84 Prozent billiger: Eine Technologie im freien Fall nach oben – Die Wahrheit über Batteriespeicher
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Veröffentlicht am: 15. Mai 2026 / Update vom: 15. Mai 2026 – Verfasser: Konrad Wolfenstein
84 Prozent billiger: Eine Technologie im freien Fall nach oben – Die Wahrheit über Batteriespeicher – Bild: Xpert.Digital
Warum die Politik den globalen Batterie-Boom ignoriert? Der große Preissturz: Wie Batteriespeicher unsere Energiepolitik entlarven
Batterien vs. Gaskraftwerke: Deutschlands fatale Fehlkalkulation beim Strom
Trotz historischem Preisverfall: Warum Deutschland lieber auf Gas setzt
Die Preise für Batteriespeicher fallen weltweit auf historische Rekordtiefs – eine technologische Revolution, die den globalen Energiemarkt gerade fundamental umkrempelt. Doch anstatt diese enorme wirtschaftliche Dynamik für eine kostengünstige und saubere Energieversorgung zu nutzen, hält die deutsche Politik starr an einem überholten Dogma fest: dem milliardenschweren Neubau fossiler Gaskraftwerke. Während Länder wie China, Australien und die USA längst auf gigantische Speicherkraftwerke setzen, bremsen hiesige Regularien die Technologie systematisch aus. Eine tiefgehende Analyse über ignorierte Preisstürze, industriepolitische Fehlentscheidungen und die brisante Frage, warum Deutschland auf dem besten Weg ist, die nächste große technologische Wende zu verschlafen.
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In der Geschichte der modernen Energietechnologie hat es kaum einen Kostensturz gegeben, der so steil, so konsequent und so wirtschaftlich transformativ verlaufen ist wie jener der Lithium-Ionen-Batterien. Laut der jährlichen Batteriepreisstudie von BloombergNEF sind die Preise für stationäre Batteriespeicher innerhalb eines einzigen Jahres, zwischen 2024 und 2025, um 45 Prozent auf ein Rekordtief von 70 US-Dollar pro Kilowattstunde gefallen. Betrachtet man den längerfristigen Verlauf seit 2016, ergibt sich ein Preisrückgang von insgesamt rund 84 Prozent — eine Degression, die kein anderes Kraftwerks- oder Speichersystem auch nur annähernd erreicht hat. In China, dem mit Abstand größten Produktionsmarkt der Welt, wurden Anfang 2025 die ersten Großprojekte zu Systemkosten von unter 63 US-Dollar pro Kilowattstunde realisiert — ein Wert, der noch vor wenigen Jahren für absurd gehalten wurde.
Diese Preisentwicklung ist kein kurzfristiges Marktphänomen, das durch temporäre Rohstoffpreisschwankungen erklärbar wäre. Es ist das Ergebnis eines technologischen Reifeprozesses, massiver Investitionen in Produktionskapazitäten, systematischer Effizienzgewinne in der Zellchemie und eines globalen Lernkurveneffekts, der mit der Ausweitung der Serienproduktion exponentiell an Kraft gewonnen hat. BloombergNEF beziffert den realen Preisrückgang seit 2010 auf insgesamt 93 Prozent. Gleichzeitig stiegen die weltweiten Neuinstallationen stationärer Batteriespeicher im Jahr 2025 auf rund 315 Gigawattstunden — ein Wachstum von 50 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Für 2026 werden Installationen von über 450 Gigawattstunden erwartet. Vor diesem Hintergrund stellt sich eine Frage mit zunehmender Dringlichkeit: Warum setzt die deutsche Wirtschaftspolitik unter Ministerin Katherina Reiche trotz dieser Marktentwicklung nahezu ausschließlich auf den Neubau von Gaskraftwerken?
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Das Paradoxe am Batteriespeicher-Markt ist, dass sein wirtschaftlicher Aufstieg mit einem spektakulären Preissturz beginnt. Während sinkende Preise in anderen Industrien als Krisensymptom gelten — etwa in der Halbleiterbranche, wenn Überkapazitäten die Margen erdrücken —, signalisieren sie im Speichermarkt das genaue Gegenteil: wachsende Nachfrage, technologische Reife und strukturelle Wettbewerbsstärke. Der Markt für Batteriespeicher wächst gerade deshalb so rasant, weil er günstiger wird, nicht obwohl er günstiger wird.
