Welche Erträge mit Stromdienstleistungen durch PV-Heimspeicher möglich sind

Sonnen und Caterva verkünden, dass sie mit Heim-Batteriespeichern im Schwarm am Primärregelenergiemarkt Erlöse erzielen und dadurch Haushaltskunden günstigere Stromtarife anbieten können als andere. Senec und andere Anbieter widersprechen. Die Geschäftsmodelle seien nicht nachhaltig, da auf dem Primärregelleistungsmarkt schon bald ein Preiskampf herrschen und die Preise ins Bodenlose fallen könnte. pv magazine hat Tobias Federico dazu befragt. Er ist Gründer und Geschäftsführer des Beratungsinstituts Energy Brainpool und ein ausgewiesener Experten für den Energiemarkt und Preisprognosen.

pv magazine: Am Markt streiten die Akteure über die Erlösmöglichkeiten mit dezentralen Photovoltaik-Heimspeichern, die gekoppelt und für Primärregelleistung und andere Stromdienstleistungen genutzt werden. Halten Sie den Markt für interessant?
Tobias Federico (Foto): Der Primärregelleistungsmarkt ist im Moment insofern interessant, dass dort die Bereitstellung von Leistung vergütet wird und nicht die erbrachte Energie. Aber die Nachfrage ist limitiert und immer mehr Anbieter werden aktiv, zum Beispiel Anbieter mit Großbatteriespeichern. Sie haben als ausschließliches Geschäftsmodell den Primärleistungsmarkt und haben bereits 200 Megawatt installiert. Wenn alle bereits installierten Heimspeicher zum Schwarm gekoppelt würden und ebenfalls Primärregelleistung anbieten sollten, kommen noch einmal 300 Megawatt hinzu. Zusammen wären also bereits 500 Megawatt Leistung, die mit Batterien am Primärregelleistungsmarkt angeboten werden können. Dem muss man die Nachfrage in dem gemeinsamen Markt von Deutschland, Schweiz, Österreich, Frankreich, Niederlanden und Belgien gegenüberstellen. Das sind 1.400 Megawatt. Das heißt, das Angebot mit Batteriespeichern ist mittlerweile so groß, dass sich bald das Game-Changing-Potenzial in der Preisstruktur zeigen könnte. Im Moment ist der Markt interessant, er wird auch die nächsten Jahre interessant bleiben. Aber umso mehr Anbieter bei gleicher Nachfrage dazu kommen, umso schwieriger wird es, ein gewisses Preisniveau zu halten.

Schaut man sich die Entwicklung der Erlöse in der Vergangenheit an, fällt als erstes auf, dass sie in den letzten drei Jahren stark gefallen sind. Doch auch davor waren die Schwankungen groß. Teilweise sind sie auch gestiegen und es gab Zeiten, da waren die Erlöse niedriger als heute. Kann man aus den Kurven was für die Zukunft lernen?
Ja, auf jeden Fall. Wir nutzen diese Kurven für eine Primärregelleistungsprognose für die nächsten zehn Jahre. Man sieht eine große Saisonalität. Sie hat damit zu tun, wie groß die Verfügbarkeit von konventionellen Kraftwerken ist, wie viele Überkapazitäten im Markt sind und wie der erwartete Spotmarkt-Preis ist, da die konventionellen Kraftwerke ja sowohl an dem Primärregelleistungsmarkt als auch am Spotmarkt der Strombörse vermarktet werden können. Besonders hohe Preise sehen wir immer zu Weihnachten.

Klicken Sie auf die Grafik, um die Daten ab 2008 zu sehen. Grafik: Next Kraftwerke

Aber kann man dann sagen, weil die Preise in den letzten drei Jahren gefallen sind, werden sie weiter fallen?
Das ist eine spannende Frage. Ein Teil der Veränderung in der Vergangenheit hat strukturelle Gründe. Die zitierte Preiskurve repräsentiert Deutschland, aber am Beginn der Preiskurve war Deutschland der einzige Markt. Jetzt sind die Ausschreibungsvolumina gestiegen, weil der deutsche Regelleistungsmarkt mit dem einiger Nachbarländer zusammengefasst wurde. Es gibt jetzt zwar auch mehr Wettbewerber, aber die Primärregelleistungspreise in anderen Ländern waren höher, als in Deutschland. Das sind also gegenläufige Effekte. Insgesamt sehen wir einen gewissen abnehmenden Trend, der jetzt in der letzten Zeit etwas durchbrochen wurde. Die Preise sind in der letzten Zeit nicht mehr so stark gefallen. Man kann die Trendlinie nicht einfach fortschreiben, sondern muss sie abhängig machen von den sonstigen Rahmenbedingungen. Das sind unter anderem das Spotmarktpreis-Niveau und der Zubau von Batteriespeichern.

