Liberalisering av elmarknaden – samma misstag, trettio år senare: Varför Tysklands batteriboom just nu är på väg mot katastrof

Byråkrati istället för el: Hur nätoperatörer blockerar lagringsmarknaden i Tyskland

Déjà vu av energiomställningen: Tyskland upprepar ett ödesdigert misstag från 1990-talet

Den tyska marknaden för batterilagring upplever en exempellös boom – men en betydande del av denna kapacitet når aldrig konsumenterna. Medan projektutvecklare investerar miljarder i nya anläggningar, motverkas deras förverkligande i allt högre grad av ett ödesdigert regleringsvakuum gällande nätanslutning. Istället för enhetliga regler och transparenta processer möter investerare den byråkratiska godtyckligheten hos lokala nätmonopolister. Situationen liknar en historisk déjà vu: År 1998 hotade liberaliseringen av elmarknaden att misslyckas just på grund av denna "förhandlade nättillträde", tills lagstiftarna ingrep med strikta regleringar 2005. Idag, trettio år senare, upprepas detta misstag på lagringsmarknaden. Elkunderna får bära konsekvenserna: Eftersom färdiga batterier hålls borta från nätet stiger kostnaderna för hantering av överbelastning i miljardklassen. Om energiomställningen inte ska misslyckas på grund av bristande infrastruktur måste beslutsfattarna lära av historien och äntligen reglera nättillträdet för lagringssystem konsekvent.

Tyskland upprepar ett regelmässigt misstag – och energiomställningen får betala priset

Skuggan av 1998: En liberalisering som inte var en

I april 1998 trädde den ändrade energibranschlagen i kraft i Tyskland, vilket formellt öppnade den tyska elmarknaden. Miljontals hushåll och företag skulle fritt kunna välja sin elleverantör. Löftet var långtgående, men verkligheten var allvarlig. Tyskland valde en modell som inte användes i någon annan medlemsstat i Europeiska unionen: det så kallade förhandlade nättillträdet. Istället för enhetliga statliga regleringar skulle marknadsaktörerna sinsemellan förhandla om villkoren för hur en ny elleverantör kunde använda etablerade operatörers nät.

Problemet var uppenbart och strukturellt olösligt: ​​den som måste förhandla med en monopolist utan regler, tidsfrister eller minimistandarder förhandlar oundvikligen från en svag position. Nya elhandlare var tvungna att nå individuella avtal med var och en av de cirka 1 000 nätoperatörerna i Tyskland vid den tiden angående överföringspriser, faktureringsförfaranden och tekniska specifikationer. De så kallade branschavtalen – VV I från 1998, VV II från 1999 och VV II+ från 2001 – var avsedda att skapa frivilliga branschstandarder, men misslyckades slutligen eftersom de saknade någon verkställighetsmekanism. Nätoperatörer kunde försena utredningar, införa orimliga priskrav eller helt enkelt ignorera dem – juridiskt sett, eftersom det inte fanns några bindande sanktioner. Endast ett fåtal särskilt ihärdiga nya leverantörer överlevde denna taktik med avgång.

Vändpunkten 2005: Hur reglering skapar marknader

Sju år efter den formella liberaliseringen drog lagstiftaren de nödvändiga slutsatserna. Den 13 juli 2005 trädde den andra lagen om omorganisation av energilagen i kraft, vilket avslutade Tysklands särskilda tillvägagångssätt med förhandlat nättillträde. Med ändringen av energiindustrilagen (EnWG) infördes enhetliga, bindande regler för nättillträde nationellt, åtföljda av fyra förordningar om nättillträde och nätavgifter. Samtidigt fick den federala nätmyndigheten för el, gas, telekommunikation, post och järnvägar, som den ser ut idag, sitt energimarknadsspecifika ansvar och därmed tillsynsfunktionen över nätregleringen.

Effekten var omedelbart märkbar. Med tydliga processer, standardiserade tidsfrister och möjligheten att få överträdelser åtalade av en myndighet skapades för första gången verkliga lika möjligheter för nya marknadsaktörer. Att byta leverantör blev praktiskt hanterbart, och konkurrens uppstod i verkligheten, inte bara på pappret. Vad marknaden inte kunde uppnå på egen hand på sju år, åstadkom lagstiftaren på bara några månader: en fungerande infrastruktur för konkurrens. Detta är den centrala och tidlösa lärdomen från elmarknaden i slutet av 1990-talet – och den upprepas i Tyskland år 2026 på ett anmärkningsvärt direkt sätt.

