Der Batteriespeichermarkt in Deutschland steht vor zahlreichen Herausforderungen, die einer gesetzlichen Klärung bedürfen. Bis dahin müssen Investoren mit erheblichen Unsicherheiten leben. Das wurde auf dem “Battery Business Development Forum” in Frankfurt deutlich. Das von pv magazine in Zusammenarbeit mit Conexio PSE und Solarpower Europe organisierte Event brachte am Mittwoch mehr als 450 Batterieexperten aus ganz Europa zusammen. In zwei Deep Dive Sessions beschäftigten sie sich mit der speziellen Marktsituation in Deutschland.
ESS News
Nur einen Tag zuvor war die Entscheidung des Bundesgerichtshofs (BGH) zu den Baukostenzuschüssen veröffentlicht worden. Sie erhöhen die Kosten von Batterieprojekten, je nach Region mit zum Teil starken Auswirkungen auf die Projektkosten. Dennoch nahmen die meisten Teilnehmer des Events diese Entscheidung gelassen auf und kalkulieren den Baukostenzuschuss bei der Planung ihrer Projekte ein. Erleichtert zeigten sich die Netzbetreiber, deren Einnahmen hierzu nun gesichert sind, sodass sie Rückstellungen auflösen können.
Schwieriger sei dagegen die Unsicherheit bei den Netzentgelten. Wer seinen Batteriespeicher bis August 2029 ans Netz bringt, ist vorerst von der Zahlung von Netzentgelten befreit. Inzwischen hat die Bundesnetzagentur einen Konsultationsprozess zur grundlegenden Überarbeitung der Netzentgeltsystematik für alle Stromkunden in Deutschland gestartet. Bis Ende Juni konnten Unternehmen und Verbände Stellungnahmen zum ersten Diskussionspapier einreichen. Ziel ist es, ein System zu entwickeln, das die Netzkosten fair verteilt und gleichzeitig Anreize für netzdienliches Verhalten schafft. Da der Ausgang dieses Prozesses derzeit völlig offen ist, empfahl Xenia Ritzkowsky von Enervis Energy Advisors, bei der Planung neuer Batteriespeicher mit dem Worst-Case-Szenario zu kalkulieren.
Sollte die Befreiung von den Netzentgelten nach 2029 entfallen, mit einer Rückkehr zur Zahlung bei Bezug und eventuell auch bei der Einspeisung, hätte dies insbesondere Auswirkungen auf das Trading am Day-ahead- und Intraday-Markt. Denn obwohl das „Battery-backed Trading“ eine Vielzahl virtueller Geschäfte ermöglicht, müsste die tatsächliche physische Ausführung stets mit einkalkuliert werden – was die Zahl wirtschaftlich nutzbarer Preisspreads deutlich verringern würde. Für Marktspeicher ist es somit enorm wichtig, die Deadline bis zur möglichen Wiedereinführung der Netzentgelte im August 2029 zu schaffen.
Verfügbarkeit von Netzanschlüssen
Allerdings, ein weiterer kritischer Punkt im Hinblick auf das Jahr 2029 ist die Verfügbarkeit geeigneter Netzanschlüsse. Es wird zunehmend schwieriger, einen passenden Anschluss zu erhalten. Netzbetreiber knüpfen ihre Zusagen häufig an Bedingungen, die den Betrieb an den Netzzustand koppeln. Dies führt oft zu langwierigen Verfahren und technischen Klärungen, die es erschweren, Projekte innerhalb der nächsten vier Jahre ans Netz zu bringen. Einige Netzbetreiber lehnen Anfragen aufgrund der bereits hohen Anzahl an Projekten direkt ab oder verweisen auf Anschlussmöglichkeiten erst in mehreren Jahren.
Zudem zeigen sich viele Verteilnetzbetreiber wenig gesprächsbereit, wenn es um den Anschluss von Batteriespeichern oder flexible Anschlussvereinbarungen geht. Stefan Müller, COO und Gründer von Enerparc, ist einer von vielen Teilnehmern der Veranstaltung, der sich über diese Situation beklagt. Er fordert mehr Offenheit seitens der Netzbetreiber, die als Inhaber eines Monopols in der öffentlichen Infrastruktur eine besondere Verantwortung tragen. „50 Prozent der Netzbetreiber sprechen nicht mit uns und reagieren nicht auf Nachfragen. Das ist inakzeptabel“, sagte Müller.
In einem weiteren Panel auf dem “Battery Business Development Forum” zeigte sich aber, dass es auch sehr progressive Netzbetreiber gibt, die allerdings Schwierigkeiten haben, der hohen Anzahl an Anfragen zügig, gleichberechtigt und diskriminierungsfrei nachzukommen. Sie fordern vom Gesetzgeber beziehungsweise der Bundesnetzagentur Unterstützung bei der Etablierung geeigneter Verfahren. Sie sehen einen Widerspruch zwischen der Gleichbehandlung aller Antragsteller und der Option, individuelle und flexible Netzanschlussvereinbarungen abzuschließen.
