Mehr negative Strompreise zeigen laut Statkraft vor allem eines: dem Energiesystem fehlen Speicher. Im Interview sprechen Sascha Schröder und Claus Urbanke über Batteriespeicher, flexible Kraftwerke und die Zukunft der Direktvermarktung. Für große Unsicherheit würden derzeit die Signale aus Berlin sorgen.
Herr Urbanke, Statkraft positioniert sich kritisch gegenüber den bekannt gewordenen Plänen des Bundeswirtschaftsministeriums zum sogenannten Redispatch-Vorbehalt und ebenfalls zu den Überlegungen der Bundesnetzagentur zur Dynamisierung der Netzentgelte. Warum?
Claus Urbanke: Beide Planungen bringen gerade große Unsicherheit für Entwickler von Erneuerbare-Energien-Anlagen, vor allem auch, weil wichtige Informationen fehlen. Investoren brauchen aber Planungs- und Finanzierungssicherheit. Genau diese wären infrage gestellt, würden die vorliegenden Pläne für einen möglichen Redispatch-Vorbehalt in kapazitätslimitierten Netzgebieten umgesetzt. Die von der Bundesnetzagentur ins Spiel gebrachte orts- und zeitabhängige Regelung dynamischer Netzentgelte hätten einen vergleichbaren Effekt.
Als Entwickler kennen wir die genaue Netzkapazitätssituation und damit die wirtschaftlichen Auswirkungen dieser neuen regulatorischen Pläne auf unsere Projekte nicht. Niemand kann derzeit einschätzen, wie hoch die Belastungen durch Netzentgelte potenziell sein können. So wird unserer Einschätzung nach niemand Investitionsentscheidungen treffen können, vor allem für Speicherprojekte.
Welche Folgen hätte das für Statkraft und Ihre Projekte?
Urbanke: Das können wir eben aufgrund fehlender Transparenz über die Netzsituation nicht abschätzen. Klar ist: Eine Abkehr von bewährten Regelungen wie der Vorrangeinspeisung oder dem Recht auf einen Netzanschluss würde den Ausbau der Erneuerbaren – der im Übrigen Voraussetzung für niedrigere Strompreise in Deutschland ist – ausbremsen. Hier wird unserer Ansicht nach das Verantwortungs- und Verursacherprinzip umgekehrt: Wo die Netzbetreiber den Netzausbau nicht ausreichend vorangetrieben haben, sollen nun die Kosten auf die Projektentwickler umgelegt werden. Fraglich ist dabei auch, ob der benötigte Netzausbau dadurch beschleunigt würde.
Herr Schröder, wie wirkt sich das auf Ihre Kunden in der Vermarktung und deren Vermarktungsstrategie aus?
Sascha Schröder: Anlagenbetreibern bieten wir als einer der führenden Grünstromvermarkter bedarfsgerechte Lösungen, mit denen wir ihre Erträge optimieren und Risiken aufgrund volatiler Preise begrenzen. Auf der Abnehmerseite zählen viele große Industrieunternehmen zu unseren Kunden, denen wir passgenaue Grünstromlieferverträge ermöglichen.
Bevor wir als Vermarkter erneuerbare Stromerzeugung erfolgreich ins System bringen können, müssen Projektierer die Entscheidung zur Investition für ihre Anlagen fällen. Ist deren Planungssicherheit gefährdet, ist mittel- und langfristig auch der Vermarktungssektor betroffen – zumindest bei Neuanlagen.
Die Zahl der negativen Preisstunden steigt. Welche Rolle spielen Speicher hier?
Schröder: Batteriespeicher können kurzfristig Preisspitzen glätten, indem sie überschüssige Energie in sehr niedrigen oder negativen Preisstunden – derzeit meist mittags – einspeichern und bei hoher Nachfrage und hohen Preisen wieder ins Netz abgeben. Auf diese Weise betreiben wir unser Hybridkraftwerk Zerbst, das aus einer 46-MW-PV-Anlage mit angeschlossenem 16-MW-Batteriespeicher besteht. Das Projekt haben wir entwickelt, realisiert und vermarkten es nun im eigenen Haus.