Gemessen an den reinen Systemkosten haben stationäre Großspeicher in der EU Ende 2025 einen Wert von rund 180 bis 215 Euro pro Kilowattstunde erreicht. Rystad Energy prognostiziert für 2026 einen weiteren Rückgang auf rund 170 Euro pro Kilowattstunde. Eine vergleichende Rechnung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ergibt, dass eine neue Gasturbine, die nur zu Spitzenzeiten läuft, Strom zu Kosten zwischen 15,4 Cent und über 30 Cent pro Kilowattstunde produziert — in einer Energiekrise wie 2022 können diese Kosten auf bis zu 53 Cent pro Kilowattstunde steigen. Im direkten Vergleich: Strom aus Solar- und Windanlagen kostet in der Erzeugung unter 5 Cent pro Kilowattstunde. Die Zwischenspeicherung über einen Batteriespeicher mit einem Systempreis von 170 Euro pro Kilowattstunde verteuert diesen Strom um lediglich etwa 4 Cent. Das Ergebnis — erneuerbare Erzeugung plus Batteriespeicher unter 10 Cent pro Kilowattstunde — liegt damit weit unterhalb der Gestehungskosten jedes neu zu bauenden Gaskraftwerks in Deutschland.
Noch drastischer fällt der Vergleich aus, wenn man die Gesamtkosten berücksichtigt. Eine Studie des Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS), erstellt im Auftrag von Green Planet Energy, beziffert die gesamtgesellschaftlichen Kosten eines neuen deutschen Gaskraftwerks auf bis zu 67 Cent pro Kilowattstunde. Dieser Wert schließt neben den reinen Stromgestehungskosten zwischen 23 und 28 Cent auch Klimaschäden ein, die über den CO₂-Preis nicht vollständig abgedeckt sind. Jede neu gebaute Gasanlage verursache über ihre Gesamtlaufzeit bis zu 8,4 Millionen Tonnen CO₂ und erzeuge Klimaschäden von bis zu sieben Milliarden Euro, die nicht internalisiert sind. Für allein die im ersten Schritt geplanten 10 Gigawatt an Gaskraftwerken rechnet das FÖS mit direkten Förderkosten von rund 6,6 Milliarden Euro.
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Der Weltmarkt als Spiegel versäumter Chancen
Was in Deutschland als politisch umstrittene Zukunftsoption gilt, ist international längst Realität. Im australischen Bundesstaat Victoria produzierten Großbatteriespeicher im Jahr 2025 erstmals mehr Strom als Gaskraftwerke. In Kalifornien deckten Batteriespeicher im April 2025 bereits über 20 Prozent des Strombedarfs am Abend ab — eine Funktion, die bis 2020 fast ausschließlich Gaskraftwerken vorbehalten war. Weltweit überschritt die installierte Kapazität an Batteriespeichern im Jahr 2025 die Marke von 250 Gigawatt und übertraf damit erstmals die klassischen Pumpspeicherkraftwerke, die über Jahrzehnte das Rückgrat der globalen Energiespeicherung gebildet hatten. Allein im Jahr 2025 wurden über 100 Gigawatt neue Batteriekapazität weltweit in Betrieb genommen — eine Verdreifachung gegenüber 2023.
Die Wachstumsgeografie dieses Booms ist bemerkenswert. China dominiert mit einem Abstand, der sich eher mit Planwirtschaft auf Steroiden als mit Marktwirtschaft beschreiben lässt: Im Dezember 2025 allein installierte China mehr stationäre Batteriekapazität als die USA im gesamten Jahr. Hinter China und den USA rangieren Saudi-Arabien, Australien und Chile — allesamt Länder, die durch systematische Marktdesign-Entscheidungen den Batteriespeicher-Ausbau beschleunigt haben. Europa hat in diesem Rennen eine ambivalente Position: In Deutschland, dem bislang führenden europäischen Einzelmarkt, tritt der Gesetzgeber mit dem StromVKG gerade dann auf die Bremse, wenn das globale Schwungrad Fahrt aufnimmt.