Déjà vu på lagringsmarknaden: Tillväxt utan ett regelverk

Batterilagringsmarknaden i Tyskland upplever en exempellös tillväxt. I slutet av 2025 var cirka 2,4 miljoner stationära batterilagringssystem med en total kapacitet på över 25 gigawattimmar i drift nationellt – en femfaldig ökning jämfört med 2020. Bara under första kvartalet 2026 installerades ytterligare mer än två gigawattimmar, vilket ökade den totala andelen till cirka 28 gigawattimmar. Marknaden för storskaliga lagringssystem i megawattintervallet fördubblade nästan sin kapacitet år 2025, från cirka 450 megawatt till 842 megawatt installerad kapacitet. Och projektpipelinen för 2026 omfattar ytterligare 3,4 gigawatt, även om branschexperter förväntar sig att det faktiska genomförandet kommer att inte uppfylla dessa prognoser – inte på grund av bristande efterfrågan, teknik eller otillräckligt kapital, utan snarare på grund av ett strukturellt regelunderskott inom nätanslutning.

Parallellen till liberaliseringen av elmarknaden 1998 är inte metaforisk; den är mekanisk: Än idag finns det inget bindande, nationellt regelverk för att ansluta storskaliga batterilagringssystem till elnätet. Nätoperatörer kan formulera tekniska krav, sätta tidsfrister eller till och med lämna frågor helt obesvarade efter eget gottfinnande. Projektutvecklare står inför samma dilemma som elhandlarna vid millennieskiftet: De förhandlar med monopolister utan regler, utan tidsfrister och utan effektiva möjligheter att överklaga. Förhandlad nättillträde, som officiellt övervunnits på elmarknaden sedan 2005, kvarstår på batterilagringsmarknaden 2026 – med samma dysfunktionella konsekvenser.

Tekniska flaskhalsar: Där färdiga lagringssystem väntar på godkännande

Att ansluta ett stort batterilagringssystem till elnätet är inte en enkel plug-and-play-process. Det börjar med att identifiera en lämplig nätanslutningspunkt, det vill säga den fysiskt och tekniskt lämpliga ingångspunkten till elnätet. Bara detta första steg kan ta månader eftersom nätoperatörerna inte är juridiskt skyldiga att svara på ansökningar inom definierade tidsramar. Detta följs av utveckling av ett mätkoncept, samordning av skydds- och styrsystem, nätåterkopplingstester och slutligen den faktiska driftsättningen. Vart och ett av dessa steg är i princip nätoperatörens ansvar, som dock inte har något ekonomiskt incitament att påskynda processen.

Resultatet är en rad paradoxala situationer som nu blir allt vanligare i hela Tyskland: Färdigställda, mångmiljonprissatta storskaliga batterilagringssystem står på sina grundvalar, är tekniskt redo för drift – men kan inte leverera el eftersom nätoperatörens godkännande för drift fortfarande väntar. Inom branschen mäts förseningar inte i veckor, utan i kvartal. Investerare och projektutvecklare rapporterar förfrågningar som förblir obesvarade, krav som vida överstiger vad som är tekniskt nödvändigt för nätdrift och regionalt inkonsekventa regleringar: Det som fungerar felfritt för en distributionsnätoperatör misslyckas på grund av byråkratisk ogenomskinlighet hos den angränsande. Detta är knappast vad man skulle kalla ekonomisk effektivitet.

Den makroekonomiska dimensionen av regelmisslyckande

Skadan är inte abstrakt. Den kan mätas i verkliga siffror. År 2024 uppgick de totala kostnaderna för hantering av nätöverbelastning i Tyskland till cirka 2,78 miljarder euro. År 2025 nådde dessa kostnader cirka 3,1 miljarder euro. Dessa summor, som slutligen förs vidare till alla elkunder i form av nätavgifter, uppstår främst på grund av att elnätet saknar tillräckliga flexibilitetsresurser för att balansera utbud och efterfrågan. Vindkraftsparker begränsas, konventionella kraftverk ökas till motströmsefterfrågan och gränsöverskridande mothandel medför ytterligare kostnader – allt eftersom batterilagringssystem, som skulle kunna buffra dessa nätöverbelastningar kostnadseffektivt, antingen inte är anslutna till nätet eller inte har något incitament att driva på ett nätvänligt sätt.

