for ny netudvidelse og fungere som en fleksibel grænseflade mellem fluktuerende vedvarende energitilførsel og konstant forbrug. Dette potentiale forbliver uudnyttet, så længe markedsadgangen afhænger af de enkelte netoperatørers velvilje. Det tyske forbundsministerium for økonomi og energi forventer, at den installerede lagringskapacitet skal øges til omkring 100 gigawatt-timer inden 2030 for at holde energiomstillingen på rette spor. Forskellen mellem dette mål og den nuværende virkelighed skyldes regulatoriske fejl, ikke tekniske begrænsninger.

Reguleringskratten i 2026: Mange love, intet system

Det ville være urimeligt at påstå, at lovgiverne ikke har adresseret problemet. I 2026 er det lovgivningsmæssige landskab for batterilagring tættere end nogensinde før – men på ingen måde mere sammenhængende. Ændringen af ​​energibrancheloven (EnWG) fra november 2025 anerkender eksplicit store lagringsfaciliteter som privilegeret infrastruktur for første gang og lover fremskyndede tilladelsesprocesser og digitalisering af nettilslutningsprocedurer. Den samtidig vedtagne geotermiske energiaccelerationslov begrænser dog øjeblikkeligt dette privilegium: Undtagelser fra byggeplanlægning gælder nu kun for lagringsfaciliteter inden for en radius af 200 meter fra transformerstationer eller i umiddelbar nærhed af store produktionsanlæg. Venstre hånd tager tilbage, hvad højre hånd gav.

Hvad angår nettilslutninger, vil den tyske bygningsreglement (Baugesetzbuch) som minimum give planlægningssikkerhed for tilladelsesprocedurer i landdistrikter fra 2026 og fremefter, hvor batterilagringssystemer med en lagerkapacitet på en megawatt-time eller mere nu eksplicit vil modtage præferencebehandling. Sideløbende erstattede de fire tyske transmissionssystemoperatører – 50Hertz, Amprion, TenneT Tyskland og TransnetBW – det tidligere først til mølle-princip for tildeling af nettilslutningskapacitet i højspændingsnettet med en såkaldt modenhedsvurderingsprocedure den 1. april 2026. Denne procedure vil evaluere projekter baseret på kriterier som jorderhvervelse, tilladelsesstatus, teknisk koncept, økonomisk levedygtighed samt net- og systemfordele. Der opkræves et fast gebyr på €50.000 for hver ansøgning; hvis et tilslutningstilbud accepteres, skal der betales et yderligere depositum på €1.500 pr. megawatt.

Modenhedsvurderingsproceduren er en forbedring i forhold til en fuldstændig ureguleret tilstand, men den løser ikke det grundlæggende problem: den gælder kun for højspændingsnettet hos de fire transmissionssystemoperatører. De langt flere distributionssystemoperatører på mellem- og lavspændingsniveauerne forbliver upåvirket af en sammenlignelig, bindende procedure. For et storstilet batteriprojekt, der ikke skal tilsluttes højspændingsnettet, men til et regionalt distributionsnet, gælder de gamle regler for forhandlet netadgang stadig. Sameksistensen af ​​undtagelser, overgangsperioder, parallelle retsakter og manglen på overgangsmekanismer skaber et regulatorisk vakuum, der regelmæssigt stiller selv erfarne projektplanlæggere over for uoverstigelige planlægningsudfordringer.

Vores ekspertise i EU og Tyskland inden for forretningsudvikling, salg og marketing - Billede: Xpert.Digital

Branchefokusområder: B2B, digitalisering (fra AI til XR), maskinteknik, logistik, vedvarende energi og industri

Mere information her:

• Ekspert Business Hub

Et tematisk knudepunkt, der tilbyder indsigt og ekspertise:

• Vidensplatform, der dækker globale og regionale økonomier, innovation og branchespecifikke tendenser
• En samling af analyser, indsigter og baggrundsinformation fra vores vigtigste fokusområder
• Et sted for ekspertise og information om aktuelle udviklinger inden for erhvervsliv og teknologi
• Et knudepunkt for virksomheder, der søger information om markeder, digitalisering og brancheinnovationer

AgNes og spørgsmålet om aflønning: Incitamenter uden grundlag

Mens det strukturelle problem med nettilslutning stadig er uløst, arbejder den føderale netagentur (Federal Network Agency) på en grundlæggende reform af netafgiftssystemet inden for rammerne af AgNes-fastsættelsesproceduren (General Grid Fee System for Electricity). Fokus er på den planlagte afskaffelse af den generelle 20-årige netafgiftsfritagelse for lageranlæg, som hidtil har været gældende i henhold til § 118, stk. 6, i energibrancheloven (EnWG). Dette vil blive erstattet af et differentieret system af finansierings- og incitamentskomponenter: Netafgifter med en finansieringsfunktion sikrer deltagelse i netomkostningerne, mens dynamiske energipriser med en incitamentsfunktion har til formål at belønne systembetjenende adfærd fra lageranlæg – dvs. opkrævning ved overkapacitet i nettet og tilførsel af strøm til nettet i flaskehalssituationer.