Trotz aller Unsicherheiten ist die Lage für Batteriespeicher nach wie vor gut. „Der Markt ist dynamisch und innovationsgetrieben“, sagt Müller von Enerparc. Wichtig sei jedoch, die Finanzierbarkeit der Anlagen sicherzustellen. Zusätzliche Risiken, wie auch die Überlegung, Gaskraftwerke über einen Kapazitätsmarkt abzusichern, könnten sich als Gift für das Geschäft der Batteriebranche erweisen. „Entscheidend wird sein, wie dieser Kapazitätsmarkt die Preisvolatilität beeinflusst“, erklärt Analystin Ritzkowsky. Sollte es durch den Kapazitätsmarkt zu einer Verringerung der Preisspreads kommen, hätte dies direkte Auswirkungen auf das Energy Trading. Andererseits könnte ein gut gestalteter Kapazitätsmarkt auch zusätzliche Sicherheit für Investoren bieten.
Trend zu Co-Location-Projekten
Der Fokus vieler Projektentwickler richtet sich inzwischen schon häufig auf Co-Location- und sogar Grünstromspeicher, also Batteriespeicher, die mit Photovoltaik-Kraftwerken gekoppelt werden und Strom vor allem von dort beziehen. Hier lässt sich bereits heute ein profitables Geschäftsmodell entwickeln, sagte Hannes Behacker, CEO von Energy2Market. Auch die Entwicklung von Standorten gemeinsam mit Erzeugungsanlagen und Großverbrauchern sei eine interessante Option. Jedoch ist auch hier die Regulatorik die entscheidende Hürde. Gerade nach dem Urteil zu Kundenanlagen ist es noch fraglich, wie sich ein solches Projekt rechtlich sicher ausgestalten lässt.
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Batteriespeicher, die im Wesentlichen gebaut werden, um am Arbitrage-Geschäft teilzunehmen, sind völlig sinnlos und kannibalisieren die Energiewende. Welchen Sinn kann es machen, daß bei günstigen Börsenstrompreisen die Batteriespeicher im Süden gefüllt werden, dafür dann aber nicht die Windkraft im Norden genutzt wird, sondern das anspringende Gas-Kraftwerk um die Ecke? Energiespeicher sind sinnvoll. Aber dann bitte als netzdienliches Backup dort, wo auch genügend EE-Produktion stattfindet oder aber direkt nah an den Verbrauchern um dort Verbrauchsspitzen und Nachfragesenken zu glätten.
Batteriespeicher sind ideal um die Spitze der PV-Einspeisung zu verschieben.
Da ist in erster Näherung egal wo sie installiert werden.
Bevor Verteilnetze ausgebaut, oder PV abgeregelt wird macht ein Speicher im Verteilnetz immer Sinn. Warum da noch wenig passiert, keine Ahnung.
Für Windstrom können Batteriespeicher natürlich den Überschuss der niedrigen Verbrauchszeiten (Nacht, Wochenende) auch verschieben auf Zeiten mit höherem Bedarf. Nur werden sich die Batteriespeicher damit allein nicht rechnen: wegen eher länger anhaltend hoher Produktion, aber längst nicht so oft und regelmäßig wie PV.
Fazit – praktisch jeder Speicher hilft uns gerade bei circa 80% der negativen Strompreise, und hätten wir zwei Preiszonen für Strom – Nord und Süd – wäre auch das Problem Windstrom im Norden, Speicher im Süden elegant und billig gelöst.
Speicher sind absolut zielführend und unbedingt notwendig um die Energiewende weiter voranzutreiben. Gut ausgelastete Arbitrage-Speicher sind ökologisch und volkwirtschaftlich deutlich sinnvoller als Grünstromspeicher, die einen Großteil der Zeit nur herumstehen. Das Problem ist nicht die Strombörse, sondern die viel zu große Strompreiszone. Da ist sich die Wissenschaft offenbar auch einig, wie Hr. Prof. Bauer im geladen-Podcast berichtet.
@Olaf G.: Das ist ein ziemlich dämlicher Kommentar. Sicher kommt es mal vor, dass PV-Speicher im Süden mit Windstrom aus dem Norden gefüllt werden. Meistens wird das nachts sein, wenn die Belastung der Leitungen gering ist und der Strombedarf auch. Dann können überall in der Republik Speicher gefüllt werden (Batterie und Pumpspeicher), die ihren Strom dann später für ihre Umgebung zur Verfügung stellen können, wenn er dort gebraucht wird. Der Fall, dass deswegen ein Redispatch notwendig würde, wird sehr selten sein. Die Netzbetreiber wappnen sich auch dagegen, indem sie mit den Speicherbetreibern vereinbaren, dass deren Recht auf Strombezug in einem bestimmten Prozentsatz (z.B. 10%) der Zeit ruht. Das reicht dann, um die Notwendigkeit von Redispatch (das wäre das Füllen mit Gasstrom) auf Null zu bringen.