Hinter dem Zähler sind Batteriespeicher in Deutschland noch längst kein Standard. Unsichere Amortisationszeiten, komplexe Finanzierungsmodelle und fehlende Netzanschlüsse bremsen viele Projekte. Im Interview zeigt David Budde, CEO des Energieversorgers Trawa, warum der Markt in den kommenden Jahren dennoch deutlich wachsen dürfte.
Herr Budde, was bedeutet Flexibilität für Ihre Kunden?
David Budde: Wir sind ein Stromversorger für Unternehmen und arbeiten nicht mit Haushaltskunden. Unser Kernsegment liegt bei einer bis 50 Gigawattstunden Jahresverbrauch. Industrieunternehmen sind besonders relevant, weil sie oft hohe Lastspitzen haben und ihnen Oft die Immobilien am Produktionsstandort gehören. Wir arbeiten aber auch mit Filialunternehmen und Hotels.
Beim Thema Flexibilität müssen wir unterscheiden: Flexibilität der Kernproduktionsprozesse und zusätzliche Flexibilität durch flexible Energieanlagen. Ein Chemieprozess läuft möglicherweise rund um die Uhr, ein Güterzug ist an Fahrpläne gebunden, und ein Hotel kann die Klimaanlage nicht einfach abschalten.
Netzanschlüsse sind eine konkrete und ernste Herausforderung und keine theoretische Diskussion
David Budde
CEO von Trawa
In vielen Unternehmen bleibt aber vorhandene Flexibilität ungenutzt. Kleine Anpassungen bei Schichten oder Betriebszeiten können deutliche Einsparungen ermöglichen, doch häufig fehlt die Transparenz über das eigene Verbrauchsverhalten und darüber, was möglich ist. Viele Unternehmen wissen gar nicht, welches Potenzial in ihren Daten steckt. Wenn sich ein Prozess nicht verschieben lässt, kann ein Batteriespeicher die sinnvolle Option sein: Der Verbrauch bleibt gleich, aber Lastspitzen lassen sich abfangen und Strom kann zu günstigen Zeiten bezogen werden.
Warum ist ein Speicher hinter dem Stromzähler kein "No-Brainer" wie es die Photovoltaik für viele Unternehmen war?
Bei Solaranlagen war die Wirtschaftlichkeit durch die Einspeisevergütung lange einfach zu erklären. Bei Speichern hängt die Wirtschaftlichkeit von mehr Parametern ab und muss individuell berechnet werden. Hinzu kommt die unsichere Rechtslage, etwa bei künftigen dynamischen Netzentgelten.
Bei Batteriespeichern sind wir noch lange nicht an dem Punkt, an dem die Investition ein No-Brainer ist. Es ist schwer zu planen, ob sich ein Projekt nach drei oder erst nach sechs beziehungsweise sieben Jahren amortisiert. Deshalb legen Geschäftsleitungen Projekte teilweise zunächst auf Eis.
Wie bewerten Banken solche Projekte – und woran scheitert die Finanzierung?
Das hängt vom Modell ab. Bei einer reinen Projektfinanzierung ist es schwierig, weil der Speicher wirtschaftlich eng mit dem jeweiligen Unternehmen verbunden ist. Geht der Betrieb insolvent, ist unklar, was die Bank mit der Anlage anfangen soll. Einfacher wird es, wenn ein Unternehmen den Speicher über die eigene Bonität finanziert.
Welche Rolle spielen die Netzanschlüsse?
Sie sind eine konkrete und ernste Herausforderung. Bei Kunden steht teilweise bereits der Speicher, aber die Einspeisegenehmigung fehlt. Das zieht sich über ein Jahr oder länger. Manche Netzbetreiber genehmigen kaum noch Speicher. Andere unterscheiden zwischen Grün- und Graustromspeichern oder erlauben zwar den Bezug, aber nicht die Einspeisung.
