Die Kombi aus Photovoltaik und Speichern kommt

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Maxsolar gehörte zu den Unternehmen, die sich im vergangenen September einen Zuschlag für ein kombiniertes Photovoltaik-Speicher-Kraftwerk sichern konnten. Leider nur einen, da das zweite Gebot aufgrund eines Postleitzahlendrehers – der als Formfehler gilt – ausgeschlossen wurde. Diesen Zuschlag will sich das bayerische Unternehmen nun bei der anstehenden Runde im April der Innovationsausschreibungen sichern. Den Baubeginn für das Projekt in Reckertshausen plant Maxsolar für den Herbst 2021.

Dabei sollen beide Teilprojekte gleichzeitig umgesetzt werden. Allerdings werden die Großspeicher aufgrund von Änderungen in der Verordnung der Innovationsausschreibung in diesem Jahr unterschiedlich ausgelegt sein. Beim bereits bezuschlagten Teilprojekt plant Maxsolar, das das Kombikraftwerk als Generalunternehmer umsetzt, die Installation eines Solarparks mit 3,55 Megawatt Leistung sowie einen Speicher mit 1,2 Megawatt Leistung und 1,2 Megawattstunden Kapazität. Das zweite Teilprojekt, für das der Zuschlag noch fehlt, soll dagegen ein Photovoltaikkraftwerk von knapp 6,4 Megawatt Leistung sowie einen Speicher mit 2,4 Megawatt Leistung und 4,8 Megawattstunden Kapazität umfassen. Die Investitionssummen beziffert Maxsolar für das erste Teilprojekt mit rund 3,2 Millionen Euro und für das zweite mit etwa 6,1 Millionen Euro. Beide Kombikraftwerke werden über eine vier Kilometer lange gemeinsame Trasse am Netzverknüpfungspunkt an 20-Kilovolt-Netz des Bayernwerks angeschlossen. Zumindest das erste Teilprojekt soll möglichst auch noch in diesem Jahr ans Netz gehen.

Webinar nachhören

Am 25. Februar 2021 präsentierte Maxsolar sein Projekt in dem Webinar „Solare Großkraftwerke mit Solarspeicher am erfolgreichen Beispiel“.

Sie können das Webinar nachsehen und sich die Präsentation herunterladen unter www.pv-magazine.de/webinare

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In einem pv magazine Webinar Ende Februar stellten der Vertriebsleiter von Maxsolar, Christian Mayr, und Key Account Manager Philipp Ruf das Projekt vor. Dabei ging es zunächst um die Anforderungen, die mit den kombinierten Photovoltaik-Speicher-Kraftwerken nach der Innovationsausschreibung (siehe dazu auch pv magazine Deutschland, November 2019, Seite 68) erfüllt werden müssen und wie sich diese 2021 von der ersten Runde vergangenen September unterscheiden. Desweiteren präsentierten die beiden Maxsolar-Vertreter mögliche Vermarktungskonzepte für den Solarstrom sowie Bewirtschaftungsmöglichkeiten für die Großspeicher.

Von den Teilnehmern des Webinars gab es zahlreiche Fragen an die Referenten, wovon wir eine Auswahl im Folgenden abdrucken sowie die Antworten von Christian Mayr und Philipp Ruf.

Bezieht sich die Anforderung für die Speicher von mindestens 25 Prozent der installierten Leistung auf die AC- oder DC-Leistung?

Christian Mayr ist Vertriebsleiter und Prokurist bei Maxsolar. Er verfügt über langjährige Erfahrung in der Energietechnik, im konventionellen Kraftwerksbau und bei PPAs.

Mayr: Das bezieht sich auf die DC-Leistung, also die installierten Kilowattpeaks, die man bietet, und bei den Speichern auf die Wechselrichterleistung. 25 Prozent der Gesamtanlagenkapazität kann man ermitteln, wenn man die Photovoltaik-Anlagenkapazität mit 0,33 multipliziert. Es grenzt also schon an höhere Mathematik und man muss aufpassen mit dem richtigen Faktor zu rechnen.

Darf es ein DC-gekoppelter Speicher sein, oder braucht der Speicher einen eigenen AC-Zähler?