Die strategische Dimension dieses Musters lässt sich kaum überschätzen. Die Geschichte der Solarphotovoltaik hat gezeigt, was passiert, wenn ein Pioniermarkt seine Wettbewerbsposition durch regulatorische Fehler verspielt: Deutschland baute als Weltmarktführer die Branche auf, verlor dann durch mangelnde Industriepolitik den Anschluss an die chinesische Fertigung und importiert heute den Großteil seiner Solarmodule. Beim Batteriespeicher droht eine Analogie — jedoch mit dem Unterschied, dass die Installation und Systemintegration noch stärker lokale Wertschöpfung erzeugen als die reine Modulproduktion, und dass Deutschland seinen Vorsprung im Systemgeschäft noch aktiv verteidigen könnte.
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Reiche contra Realität: Das Gaskraftwerk-Dogma
Wirtschaftsministerin Katherina Reiche hat die Kapazitätsausbau-Politik der Bundesregierung klar strukturiert: Im Rahmen des StromVKG sollen 2026 zunächst neun Gigawatt an sogenannten Langzeitkapazitäten mit einer Zehn-Stunden-Regel ausgeschrieben werden, 2027 weitere zwei Gigawatt, gefolgt von technologieoffenen Runden 2027 und 2029. Auf die Stromkunden könnten ab 2031 jährliche Zusatzkosten zwischen einer und drei Milliarden Euro zukommen, finanziert über eine neue Verbraucherumlage. Diese Architektur des Kapazitätsmarkts ist in ihrer inneren Logik konsistent — für eine Welt, in der Gaskraftwerke die wettbewerbsfähigste steuerbare Kapazitätstechnologie wären. Für die reale Welt des Jahres 2026 ist sie es nicht mehr.
Die Zehn-Stunden-Regel als zentrale Ausschreibungsanforderung ist das technische Herzstück des Problems. Batteriespeicher, insbesondere handelsübliche Lithium-Ionen-Systeme, können diese Anforderung in ihrer derzeitigen Verschärfung — die verlangt, dass eine Anlage nach zehnstündiger Vollentladung innerhalb einer Stunde wieder für zehn weitere Stunden bereit sein muss — nicht erfüllen. Das Bundeskartellamt hat in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf ausdrücklich darauf hingewiesen, dass diese technische Vorgabe Batteriespeicher faktisch von den ersten und volumenreichsten Ausschreibungsrunden ausschließt und damit die technologische Vielfalt im künftigen Kapazitätsmarkt einschränkt. Die Wettbewerbsbehörde kritisiert zudem, dass der Entwurf keine Begrenzung der Zuschlagsmenge je Anbieter vorsieht — was bedeutet, dass sich bestehende Marktstrukturen, in denen große Energiekonzerne dominieren, dauerhaft verfestigen könnten.
Bemerkenswert ist der Widerspruch zwischen dem proklamierten Ziel und den tatsächlichen Instrumenten. Reiche selbst bezeichnete die Einigung auf die Kraftwerksstrategie als wichtigen Schritt für einen „technologieoffenen Kapazitätsmarkt“. Tatsächlich aber sind die ersten neun Gigawatt der Langzeitausschreibungen technologisch alles andere als offen — sie sind, durch das Zehn-Stunden-Kriterium, faktisch auf Gaskraftwerke zugeschnitten. Der Terminus „technologieoffen“ beschreibt in diesem Zusammenhang eher eine Wunschvorstellung als eine regulatorische Realität.
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Das Herzstück dieser technologischen Weiterentwicklung ist die bewusste Abkehr von der konventionellen Klemmenbefestigung, die seit Jahrzehnten den Standard darstellt. Das neue und zeit- wie kostengünstigere Montagesystem begegnet dieses mit einem grundlegend anderen, intelligenteren Konzept. Anstatt die Module punktuell zu klemmen, werden sie in eine durchgehende, speziell geformte Trägerschiene eingelegt und dort sicher gehalten. Diese Konstruktion sorgt dafür, dass alle auftretenden Kräfte – seien es statische Lasten durch Schnee oder dynamische Lasten durch Wind – gleichmäßig über die gesamte Länge des Modulrahmens verteilt werden.