Verstehe ich richtig – noch setzen die konventionellen Kraftwerke den Preis am Regelenergiemarkt und wenn mehr Batteriespeicher zugebaut werden, fallen die Preise bis zu den Grenzkosten dieser neuen Anbieter?
Es ist nicht ganz so einfach: Zum einen ist der Markt ein so genannter Pay-as-bid-Markt. Der Preis, zu dem ich auf die Ausschreibungen biete, bekomme ich. Im Gegensatz zum klassischen Merit-Order-Markt am Spotmarkt bekommen ich am Regelleistungsmarkt meinen Gebotspreis und nicht den Grenzkostenpreis des letzten preissetzenen Anbieters. So ist das Marktdesign. Zum anderen bildet die Preiskurve sehr stark den Erwartungswert der Spotpreise der Lieferwoche ab. Die Epex Spot ist der primäre Preistreiber. Das liegt an den konventionellen Kraftwerken, die an beiden Märkten vermarktet werden. Aber der Regelleistungsmarkt ist nicht deren Haupterlösmarkt. Die Betreiber könnten auch ohne diesen Markt leben. Reine Batteriespeicher, insbesondere die Großspeicher, haben den Primärregelleistungsmarkt jedoch als einzigen Markt. Deren Kostenstruktur ist anders. Die Betreiber haben fast nur die Kapitalkosten. Die Preise, zu denen sie anbieten können, hängen auch davon ab, wie gut ist ihre Finanzierung ist und wie stark eine Unterdeckung erlaubt wird. In unseren fundamentalen Analysen gibt es also eine natürliche Schwelle, bei denen die finanzierenden Banken nicht mehr mitmachen. Aber es gibt trotzdem keine unterste Schwelle, die fundamental gerechtfertigt wäre. Theoretisch könnte der Preis in einem starken Verdrängungswettbewerb auch gegen Null gehen. Ich glaube aber nicht, dass wir diese Situation erleben werden.

Warum nicht? Für mich stellt sich das so dar: Investoren bauen große Batteriespeicher zu. Sie sind auf Gedeih und Verderb darauf angewiesen, mit ihnen am Primärleistungsmarkt Erlöse zu erzielen. Selbst wenn die Erlöse niedriger sind als gedacht, lohnt es sich für die Betreiber mit den Preisen nach unten zu gehen, da sie nur geringe Betriebskosten haben. Ältere Systeme, die sich schon amortisiert haben, können sogar problemlos fast für umsonst bieten. Das sind doch perfekte Voraussetzungen für ins Bodenlose fallende Preise. Oder die Investoren müssen aufhören, große Batteriespeicher zuzubauen.
Ja, das ist richtig. Aber dabei gilt es zu berücksichtigen, wie die Altersstrukturen der Anbieter ist. Die Batteriespeicher sind alle in den letzten Jahren gebaut worden und nicht viel älter als vier Jahre. Hier ist noch keiner amortisiert worden. Die anderen Anbieter könnten zwar in einem Verdrängungswettbewerb bis gegen Null bieten – so etwas haben wir ja im Sekundärregelleistungsmarkt und gerade bei der Minutenreserve gesehen – aber wie schon gesagt, so eine Situation erwarten wir nicht in den kommenden Jahren, da sich zurzeit kaum ein Player am Markt einen Verdrängungswettbewerb leisten kann.

Aber trotzdem konkurrieren ja die großen Batteriespeicher und die kleinen Photovoltaik-Heimspeicher miteinander. Wenn ich heute einen fünf Megawatt Großspeicher baue und normale Renditeerwartungen habe, wie viel muss ich auf dem Primärregelleistungsmarkt erlösen können?
Eine sehr grobe Abschätzung könnte so aussehen: wenn man 3.000 Euro ansetzt pro Megawatt und Woche mit einer Verfügbarkeit von 50 Wochen im Jahr, weil er eine Woche ausfällt und eine Woche gewartet wird, dann dauert es im Schnitt sieben bis zehn Jahren, bis man den Break-even hat. Im Moment liegen die Erlöse so im Schnitt zwischen 2.500 und 3.000 Euro pro Megawatt und Woche.