Mayr: Generell funktionieren die Anlagen über eine Anlagenmarktlocations-ID, also mit einem Netzanschlusspunkt mit einer übergeordneten Verrechnungszählung. Man muss aber nachweisen können, dass der Speicher keinen Graustrom aus dem Netz bezieht. Dadurch braucht der Kapazitätsteil des Speichers eine eigene Zählung.

Lässt die C-Rate von 0,5 Prozent Rückschlüsse auf die Speicherleistung zu?

Mayr: In der ersten Runde gab es keine Anforderungen an die C-Rate. Ich bin da auch kein großer Freund davon, da ich diese eher verwirrend finde.

Was bedeutet die neue Anforderung bei den Innovationsausschreibungen 2021, dass die Speicher über 2 Stunden positive Regelleistung erbringen müssen, in der Praxis?

Mayr: Es gibt nun die Vorschrift, dass die Speicherkapazität für mindestens zwei Stunden für voller Speicherleistung ausreichen muss. 2020 reichten noch 20 Minuten aus. Das ist ein Riesenthema, weil es mit einer substanziellen Verteuerung der Speicher einhergeht. Für diese geänderte Anforderung wird nun die sechsfache Speicherkapazität benötigt. Da die Kapazität das teure beim Speicher ist, führt dies etwa zu einer Vervierfachung der Kosten.

Die Anforderungen an die Speicher, etwa 2 Stunden positive Regelregelleistung zu erbringen, muss über die ganze Laufzeit der Förderung gewährleistet sein oder darf der Speicher im Laufe der Zeit durch Degradation an Leistung einbüßen? Sollte der Speicher daher am Anfang überdimensioniert werden?

Mayr: Beides. Die Speicherkapazität muss über 20 Jahre vorrätig sein. Dies bedeutet, man wird am Anfang keine Punktauslegung machen. Man wird sich eher ein Rack mehr reinlegen und die Speicherkapazität höher anzusetzen, so dass ich den 2020 vorgeschriebenen Doppel-Höcker-Test und 2021 die Vorhaltung der Speicherleistung über 2 Stunden über die gesamte Förderzeit nachweisen kann. Dieser Nachweis erfolgt durch die Bestätigung eines Umweltgutachters. Es ist mir aber noch nicht klar, welche Tests der Umweltgutachter vorschreiben wird und ob er wirklichen einen jährlichen Leistungstest durchführen wird und sehen will, dass die Batterie voll beladen ist und man dann zwei Stunden ausspeichern muss. Es ist auch noch nicht ganz klar, ob die Speicher von den Übertragungsnetzbetreibern für die positive Sekundärregelleistung präqualifiziert werden müssen oder ob da der Nachweis des Umweltgutachters ausreicht.

Gibt es schon Erfahrungswerte zur Anlagenzertifizierung eines Kombikraftwerkes?

Mayr: In dieser Größenordnung gibt es noch keine Erfahrungswerte, weil eben bisher solche Anlagen noch nicht realisiert wurden. Im Industriebereich gibt es kleinere Photovoltaik-Speicher-Kombinationen schon länger, da sind natürlich schon Erfahrungswerte da. Das Thema war letztes Jahr eher schwierig, da die Zertifizierer überlastet waren. Das hat sich in diesem Jahr aber wieder drastisch gebessert und die Zertifizierer sehen wieder Land. Daher ist mit kürzeren Durchlaufzeiten zu rechnen und es sollte schnell klar sein, welche Daten man liefern muss.

Bezieht sich ihre Angabe der Erstsicherheit von 600.000 Euro auf ein Projekt oder gilt sie für einen Anbieter?

Mayr: Die Bürgschaft von 600.000 Euro bezieht sich auf eine 10-Megawatt-Anlagenkombination. Diese rechte hohe Anforderung von 6 Euro pro Kilowatt an die Erstsicherheit macht es für kleine Projektierer sicherlich eher schwierig, mit mehreren Anlagen an den Innovationsausschreibungen teilzunehmen, weil sie dann doch mit Bürgschaftslimits zu kämpfen haben.

