Batteriespeicher werden zu einem wichtigen Flexibilitätsbaustein des Stromsystems, sowohl als Ergänzung von PV-Anlagen in Form von Co-Location als auch als eigenständige Großspeicher.
Claus Urbanke, VP Wind, Solar and Storage Development, und Klaas Bauermann, Head of New Business, von Statkraft Germany sprechen im Interview über wirtschaftlich attraktive Projekte, neue Vermarktungsmöglichkeiten und die Bedeutung von Speichern für Solar-PPAs (Power-Purchase-Agreements).
Klaus Urbanke:
Wir sehen auf jeden Fall sehr viele Hybridprojekte. Wir haben in Zerbst/Anhalt ein solches entwickelt, gebaut und im vergangenen Jahr in Betrieb genommen. Es ist nach wie vor das größte seiner Art, das im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibung realisiert wurde und es läuft sehr gut.
Aktuell haben wir in unserem deutschen Entwicklungsgeschäft allerdings noch keine neuen PV-Hybridprojekte in der Pipeline. Derzeit liegt unser Fokus stärker auf Standalone-Speichern, die unabhängig von einer Erzeugungsanlage betrieben werden, an eigenen Kraftwerksstandorten in Deutschland.
Klaas Bauermann:
Gleichzeitig sehen wir auf der „The smarter E Europe“ und anhand der vielen Anfragen sehr deutlich, dass die Kombination aus PV und Batterie für viele Entwickler zum neuen Normal wird. Insbesondere Co-Location-Projekte lassen sich deutlich schneller umsetzen als Standalone-Projekte, die häufig mit Problemen beim Netzanschluss zu kämpfen haben. Aus Vermarktungssicht sind für uns vor allem Projekte interessant, deren Rahmenbedingungen klar sind und die zeitnah ans Netz gehen können – insbesondere solche, die nicht darauf beschränkt sind, den Speicher ausschließlich mit Strom aus der erneuerbaren Erzeugungsanlage zu beladen.
Claus Urbanke:
Aus Sicht des Gesamtsystems brauchen wir vor allem Flexibilität und Speicher. Dabei ist es zunächst zweitrangig, ob ein Speicher direkt neben einer Erzeugungsanlage steht oder unabhängig davon angeschlossen ist. Aus Projektsicht kann die Kombination aus PV und Speicher aber sehr sinnvoll sein. Das System funktioniert dabei nicht mit zentraler Planung, sondern entwickelt sich von unten.
Claus Urbanke:
Wie bei anderen Energieprojekten kommt es zunächst auf den Standort an. Optimale Faktoren sind ein geeignetes Grundstück, eine sinnvolle Größe, möglichst niedrige Grundstückskosten und vor allem ein guter Netzanschluss. Idealerweise gibt es feste Ein- und Ausspeisekapazitäten und möglichst geringe Netzanschlusskosten. Letztere können regional unterschiedlich ausfallen, etwa bei den Baukostenzuschüssen. Hinzu kommt die Tatsache, dass Netzanschlusstechnologie in den vergangenen Jahren deutlich teurer geworden ist.
Genau deshalb sind bestehende Kraftwerksstandorte interessant. Dort sind bereits Flächen, Netzanschlüsse und industrielle Infrastruktur vorhanden. Wir planen und entwickeln derzeit beispielsweise drei große Batteriespeicherprojekte an unseren Kraftwerksstandorten in Landesbergen, Emden und Knapsack. Die Projekte sind außerhalb des EEG als Merchant-Speicher konzipiert und liegen teilweise in der Größenordnung von mehreren hundert Megawatt. Hier ist der Netzanschluss bereits gesichert.
Allerdings kann auch die bestehende Infrastruktur zusätzliche Investitionen erfordern. In Knapsack wiederum ist die Fläche ein limitierender Faktor. Auch die Netzentgelte spielen künftig eine Rolle. Bei den dynamischen Netzentgelten wird es darauf ankommen, in welcher Netzregion ein Speicher angeschlossen ist und ob er davon tendenziell profitieren kann oder unter dem Strich zusätzliche Kosten entstehen.