Das ist keine theoretische Diskussion. Wir sehen diese Einschränkungen bei konkreten Kundenprojekten. Wir stellen die Anfragen deshalb möglichst früh. Bei einem Industrieunternehmen kann es lange dauern, bis Entscheidung und Budget vorliegen. Wartet man mit der Anfrage bis dahin, verliert man weitere Monate.
Gleichzeitig ist von einem Speicherboom die Rede. Wie passt das zusammen?
Bei Großspeichern vor dem Zähler beziehungsweise Stand-alone-Speichern gibt es viele Voranmeldungen. Viele Projekte existieren aber vor allem auf dem Papier. Die Netzbetreiber können die Nachfrage vielfach nicht bewältigen; Projekte werden verschoben und Anschlusszusagen bleiben aus.
Der Speichermarkt hinter dem Zähler ist noch sehr jung
Der Markt hinter dem Zähler ist noch sehr jung. In Deutschland gibt es wahrscheinlich erst einige wenige 100e Anlagen. Der Mittelstand steht hier erst am Anfang. In fünf bis zehn Jahren wird es aber wahrscheinlich normal sein, dass Unternehmen Batteriespeicher betreiben – wie es inzwischen üblich ist, eine Solaranlage zu haben.
Wie sieht das wirtschaftlich ideale Speichermodell aus?
Das ideale Modell ist eine Multi-Use-Optimierung. Dabei werden mehrere Erlöspotenziale genutzt: Netzentgeltreduktion durch Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsoptimierung und Stromhandel. Der Speicher lädt bei niedrigen Day-Ahead-Preisen und entlädt bei höheren Preisen. Danach kommen Intraday-Markt und Regelenergie hinzu.
Es wäre schade, einen Speicher nur für Lastspitzenkappung und Eigenverbrauchsoptimierung zu nutzen. Viel Potenzial liegt in der Kombination mehrerer Märkte. Für Speicher ist vor allem Volatilität interessant. Negative Preise sind nicht zwingend erforderlich, wenn der Spread zwischen günstigen und teuren Stunden groß genug ist.
Welche Märkte sehen Sie derzeit als besonders attraktiv?
Das lässt sich nicht pauschal beantworten, weil jeder Betrieb anders ist. Unsere Algorithmen berücksichtigen Strompreise, Verbrauch, Lastspitzen, Speicherzustand und Verschleiß. Die Steuerung entwickeln wir selbst; für Installation und Hardware arbeiten wir mit Fachpartnern.
Je nach Standort sehen wir Amortisationszeiten von knapp unter drei bis mehr als sieben Jahren. Eine schlüsselfertige Lösung für ein mittelständisches Unternehmen beginnt typischerweise bei einigen hunderttausenden Euro.
Welche Einsparungen sind für ein Unternehmen mit einem richtig dimensionierten Speicher realistisch?
Unter geeigneten Bedingungen können sich die Stromkosten um 20 bis 30 Prozent reduzieren. Realistisch sind Einsparungen von etwa ein bis zwei Cent pro Kilowattstunde. Das hängt aber stark von Verbrauch, Lastspitzen, Speichergröße und Standort ab.
Bitte schafft endlich Klarheit!
Welche politischen Entscheidungen könnten Potenzial in ein echtes Marktwachstum umwandeln?
Die wichtigste Forderung lautet: Bitte schafft endlich Klarheit! Der Energiemarkt braucht Flexibilität auf der Erzeugungs- und Nachfrageseite. Das wird nicht allein über Haushalte und große Speicher vor dem Zähler funktionieren. Wir brauchen auch den Mittelstand und die Industrie.
Die Wirtschaftlichkeit muss nicht staatlich garantiert sein, aber verlässlich kalkulierbar. Wenn Unternehmen nicht wissen, wie sich Netzentgelte und andere Rahmenbedingungen entwickeln, werden sie nicht im großen Maßstab investieren. Wenn die Rahmenbedingungen nicht klar sind, bekommen wir die nachfrageseitige Flexibilität nicht.