Kann der Strom aus den Anlagenkombinationen frei gehandelt werden oder muss auf Anforderung des Netzbetreibers die Sekundärregelleistung erbracht werden?

Mayr: Wenn man präqualifiziert ist, dann fordert der Übertragungsnetzbetreiber die Sekundärregelleistung im Bedarfsfall auch an. Es ist allerdings eben noch nicht abschließend geklärt, da man nicht weiß, ob die Speicher präqualifiziert werden müssen. Eigentlich würde der Übertragungsnetzbetreiber auch die Bereitstellung von Regelenergie vergüten, der Energiehändler aber nicht mehr. Daher muss dies nun abschließend in den Verträgen noch geklärt werden. Da gibt es dann auch noch weitere Nebenkriegsschauplätze, wie etwa die Einsman-Regel. Hier ist auch noch offen, wer den Anlagenbetreiber für das Herunterregeln der Anlage aus Engpassgründen im Netz den Einnahmeausfall kompensiert. Diese Fragen kommen aber bei allen PPAs, da der Netzbetreiber keine Transparenz von den dort vereinbarten Preisen hat. Die Schwierigkeit ist, der Netzbetreiber kennt die Tarife nicht und soll aber plötzlich x-Prozent der entgangenen Einnahmen kompensieren. Da besteht bei PPAs allgemein noch Klärungsbedarf.

Inwiefern kann der Vergütungsausfall in Zeiten mit negativen Stunden an der Strombörse über bessere PPA-Preise wieder aufgefangen werden?

Mayr: Durch die Speicherbewirtschaftung bekomme ich bessere PPA-Preise, weil ich eben den Shift machen, also die Einspeisung des Solarstroms in Zeiten mit höheren Strompreisen verschieben kann. Zumindest in der Theorie habe ich damit keinen Vergütungsausfall zu Zeiten negativer Strompreise. Allerdings sind nur wenige Energiehändler derzeit in der Lage, eine solche Anlagenkombination aktiv zu bewirtschaften. Also gleichzeitig Intraday-Handel zur Strompreisoptimierung und Regelleistung für die kombinierten Photovoltaik-Speicher-Anlagen anzubieten.

Mit welchen jährlichen Erlösen rechnen Sie aus ihren kombinierten Photovoltaik-Speicher-Kraftwerken?

Mayr: Bei den Innovationsausschreibungen bekomme ich ja den normalen Marktwert für den Strom, also etwa 4,3 Cent pro Kilowattstunde, und 5 Cent für den Innovationszuschlag als fixe Marktprämie. Damit bekomme ich etwa das doppelte wie bei normalen Photovoltaikausschreibungen, allerdings ist die Anlage auch etwa doppelt so teuer.

Marktübersicht Großspeicher

Für die Märzausgabe des pv magazine Deutschland haben wir unsere Marktübersicht für Groß- und Gewerbespeicher aktualisiert.

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Zudem finden Sie in unserer Printausgabe zahlreiche Artikel zum Thema Großspeicher.

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Aus welchem Grund werden PPAs für diese Kombikraftwerke geschlossen?

Mayr: Der Grund sind die finanzierenden Banken, weil diese bestrebt sind konstante Einnahmen in den Projektgesellschaften sehen. Wenn dies nicht der Fall wäre, wäre ja in einzelnen Monaten oder Quartalen die Rückzahlung des Kredits gefährdet.

Wie viel höhere Preise lassen sich für PPAs mit kombinierten Photovoltaik-Speicher-Kraftwerken erzielen?

Mayr: Unsere Erwartung wäre, dass wir für die Anlagenkombinationen etwa 2 Euro pro Megawattstunde höhere PPA-Preise erzielen können als bei PPAs für Photovoltaik-Anlagen ohne Speicher.

Welche PPA-Laufzeiten sind aktuell möglich?

Mayr: Wir haben bisher immer PPAs mit Laufzeiten von fünf Jahren abgeschlossen. Es werden aber auch Verträge mit bis zu 15 Jahren Laufzeit angeboten. Das ist immer eine Risikoabwägung. Banken fordern in der Regel eine Absicherung über fünf Jahre.