Klaas Bauermann:
Ich würde einen Punkt besonders hervorheben: Gerade bei Co-Location-Projekten ist der Netzanschluss wahrscheinlich der wichtigste Faktor überhaupt.
Mit der freien Verfügbarkeit des Netzanschlusses steht und fällt die Wirtschaftlichkeit der Projekte.
Dass ein Speicher den Strom nicht nur ins Netz speisen, sondern ihn auch aus diesem beziehen kann, ist ebenso wirtschaftlich relevant. Dadurch kann er Strom aus dem Netz beziehen, wenn dieser gerade günstig ist, und ihn zu einem späteren Zeitpunkt wieder vermarkten, wenn die Preise höher sind. Doch selbst ein Speicher, der dazu nicht in der Lage ist, kann in Kombination mit einer PV-Anlage wirtschaftlich betrieben werden. Diese Projekte werden inzwischen auch in großem Stil umgesetzt. Daneben spielen aber auch die Dimensionierung des Speichers und vor allem das Vermarktungskonzept eine wichtige Rolle. Gerade bei Speichern muss das Zusammenspiel dieser Faktoren von Anfang an mitgedacht werden.
Klaas Bauermann:
Mit einem Speicher verändert sich das gesamte Vermarktungskonzept. Eine PV-Anlage produziert Strom, wenn die Sonne scheint. Bei negativen Preisen kann man die Erzeugung reduzieren. Wenn ich einen Speicher hinzustelle und das Gesamtkonzept optimiere, kann ich den Strom dagegen zu einem anderen Zeitpunkt vermarkten. Für diese Optimierung braucht es einen Vermarkter mit Expertise in beiden Märkten: in der Vermarktung von Erneuerbaren und in der Vermarktung von Flexibilität.
Der Speicher öffnet neue Märkte für den Strom aus der PV-Anlage, die vorher gar nicht erreichbar waren.
Das betrifft insbesondere den Intraday-Handel und häufig auch die Regelenergiemärkte. PV allein bietet diese Flexibilität nicht in gleicher Weise.
Zudem wirkt sich die Dimensionierung des Speichers unmittelbar auf die Profitabilität aus. Man muss überlegen, in welchem Verhältnis der Speicher zur PV-Anlage stehen soll. Nehmen wir beispielsweise 10 MW PV und einen kleinen Speicher mit 5 MWh Kapazität. Dann lässt sich nur ein sehr kleiner Anteil der Solarproduktion zwischenspeichern bzw. zu einem späteren Zeitpunkt verkaufen – entsprechend gering ist der wirtschaftliche Vorteil des Speichers. Deshalb muss die Dimensionierung zum späteren Vermarktungskonzept passen. Hier kommen unterschiedliche Modelle in Frage, etwa Hybrid-PPAs oder Tolling-Konzepte. Es braucht eine genaue Betrachtung des jeweiligen Projekts.
Claus Urbanke:
Die Vermarktung und Optimierung eines Speichers sind deshalb deutlich komplexer als bei einer klassischen PV-Anlage. Es gibt verschiedene Einkommensquellen: die Optimierung im Day-Ahead-Markt, die fortlaufende Optimierung im Intraday-Markt und die Teilnahme an Regelenergiemärkten. Das muss bereits bei der Investitionsentscheidung berücksichtigt werden. Die Frage ist also nicht nur: Wie groß soll der Speicher sein? Sondern auch: Wie soll er später betrieben und vermarktet werden?
Klaas Bauermann:
Eine sehr wichtige. Wir sehen derzeit, dass klassische Solar-PPAs, also langfristige Stromlieferverträge, über die Unternehmen Solarstrom direkt von einem Erzeuger beziehen, schwieriger werden. Viele industrielle Abnehmer haben in den vergangenen Jahren PPAs für Solarstrom abgeschlossen. Jetzt stehen sie vor dem Problem, dass sie beispielsweise in den Mittagsstunden Strom aus ihrem PPA beziehen, obwohl die Marktpreise gleichzeitig negativ sein können.
