Großbatteriespeicher stehen bei vielen Stadtwerken ganz oben auf der Agenda. Die Projekte werden größer, das Kapital ist vorhanden, die Finanzierung gilt als gesichert. Doch der Weg von der Planung in den Betrieb bleibt steinig. "Beim Netzanschluss haben wir derzeit den größten Engpass", sagt Magnus Pielke, Geschäftsführer des Speicherprojektierers und -betreibers Bestoraged, im Gespräch mit der ZFK.
Flächen für Speicher ließen sich meist noch finden, und auch bei Baurecht und Genehmigungen unterstütze Bestoraged Stadtwerke. Problematisch werde es vor allem beim Netz. Unsicherheit gibt es zunehmend über die Ausgestaltung sogenannter Flexibler Netzanschlussvereinbarungen, im Englischen Flexible Connection Agreements, oder kurz FCA.
"Wenn der Netzanschluss nur aus einem FCA besteht, kann ich möglicherweise keine Regelleistungsprodukte erbringen", so Pielke. Regelenergie ist für Speicherbetreiber aber eine wichtige Einnahmequelle. Technische Restriktionen wie begrenzte Wirkleistungsgradienten – also Begrenzungen, wie schnell ein Speicher Wirkleistung erhöhen oder verringern darf – hätten daher schon Projekte scheitern lassen.
Finanzierung und Skalierung: Speicher sind bankfähig
Die Erfahrung von Projektierern und Investoren hat derweil zugenommen. In den vergangenen Jahren habe sich der Markt deutlich professionalisiert, berichtet Pielke. Bestoraged habe vor neun Jahren den ersten Batteriespeicher errichtet, inzwischen seien rund 200 Megawattstunden (MWh) in Betrieb und mehr als 400 MWh in Realisierung. "In den letzten Jahren gab es Quantensprünge im Projektmanagement und in der Standardisierung", sagt Pielke. Der Trend gehe klar zu größeren Projekten, zunehmend auch außerhalb der Mittelspannungsebene.
Auch bei der Finanzierung habe sich die Lage grundlegend verändert. "Die Finanzierung war ein Erziehungsthema – wir kamen aus der EEG-Welt. Mittlerweile haben sich alle großen Banken und auch regionale Banken darauf eingelassen. Das ist kein Thema mehr." Für Stadtwerke bedeutet das: Speicherprojekte gelten inzwischen als bankfähig – sofern die regulatorischen Rahmenbedingungen verlässlich bleiben.
Regulatorische Unsicherheit bremst Projekte
Die regulatorische Lage bleibt jedoch ein entscheidender Engpass. Pielke warnt vor Nachteilen durch Änderungen beim Vertrauensschutz und bei der Netzentgeltbefreiung: "Eine mögliche Aufkündigung des Bestandsschutzes führt zu erhöhter Hektik."
Auch Sebastian Jänig, Leiter des Bereichs Großspeicherprojekte bei Tesvolt, sieht regulatorische Risiken als zentral: "Die Drohung, dass ich eine Förderung nachträglich wegnehme und nachträglich bestrafe – das macht den ganzen Markt nervös."
Neben regulatorischen Fragen beeinflussen auch internationale Entwicklungen die Projektkosten. "Wir beziehen BESS vor allem aus Asien. Die chinesische Regierung hat die Zollprivilegierung in kürzester Zeit aufgehoben. Wir hatten dieses Jahr zwei Preiserhöhungen", so Pielke. Jänig ergänzt, dass der Preis für Lithiumcarbonat aktuell stark steige.
Technische Anforderungen und Cybersecurity
Mit zunehmender Größe der Speicherprojekte steigen auch die technischen Anforderungen. "Im Großspeichersegment bewerten wir das Thema Cybersecurity extrem kritisch", betont Jänig. Besonders bei Anwendungen wie Regelenergie oder Momentanreserve liege die Verantwortung beim Betreiber.
Tesvolt setzt deshalb auf ein eigenes Cloud- und IT-Gateway-Konzept. Über die Cloud sei zwar Monitoring möglich, aber externen Steuersignale dürfen nicht in die Anlage gelangen. "Wenn der Kunde anfängt, sein örtliches Netzwerk einzubinden, ist das Konzept wieder zerschlagen."
Bei Wechselrichtern verlässt sich Tesvolt bewusst auf europäische Hersteller. Zwar ließen sich bei asiatischen Anbietern "100.000 bis 200.000 Euro pro Stück sparen", doch bei Prototypen-Zertifizierungen werde es "schnell dünn". Bei Batteriezellen hingegen sieht Jänig weniger Probleme – "das Problem ist eher die Peripherie".
Wirtschaftlicher Nutzen von Großbatteriespeichern
Auch der Entwickler Tricera Energy arbeitet eng mit Stadtwerken zusammen. Philipp Berger, Sprecher des Unternehmens, erklärt: "Die Stadtwerke wollen in jedem Fall zuerst einmal Geld mit dem Speicher verdienen. Das bedeutet, dass aktuell freie Kapazitäten dafür genutzt werden sollen." Gleichzeitig bleibe die Tür offen, die Betriebsweise des Speichers für lokal-netzdienliche Anwendungsfälle anzupassen, etwa um Netzausbau zu vermeiden.
Jänig betont die Rolle der Großbatteriespeicher für die Netzstabilität: "Die Netzbetreiber und Stadtwerke werden ohne Speicher als Kompensation für Lasten nicht funktionieren können." Tesvolt empfiehlt Strompreiszonen zur Steigerung der Netzdienlichkeit. Dynamische Netzentgelte könnten Haushalts- und Gewerbelasten stabilisieren, hätten aber "keinen spürbaren Effekt im Intraday-Handel".
Nachhaltigkeit und Second-Life-Batterien
Auch Nachhaltigkeit und Recycling gewinnen bei Stadtwerken an Bedeutung. "Stadtwerke haben ein hohes Interesse daran, dass es auch ein Konzept nach dem Ende der Betriebslaufzeit gibt", unterstreicht Berger von Tricera. Entsprechend seien Konzepte und Leitlinien für Nachhaltigkeit und Recycling nach dem ersten Leben vorhanden.
Konzepte für Second-Life-Batterien würden in Gesprächen derzeit wohlwollend aufgenommen, so der Unternehmenssprecher. Langfristig könnten solche Ansätze für Stadtwerke wirtschaftlich und ökologisch relevant werden.
Strategische Relevanz bleibt hoch
Trotz aller Herausforderungen bleiben Großbatteriespeicher strategisch wichtig für Stadtwerke. Der Markt wächst, Projektierung und Finanzierung sind professioneller geworden, und die Einsatzfelder reichen von Erlösoptimierung bis Netzdienlichkeit. Gleichzeitig hemmen Netzanschlüsse, regulatorische Unsicherheit und technische Anforderungen die Umsetzung.
Der befürchtete Batterie-Tsunami dürfte allerdings ausbleiben. "Von 700 GW Anfragen werden weniger als zehn Prozent realisiert", erwartet Pielke von Bestoraged. Dennoch rechnet er in den kommenden Jahren mit weiter dynamischem Ausbau: "Ich erwarte zweistellige Wachstumsraten in den nächsten Jahren."