Wie sieht es mit dem Verhältnis Eigenkapital/Fremdkapital für solche Kombiprojekte aus?

Mayr: Da sind wir gerade noch in den Diskussionen und es hängt maßgeblich von den Cashflows ab. Je konstanter die Einnahmen sind, die man der Bank vorweisen kann, umso günstiger wirkt sich dies auf die Finanzierung der Bank aus. Wir hoffen, dass wir für unsere Projekte einen Anteil von 80 Prozent oder mehr beim Fremdkapital erreichen. Wenn Banken jedoch Risikoabschläge machen, könnten es am Ende auch nur 70 Prozent werden.

Gilt das Doppelvermarktungsverbot auch für die Anlagen aus den Innovationsausschreibungen?

Mayr: Ja, auch für die Anlagen aus den Innovationsausschreibungen gilt das Doppelvermarktungsverbot. Es können keine Herkunftsnachweise beantragt werden, weil es über den Zuschlag eine Förderkomponente gibt.

Wie hoch sind die Kosten für den Speicher an der Gesamtinvestitionssumme bei diesen Projekten?

Ruf: Wir haben bei den beiden Projekten die unterschiedlichen C-Raten und dies wirkt sich auf die jeweiligen Speicherkosten aus. Wenn wir davon ausgehen, dass wir die Photovoltaik-Anlage für 550 bis 600 Euro pro Kilowattpeak inklusive AC-Anschluss installieren, dann sind das für das Projekt Reckertshausen rund 3,5 Millionen Euro. Dies bedeutet bei dem geplanten Gesamtinvestitionsvolumen von rund 6,1 Millionen Euro, dass für den Speicher etwas weniger als die Hälfte der Kosten für den Speicher vorgesehen sind.

Haben sie sich bereits einen Speicherhersteller für ihr Projekt ausgewählt?

Philipp Ruf ist in der Projektentwicklung bei Maxsolar tätig. Seit zwei Jahren ist er Key-Account-Manager mit dem Schwerpunkt PPAs.

Foto: Maxsolar

Ruf: Wir haben mit Smart Power eine Tochtergesellschaft, die genau in diesem Segment tätig ist. Es ist daher sehr wahrscheinlich, dass wir für unsere Projekte auf Smart Power-Speicher setzen werden. Wir sind aber frei und haben uns Stand heute noch auf keinen Anbieter festgelegt, wohl aber bereits sehr intensive Gespräche mit Herstellern geführt.

Was muss ich bei der Netzverträglichkeitsprüfung als Wert angeben, wie hoch meine Einspeisung ist?

Ruf: Wir haben mit beiden Photovoltaikanlagen zusammen in Reckertshausen eine Einspeiseleistung von 9000 Kilovoltampere. Mit den Speichern kommen nochmals 3600 Kilovoltampere hinzu. Die Frage ist, was wird am Ende wirklich eingespeist, sind es nur die 9000 oder die 9000 plus die 3600. Da die Preise an den Strombörsen, wenn Photovoltaikanlagen auf Hochtouren laufen, meist nicht sonderlich gut sind, macht es eigentlich wenig Sinn dann auch noch zusätzlichen Strom aus dem Speicher ins Netz zu speisen. Daher arbeiten wir gerade mit den Netzbetreibern zusammen und wollen nur die maximal 9000 Kilowatt aus den Photovoltaikanlagen für den Netzanschluss anmelden. Diese maximale Einspeiseleistung wollen wir dann durch ein intelligentes Regelkonzept sicherstellen.

Welche Möglichkeiten haben Sie, den Strom frei zu vermarkten?

Ruf: Theoretisch könnte man ihn stündlich an der Börse über einen Direktvermarkter verkaufen. Das gibt allerdings wenig Planungssicherheit und ist großen Schwankungen unterworfen. Daher haben wir uns, wie viele andere entschlossen, zur Absicherung des Strompreises einen PPA oder CPA zu schließen. Das ist allerdings nicht so ganz trivial. Wir haben Kontakt mit vielen potenziellen Offtakern aufgenommen und es hat sich gezeigt, dass es für sie schwierig ist, den Strom zu bepreisen oder auch den Speicher vernünftig zu nutzen oder überhaupt eine Idee dafür haben. Eine Alternative ist dann der Intraday-Handel. Dabei ist man allerdings stark auf das Konzept des Bewirtschafters angewiesen

Was ist ein CPA?