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Was der Systemvergleich ergibt: Kurzfrist versus Langfrist
Die energiepolitische Debatte über Batteriespeicher und Gaskraftwerke wird häufig als Frage der Versorgungssicherheit gerahmt: Batterien seien gut für kurze Speicherbedarfe, Gaskraftwerke notwendig für mehrtägige Dunkelflauten. Diese Logik ist in ihrer Grundanlage nicht falsch — aber sie verdeckt eine wesentliche Komplexität. Der deutsche Strommix benötigt nicht eine Technologie für alle Aufgaben, sondern ein intelligentes Zusammenspiel verschiedener Technologien, die jeweils dort eingesetzt werden, wo ihr systemischer Wert am höchsten ist. Und für diese differenzierte Betrachtung ist die aktuelle Ausschreibungsarchitektur schlicht nicht geeignet.
Batteriespeicher sind dort am wertvollsten, wo schnelle Reaktionsfähigkeit gefragt ist: Frequenzregelung, Glättung von Lastschwankungen, Aufnahme überschüssiger erneuerbarer Energie in Erzeugungsspitzen und deren Wiederabgabe in den Abendstunden. Eine Studie von LCP Delta kommt zu dem Schluss, dass Langzeit-Batteriespeicher bereits heute günstiger als Gaskraftwerke zur Absicherung der Versorgungssicherheit beitragen können — vorausgesetzt, die Ausschreibungsregeln sind auf ihre spezifischen Eigenschaften zugeschnitten. Rystad Energy dokumentiert, dass in mehreren Regionen Australiens und Nordamerikas Batteriespeicher die Funktion der Gaspeaker — also von Kraftwerken, die nur bei Spitzenlast anlaufen — bereits vollständig übernommen haben. Dieser Übergang vollzieht sich marktgetrieben, nicht durch staatliche Subventionierung, sondern weil die Wirtschaftlichkeitsrechnung eindeutig ist.
Für die verbleibenden Anwendungsfälle — mehrtägige Dunkelflauten, tiefe Winterereignisse ohne Wind und Sonne über mehrere Tage — gibt es eine sachliche Begründung für thermische Reservekapazitäten. Auch der BDEW erkennt an, dass steuerbare Gaskraftwerke als Back-up-Option für Extremereignisse unverzichtbar bleiben. Der springende Punkt ist aber nicht, ob überhaupt Gaskapazität gebraucht wird, sondern wie viel, in welcher Form und zu welchem Preis sie vergütet wird. Eine Regulierung, die neun Gigawatt primär auf Gaskraftwerke ausrichtet und Batteriespeichern erst in späteren, kleineren Runden Marktchancen einräumt, dreht die Prioritäten um: Sie tut so, als wären Dunkelflauten der Regelfall und kurzfristige Flexibilitätsbedarfe die Ausnahme — obwohl das Gegenteil zutrifft.
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Deutschlands fossile Importrechnung: Was auf dem Spiel steht
Hinter der technologischen Debatte steht eine volkswirtschaftliche Grundfrage: Wie teuer ist Importabhängigkeit? Deutschland gibt im langfristigen Mittel rund 81 Milliarden Euro pro Jahr für fossile Energieimporte aus, ermittelt durch KfW Research auf Basis von Daten zwischen 2008 und 2024. Das entspricht 2,5 Prozent des Bruttoinlandsprodukts und rund 1.000 Euro pro Kopf und Jahr. Im Jahr 2024 — einem Jahr mit vergleichsweise moderaten Energiepreisen — beliefen sich die Nettoimportkosten für Kohle, Öl und Gas auf 69 Milliarden Euro, was gegenüber dem Krisenjahr 2022 zwar erheblich weniger ist, aber immer noch deutlich über dem Vorkriegsniveau liegt. Im Jahr 2022 hatten die fossilen Importkosten die Marke von 146 Milliarden Euro erreicht — eine Zahl, die tief in das wirtschaftliche Gedächtnis eingebrannt ist.
