Wir erleben es täglich: Windräder stehen still und Solaranlagen werden Mittags zur besten „Prime Time“ abgeschaltet. Warum? Zuviel Strom wird produziert und kann nicht genutzt werden. Es fehlen Abnehmer und besonders Speicher, wie luckx – das magazin recherchierte.
Deutschlands Energiesystem
Ach wie war es früher einfach: Ein Öl-, Gas- oder Kohlekraftwerk wurde ans Netz gebracht und produzierte ohne Pause Strom. Und die Verbraucher nahmen bereitwillig alles ab. Denn Angebot und Nachfrage hielten sich dank langfristiger Planung die Waage. Nun kommen mit Solar- und Windenergie neumodische unkalkulierbare Stromproduzenten auf den Markt und wirbeln alles durcheinander. Ein Graus für Stromanbieter. Langfristig regeln lässt sich nur das Chaos. Damit steigt der Bedarf an sogenannte netzstabilisierende Systemdienstleistungen. Deren Bedeutung nimmt ständig zu. Gleichzeitig sind die Netzanschlusskapazitäten für große Stand-Alone-Speicher bis 2030 weitgehend erschöpft.
So werden mit dem wachsenden Anteil volatiler erneuerbarer Energien die Einspeiseprofile immer unregelmäßiger. Gleichzeitig gehen konventionelle Kraftwerke vom Netz, die bislang zentrale Aufgaben der Systemstabilität übernommen haben. Dadurch steigt sowohl der Bedarf an Flexibilität als auch die Nachfrage nach netzstabilisierenden Leistungen. Drei Kategorien von Systemdienstleistungen rücken dabei in den Fokus.
Momentanreserve, Minutenreserve und Blindleistung
Frequenzhaltende Leistungen wie die Sekundärregelleistung (aFRR) sind in Deutschland der wichtigste Regelleistungsmarkt für Batterien, während die Primärregelleistung (FCR) weiterhin ein wesentlicher, wenn auch nicht dominanter Einzelmarkt ist. Perspektivisch kann bei fortschreitender Marktsättigung von FCR/aFRR auch die Minutenreserve (mFRR) für Batteriespeicher an Bedeutung gewinnen, wie dies in Bulgarien bereits heute der Fall ist. So entsteht durch den fortschreitenden Rückbau konventioneller Kraftwerke ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Bedarf an Momentanreserve. In diesem Jahr wird diese in Deutschland im Rahmen eines neuen, marktgestützten Produkts für Inertia beschafft, an dem unter anderem Batteriespeicher mit netzbildenden Invertern teilnehmen können. Parallel gewinnen Systemdienstleistungen zur Spannungshaltung, im Speziellen die Bereitstellung von Blindleistung, an Bedeutung.
Entwicklung von Stand-Alone-Speichern
Im deutschen Markt für große netzintegrierte Speicher zeigt sich derzeit eine klare Verschiebung. Netzanschlusspunkte für Stand-Alone-Großspeicher im hohen zweistelligen bis dreistelligen MW-Bereich sind weitgehend vergeben. Die jüngsten Genehmigungen der Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber binden mit insgesamt 78 GW die verfügbaren Anschlusskapazitäten bis etwa 2030. Die genehmigten Projekte werden zwar noch fertig entwickelt und gebaut, doch danach ist im Large-Scale Stand-Alone-Segment zunächst mit einem Entwicklungsstillstand zu rechnen, weil neue Netzkapazitäten erst langfristig geschaffen werden müssen. Generell lohnt sich ein Stand-Alone-Speicherprojekt dann, wenn ein gültiger Netzanschlussvertrag mit genehmigter Einspeise- und Bezugsleistung verfügbar ist. Voraussetzung ist allerdings, dass eventuelle Netzrestriktionen – etwa Leistungsgradienten oder dynamische Einspeise- oder Bezugsbegrenzungen – den Flexibilitätsbedarf des Speichers nicht so stark einschränken, dass der Business Case beeinträchtigt wird. Schon harmlos klingende Restriktionen können die Wirtschaftlichkeit eines Stand-Alone-Speichers erheblich beeinträchtigen.