Den tyske netagentur (Federal Network Agency) begrunder denne omorganisering med krav i europæisk lov: En generel undtagelse af lagringsfaciliteter er ikke holdbar i henhold til europæisk lov og er ikke befordrende for energipolitikken. Fra agenturets perspektiv kan der kun skabes incitamenter til adfærd, hvis der generelt opkræves netafgifter. Brancheforeninger, især den tyske energilagringsforening (BVES) og den tyske sammenslutning af nye energiindustrier (bne), er stærkt uenige. De kræver streng beskyttelse af investeringer baseret på den tidligere lovramme og advarer mod en tilbagevirkende forpligtelse til at betale afgifter, der kunne gælde fra den 2. september 2021. For igangværende projekter ville en sådan regulering svare til en delvis ekspropriation af deres beregnede rentabilitet. Den investeringsusikkerhed, der skabes af denne reguleringspendul, hæmmer yderligere nye investeringer, ud over de eksisterende barrierer for nettilslutning.

Netværksforbindelse som en blind plet: Det mistede potentiale

En særlig alvorlig forsømmelse vedrører netunderstøttet drift af batterilagringssystemer. Sondringen er fundamental, både teknisk og økonomisk: Et lagringssystem, der udelukkende opererer arbitragedrevet – oplader billigt og aflader dyrt, udelukkende baseret på engrospriser på el – kan potentielt have en procyklisk effekt på overbelastning af nettet. Et lagringssystem, der drives netunderstøttet, oplader derimod specifikt, når det lokale net er overbelastet, og leverer strøm, når der opstår flaskehalse. Dette reducerer behovet for omdirigering, aflaster infrastrukturen og sænker omkostningerne ved netudvidelse.

Denne systemiske merværdi kompenseres i øjeblikket hverken tilstrækkeligt eller håndhæves systematisk. Federal Network Agency (Federal Network Agency) anerkender problemet: Dynamiske netafgifter har til formål at give incitamenter til systembetjenende adfærd hos lageranlæg i transmissionsnettet og på højspændingsniveauet fra 2029. Dette er dog også et incitamentsinstrument, ikke et værktøj til markedsdeltagelse. Før lageranlæg kan fungere netbetjenende, skal de først tilsluttes nettet – under retfærdige, ensartede og gennemsigtige forhold. Så længe selve netadgangen forbliver ureguleret, er enhver diskussion om incitamentsstrukturer og gebyrsystemer bygget på sand. Det er som at debattere parlamentariske forretningsordener, før det overhovedet er klart, hvem der får adgang.

Den institutionelle læringsproces: Hvad lykkedes i 2005 – og hvad mangler i dag

I 2005 var betingelserne for en vellykket reguleringsreform af adgangen til elnettet bemærkelsesværdigt klare: Der var politisk vilje i Økonomiministeriet, europæisk pres gennem EU's accelerationsdirektiver fra 2003 og en nyoprettet myndighed med et eksplicit reguleringsmandat. Det føderale netagentur fik ikke kun tilsyn, men fik også beføjelse til aktivt at fastsætte standarder, gennemgå netafgifter og straffe overtrædelser. Resultatet var et paradigmeskift: forhandlet netadgang blev reguleret netadgang, og et markedsfusk blev et ægte marked.

Det, der mangler i 2026, er en konsekvent anvendelse af denne plan på lagringsmarkedet. De institutionelle forudsætninger er i princippet på plads. Det føderale netværksagentur har ekspertisen og værktøjerne. Ministeriet for økonomi og energi bærer det politiske ansvar. EU-regler, især direktivet om vedvarende energi (RED III) og det nye elmarkedsdirektiv, danner den normative ramme for integration af lagringssystemer. Det, der mangler, er den politiske vilje til at implementere denne ramme på en bindende og omfattende måde. I stedet hersker en fragmenteret tilgang: præferencebehandling i bygningsreglementet her, proceduremæssige ændringer for transmissionssystemoperatører der og debatter om gebyrer andre steder. En sammenhængende, systemorienteret reguleringsramme for den regulerede netadgang for batterilagringssystemer – analogt med ændringen af ​​energibrancheloven i 2005 – mangler stadig.