Das heißt, die Investitionen sind jetzt ungefähr kostendeckend.
Genau. Wenn die Erlöse langfristig unter 2.000 Euro fallen, wird es für die Betreiber der Großspeicher wahrscheinlich eng.

Da die Systeme, die in Zukunft gebaut werden, günstiger gebaut werden können, wird der Druck auf die bereits gebauten Systeme aber steigen, günstiger anzubieten.
Ja, klar. Aber die sind dann in der Regel schon amortisiert.

Kann man mit den kleineren, verteilten Einheiten wirtschaftlich mit den großen Systemen mithalten?
Durchaus, weil die Investitionsentscheidung für die kleineren, verteilten Einheiten ja eine andere ist. Die Kunden wollen ja nicht ausschließlich in den Primärregelleistungsmarkt gehen, sondern zunächst die Eigenversorgung erhöhen. Wenn die Primärregelleistungsvermarktung im Schwarm klappt, ist das eine zusätzliches Sahnehäubchen.

Eine Frage dabei ist, wie hoch die Investitionskosten dafür sind, egal, ob sie vom Verbraucher oder vom Anbieter getragen werden.
Ja, aber die werden im Vergleich zu den Erlösströmen, wie wir sie heute haben, vergleichsmäßig niedrig sein. Das eigentliche Problem sehe ich darin, dass Überkapazitäten nötig sind. Man weiß ja nie genau im Voraus, wie voll die Heimspeicher geladen sind und man muss Kapazitäten reservieren, beziehungsweise mit hohen Überkapazitäten im Schwarm rechnen. Der Übertragungsnetzbetreiber benötigt andererseits die Zusicherung, der er wenn er fünf Megawatt abruft, auch fünf Megawatt bekommt.

Raten Sie Anbietern von Heimspeichern, jetzt in den Primärregeleistungsmarkt zu gehen?
Es ist spannend und interessant. Es gibt andere Märkte, da ist das Risiko deutlich höherer und Renditeaussichten sind deutlich geringer.

Müssen sich Heimspeicher-Kunden mit den Details dieser Geschäftsmodelle beschäftigen?
Wir beraten ja im B2B-Bereich und wir raten dazu: Nehmt die Komplexität vom Haushaltskunden, denn er ist bereit, dafür zu zahlen. Das ist ganz wesentlich. Ganz ehrlich: Den Haushaltskunden interessiert Strom nicht. Den interessiert nur seine monatliche Stromrechnung.

Aber wie kann ein Endverbraucher beurteilen, wie nachhaltig das Angebot eines Anbieters ist?
Ökologisch nachhaltig oder finanziell nachhaltig?

Finanziell nachhaltig in dem Sinne, dass das Geschäftsmodell der Firma trägt und ich den Tarif über einen längeren Zeitraum, sagen wir über 20 Jahre, anbieten kann. Ein Verbraucher will sein Gerät ja nicht auf Basis einer damit gekoppelten Dienstleistung auswählen, wenn diese nur ein oder zwei Jahre Bestand hat. So lange sind derzeit in der Regel die Vertragslaufzeiten.
Die Robustheit der anbietenden Firma sollte natürlich wie bei jeder Geschäftsbeziehung als Endverbraucher hinterfragt werden. Aber wie groß ist das Ausfallrisiko? Man hat als Rückfall die Eigenversorgung und kann sich im Zweifelsfall immer noch einen alternativen Residualstromlieferanten suchen. Das finanzielle Risiko für den Haushaltskunden ist überschaubar. Trotzdem sollte die Frage der finanziellen Tragbarkeit eines Geschäftsmodells immer gestellt werden.

Trägt das Geschäftsmodell, mit den Heimspeichern die Eigenversorgung zu erhöhen?
Von den Kostenstrukturen her ist es bei den jetzigen Strompreisen interessant. Allerdings gilt das für die Strompreise im Grundversorgungstarif, nicht für Wettbewerbstarife. Grob geschätzt kommen wir zu einem Break-even für einen Haushaltskunden bei rund 18 Jahren.