Ein Speicher kann dieses Problem abfedern. Der Solarstrom wird in den günstigen Stunden gespeichert und kann später zur Verfügung gestellt werden, wenn die Sonne nicht mehr scheint und die Preise höher sind. Damit verändert sich das Solarprofil. Für industrielle Abnehmer kann das attraktiv sein, weil sie ihre Nachhaltigkeitsziele weiterhin erfüllen und gleichzeitig langfristig Strom aus einem PPA beziehen können.
Darüber hinaus können wir Speicher als eigenständige Flexibilitätslösung anbieten. Ein Industrieunternehmen könnte beispielsweise die teuersten Stunden des Tages durch günstigere Stunden ersetzen und dafür einen Fixpreis zahlen. Der Speicher wirkt dann gewissermaßen als Hedge gegen die Preisschwankungen. Damit wird die Kombination aus PV und Speicher auch für den PPA-Markt wieder deutlich interessanter.
Klaas Bauermann:
Meine kurze Antwort wäre: Einen Batteriespeicher kann ich deutlich schneller umsetzen, als ich einen großangelegten Netzausbau schaffen kann.
Claus Urbanke:
Wir brauchen aber ganz offensichtlich beides – Netzausbau und Speicherausbau. Speicher sind theoretisch sehr gut geeignet, das Stromnetz zu unterstützen. Dafür müssen sie allerdings die richtigen Anreize und Preissignale bekommen. Mit dem heutigen Großhandelsmarktdesign werden sich die meisten Speicher im Großteil des Jahres zumindest nicht netzschädlich verhalten. Es gibt aber Situationen, in denen ihre Fahrweise bestehende Netzengpässe verschärfen kann, beispielsweise durch bestimmte Lade- und Entladevorgänge oder sehr steile Rampen. Deshalb müssen Regulierung und Marktdesign mit der Technologie Schritt halten.
Claus Urbanke:
Die Entwicklung von Batteriespeichern wurde nicht primär durch den Strommarkt getrieben, sondern hat massiv von den Fortschritten der Elektromobilität profitiert. Batterien sind innerhalb kürzester Zeit zu einer industriell etablierten Technologie geworden. Die Produktion wurde stark skaliert, insbesondere in Asien und besonders in China, und gleichzeitig sind die Kosten gesunken. Davon profitieren nun auch Batteriespeicher im Strommarkt.
Klaas Bauermann:
Wir glauben bei Statkraft sehr stark an den Markt. Gerade bei Batteriespeichern sehen wir eine bemerkenswerte Entwicklung.
Mit Speichern haben wir erstmals seit vielen Jahren eine Technologie, die sich ohne staatliche Subventionen durchsetzt.
Das ist eine rein wirtschaftlich getriebene Entwicklung, und es ergibt Sinn, diese Technologie in den Markt zu integrieren.
Claus Urbanke:
Der Speichermarkt ist ausgesprochen dynamisch. Noch vor nicht allzu langer Zeit war Solarenergie das große Thema. Heute haben wir fast den Eindruck, dass Speicher mindestens genauso stark im Mittelpunkt stehen. Wir haben in den vergangenen Jahren sehr viel erneuerbare Erzeugung zugebaut. Jetzt brauchen wir mehr Flexibilität im System. Deshalb sehen wir aktuell so viele Speicherprojekte.
Eine zentrale Herausforderung bleiben die regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Netzentgelten. Bei den kapazitätsbezogenen Netzentgelten gibt es inzwischen mehr Planungssicherheit. Bei den dynamischen Netzentgelten besteht dagegen weiterhin Unsicherheit. Für Investitionsentscheidungen ist das schwierig, weil man zukünftige Kosten nur schwer bewerten kann.