Die wachsende Zahl negativer Preisstunden spiegelt schlicht die Tatsache, dass dem Energiesystem nach erfolgreichem Ausbau erneuerbarer Erzeugungsanlagen derzeit noch viel Speicherkapazität fehlt. Was Batteriespeicher nicht leisten können, ist die Überbrückung von längeren Phasen der Unterversorgung – also bei Dunkelflauten, wenn sowohl Wind- als auch Solarenergie den Bedarf nicht decken. Hier sind flexible Kapazitäten gefragt, die – wie Gaskraftwerke – längerfristig Strom liefern können.
Welche flexiblen Technologien setzen Sie aktuell im Unternehmen ein?
Urbanke: Neben der erneuerbaren Erzeugung mit rund 570 MW Wind- und knapp 50 MW Solarenergie sind wir auch bei flexiblen Kapazitäten strategisch gut aufgestellt. Wir betreiben hochflexible Gaskraftwerke, unser größtes davon in Hürth-Knapsack/NRW mit 1310 MW, ein Pumpspeicherkraftwerk in Erzhausen/Niedersachsen mit 220 MW Leistung, Biomassekraftwerke und 20 MW Batteriespeicher. Im Speichersegment planen wir, weiter zu wachsen, vor allem über Batteriegroßspeicher an unseren Kraftwerksstandorten – darunter in Landesbergen mit 250 MW.
Wie hat sich Ihr Vermarktungs-Portfolio im letzten Jahr entwickelt?
Schröder: Wir haben unser gesamtes Liefervolumen bis 2039 an deutsche Industrieunternehmen auf rund 60 Terawattstunden gesteigert. Bei uns ist der PPA-Markt nicht eingebrochen, auch wenn das Marktumfeld herausfordernder geworden ist. Wir begegnen dieser Entwicklung mit sehr individuellen PPAs, die wir der Beschaffungs- und Hedging-Strategie unserer Kunden entsprechend strukturieren. Klassische Langläufer-Fixpreis-PPAs gibt es noch, aber das Geschäft ist insgesamt sehr viel individueller geworden. Gerade darin liegt auch unsere Stärke.
Welche Kundengruppen treiben das Wachstum in der Vermarktung?
Schröder: Zum einen wird das Wachstum ganz einfach durch den weiteren Ausbau der
erneuerbaren Energien getrieben, die alle einen Marktzugang benötigen. Zum anderen integrieren wir für immer mehr Industriekunden in der Breite erneuerbare Energien in die Belieferung. Erneuerbare Energien sind preislich wettbewerbsfähig, können entsprechend der eigenen Beschaffungsstrategie bedarfsgerecht strukturiert werden, erfüllen Nachhaltigkeitsziele und können als ökologische Gegenleistung für die Strompreiskompensation genutzt werden. Somit sind sie als mindestens ein Baustein in der Versorgung für jedes Industrieunternehmen attraktiv und relevant.
Und was ist Ihr Ausblick für 2026 und darüber hinaus?
Schröder: Für uns bleibt die Direktvermarktung unser Kern- und Wachstumsgeschäft. Darauf basierend werden wir weiter attraktive und nachhaltige Lösungen für die Industrie entwickeln. Ein sehr starkes Wachstumsfeld sehen wir im Bereich der Batteriespeicher – sowohl bei Betreibern, denen wir attraktive Vermarktungsangebote machen können, als auch auf der Abnehmerseite in Form von PPAs mit Flexibilitätskomponenten, die stärker nachgefragt werden.
Die Vermarktung von Flexibilität ist seit jeher unser Geschäft – beginnend mit der Wasserkraft bis hin zu modernen Batteriespeichern. Wir verstehen wie wenige andere Unternehmen die Betreiber- wie auch die Stromabnehmerseite und bringen sie erfolgreich zusammen.
