Wie sehen Sie den Photovoltaik-PPA-Markt in Deutschland?
Thorsten Blanke: Der Markt ist deutlich zurückgegangen. Das sieht man auch an den Zahlen für den gesamten PPA-Markt. Diese enthalten zusätzlich Wind- und Wasserkraft. Nach fast fünf Gigawatt an PPA-Abschlüssen in 2023 liegen sie in diesem Jahr nur noch bei 0,6 Gigawatt. Die Preise fallen, die Stunden mit negativen Preisen nehmen zu. Das ist desaströs, denn Photovoltaik-Projekte sind für viele Investoren so nicht mehr attraktiv. Das heißt nicht, dass der PPA-Markt jetzt bei Null ist, aber verglichen zu der Boom-Phase ab 2023 ist er viel kleiner. Es gibt immer noch einige Unternehmen, die Nachhaltigkeitsziele haben und weiter Interesse an PPA-Abschlüssen haben, aber der Markt ist deutlich ausgebremst.
Was sind denn realistische Preise für einen Photovoltaik-PPA?
Wenn ich irgendwo im Bereich von 40 Euro pro Megawattstunde abschließen würde und vielleicht auch noch bei negativen Strompreisen Einschränkungen hinnehmen muss, dann kann man ein Solarprojekt nicht mehr wirtschaftlich betreiben. Deswegen sehen wir den Markt gerade als sehr schwierig an. Wir sehen das auch bei unseren Investoren.
Wie sehen Sie die Chancen für Hybrid-PPAs, die Photovoltaik-Anlagen mit Batteriespeichern kombinieren?
Wenn man die Wirtschaftlichkeit für Speicherprojekte berechnet, die auch Strom aus dem Netz beziehen können, sind diese zurzeit wirklich attraktiv. Grünstromspeicher, die nur Strom aus einer Photovoltaik-Anlage laden können, sind in ihren Möglichkeiten, Geld zu verdienen, natürlich sehr begrenzt. Im Sommer sind sie sehr sinnvoll, aber in den Wintermonaten habe ich in gewisser Weise „totes“ Kapital, obwohl auch im Winter Speicher notwendig wären. Wir haben schon viele solche Grünstrom-Batterieprojekte durchgerechnet. Sie sind wirtschaftlich grenzwertig. Daher ist das nicht unsere favorisierte Lösung. Aber auch wir arbeiten daran und sind gerade dabei, eine Anlage zu verkaufen, bei der die Interessenten einen Grünstromspeicher nachrüsten wollen. Sie wollen damit den Strom über deutlich attraktivere PPAs anbieten. Wir betreiben eine kleine Anlage in Reddehausen. Die Anlage hat einen Zuschlag in einer EEG-Ausschreibung erhalten und bis Ende nächsten Jahres vermarkten wir den Strom über ein sehr attraktives PPA. Wir wollen nächstes Jahr einen Speicher zubauen und sind gerade im Genehmigungsverfahren.
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Wie schätzen Sie den Markt mit Batteriespeichern ein, die auch aus dem Netz laden?
Wir sehen, dass der Ausbau mit Speicher, die auch aus dem Netz beziehen, so nicht kommt. Wir haben an einem Standort ein großes Umspannwerk gebaut und wollen jetzt einen Speicher anschließen. Wir diskutieren das Projekt schon seit über zwei Jahren mit dem Netzbetreiber. Das ist wirklich unbefriedigend. Dabei haben die Netzbetreiber durchaus berechtigte Punkte. Ich habe mit einem Netzbetreiber gesprochen, der Anfragen für 500 Megawatt Speicher in seinem Netzgebiet hat. Seine Spitzenlast liegt bei 80 Megawatt. Seine Koppelstellen zum übergeordneten Netz würden alle „rot glühen“, sagt er, wenn die 500 Megawatt Speicher gleichzeitig laden würden. Denn auf der anderen Seite brauchen wir die Speicher dringend, auch für die PPAs. Sie würden dazu beitragen, dass der Strom wieder mehr wert ist, wenn die Photovoltaikanlagen produzieren, und dass die extrem hohen Strompreise morgens und abends, die die Kunden bezahlen, sinken.
Für wie zuverlässig halten Sie die Berechnungen, mit denen man den Wert eines PPA bestimmt?
Wir nehmen die Szenarien der Analysten und sehen uns die Preisprojektion in den nächsten 15 Jahren an. Diese Preisprojektion ist unter anderem von Annahmen bestimmt, wie der Ausbau der Flexibilität, zum Beispiel durch Batterien, verlaufen wird. Wenn ich daran zweifle, dass wegen der Netzanschlusssituation der Speicherausbau so kommt, wie in den Modellen angenommen, sehen die Preisprojektionen deutlich anders aus.
Ist es für Sie interessant, in Deutschland an Ausschreibungen für Marktprämien teilzunehmen?
Nicht für Belectric, denn das geht nur für Anlagen bis 20 Megawatt. Das ist die untere Grenze, die wir als EPC bauen wollen. Wir haben noch Projektentwicklung in dem Bereich, mit dem man in eine solche Ausschreibung gehen kann. Aber auch hier ist es im jetzigen Modell, bei dem man bei negativen Strompreisen nicht mehr vergütungsfähig ist, wenig attraktiv.
