Großbatteriespeicher sind die Technologie der Stunde. Nach Angaben der Plattform Battery Charts dürfte sich die installierte Kapazität in Deutschland bis Ende kommenden Jahres mit rund 6,1 Gigawattstunden (GWh) mehr als verdoppeln. Blickt man auf die angekündigten Projekte, dürfte der Zuwachs noch viel deutlicher ausfallen. Was sind die Treiber und welche Chancen bieten große Batteriespeicher noch? Ein Gespräch mit Olaf Geyer und Konstantin Klüpfel von der Beratungsgesellschaft Arthur D. Little, die Energieversorger bei Batterieprojekten berät.
Herr Geyer, den Netzbetreibern liegen mittlerweile Anschlussbegehren für Großbatteriespeicher über 300 Gigawatt vor. Woher kommen diese Antragszahlen?
Olaf Geyer: Zum einen von den großen Energieversorgern, aber auch Netzwerken wie Trianel, die einen 900-Megawatt-Speicher planen. Mittlerweile ist zu hören, dass sogar Unternehmen aus energiefremden Branchen solche Anträge stellen, weil sie in Speichern ein Geschäft sehen. Das hat sicher einige Energieversorger auch zum Nachdenken gebracht.
Herr Klüpfel, wie viele der Projekte werden denn überhaupt realisiert? Von Beratungsinstituten gibt es unterschiedliche Modellierungen. Die Beratung Frontier Economics rechnet mit 15 Gigawatt (GW) bis 2030, die Analysten von Enervis mit 10 bis 23 GW. Das ist deutlich weniger.
Konstantin Klüpfel: Wir haben uns verschiedene Studien angeschaut und Prognosen übereinandergelegt. Dabei kamen wir auf 50 bis 100 Gigawattstunden installierter Großspeicherkapazität im Jahr 2030. Umgerechnet in die installierte Leistung sind die Zahlen, die Sie genannt haben, also deutlich realistischer. Wobei auch gesagt werden muss: Die Prognosen sind in der Vergangenheit immer wieder nach oben korrigiert worden. Das Wachstum ist derzeit extrem.
Wenn man sich die Preisvolatilität am Spotmarkt derzeit anschaut: Da gibt es auch noch deutlich Potenzial für Speicher, oder?
Geyer: Das ist richtig. Zumal die netzdienliche Ausrichtung von Batteriespeichern noch völlig unterbelichtet ist. Aktuell setzen Speicherprojekte auf eine überwiegend marktorientierte Bewirtschaftung. Das liegt auch daran, dass regulatorisch nicht geklärt ist, wie Netzbetreiber die Netzdienlichkeit von Speichern vergüten könnten. Dabei ist klar: Speicher könnten Lastspitzen abfedern und Netzausbau verringern. Ich gehe davon aus, dass die Bundesnetzagentur hier reagieren muss.
Wie könnte so ein netzdienliches Modell aussehen?
Geyer: Das könnte über eine Mischkalkulation mit dem Vermarkter geschehen. Ein Teil des Speichers muss dann zur Verfügung stehen, wenn er gebraucht wird. Das heißt: Es werden beispielsweise 20, 30 oder 40 Prozent des Speichers für netzdienliche Leistungen reserviert und der Vermarkter erhält dafür eine Vergütung. Hier ist aber wie gesagt unklar, wie der regulatorische Rahmen dafür aussehen wird.
Verhindern Netzbetreiber derzeit auch den Speicherzubau?
Geyer: Ich würde zunächst unterstellen, dass die Netzbetreiber ihrer Anschlusspflicht nachkommen und Anträge nur mit gutem Grund ablehnen. Sehr oft erfordert ein Batteriespeicher punktuelle Netzertüchtigungen, was häufig zu den ohnehin deutlich ansteigenden Netzinvestitionen dazu kommt. Daher würde ich nicht sagen, dass der Speicherzubau verhindert wird, es freut sich aber auch kaum ein Netzbetreiber über Speicherprojekte im eigenen Netzgebiet. Sollte die Regulierung angepasst werden, gehe ich davon aus, dass sich das ändert.
Speicher werden also nicht gebaut?
Geyer: Wenn Netzbetreiber bei einem Projekt Bedenken haben, lehnen sie ab. Oder sie sagen, dass sie bis auf Weiteres keine Entscheidung treffen können. Bei manchen Großprojekten müssen auch neue Umspannwerke gebaut werden. Das kostet. Und das ist auch der Grund, warum der Speicherzubau teilweise so lange dauert.