Was für einen Haushaltskunden vielleicht in Ordnung ist.
Genau. Für einen klassischen Investor nicht. Aber der Haushalt ist kein klassischer Investor, denn er hat geringere Renditeerwartungen.

Wir haben lange über Primärregelleistung diskutiert. Wie sehen Sie die anderen Erlösmodelle auf dem Flexibilitätsmarkt? Sonnen hat zusammen mit Tennet verkündet, die Heimspeicher auf dem Dispatch-Energiemarkt einsetzen zu wollen. Wie schätzen Sie das ein?
Das ist durchaus interessant. Die Präqualifikation ist einfacher als beim Primärregelleistungsmarkt. Aber es ist schwer etwas dazu zu sagen, weil die Preise bilateral ausgehandelt werden und daher die Erlösmöglichkeiten nicht so gut abgeschätzt werden können.

Die Argumentation ist, es gibt hohe Windleistungseinspeisungen im Norden und einen hohen Stromverbrauch im Süden. Statt den gesamten Strom über die zu wenigen Leitungen tagsüber zu transportieren, könne man mit den Speichern den Strom tagsüber im Norden speichern und nachts in den Süden bringen.
Sonnen ist sehr gut in der Reduktion der Komplexität. Wenn ich ein kurzfristiges Netzproblem habe, dann sind Batteriespeicher sehr gut. Es ist aber schwierig, mit Batteriespeichern Effekte abzufedern, die über mehrere Stunden dauern. Wenn ich einen Heimspeicher kaufe, der einen C-Wert von 4 hat, also innerhalb von vier Stunden vollständig geladen und entladen werden kann, kann man sich ausrechnen, welche Leistung wie lange vermarktet werden kann. Fünf Megawatt spielen für das Problem der überlasteten Leitungen dann keine große Rolle. Es geht eher um 200 oder 300 Megawatt. Konventionelle Kraftwerke, die Dispatch-Erlöse erwirtschaften, gleichen die Effekte über mehrere Stunden oder Tage aus, solange die Windenergieeinspeisung hoch ist.

Aber für den Ausgleich kurzfristiger Netzengpässe könnten Batteriespeicher auf dem Dispatch-Markt helfen?
Ja, den Bedarf gibt es tatsächlich. Ich sehe ihn eher auf der Verteilnetzebene. Die Verteilung der Batteriespeicher in Deutschland korreliert mit den Einkommen und der Verteilung der Einfamilienhäuser. Die meisten stehen im Süden Deutschlands. Es ist also schwierig, damit Engpässe bei der Übertragung zwischen Nord und Süd auszugleichen.

Sehen Sie noch andere Erlösmodelle für die Heimspeicher auf dem Flexibilitätsmarkt?
Für Heimspeicher sehen wir tatsächlich vor allem den Eigenbedarf, die Primärregelleistung und die Dispatch-Energie als Erlösmöglichleiten. Der Intraday-Handel könnte noch interessant sein und im Industriesektor die Lastspitzensenkung. Wir sehen auch, dass immer mehr Großbatteriespeicherbetreiber mit dem Intraday-Markt liebäugeln. Sie suchen eine Fall-back-Option, um nicht nur auf den Primärregelleistungsmarkt angewiesen zu sein.

Senec und Sonnen machen das auch, oder?
Ja.

Inwiefern stimmt das Argument, dass die Unternehmen dadurch mehr Daten über ihre Kunden haben und bessere Prognosen machen können, was im Energiehandel direkt Geld wert ist?
Durchaus. Es gibt sonst nur wenig Daten im Haushaltskundenbereich. Wenn ich den Verbrauch und die Einspeisung auch noch aktiv und intelligent steuern kann, kann das einen Mehrwert bringen. Ob der Effekt so groß ist, dass der Kunde richtig davon etwas hat, weiß ich nicht. Interessant ist übrigens ein anderer Aspekt für Haushaltskunden. Batteriespeicher können auch interessant sein, um meinen Stromverbrauch zu verschlüsseln. Wenn ich nur einen Smart Meter habe, kann man im Prinzip erkennen, wann ich welche Geräte einschalte. Aber wenn ich einen Batteriespeicher dazwischenschalte, geht das nicht mehr.

Das Gespräch führte Michael Fuhs.