Der Batteriespeicherboom ist kein gesamteuropäisches Phänomen. Guy Schaaf, Marketing- und Spezifikationsverantwortlicher beim französischen Technikanbieter Socomec, sieht Deutschland wegen Netzstruktur, Energiepolitik und Marktmechanismen in einer Sonderrolle. Auf der Produktionsseite lasse sich dieser Boom noch eine Weile bedienen. Im Interview mit der ZFK spricht er über die Rentabilität der Projekte und die Zeit nach 2029.
Herr Schaaf, ist der aktuelle Batteriespeicherboom ein deutsches Phänomen?
Auf dem europäischen Markt haben wir nicht überall dasselbe Gefühl. Für uns gibt es einen sehr großen Unterschied zwischen Deutschland und anderen Ländern. Der erste Grund ist aus meiner Sicht der generelle Zustand des Netzes.
Die Preisstruktur in Deutschland ist zwar mit dem europäischen Markt verbunden, aber es gibt trotzdem große Unterschiede zwischen Deutschland, Frankreich, Italien oder auch England. England gehört zwar politisch nicht mehr zur EU, aber wenn man sich die Energiemärkte anschaut, ist es immer noch Teil des europäischen Systems. Dennoch unterscheiden sich Preisstruktur, Produktionsstruktur und auch die Netzbetreiberstruktur deutlich.
Inwieweit ist es hierzulande anders?
In Deutschland haben wir beispielsweise über 900 Verteilnetzbetreiber. Das gibt es in anderen Ländern in dieser Form nicht. Deshalb ist die Situation hier ganz anders.
Ein weiterer wichtiger Einflussfaktor ist die Energiepolitik. In Deutschland wurden erneuerbare Energien deutlich stärker vorangetrieben als in vielen anderen Ländern. Das hat direkte Auswirkungen auf das Stromnetz.
Das zentrale Problem ist heute, dass sich Erzeugung und der Energiebedarf stark verändern. Früher war das einfacher. Vor zehn oder fünfzehn Jahren waren diese beiden Faktoren stabil und prognostizierbar, die Schwankungen gering.
Heute sieht das ganz anders aus. Die Energieproduktion ist sehr volatil– zum Beispiel durch Photovoltaik oder Windenergie. Gleichzeitig schwankt auch der Bedarf immer stärker. Denken Sie nur an Elektroautos. Eine Schnellladesäule mit 300 Kilowatt entspricht praktisch dem Verbrauch eines Stadtteils einer kleinen Gemeinde – und das für vielleicht 20 Minuten. Danach fällt die Last wieder komplett weg.
Wir stellen von einer Gasheizung auf eine Wärmepumpenheizung um. Dazu kommen diese neuen Verbraucher. Das bedeutet, dass sowohl auf der Produktionsseite als auch auf der Verbrauchsseite immer stärkere Schwankungen auftreten.
Auf dem Batteriespeichermarkt werden Kommunen künftig eine sehr wichtige Rolle spielen
Guy Schaaf
Marketing- und Spezifikationsverantwortlicher bei Socomec
Flexibilität gewinnt also weiterhin an Bedeutung?
Genau. Natürlich gab es auch früher Speicherlösungen, zum Beispiel Pumpspeicherkraftwerke. Aber diese Systeme haben Grenzen.
Wasserkraft ist grundsätzlich sehr gut, aber sie ist weniger flexibel als Batteriespeicher und auch nicht überall verfügbar. Man braucht einen See oder einen geeigneten Fluss und muss dort ein Kraftwerk bauen. Außerdem kann man mit solchen Anlagen nicht innerhalb von zwei oder drei Minuten die Leistung um 10 oder 20 Prozent verändern.
Die Effizienz des gesamten Speicherzyklus ist ein sehr wichtiger Punkt. Wenn ich Strom produziere, speichere und später wieder ins Netz einspeise, liegt die Effizienz von Batteriespeichern heute bei etwa 85 Prozent. Bei Wasserstoff liegt sie dagegen oft nur bei 30 bis 35 Prozent. Das bedeutet, dass etwa 70 Prozent der Energie verloren gehen.
Deshalb sind Batteriespeicher derzeit die effizienteste Lösung. Sie bieten das beste Verhältnis zwischen Investition, Effizienz und Flexibilität. Natürlich gibt es andere Themen wie Nachhaltigkeit oder Recycling. Aber wenn man nur betrachtet, welche Funktion man braucht, um das aktuelle Problem zu lösen, dann ist der Batteriespeicher derzeit die beste Lösung.
Die Netzentgeltbefreiung läuft noch bis mindestens 2029. Ist der Boom danach vorbei?