Wie riskant sind Investitionen in Speicher eigentlich derzeit?
Geyer: Mit einem Speicher stehe ich in der Regel voll im Markt. Große Chancen, aber auch Risiken. Gerade für kommunale Energieversorger ist es deshalb wichtig, einen intensiven Dialog mit den kommunalen Anteilseignern zu führen.
Klüpfel: Die Erlösquellen werden sich mit der Zeit außerdem verändern. Der Regelenergiemarkt könnte etwa an Attraktivität einbüßen, wenn das Angebot zunimmt. Das Gesamtsystem braucht aber mehr Flexibilität und da sind Batteriespeicher eine erprobte Technologie. Die Lieferketten stehen. Überdies sind die Kosten für Lithium-Ionen-Batteriespeicher immer weiter gesunken, um knapp 90 Prozent in den vergangenen zehn Jahren. Das ist eine Ansage.
Gehen Sie davon aus, dass die Kosten noch weiter sinken?
Klüpfel: Ja, es gibt noch Potenzial. China ist bei den Lithium-Ionen-Speichern massiv in Vorleistung gegangen und hat Überkapazitäten aufgebaut. Die Nachfrage kommt gar nicht hinterher. Außerdem gibt es noch Skaleneffekte. Der geplante Speicherzubau drückt die Kostenkurve weiter runter. Zwischen 20 und 25 Prozent Kostensenkung in den kommenden fünf, sechs Jahren sind wohl möglich.
In den vergangenen Jahren haben wir zunehmend mehr Negativpreise an der Strombörse gesehen. Wie schnell können Speicher helfen, diese Schwankungen auszugleichen?
Klüpfel: Bei der durchschnittlichen Speicherdauer der installierten Batterien lässt sich eine Entwicklung erkennen. Früher war eine Speicherdauer von einer Stunde normal, inzwischen geht der Trend zu zwei Stunden oder mehr. Solche Anlagen können Strom in Dunkelflauten auch über mehrere Stunden einspeichern. Schauen wir auf weiter entwickelte Speichermärkte: In Großbritannien liegt die durchschnittliche Speicherdauer bereits bei zwei Stunden, in Kalifornien kratzt sie schon an den drei Stunden. Wir gehen davon aus, dass die Flexibilität am Markt insgesamt zunehmen wird, Schwankungen am Großhandelsmarkt besser ausgeglichen werden können.
Was bedeutet diese steigende Flexibilität für neue Investoren?
Geyer: Für Energieversorger, die in Speicher investieren, ist das herausfordernd. Speicher sind keine Transformatoren oder Kabel, in die ich investiere und mich dann nicht mehr kümmern muss. Wir wissen heute nicht, wie die Erlösstruktur von Speichern im Jahr 2030 genau aussehen wird. Wir haben aber viele Business Cases durchgerechnet und sind zuversichtlich, dass man einen Speicher in den nächsten Jahren sehr profitabel betreiben kann. Es gilt jedoch mit der Unsicherheit umzugehen, nicht zu wissen, wie sich der Umsatz im Jahr 2030 ganz genau zusammensetzt.
Klüpfel: Was wir auch zunehmend erwarten, sind Co-Location-Speicher, also Kombinationen aus Erneuerbaren-Anlagen und Großbatterien. Die Erneuerbaren sind heute preislich enorm unter Druck, egal, ob Windanlage oder PV-Freifläche. Heute kriegt man kaum ein Projekt positiv gestellt. Batteriespeicher können hier den Unterschied machen.
Wie offen ist der Speichermarkt für kleinere Energieversorger?
Geyer: Wir werden in dem Markt sehr viele kleinere Energieversorger sehen. Ein gutes Beispiel ist die Energieversorgung Beckum, ein kommunaler Versorger mit rund 70 Millionen Euro Umsatz, der gemeinsam mit einem Partner rund 21 Millionen Euro in einen Zwei-Stunden-Speicher investiert. Ich glaube, jetzt ist ein guter Zeitpunkt, um in das Geschäft mit Speichern einzusteigen. Wer nochmal fünf Jahre wartet, dem läuft in Teilen der Markt weg. Derzeit rentiert sich ein Speicher in vier bis sieben Jahren. In der Zukunft werden Investoren immer noch Geld verdienen, aber der Amortisationszeitraum wird länger werden.
Das Interview führte Julian Korb
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