Regulerede rammebetingelser som vækstkatalysator

Den underliggende økonomiske logik bag kravet om mere regulering er kontraintuitiv, men empirisk bevist: Det er ikke mindre regulering, der skaber markeder, men snarere veludformet regulering. Elmarkedet efter 2005 er det tyske specifikke casestudie. Internationalt findes der andre: I Storbritannien muliggjorde det såkaldte Contracts for Difference-regime hurtig vækst på lagringsmarkedet, fordi klare regler skabte planlægningssikkerhed og dermed en investeringsvillighed. I USA regulerede Federal Energy Regulatory Commission Order 841 af 2018 eksplicit lagringsfaciliteters deltagelse på engrosmarkeder og mobiliserede dermed betydelig kapital.

Reguleret netadgang for batterilagringssystemer i Tyskland ville i bund og grund betyde tre ting: for det første ensartede, landsdækkende bindende processtandarder for nettilslutninger – med definerede deadlines, standardiserede tekniske krav og en håndterbar klageprocedure; for det andet klare, forståelige kriterier for netneutrale og netstøttende driftsformer for lagringssystemer; og for det tredje en aflønningsmekanisme for faktiske systemstøttende tjenester, der giver lagringsoperatører incitamenter til ikke kun at optimere arbitrageprofit, men også til aktivt at bidrage til netstabilitet. Alt dette er teknisk muligt og institutionelt implementerbart. Det, der mangler, er rammerne, ikke substansen.

Mellem pipeline og implementeringskløft: De tabte gigawatt

Forskellen mellem, hvad der er muligt, og hvad der faktisk realiseres, er ikke et abstrakt begreb. Ved udgangen af ​​2025 omfattede projektpipelinen for storskala batterilagring i Tyskland i alt 9,5 gigawatt, hvoraf 5,6 gigawatt skulle tilsluttes nettet inden udgangen af ​​2026 og 2027. Markedsanalytikernes mere realistiske vurdering antager, at en betydelig del af disse projekter ikke vil blive afsluttet til tiden på grund af forsinkelser i nettilslutningen. Hver gigawatt batterilagringskapacitet, der ikke sættes i drift som planlagt, repræsenterer en investering på cirka 500 millioner til en milliard euro, der forbliver ubrugt, og et tilsvarende tab af fleksibilitet for elsystemet.

Den føderale netværksagentur (Federal Network Agency) har selv påpeget, at en ukontrolleret udvidelse af nettilslutninger til batterilagring til op til 500 gigawatt ville overbelaste nettet og forårsage eksplosive omkostninger. Denne udtalelse er teknisk set forsvarlig, men bør ikke fortolkes som et argument imod regulering, men snarere som et argument for intelligent regulering. Ikke alle forbindelser giver mening, ikke alle kapaciteter er gavnlige for systemet – men netop af denne grund er der behov for transparente kriterier for prioritering og beslutningstagning, ikke uformelle beslutninger fra individuelle netoperatører baseret på deres eget skøn. Modenhedsvurderingsproceduren for transmissionssystemoperatører er et skridt i den rigtige retning – men den henvender sig kun til den ene ende af værdikæden og lader distributionsnettet være uberørt.

Reformmuligheder: Hvad reguleret netadgang rent faktisk ville betyde

Et reguleret netadgangssystem til batterilagringssystemer, et system der tager erfaringerne fra 1998 til 2005 alvorligt, ville i bund og grund skulle adressere fem dimensioner. For det første er der behov for bindende ansøgningsfrister: netoperatører skal være forpligtet til at svare på ansøgninger om nettilslutning inden for definerede tidsrammer, kommunikere kapacitetsflaskehalse transparent og begrunde afslag med verificerbare tekniske årsager. For det andet kræves der nationalt standardiserede minimumstekniske standarder for tilslutning og drift af batterilagringssystemer. Disse standarder beskytter netoperatørernes legitime interesse i netstabilitet uden at tillade yderligere særlige krav. For det tredje skal procesomkostningerne fordeles retfærdigt – tilskud til anlægsomkostninger må ikke belaste projektudviklerne i en sådan grad, at investeringer bliver uøkonomiske, som det tyske batterienergiselskab (BVES) med rette kritiserer.