Jeder neue Gaskraftwerk-Kapazitätsvertrag, der über 15 Jahre geschlossen wird, verlängert diese Abhängigkeit strukturell. Gaskraftwerke brauchen Gas, und Gas ist zu 95 Prozent ein Importgut. In einem Szenario, in dem Russland als Lieferant dauerhaft ausgefallen ist und der globale LNG-Markt durch geopolitische Spannungen stärker unter Druck gerät, ist die Verlässlichkeit dieser Lieferketten keine theoretische Frage, sondern eine realpolitische Herausforderung, die 2022 schon einmal zur Wirtschaftskrise eskaliert ist. Ein auf Batteriespeicher ausgerichteter Kapazitätsmarkt hingegen benötigt keine Brennstoffimporte. Die Energie, die ein Batteriespeicher aufnimmt und wieder abgibt, ist heimischer Wind- oder Solarstrom. Ihre Quelle ist von keinem ausländischen Lieferanten abhängig, von keinem Tanker und von keinem Pipeline-Vertrag.
Die volkswirtschaftliche Logik ist eindeutig: Jedes Gigawatt an Batteriespeicherkapazität, das ein Gigawatt an Gaskraftwerkskapazität substituiert, reduziert nicht nur die laufenden Gaseinkäufe — es reduziert auch die strukturelle Verwundbarkeit gegenüber externen Preis- und Lieferschocks. Diese geopolitische Dimension der Speicherfrage wird im deutschen Politikdiskurs systematisch unterschätzt, obwohl die Erfahrungen von 2022 eigentlich jeden Raum für Vergessen geschlossen haben sollten.
Marktdesign als Industriepolitik — nur wessen?
Die Ausgestaltung des StromVKG ist in ihrem wirtschaftspolitischen Effekt nicht neutral. Sie ist Industriepolitik — Industriepolitik zugunsten bestehender Energiekonzerne mit vorhandenen Kraftwerksstandorten, die von der Netzanschluss-Vorbedingung für Ausschreibungsgebote strukturell profitieren. Das Bundeskartellamt hat explizit darauf hingewiesen, dass ehemalige Kohle- und Kernkraftwerkstandorte bevorzugt werden könnten, da deren Netzanschlüsse bereits bestehen. Neue Marktteilnehmer — typischerweise spezialisierte Batteriespeicher-Entwickler, die keine gewachsene Netzinfrastruktur mitbringen — hätten in der vorgesehenen Bewerbungsfrist keine realistische Chance auf eine Netzanschlusszusage. Das Gesetz ist damit, neben seiner Technologiefokussierung auf Gas, auch eine strukturelle Marktzugangsbarriere für disruptive Wettbewerber.
Dieser ordnungspolitische Befund ist für eine Bundesregierung, die sich regelmäßig zum Wettbewerb und zur Marktwirtschaft bekennt, schwer zu rechtfertigen. Wenn Ausschreibungsregeln so konstruiert werden, dass sie bestimmte Technologien faktisch ausschließen und bestimmte Unternehmensstrukturen systematisch bevorzugen, handelt es sich nicht um einen technologieoffenen Wettbewerb, sondern um staatlich gelenkten Technologiekonservatismus. Die ordnungspolitische Ironie liegt darin, dass die Partei, die historisch die Marktwirtschaft gegen staatliche Eingriffe verteidigt hat, mit dem StromVKG einen regulatorischen Rahmen schafft, der die marktgetriebene Dynamik einer wettbewerbsfähigeren Technologie zugunsten einer durch staatliche Kapazitätszahlungen gestützten Technologie ausbremst.
Die Kapazitätsfrage neu gestellt: Was echte Versorgungssicherheit kostet
Versorgungssicherheit ist kein absoluter Wert, sondern ein Kosten-Nutzen-Verhältnis. Die Frage ist nicht, ob Deutschland ausreichend steuerbare Kapazität braucht — das tut es zweifellos. Die Frage ist, welche Kombination aus Technologien dieses Ziel am effizientesten und nachhaltigsten erfüllt. Eine Studie von Ember und der Initiative Klimaneutrales Deutschland, die den Ausgangspunkt dieser Analyse bildet, zeigt, dass eine Pipeline von 10,5 Gigawatt an Batteriespeichern, die heute in Bau oder Planung ist, rund 800 Millionen Euro jährlich einsparen könnte — durch vermiedene Redispatch-Kosten und wegfallende Gaseinkäufe. Das ist keine marginale Größe, sondern entspricht mehr als einem Viertel der gesamten deutschen Netzengpassmanagement-Kosten.
