Großbatteriespeicher sind im deutschen Energiesystem angekommen. Im April 2024 waren etwa 1,3 Gigawatt (GW) an Batterien mit mehr als 1 Megawatt (MW) Leistung installiert, wie die Beratung Enervis Energy Advisors ermittelt hat. Bis 2026 dürften es schon über 3 GW sein.
"Die Nachfrage nach Großbatteriespeichern steigt in Europa stark, auch in Deutschland", bestätigt Ramy Shahat, Sales Manager für Batteriespeicher beim Hersteller Trina Storage. "Ab 2025 erwarten wir dann mehrere Projekte mit einer Kapazität über 100 MWh."
Starker Preisverfall
Während die Leistungsdichte der Speicher zunimmt, sinken gleichzeitig die Kosten. "Wir haben im vergangenen Jahr einen Preisverfall von fast 50 Prozent erlebt", so Shahat weiter. Allerding sei nicht davon auszugehen, dass sich die Entwicklung mit dieser Geschwindigkeit fortsetze.
"In den letzten zwei Jahren hat die Nachfrage nach Speichern enorm zugenommen", sagt auch Peter Gurka, Originator bei Statkraft. Gerade bei Co-Location-Projekten sei das Interesse groß, auch nachträglich PV-Parks mit Speichern nachzurüsten. In der Vermarktung sei zudem der Zugang zum Spotmarkt wichtiger geworden.
Sättigung bei Primärregelleistung
Die Vermarktung von Großbatteriespeichern erfolgt derzeit neben dem Spotmarkt auch am Regelenergiemarkt. Vor allem der Intra-Day-Handel sowie Primärregelleistung sind attraktiv. Künftig könnten auch der Markt für Sekundärregelleistung sowie langfristig der Day-Ahead-Handel ein größeres Gewicht einnehmen.
"Auf dem Markt für Primärregelleistung sehen wir bereits erste Sättigungseffekte", so Statkraft-Originator Gurka weiter. "Das macht die alleinige Vermarktung in der Primärregelleistung weniger attraktiv. Daher berücksichtigen wir im Rahmen der Multimarket- oder Cross-Market-Optimierungsstrategie nicht nur den Primär- sondern auch Sekundärregelmarkt sowie den Großhandelsmarkt, um die Gewinne der Batterie zu maximieren."
Mehr Risiko für Investoren
Seit Mai kommt es ‒ wie auch in den drei Jahren zuvor ‒ im kurzfristigen Stromhandel immer wieder zu hohen Preis-Spreads. Auf mehrere Stunden mit negativen Preisen folgen Ausschläge nach oben. Das sorgt für Arbitrage-Gewinne, ist aber auch schwer vorherzusagen.
Denn anders als für Wind- und PV-Anlagen gibt es für Stand-Alone- und Graustrom-Speicher keine EEG-Förderung. "Das Risikoprofil ist natürlich anders als bei Wind und PV", sagt Enervis-Beraterin Xenia Ritzkowsky. Erlöse müssten am Markt generiert werden, was sich auch auf den Risikoappetit bei Investoren auswirke.
Neben Projekten in der Innovationsausschreibung nehmen in Deutschland vor allem Stand-Alone-Speicher stark zu. "Stand-Alone-Großbatteriespeicher sind aktuell in der Regel ohne Förderung wirtschaftlich", so Ritzkowsky weiter. Das gelte insbesondere für Stand-Alone-Speicher, aber auch Co-Location-Projekte etwa in Kombination mit PV-Anlagen könnten wirtschaftlich sein.
Feste Preise erwünscht
Mittlerweile gibt es demnach bereits Vermarkter, die ein fixes jährliches Einkommen für einen Energiespeicher anbieten. Auch drängen neue Wettbewerber auf den Markt, etwa aus der EE-Direktvermarktung, oder Start-ups, die sich als Flexibilitätsvermarkter verstehen und durch KI- und Algo-Trading oder Portfoliooptimierung versuchen, höhere Erträge für ihre Kunden zu erzielen.
In Großbritannien ‒ dem derzeit größten europäischen Markt für Batteriespeicher ‒ sind zudem bereits viele Co-Location-Projekte in Planung, die auf flexiblen Geschäftsmodellen basieren. "In UK gibt es etwa bereits Verträge, in deren Rahmen Anlagenbetreiber ihre Batteriekapazität für mehrere Jahre zu einem festen Preis pro MW an Energieversorger verleasen", erklärt Shahat von Trina Storage.
Langfristige Planbarkeit
"Das Wachstum bei Großbatteriespeichern ist erfreulich", unterstreicht Matthias Leuthold, Leiter Flexibilität und Klimaneutralität bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel. Für Speicherbetreiber sei es allerding wichtig, auskömmliche und planbare Einkünfte zu haben. "Für die erste Welle an Speichern bis 2030 sehen wir das als gegeben. Wir brauchen darüber hinaus aber langfristige Planbarkeit."
Der Gesetzgeber müsse ein Strommarktdesign schaffen, das eine langfristige Wirtschaftlichkeit sicherstelle. Vor allem für die erste Welle von Speichern könne es zu Marktverzerrungen kommen, sollte der Gesetzgeber später beschließen, neue Speicher zu fördern, etwa über eine Kapazitätsprämie.
Anreize im Kapazitätsmarkt
Die Auswirkungen des geplanten Kapazitätsmechanismus sind bislang schwer einzuschätzen. In dem Papier "Wachstumsinitiative – neue wirtschaftliche Dynamik für Deutschland", das die Bundesregierung anlässlich der Haushaltseinigung veröffentlichte, heißt es dazu: "Die Bundesregierung wird die Rahmenbedingungen für die Nutzung von Stromspeichern so optimieren, dass sich die Ausbaudynamik noch verstärkt und die vielfältigen Funktionen von Stromspeichern sowohl für den Strommarkt als auch das Stromnetz optimal genutzt werden können."
So soll unter anderem die Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung auch auf Speicher ausgedehnt werden. Darüber hinaus würden Speicher über den technologieneutralen Kapazitätsmarkt zusätzlich angereizt. Würden Speicher im Kapazitätsmechanismus angemessen berücksichtigt, würde das die Perspektiven für Batteriespeicher "deutlich verbessern", sagt Enervis-Geschäftsführer Mirko Schlossarczyk.
Geschäftsfeld für Stadtwerke
Trianel-Experte Leuthold hält Speicher deshalb auch für Stadtwerke für ein vielversprechendes Geschäftsfeld. "Die Kommunalwirtschaft ist groß genug, um sich in Erzeugung und Netzintegration gleichzeitig zu betätigen." Speicher würden sich aber von PV- oder Windanlagen unterscheiden. "Sie pendeln zwischen Erzeugung, Speicherung und Verbrauch. Das macht das Investment komplexer."
Als grobe Richtschnur sollten Energieversorger mit Investitionen in Speicher in Höhe von 10 bis 20 Prozent der eigenen Erzeugungsleistung planen. "Langfristig sind die Kosten für Netze und Netzintegration, also etwa Batteriespeicher oder Wasserstoff, ähnlich hoch", resümiert Leuthold. (jk)
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