Ruf: Das C steht für Capacity. Im Grunde genommen geht es darum, dass man mit dem Speicher auch Kapazität zur Verfügung stellt, die man nutzen könnte. Man könnte daher separat für den Speicher einen CPA abschließen. Das wäre dann das Bonbon zum Stromabnahmevertrag (PPA) für die Photovoltaikanlage.

Wie wird eine optimale Bewirtschaftung der Speicher sichergestellt, also im Hinblick auf die Einhaltung der Garantiebedingungen der Hersteller?

Ruf: Es müssen die maximalen Lade- und Entladezyklen des Speichers dem Energiehändler oder Direktvermarkter vorgegeben werden, um am Ende die Garantiebedingungen für die Komponenten der Speicherhersteller einhalten zu können. Ob und wieviele Zyklen letztendlich dann genau gefahren werden, die mit den Bedingungen vereinbar sind, das werden die Erfahrungswerte dann zeigen.

Von welcher Lebensdauer des Speichers gehen Sie aus oder rechnen sie mit einem Austausch während der 20-jährigen Laufzeit der Förderung?

Ruf: Das ist eine gute Frage. Bislang gibt es wenig Erfahrungswerte, ob die Speicher wirklich so lange halten und wann sie nicht mehr funktionieren. Die Garantiebedingungen der Lieferanten geben zumindest für zehn Jahre eine vernünftige Nutzungsdauer vor. Wir haben für unsere Projekte ein „best-case-“ und ein „worst-case“-Szenario. Diese beinhalten dann auch den Austausch einzelner Zellen oder Racks. Der Vorteil der Batterien ist der modulare Aufbau, so dass man auch einzelne defekte Zellen bei Bedarf tauschen kann. Am Ende wird es wohl auf eine Mischkalkulation hinauslaufen, dass man vielleicht nicht den ganzen Speicher, wohl aber doch einzelne Zellen austauschen muss.

Welche Änderungen am Ausschreibungsdesign würden Sie sich wünschen, damit es einfacher und besser wird?

Mayr: Als Vorgabe wäre ein 1C-Speicher wünschenswert, weil dies ein vernünftiger Kompromiss aus Kosten und Nutzen ist. Mit der 2-Stunden-Anforderung hat der Gesetzgeber etwas übertrieben und sie macht die Projekte unnötig teuer. Auch die hohen Sicherheitsanforderungen schließen kleine Marktteilnehmer aus, weil nicht jede Firma so hohe Bürgschaften bekommt oder über soviel freie Liquidität verfügt. Diesbezüglich sollte es ähnlichen Anforderungen wie in den normalen Photovoltaik-Ausschreibungen. Die Bürgschaften sollten zudem schneller zurückgezahlt werden, wenn es keinen Zuschlag gibt. Die erfolglosen Bieter teilweise zwei Monate zusätzlich nach Verkündung der Ergebnisse auf die Rückzahlung warten, was bei diesen Summen sehr lang ist.

Gehen Sie auch 2021 von einer hohen Streuung bei den Zuschlagswerten in den Innovationsausschreibungen aus?

Mayr: Ja, wir gehen wieder von einer hohen Streuung aus. Die Frage wird sein, wieviele Anbieter sich insgesamt beteiligen werden. Wenn die Runden stärker überzeichnet sein werden, dann wird die Streuung natürlich geringer, weil die Niedrigstgebote zum Zug kommen. Durch die Unsicherheit und die höheren Anforderungen an die Speicherkapazität wird es aber wohl dennoch erneut eine breite Streuung bei den Zuschlägen geben.

Werden sich die aktuell eher hohen Speichervorgaben auch wieder ändern können?

Mayr: Ich denke ja. Die Bundesnetzagentur hat ein offenes Ohr. Die Verbände sind da auch schon in entsprechender Diskussion.

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