"Mit dieser Version des Gesetzes hätten Speicher schlechte Karten"

Das Bundeswirtschaftsministerium hat den Gesetzentwurf zur Kraftwerksstrategie und zum Kapazitätsmarkt – das sogenannte Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG) – in die Ressortabstimmung gegeben. Noch in diesem Jahr sollen die ersten Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten starten. Eine entscheidende Frage dabei: Wie technologieoffen werden die Ausschreibungen tatsächlich? Eine Einschätzung von Daniel Böhmer, Energiemarktexperte beim Beratungsunternehmen Aurora Energy Research.

Herr Böhmer, das Bundeswirtschaftsministerium hat den Gesetzentwurf zum Kapazitätsmarkt gerade in die Ressortabstimmung gegeben. Können Speichertechnologien im Wettbewerb gegen Gaskraftwerke bestehen?

Wenn wir uns anschauen, was in europäischen Ländern mit bereits etablierten Kapazitätsmärkten passiert, ist das Bild ziemlich eindeutig: Lithium-Ionen-Batterien sind dort mit Abstand die erfolgreichste Speichertechnologie. Und auch in Deutschland beobachten wir gerade einen starken Ausbau genau dieser Technologie. In einem technologieoffenen Kapazitätsmarkt ohne zusätzliche Kriterien würden wir daher erwarten, dass Batteriespeicher auch hierzulande die wettbewerbsfähigste Option wären.

Schauen wir auf Deutschland: Die geplanten Ausschreibungen im Rahmen des StromVKG sehen ein Langfristkriterium vor. Was hat es damit auf sich?

Genau, das ist die entscheidende Besonderheit. Aktuell ist eine Mindestausspeisedauer von zehn Stunden vorgesehen – also die Anforderung, über einen längeren Zeitraum kontinuierlich Strom liefern zu können. Welche Speicher unter diesen Bedingungen mit Gaskraftwerken konkurrieren können, hängt stark davon ab, wie dieses Kriterium konkret ausgestaltet wird. Mit der jetzt bekannt gewordenen Version des Gesetzes hätten Speicher generell schlechte Karten.

Können Sie das konkretisieren?

Vergleichen wir zwei Szenarien: In einem günstigen Fall wäre es möglich, die geforderte Ausspeisedauer durch die Kombination mehrerer kleinerer Speicher zu erfüllen oder indem Energie nicht für die volle installierte Leistung vorgehalten werden muss. Dann wären Batteriespeicher voraussichtlich weiterhin konkurrenzfähig. Im restriktiven Szenario, so wie es der vorliegende Entwurf für das StromVKG vorsieht, müssten Speicher zu jedem Zeitpunkt einen Ladezustand vorhalten, der zehn Stunden lang Ausspeisung in Höhe der installierten Leistung garantiert.

Welche Folgen hätte das?

Das würde alle Speichertechnologien – egal welche – gegenüber Gaskraftwerken deutlich benachteiligen. Zumal nach unserer Interpretation des Entwurfs die Anforderungen sogar darüber hinausgehen, denn er sieht vor, dass die Anlagen das Zehn-Stunden-Kriterium jederzeit spätestens nach einer Stunde erfüllen können müssen. Das heißt, der Speicher müsste nach zehn Stunden Entladung bei voller Leistung innerhalb von einer Stunde wieder zehn Stunden bereitstehen. Das dürfte zumindest für Lithium-Ionen-Batterien nicht zu erfüllen sein. Für Langfristspeichertechnologien schon eher. 

Welche Technologien haben Sie dabei im Blick?

Das größte Marktinteresse beobachten wir derzeit bei Redox-Flow-Batterien. Die sind technologisch interessant für längere Speicherdauern. Aber ohne genaue Kenntnis der finalen Anforderungen und ohne detaillierte Wirtschaftlichkeitsmodellierung lässt sich heute noch keine belastbare Aussage treffen, ob sie wirklich mit Gas mithalten können. Das werden wir bei Aurora Energy Research analysieren, sobald die Details feststehen.

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Wie viele Stunden Speicherkapazität bräuchte man eigentlich, um typische Lastspitzen – also die Phasen mit besonders hohem Strombedarf – zuverlässig abzudecken?

Eine pauschale Aussage ist da leider nicht möglich. Der Bedarf hängt stark davon ab, welcher Systemzustand und welche Wetterbedingungen gerade vorliegen. Im Winter gibt es immer wieder sogenannte Dunkelflauten – also Phasen von mehreren Stunden bis Tagen, in denen weder Sonne noch Wind nennenswert zur Stromerzeugung beitragen. Im Januar können das schon mal vier bis fünf Tage am Stück sein, in denen eine erhebliche Erzeugungslücke entsteht.

Und zehnstündige Speicher würden da reichen?

Sie leisten in solchen Situationen deutlich mehr als Kurzzeitspeicher mit vier Stunden oder weniger – das ist klar. Aber auch zehnstündige Speicher allein wären nicht ausreichend, um solche – seltenen – Extremereignisse vollständig abzusichern. Dafür bräuchte man sie in einer Größenordnung, die kaum realistisch ist. Aus Systemsicht ist daher eine Kombination verschiedener Technologien am effizientesten: Lithium-Ionen-Batterien für kurzfristige Flexibilität, Speicher mit mittlerer bis längerer Dauer und dazu steuerbare Kraftwerke – also thermische Anlagen. Dieses Zusammenspiel ermöglicht Versorgungssicherheit, ohne das System unnötig teuer zu machen.

Kommen wir zur Finanzierung: Wie leicht oder schwer lassen sich Langzeitspeicher im Vergleich zu Gaskraftwerken finanzieren?

Grundsätzlich ist das bei Langzeitspeichern deutlich schwieriger. Viele dieser Technologien befinden sich noch in einer frühen Marktphase und haben bislang wenig Betriebserfahrung im kommerziellen Maßstab. Das bedeutet: Kosten, technische Risiken und Erlöspotenziale sind für Investoren noch mit viel mehr Unsicherheit behaftet als bei Gaskraftwerken, die auf bewährte Technologien und bekannte Kostenstrukturen setzen können.

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Gibt es aus dem Ausland Modelle, von denen Deutschland lernen könnte?

Durchaus. In Großbritannien, Italien oder Australien wurden gezielte Ausschreibungen speziell für Langzeitspeicher eingeführt – zugeschnitten auf deren besondere Eigenschaften. Das schafft Investitionssicherheit und ermöglicht Skaleneffekte, die die Kosten langfristig senken. Solche Instrumente spielen eine wichtige Rolle dabei, den Markt überhaupt erst in Gang zu bringen. Die Marktreife schreitet voran – aber sie braucht die richtigen Rahmenbedingungen.