Co-Location-Speicher
Aufgrund der nicht mehr vorhandenen Anschlusskapazitäten für Stand-Alone-Speicher entwickelt sich der Trend hin zu Co-Location-Speichern. Use-Cases für Grau- und Grünstromspeicher in Verbindung mit einer EE-Anlage gewinnen dabei an Bedeutung, weil die Chancen auf einen Anschluss oft höher sind. So weichen immer mehr Projektentwickler auf reine Grünstromspeicher aus, wenn sie keine Bezugsleistungsgenehmigung erhalten. Besonders attraktiv sind Brownfield-Anlagen, also wenn eine PV- oder Windkraftanlage an einem bestehenden Standort um einen Speicher erweitert wird: Der Speicher erhöht die Nutzung des bestehenden Netzanschlusspunktes, verbessert die Vermarktung und schafft zusätzliche Erlöse, ohne einen neuen Anschluss zu benötigen. Als weiteres Szenario gibt es Co-Location-Speicher als Greenfield-Anlage, also ein komplett neues Projekt ohne vorhandene Infrastruktur. Solche Konzepte dienen in erster Linie dazu, die Rendite von neu geplanten PV-Anlagen gezielt zu steigern, da sich reine PV-Projekte auf Grund der sinkenden Marktprämie häufig nicht rechnen. Durch Co-Location lässt sich die Wirtschaftlichkeit wieder verbessern – als Grünstromspeicher jedoch mit einem begrenzten Flexibilitätsspielraum. Doch anscheinend kommt Bewegung ins Spiel durch die aktuelle Diskussion zur MiSpeL-Regelung (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten), die gemischte Betriebsmodelle mit Grau- und Grünstrom ermöglichen soll. Wenn Speicher flexibel zwischen grünem und grauem Use-Case wechseln dürfen, verbessert das die Ertragslage erheblich. Genau solche Hybridmodelle könnten zum dominierenden Trend werden und dem Markt für Co-Location-Speicher die nächste Wachstumsphase eröffnen.
Spotmärkte
Neben der Primär- und Sekundärregelleistung sind die Spotmärkte, darunter Day-Ahead und Intraday Auction und Intraday Continuous am attraktivsten. Diese Marktkombination bietet für klassische Zwei-Stunden-Systeme aktuell das beste Chancen-Risiko-Verhältnis und die höchste Wertschöpfung. Bei reinen Grünstromspeichern ist das Potential jedoch eingeschränkt: Sie dürfen nur Strom einspeisen und nicht beziehen. Damit entfällt die Teilnahme an der Primärregelleistung vollständig, und auch die Sekundärregelleistung ist dadurch eingeschränkt. In solchen Fällen verschiebt sich das Erlöspotenzial auf eine Vermarktung an den Spotmärkten, positive Sekundärregelleistung und Load Shifting – also die Verschiebung der Einspeisung aus den preislich weniger attraktiven Mittagsstunden in die meist deutlich höher vergüteten Abend- oder Morgenstunden.
Märkte in Europa
Attraktiv für dynamische Großspeicher sind die strukturellen Faktoren, die einen Markt attraktiv machen. Entscheidend sind politische Rahmenbedingungen wie Förderprogramme, beschleunigte Genehmigungsverfahren und Dekarbonisierungsziele. Ebenso relevant ist das Marktdesign: Welche Märkte stehen Speichern offen, wie hoch ist der Anteil an Erneuerbaren und welche Volatilität sowie Preisspreads entstehen daraus auf den kurzfristigen Strommärkten. Auf Basis dieser Faktoren stechen vor allem Osteuropa und Südeuropa heraus. Länder wie Bulgarien und Polen zeigen hohe Dynamik, weil sie attraktive Marktdesigns, steigende Anteile an erneuerbaren Energien und ambitionierte regulatorische Entwicklungen kombinieren. Wer in einem Markt erfolgreich optimiert, kann dieses Modell oft schnell auf andere europäische Länder übertragen, da die energieökonomischen Grundmechanismen europaweit ähnlich sind. In Spanien, Italien und Griechenland treibt der massive PV-Zubau die Arbitragepotenziale und damit die Speicherattraktivität deutlich nach oben.