Der deutsche Markt ist für Sie also insgesamt gerade sehr unattraktiv?
Das ist definitiv so. Wir führen Gespräche mit Kunden über einige Großprojekte, die wir gegebenenfalls bauen können. Aber zurzeit bauen wir in Deutschland gerade keine einzige Anlage. Das ist das erste Mal so, seit ich seit 2020 in der Geschäftsführung der Belectric bin.
Welche Märkte sind derzeit attraktiv?
Der britische Markt ist für uns und Investoren zurzeit sehr attraktiv. Die Strompreise und die PPA-Preise sind höher, weil dort das Thema Batterie systematischer angegangen wurde. Dort werden viele Photovoltaik-Anlagen von vornherein als Hybridanlagen konzipiert. Wir bauen aktuell auch in Spanien ein 100-Megawatt-Kraftwerk. Auch in Italien sehen wir ein gutes Potential. Wir glauben, dass das jetzt die attraktiven Märkte sind.
Wünschen Sie sich etwas von der Politik in Deutschlands?
Ja. Ich wünsche mir, dass der Markt nicht komplett abgewürgt wird. Und man sollte wegen ihrer Regelfähigkeit Großanlagen favorisieren. Ich würde es auch nicht tragisch finden, wenn man für Ausschreibungen Speicher stärker mitdenkt. Der Speicherzubau sollte aber marktgetrieben erfolgen. Die bereits installierten Grünstromspeicher wurden gebaut, weil sie durch die Innovationsausschreibung gefördert werden. Diese ist aber relativ bürokratisch. Man könnte in Richtung Kalifornien blicken und einfach fordern, dass eine Solaranlage einen Speicher haben muss, ohne sie rigiden Regeln zu unterwerfen.
Für wie wichtig halten Sie den Netzvorrang für Photovoltaik-Anlagen, den manche infrage gestellt haben?
Aus meiner Sicht muss er erhalten bleiben. Sonst würde man gar keine Projekte mehr entwickeln können. Ich bin offen, zu sagen, dass es vielleicht bestimmte Regionen gibt, in denen es jetzt gerade nicht sinnvoll ist, weitere Solarkapazität anzuschließen. Vielleicht ließe sich so etwas wie eine Ampelschaltung entwickeln, die der Netzauslastung Ausdruck verleiht und zu einer räumlichen Steuerung führt. Klar ist aber: Der Netzvorrang war ein Erfolg für die Erneuerbaren.
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Dass ein Unternehmer möglichst wenig Regeln unterworfen sein will, ist nachvollziehbar. Manchmal dienen Regeln aber auch der Sache. Da reicht es nicht, wenn einer sagt „Ja das mache ich nicht, versprochen!“, es muss fest vereinbart sein.
Eine Regel, von der ich mir vorstellen könnte, dass sie sinnvoll ist, wäre, dass ein Speicher sich verpflichtet nach außen nur mit deutlich verringerter Leistung gegenüber dem technisch möglichen aufzutreten. Dann muss der Netzbetreiber nicht fürchten, dass Speicher mit 500MW auch die gesammelte Energie innerhalb einer Stunde mit der vollen Leistung ins Netz abgeben wollen, ein Netz das aber für kaum mehr als 80MW ausgelegt ist. Auf die Dauer wird es ja so sein, dass über Tag an ca. 6 Stunden ein deutlicher PV-Überschuss besteht und in mehr als 12 Stunden ein Strommangel. Wenn 500MW Speicher ihren Strom über 6 Stunden sammeln dann entspräche das gerade den 80MW, mit denen der im Beispiel von Herrn Blanke genannte Netzbetreiber gewohnt ist umzugehen. Für die Entladung könnten sie sich dann mit weiter verringerter Leistung noch mehr Zeit lassen. Für die Betreiber der Speicher ist das meist kein Verlust, für den Netzbetreiber und das gesamte Stromsystem aber ein großer Gewinn.
Die Rede ist von 500MW Leistung. Die speicherbare Energie wird zwischen 1GWh-2,5GWh liegen. 500:6=83 ist da die falsche Rechnung.
Wenn Sie mit Batterien im Intradaymarkt unterwegs sind, wollen Sie Ihre Energie auch in 2-4 Stunden loswerden wollen. Da brauchen sie die vollen 500MW Leistung.
Da liegt doch das Problem. Es macht keinen Sinn zentral zu denken und damit den Markt auch beherrschen zu wollen. Dezentrale Speicher in der Nähe der Erzeugung mit 1-5 MW Leistung in jedem Dorf oder Gewerbegebiet sind da viel besser. Zumal dort auf den Dächern der Lagerhallen ortsnah produziert und eingespeist werden kann. Das reduziert auch die Kosten für den Netzausbau.
Wo kommt denn der Strom für das Dort bzw. Straßenbeleuchtung und Grundlast her?
Es ist eigentlich ganz einfach. Das Problem ist die Gier! … und die Überreglementierung.