De systemiska ineffektiviteterna går dock djupare. Batterilagringssystem är tekniskt sett kapabla att minska toppbelastningar, kompensera för frekvensfluktuationer och lösa lokala flaskhalsar. De skulle kunna ersätta en del av den dyra fossilbränslebaserade balanskraften, minska behovet av ny nätutbyggnad och fungera som ett flexibelt gränssnitt mellan fluktuerande inmatning av förnybar energi och konstant förbrukning. Denna potential förblir outnyttjad så länge marknadstillträdet är beroende av enskilda nätoperatörers välvilja. Det tyska federala ministeriet för ekonomi och energi förväntar sig att den installerade lagringskapaciteten kommer att behöva öka till cirka 100 gigawattimmar år 2030 för att hålla energiomställningen på rätt spår. Gapet mellan detta mål och den nuvarande verkligheten orsakas av regelmässiga misslyckanden, inte av tekniska begränsningar.

Regelverket 2026: Många lagar, inget system

Det vore orättvist att påstå att lagstiftarna inte har tagit itu med problemet. År 2026 är regelverket för batterilagring tätare än någonsin tidigare – men inte på något sätt mer sammanhängande. Ändringen av energiindustrilagen (EnWG) från november 2025 erkänner uttryckligen storskaliga lagringsanläggningar som privilegierad infrastruktur för första gången och lovar påskyndade tillståndsprocesser och digitalisering av nätanslutningsförfaranden. Lagen om acceleration av geotermisk energi, som antogs samtidigt, begränsar dock omedelbart detta privilegium: Undantag från byggplanering gäller nu endast lagringsanläggningar inom en radie av 200 meter från transformatorstationer eller i omedelbar närhet av stora kraftverk. Vänsterhanden tar tillbaka vad högerhanden gav.

Beträffande nätanslutningar kommer den tyska bygglagen (Baugesetzbuch) åtminstone att ge planeringssäkerhet för tillståndsförfaranden i landsbygdsområden från och med 2026, där batterilagringssystem med en lagringskapacitet på en megawattimme eller mer nu uttryckligen får förmånsbehandling. Parallellt ersatte de fyra tyska överföringssystemoperatörerna – 50Hertz, Amprion, TenneT Tyskland och TransnetBW – den tidigare först till kvarn-principen för tilldelning av nätanslutningskapacitet i högspänningsnätet med ett så kallat mognadsbedömningsförfarande den 1 april 2026. Detta förfarande kommer att utvärdera projekt baserat på kriterier som markförvärv, tillståndsstatus, tekniskt koncept, ekonomisk lönsamhet samt nät- och systemfördelar. En fast avgift på 50 000 euro debiteras för varje ansökan; om ett anslutningserbjudande accepteras måste en ytterligare deposition på 1 500 euro per megawatt betalas.

Förfarandet för mognadsbedömning är en förbättring jämfört med ett helt oreglerat tillstånd, men det löser inte det grundläggande problemet: det gäller endast högspänningsnätet för de fyra överföringssystemoperatörerna. De betydligt fler distributionssystemoperatörerna på mellan- och lågspänningsnivåerna påverkas inte av något jämförbart, bindande förfarande. För ett storskaligt batteriprojekt som inte ska anslutas till högspänningsnätet utan till ett regionalt distributionsnät gäller fortfarande de gamla reglerna för förhandlat nättillträde. Samexistensen av undantag, övergångsperioder, parallella rättsakter och bristen på övergångsmekanismer skapar ett regelvakuum som regelbundet ställer även erfarna projektplanerare inför oöverstigliga planeringsutmaningar.

Vår expertis inom EU och Tyskland inom affärsutveckling, försäljning och marknadsföring - Bild: Xpert.Digital

Branschfokusområden: B2B, digitalisering (från AI till XR), maskinteknik, logistik, förnybar energi och industri

Mer information här:

• Expertföretagsnav

Ett tematiskt nav som erbjuder insikter och expertis:

• Kunskapsplattform som täcker globala och regionala ekonomier, innovation och branschspecifika trender
• En samling analyser, insikter och bakgrundsinformation från våra viktigaste fokusområden
• En plats för expertis och information om aktuell utveckling inom näringsliv och teknologi
• En knutpunkt för företag som söker information om marknader, digitalisering och branschinnovationer