Der Wert von Batteriespeichern für das System liegt dabei nicht nur in ihrer Fähigkeit, kurzfristige Leistungslücken zu schließen. Er liegt auch in ihrer Fähigkeit, Abregelungen erneuerbarer Energien zu verhindern. Im Jahr 2025 mussten rund 8 Terawattstunden Wind- und Solarstrom abgeregelt werden, was rund 3 Prozent der gesamten Erzeugung entspricht. Dieser Strom wurde produziert, fand aber keinen Abnehmer und verschwand ungenutzt. Hätte die geplante Speicherpipeline bereits vollständig in Betrieb gestanden, hätte etwa ein Drittel davon genutzt werden können — nicht als Almosen für die Energieversorger, sondern als volkswirtschaftliche Effizienzgewinne. Denn jede Kilowattstunde abgeregelter erneuerbarer Energie ist eine Kilowattstunde, die durch Gas ersetzt werden muss — Gas, das importiert werden muss, das Emissionen produziert und das Redispatch-Kosten verursacht.
Was international vorgedacht wird: Lehren aus anderen Märkten
Die deutsche Debatte wird häufig mit einer gewissen Provinzialität geführt, als ob die Herausforderung, Versorgungssicherheit mit einem sauberen Stromsystem zu vereinbaren, hierzulande erstmals gelöst werden müsste. In Wahrheit gibt es eine Fülle internationaler Erfahrungen. Großbritannien, seit Jahren der zweitgrößte europäische Batteriespeichermarkt, hat in seinem Capacity Market gesonderte Ausschreibungsklassen für verschiedene Technologien eingeführt, die auf deren jeweilige technische Eigenschaften zugeschnitten sind. Das ermöglicht einen echten Wettbewerb innerhalb jeder Technologieklasse, ohne dass verschiedene Technologien an Kriterien gemessen werden, die für eine von ihnen nicht relevant sind.
Australien, das noch 2016 unter schweren Blackouts litt, hat durch eine konsequente Kombination aus Marktdesign-Reformen und gezielten Investitionen in Batteriegroßspeicher eine Versorgungssituation geschaffen, die trotz eines hohen Anteils erneuerbarer Energien stabiler ist als je zuvor. Dazu gehörte auch, dass Speicher in Kapazitätsmärkten gleichwertig zu Gaskraftwerken behandelt werden — mit angepassten Anforderungen für ihre spezifischen Eigenschaften, nicht mit einheitlichen Kriterien, die faktisch für eine bestimmte Technologie zugeschnitten sind. Die Lehre aus diesen Märkten ist einfach: Technologieoffenheit in einem Kapazitätsmarkt bedeutet nicht, dass alle Technologien denselben Anforderungen genügen müssen — es bedeutet, dass jede Technologie dort eingesetzt wird, wo ihr wirtschaftlicher und systemischer Wert am höchsten ist.
Das Zeitfenster schließt sich
Es ist Mitte 2026, und die ersten Kapazitätsausschreibungen sollen noch in diesem Jahr starten. Das parlamentarische Verfahren zum StromVKG bietet die letzte konkrete Gelegenheit, die Weichen neu zu stellen — bevor 15-jährige Verträge mit Gaskraftwerksbetreibern die deutsche Energiesystemstruktur bis in die frühen 2040er Jahre festschreiben. Die Evidenz ist eindeutig: Batteriespeicher sind kostengünstiger, emissionsfreier und unabhängiger von Energieimporten als neue Gaskraftwerke. Sie werden weltweit in einem Tempo ausgebaut, das alle Prognosen übertrifft. Sie sind wirtschaftlich, ohne staatliche Subventionierung, attraktiv für private Investoren. Und in Deutschland ist eine dynamische Speicherindustrie entstanden, die einen Standortvorteil darstellt, der mit falscher Regulierung leichtfertig verspielt werden kann.
Die Frage, die Prof. Dr. Volker Quaschning mit einiger Berechtigung stellt — warum Deutschland bei einem historischen Preisrückgang von 84 Prozent und einem globalen Speicherboom nicht auf einen Turboausbau bei Batterien setzt, sondern stattdessen über neue fossile Kraftwerke diskutiert —, ist keine rhetorische. Sie ist eine ernsthafte wirtschaftspolitische Anfrage an eine Regierung, die zwischen historischer Chance und regulatorischer Pfadabhängigkeit entscheiden muss. Der Markt hat seine Antwort längst gegeben. Die Politik steht noch aus.
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