Für mich hängt das nicht unbedingt mit der Netzentgeltregelung zusammen. Das ist eher eine politische Frage. Es geht darum, die Schwankungen im System auszugleichen. Ein zusätzlicher Faktor ist die Tarifstruktur in Deutschland. Sie ermöglicht den Stromhandel relativ einfach. Das bedeutet, dass man Strom kaufen, speichern und später wieder verkaufen kann.
Das eröffnet eine zweite Möglichkeit, einen Batteriespeicher wirtschaftlich zu betreiben. Der große Vorteil von Batteriespeichern ist nämlich, dass man mehrere Funktionen miteinander kombinieren kann. Dadurch verbessert sich die Wirtschaftlichkeit deutlich.
Heute sieht man teilweise Amortisationszeiten von zwei bis drei Jahren. Vor fünf oder sechs Jahren lag die Amortisationszeit oft noch bei sieben oder acht Jahren. Die Preise für Batterien sind stark gesunken, und gleichzeitig gibt es mehr Möglichkeiten, Einnahmen zu generieren.
Viele investieren deshalb in Batteriespeicher, weil sie zwei Dinge erreichen: Sie lösen ein Problem im Netz – und sie können ihre Anlage relativ schnell amortisieren.
Je mehr Funktionen ein Batteriespeicher übernimmt, desto besser wird die Amortisationszeit.
Wie ist die Amortisationszeit der Batteriespeicherprojekte aktuell?
Wir sprechen hier immer von einem allgemeinen Trend. Es hängt stark von der jeweiligen Anlage ab. Je mehr Funktionen ein Batteriespeicher übernimmt, desto besser wird die Amortisationszeit. Ein Beispiel: Früher hatte man vielleicht eine Photovoltaikanlage und hat damit nur den Eigenverbrauch optimiert. Das ist eine Funktion.
Heute kann man zusätzlich Netznutzungskosten optimieren, zum Beispiel durch Peak Shaving. Das ist eine zweite Einnahmequelle.
Dann kann man Lastmanagement betreiben oder Strom zu günstigen Zeiten einkaufen. Das ist eine dritte Funktion. Und schließlich kann man Strom handeln – also Strom kaufen, speichern und später wieder verkaufen. Das wäre eine vierte Funktion.
Hinzu kommt noch ein weiterer Faktor, der in den letzten Jahren wieder wichtiger geworden ist: Versorgungssicherheit. Durch geopolitische Krisen – zum Beispiel den Krieg in der Ukraine – haben viele Unternehmen wieder stärker über Energieautarkie nachgedacht. Sie wollten Anlagen, die im Notfall auch im Inselbetrieb funktionieren können. Dann kann man sich im Ernstfall vom Netz trennen und den selbst produzierten Strom weiterhin nutzen.
Welche Rolle spielen Kommunen in diesem Batteriespeichermarkt?
Aus meiner Sicht werden Kommunen künftig eine sehr wichtige Rolle spielen. Ich glaube, dass wir immer mehr dezentrale Energieproduktion sehen werden. Strom wird lokal produziert und auch lokal genutzt.
In Ländern wie Frankreich oder Italien gibt es bereits erste Beispiele. Dort entstehen kleinere Photovoltaikfelder auf Gebäuden oder Industriegeländen, die direkt den lokalen Bedarf decken.
Das Geschäftsmodell ist relativ einfach: Eine Kommune oder ein lokaler Akteur baut eine Anlage und verkauft den Strom an Haushalte in der Umgebung. Damit schaffen sie mehr Unabhängigkeit, mehr Versorgungssicherheit und mehr Kontrolle über die Energiekosten.
Lässt sich der Nachfrageboom noch bedienen?
Auf der Produktionsseite – weitgehend ja. Ein großes Problem in den letzten Jahren waren allerdings Genehmigungen – sowohl Baugenehmigungen als auch Netzanschlüsse. Diese Prozesse haben viele Projekte stark verzögert. Wie genau, lässt sich schwer genau bemessen. Aber aus meiner Sicht sind etwa 20 bis 25 Prozent der Projekte durch Verzögerungen verloren gegangen. Das ist natürlich nur eine Einschätzung. Die Gründe sind am Ende dann unterschiedlich: Finanzierungen laufen aus, Preisangebote verlieren ihre Gültigkeit oder Geschäftsmodelle verändern sich.
Ein wichtiger Faktor ist, dass sich der rechtliche Rahmen langsam klärt. Beim Energieeffizienzgesetz und bei anderen Regelwerken gibt es inzwischen mehr Klarheit.
Außerdem wächst das Know-how im Markt. Vor einigen Jahren war Batteriespeicherung für viele noch ein völlig neues Thema. Heute haben viele Unternehmen erste Projekte umgesetzt und Erfahrungen gesammelt. Dadurch wächst das Vertrauen.