AgNes och frågan om ersättning: Incitament utan grund

Medan den strukturella frågan om nätanslutning fortfarande är olöst, arbetar den federala nätmyndigheten (Federal Network Agency) med en grundläggande reform av nätavgiftssystemet inom ramen för AgNes (General Grid Fee System for Electricity) fastställandeförfarandet. Fokus ligger på det planerade avskaffandet av det generella 20-åriga nätavgiftsbefrielsen för lagringsanläggningar, som hittills har tillämpats enligt paragraf 118 punkt 6 i energibranschens lag (EnWG). Detta kommer att ersättas av ett differentierat system av finansierings- och incitamentskomponenter: nätavgifter med en finansieringsfunktion säkerställer deltagande i nätkostnaderna, medan dynamiska energipriser med en incitamentsfunktion är avsedda att belöna systembetjänande beteende hos lagringsanläggningar – dvs. debitering vid nätöverkapacitet och matning av el till nätet vid flaskhalssituationer.

Den federala nätmyndigheten (Federala nätmyndigheten) motiverar denna omorganisation med krav i europeisk lag: Ett generellt undantag för lagringsanläggningar är inte hållbart enligt europeisk lag och bidrar inte till energipolitiken. Ur myndighetens perspektiv kan incitament för beteende endast skapas om nätavgifter tas ut generellt. Branschorganisationer, särskilt den tyska energilagringsföreningen (BVES) och den tyska föreningen för nya energiindustrier (bne), är starkt oense. De kräver ett strikt skydd för investeringar baserat på den tidigare rättsliga ramen och varnar för en retroaktiv skyldighet att betala avgifter som skulle kunna gälla från och med den 2 september 2021. För pågående projekt skulle en sådan reglering innebära en delvis expropriering av deras beräknade lönsamhet. Den investeringsosäkerhet som skapas av denna regleringspendel hindrar ytterligare nya investeringar, utöver de befintliga hindren för nätanslutning.

Nätverksanslutning som en blind fläck: Den missade potentialen

Ett särskilt allvarligt misstag gäller den nätstödjande driften av batterilagringssystem. Skillnaden är grundläggande, både tekniskt och ekonomiskt: Ett lagringssystem som drivs enbart arbitragedrivet – laddar billigt och urladdar dyrt, enbart baserat på grossistpriser på el – kan potentiellt ha en procyklisk effekt på nätöverbelastning. Ett lagringssystem som drivs på ett nätstödjande sätt laddar å andra sidan specifikt när det lokala nätet är överbelastat och matar in ström när flaskhalsar uppstår. Detta minskar behovet av omdirigering, avlastar infrastrukturen och sänker kostnaderna för nätutbyggnad.

Detta systemiska mervärde kompenseras för närvarande varken tillräckligt eller systematiskt. Federala nätmyndigheten (Federala nätmyndigheten) inser problemet: Dynamiska nätavgifter är avsedda att stimulera lagringsanläggningars systembetjänande beteende i överföringsnätet och på högspänningsnivå från och med 2029. Även detta är dock ett incitamentsinstrument, inte ett verktyg för marknadsdeltagande. Innan lagringsanläggningar kan fungera nätbetjänande måste de först anslutas till nätet – under rättvisa, enhetliga och transparenta villkor. Så länge nättillträdet i sig förblir oreglerat, är all diskussion om incitamentsstrukturer och avgiftssystem byggd på sand. Det är som att debattera parlamentariska arbetsordningar innan det ens är klart vem som kommer att beviljas tillträde.

Den institutionella lärandeprocessen: Vad som lyckades 2005 – och vad som saknas idag

År 2005 var förutsättningarna för en framgångsrik regelreform av elnätstillträdet anmärkningsvärt tydliga: det fanns politisk vilja inom ekonomiministeriet, europeiskt tryck genom EU:s accelerationsdirektiv från 2003 och en nyinrättad myndighet med ett uttryckligt regleringsmandat. Den federala nätmyndigheten (Federal Network Agency) fick inte bara tillsyn utan fick också befogenhet att aktivt fastställa standarder, granska nätavgifter och bestraffa överträdelser. Resultatet blev ett paradigmskifte: förhandlat nättillträde blev reglerat nättillträde, och en marknadsbluff blev en genuin marknad.