For det fjerde er et klart sæt regler for netvenlige driftspraksisser længe påkrævet. Lageranlæg, der påviseligt opererer på en netvenlig måde, bør ikke blot belønnes med dynamiske netgebyrer, men også have præferentiel netadgang. Dette skaber incitamenter til økonomisk ønskelig adfærd og undgår de uberegnelige arbitrage-lagringssystemer, som kritiseres af Federal Network Agency (Federal Network Agency). For det femte er der behov for en uafhængig regulerende myndighed med reelle sanktionsbeføjelser – og her har Federal Network Agency allerede en forpligtelse til at anvende sine eksisterende instrumenter mere konsekvent. Parallellen til 2005 er også tydelig her: Først da regulerende myndighed rent faktisk havde beføjelserne og brugte dem, ændrede netoperatørernes adfærd sig.

Politisk ansvarlighed i en tid med omvæltninger

Den politiske dimension af dette problem bør ikke undervurderes. Tyskland gennemgår en periode med accelererede strukturelle ændringer i sin energiforsyning. Andelen af ​​vedvarende energi i elproduktionen stiger konstant, ustabiliteten i feed-in vokser, og behovet for kontrollerbar fleksibilitet stiger proportionalt. Batterilagring er ikke en supplerende teknologi i denne sammenhæng, men snarere en systeminfrastruktur, der i stigende grad overtager den funktion, der tidligere blev udført af spidsbelastningskraftværker med fossile brændstoffer. Politikere har understreget behovet for bedre at synkronisere udbygningen af ​​vedvarende energi med netudvidelsen, både rumligt og tidsmæssigt. Batterilagring er et mere omkostningseffektivt og hurtigere implementeret instrument end netudvidelse – men kun hvis det rent faktisk kan integreres i nettet.

Det politiske paradoks ligger i, at lovgiverne på den ene side sætter ambitiøse klimabeskyttelsesmål og mål for udbygning af vedvarende energi, mens de på den anden side lader de regulatoriske rammer for den nødvendige systeminfrastruktur være ufuldstændige. Dette er ikke tilfældigt, men snarere resultatet af et komplekst interessenetværk: Etablerede netoperatører drager fordel af status quo og har ringe incitament til at begrænse deres manøvrerum gennem bindende regler. Nye aktører – projektudviklere, investorer, teknologivirksomheder – er derimod talrige og velkapitaliserede, men mindre politisk konsoliderede end den traditionelle energisektor. Lovgiverne står således over for den klassiske regulatoriske udfordring: De skal skabe et marked, som markedsdeltagerne ikke kan eller ønsker at skabe på egen hånd.

Tidshorisonten er afgørende: regulering nu eller milliardomkostninger senere

Timingen af ​​denne beslutning er kritisk. Hvert år uden reguleret netadgang til batterilagring er et år, hvor håndtering af kapacitetsbegrænsninger i nettet koster milliarder, hvor investeringer enten ikke foretages eller flyder til udlandet, og hvor kløften mellem udbygningsmålet og virkeligheden udvides. Den tyske regering har sat sig som mål at øge den installerede batterilagringskapacitet til omkring 100 gigawatt-timer inden 2030. Med den nuværende udbygningshastighed og med de eksisterende reguleringsrammer er dette mål næppe opnåeligt. Pipeline er der, kapitalen er der, teknologien er der – det, der mangler, er den reguleringsmæssige nøgle, der låser døren op.

Historien lærer os, at ændringen af ​​energibrancheloven (EnWG) fra 2005 tog måneder, ikke år, om at have en effekt. Ensartede regler, håndhævelige standarder og en kompetent regulerende myndighed kan hurtigt transformere markederne. Det, Tyskland har brug for til batteriboomet i 2026, er ikke mere tålmodighed, men mere beslutsomhed. Forbundsministeriet for økonomi og energi og det tyske netværksagentur besidder i fællesskab de juridiske instrumenter til at gennemføre denne transformation. Spørgsmålet er hverken teknisk eller institutionelt. Det er politisk.

Tredive år efter det første forsøg på at liberalisere det tyske elmarked, og tyve år efter den regulatoriske løsnings succes, står Tyskland endnu engang ved en skillevej. Batteriboomet er reelt, efterspørgslen er presserende, og løsningsplanen findes i Forbundsarkivet. Det ville være en ekstraordinær fiasko at skulle lære den samme lektie to gange.