Det som saknas år 2026 är en konsekvent tillämpning av denna plan på lagringsmarknaden. De institutionella förutsättningarna finns i princip på plats. Den federala nätmyndigheten har expertisen och verktygen. Ekonomi- och energiministeriet bär det politiska ansvaret. EU-förordningar, särskilt direktivet om förnybar energi (RED III) och det nya elmarknadsdirektivet, utgör det normativa ramverket för att integrera lagringssystem. Det som saknas är den politiska viljan att genomföra detta ramverk på ett bindande och heltäckande sätt. Istället råder en fragmenterad strategi: förmånsbehandling i byggregler här, procedurändringar för överföringssystemoperatörer där och debatter om avgifter på andra håll. Ett sammanhängande, systemorienterat regelverk för reglerad nätåtkomst för batterilagringssystem – analogt med ändringen av energiindustrilagen från 2005 – saknas fortfarande.

Reglerade ramvillkor som tillväxtkatalysator

Den underliggande ekonomiska logiken bakom kravet på mer reglering är kontraintuitiv, men empiriskt bevisad: Det är inte mindre reglering som skapar marknader, utan snarare väl utformad reglering. Elmarknaden efter 2005 är den tyskspecifika fallstudien. Internationellt finns det andra: I Storbritannien möjliggjorde den så kallade Contracts for Difference-ordningen snabb tillväxt på lagringsmarknaden eftersom tydliga regler skapade planeringssäkerhet och därmed en investeringsvilja. I USA reglerade Federal Energy Regulatory Commission Order 841 från 2018 uttryckligen lagringsanläggningars deltagande på grossistmarknader, vilket mobiliserade betydande kapital.

Reglerat nättillträde för batterilagringssystem i Tyskland skulle i huvudsak innebära tre saker: för det första, enhetliga, landsomfattande bindande processstandarder för nätanslutningar – med definierade tidsfrister, standardiserade tekniska krav och en hanterbar klagomålsprocess; för det andra, tydliga, begripliga kriterier för nätneutrala och nätstödjande driftssätt för lagringssystem; och för det tredje, en ersättningsmekanism för faktiska systemstödjande tjänster, som stimulerar lagringsoperatörer inte bara att optimera arbitragevinster utan också att aktivt bidra till nätstabilitet. Allt detta är tekniskt genomförbart och institutionellt implementerbart. Det som saknas är ramverket, inte innehållet.

Mellan pipeline och implementeringsgap: De förlorade gigawattarna

Skillnaden mellan vad som är möjligt och vad som faktiskt realiseras är inte ett abstrakt begrepp. I slutet av 2025 omfattade projektpipelinen för storskalig batterilagring i Tyskland totalt 9,5 gigawatt, varav 5,6 gigawatt skulle anslutas till nätet i slutet av 2026 och 2027. Marknadsanalytikernas mer realistiska bedömning antar att en betydande del av dessa projekt inte kommer att slutföras i tid på grund av förseningar i nätanslutningen. Varje gigawatt batterilagringskapacitet som inte tas i drift som planerat representerar en investeringsvolym på ungefär 500 miljoner till en miljard euro som förblir outnyttjad, och en motsvarande förlust av flexibilitet för elsystemet.

Den federala nätverksmyndigheten Federal Network Agency (FNAA) har själv påpekat att en okontrollerad utbyggnad av nätanslutningar för batterilagring till upp till 500 gigawatt skulle överbelasta nätet och orsaka skjutningar i höjden. Detta påstående är tekniskt sunt, men bör inte tolkas som ett argument mot reglering, utan snarare som ett argument för smart reglering. Inte varje anslutning är meningsfull, inte varje kapacitet är fördelaktig för systemet – men just av denna anledning behövs transparenta kriterier för prioritering och beslutsfattande, inte informella beslut av enskilda nätoperatörer baserat på eget gottfinnande. Mognadsbedömningsförfarandet för överföringssystemoperatörer är ett steg i rätt riktning – men det riktar sig bara till ena änden av värdekedjan och lämnar distributionsnätet orört.

Reformalternativ: Vad reglerad nätåtkomst faktiskt skulle innebära

Ett reglerat nättillträdessystem för batterilagringssystem, ett system som tar lärdomarna från 1998 till 2005 på allvar, skulle i huvudsak behöva ta itu med fem dimensioner. För det första behövs bindande ansökningsfrister: nätoperatörerna måste vara skyldiga att svara på nätanslutningsansökningar inom definierade tidsramar, kommunicera kapacitetsflaskhalsar transparent och motivera avslag med verifierbara tekniska skäl. För det andra krävs nationellt standardiserade tekniska minimistandarder för anslutning och drift av batterilagringssystem. Dessa standarder skyddar nätoperatörernas legitima intresse av nätstabilitet utan att tillåta några ytterligare specialkrav. För det tredje måste processkostnaderna fördelas rättvist – byggkostnadssubventioner får inte belasta projektutvecklarna i en sådan utsträckning att investeringar blir oekonomiska, vilket den tyska batterienergiföreningen (BVES) med rätta kritiserar.

För det fjärde är en tydlig uppsättning regler för nätvänliga driftsmetoder sedan länge efterlängtade. Lagringsanläggningar som påvisbart drivs på ett nätvänligt sätt bör inte bara belönas med dynamiska nätavgifter, utan också få förmånlig nättillträde. Detta skapar incitament för ekonomiskt önskvärt beteende och undviker de oregelbundna arbitragelagringssystem som kritiserats av Federal Network Agency. För det femte behövs en oberoende tillsynsmyndighet med verkliga sanktionsbefogenheter – och här har Federal Network Agency redan en skyldighet att använda sina befintliga instrument mer konsekvent. Parallellen till 2005 är tydlig även här: först när tillsynsmyndigheten faktiskt hade befogenheterna och använde dem förändrades nätoperatörernas beteende.

Politiskt ansvar i en tid av omvälvning

Den politiska dimensionen av denna fråga bör inte underskattas. Tyskland genomgår en period av accelererad strukturell förändring av sin energiförsörjning. Andelen förnybar energi i elproduktionen ökar kontinuerligt, volatiliteten i inmatningen växer och behovet av kontrollerbar flexibilitet ökar proportionellt. Batterilagring är inte en kompletterande teknik i detta sammanhang, utan snarare en systeminfrastruktur som i allt högre grad tar över den funktion som tidigare utfördes av fossila kraftverk med topplast. Beslutsfattare har betonat behovet av att bättre synkronisera utbyggnaden av förnybar energi med nätutbyggnad, både rumsligt och tidsmässigt. Batterilagring är ett mer kostnadseffektivt och snabbare implementerbart instrument än nätutbyggnad – men bara om det faktiskt kan integreras i nätet.

Den politiska paradoxen ligger i att lagstiftarna å ena sidan sätter ambitiösa klimatskyddsmål och mål för utbyggnad av förnybar energi, medan de å andra sidan lämnar regelverket för den nödvändiga systeminfrastrukturen ofullständigt. Detta är ingen slump, utan snarare resultatet av ett komplext intressenät: Etablerade nätoperatörer gynnas av status quo och har få incitament att begränsa sitt manöverutrymme genom bindande regler. Nya aktörer, å andra sidan – projektutvecklare, investerare, teknikföretag – är många och välkapitaliserade, men mindre politiskt konsoliderade än den traditionella energisektorn. Lagstiftarna står därmed inför den klassiska regulatoriska utmaningen: De måste skapa en marknad som marknadsaktörerna inte kan, eller vill, skapa på egen hand.

Tidshorisonten är avgörande: reglering nu eller miljardkostnader senare

Tidpunkten för detta beslut är avgörande. Varje år utan reglerad nätåtkomst för batterilagring är ett år då hantering av överbelastning i nätet kostar miljarder, då investeringar antingen inte görs eller flödar utomlands, och då gapet mellan utbyggnadsmålet och verkligheten vidgas. Den tyska regeringen har satt som mål att öka den installerade batterilagringskapaciteten till cirka 100 gigawattimmar till 2030. Med den nuvarande utbyggnadstakten och med det befintliga regelverket är detta mål knappast uppnåeligt. Kraftledningen finns där, kapitalet finns där, tekniken finns där – det som saknas är den reglerande nyckeln som låser upp dörren.

Historien lär oss att ändringen av energiindustrilagen (EnWG) från 2005 tog månader, inte år, för att få effekt. Enhetliga regler, verkställbara standarder och en behörig tillsynsmyndighet kan snabbt förändra marknaderna. Vad Tyskland behöver inför batteriboomen 2026 är inte mer tålamod, utan mer beslutsamhet. Det federala ministeriet för ekonomi och energi och den federala nätverksmyndigheten har gemensamt de rättsliga instrumenten för att åstadkomma denna omvandling. Frågan är varken teknisk eller institutionell. Den är politisk.

Trettio år efter det första försöket att liberalisera den tyska elmarknaden, och tjugo år efter den framgångsrika regulatoriska lösningen, står Tyskland återigen vid ett vägskäl. Batteriboomen är verklig, efterfrågan är brådskande och ritningen för lösningen finns i det federala arkivet. Det skulle vara ett oerhört misslyckande att behöva lära sig samma läxa två gånger.