Tesvolt Energy ist vor anderthalb Jahren in die Vermarktung von Strom aus gewerblichen Batteriespeichern an den Energiemärkten gestartet. Wie hat sich das Geschäftsmodell seitdem entwickelt?
Sebastian Kratz: Die Resonanz war wirklich stark. Wir nehmen aktuell drei bis vier Batterien pro Woche ins Trading auf. Wir waren zur richtigen Zeit am richtigen Ort und haben ein spannendes Konzept präsentiert. Anfangs hatten wir viele Visionen und mussten dann lernen, wie man das konkret umsetzt – die Hardware verkaufen, ausliefern und tatsächlich ins Trading bringen. Ein echter Lernprozess war für uns zu erfahren, wie lange es dauern kann, bis Batteriespeicher live gehen.
Was war dabei die Hürde?
Auch wenn die Netzanschlusszusage da ist und die Batterien installiert sind, gibt es immer wieder Verzögerungen. Das hat unterschiedliche Gründe. Manchmal gibt der Zertifizierer den Anschluss des Speichers nicht frei, in anderen Fällen war der EZA-Regler nicht richtig eingestellt. Bei einigen Netzbetreibern fehlte auch die Information, dass der Speicher nicht nur einspeist, sondern auch Strom aus dem Netz bezieht und er uns entsprechend die Bezugsinformationen schicken muss. Das kennen die meisten Netzbetreiber nicht. Das macht es nicht einfacher. Denn wir sind in einem Segment unterwegs, in dem wir sehr viele kleine Batterien haben und dementsprechend mit sehr vielen Netzbetreibern zusammenarbeiten müssen. Das ist echtes Neuland, durch das wir uns durchgearbeitet haben.
Wie groß sind die Anlagen, die Sie handeln?
Die durchschnittliche Anlage bei uns hat 270 Kilowatt Leistung und rund 540 Kilowattstunden Kapazität. Das sind sechs Batterieschränke. Das ist eine größere Investition, auch wenn sie geringer ist als bei einem Stand-alone-Großspeicher im Container. Der kleinste Wechselrichter, den wir nutzen, hat eine Leistung von 92 Kilowatt. Das Minimum für den Netzanschluss des Gewerbebetriebs, bei dem der Speicher installiert wird, liegt bei 50 Kilowatt.
Wie groß ist Ihr Portfolio insgesamt?
Wir haben über 180 Megawattstunden unter Vertrag. Das ist mehr, als mancher Trader hat, und wir sind noch nicht einmal Trader, sondern aggregieren kleine Batterien. Da sind auch größere Batterien dabei, mal zehn oder 15 Megawattstunden. Aber das Gros kommt aus den kleinen Systemen, und die kommen jetzt sukzessive auf den Markt.
Wer sind Ihre Kunden?
Wir sehen ganz unterschiedliche Kundengruppen: Unternehmen aus der Photovoltaikbranche, die nach einem neuen Segment suchen und sich selbst eine Batterie aufbauen. Aber auch Installateursbetriebe, die merken, dass sie das auch für ihre Kunden anbieten können. Die sprechen dann Gewerbebetriebe an und erklären ihnen, dass sie die vorhandene Infrastruktur haben, einen Trafo, der gar nicht voll genutzt wird. Da kann noch ein Speicher angeschlossen werden.
Das ist auch Ihr zentraler Ansatz?
Genau. Wir wollen vorhandene Infrastruktur besser ausnutzen und nicht überall neue Infrastruktur ins Feld bringen. Unser Geschäftsmodell basiert nicht darauf, dass irgendwo ein neuer Trafo hingestellt wird, sondern darauf, freie Kapazitäten zu nutzen. Sowohl hinter einer Photovoltaikanlage mit Überbauung als auch bei einem Gewerbe- und Industriebetrieb, der größer gebaut hat, weil er Erweiterungskapazitäten vorhalten wollte – es gibt viele freie Kapazitäten.
Wie funktioniert die Anbindung technisch?
Wir setzen ausschließlich auf Tesvolt-Produkte. Denn diese sind alle mit einer Kommunikationsschnittstelle versehen, die mit uns abgestimmt ist. In dem Moment, in dem der Batteriespeicher vor Ort in Betrieb genommen wird, meldet er sich in unserer Cloud an. Wenn er fürs Trading vorgemeldet ist, bekommen wir die Information, und er wird in unserem System freigeschaltet. Dann fahren wir Tests und prüfen, ob der Speicher richtig reagiert. Sobald die Freigabe vom Netzbetreiber da ist, können wir sofort mit dem Trading starten.
Und der Händler an der Börse bekommt davon gar nichts mit?
Nein. Der Händler sieht nur, dass auf einmal das Flexibilitätspotenzial größer geworden ist. Unsere Händler wissen nicht, wer unsere Kunden sind, und sie wissen auch nicht, welche Batterien dahinterstehen. Sie sehen einfach eine aggregierte Flexibilität, und die vermarkten sie. Das ist unser Kerngeschäftsmodell: Wir schaffen eine Ebene, die Anlagen erstmals marktfähig macht, die bislang wirtschaftlich nicht sinnvoll vermarktbar waren. In diesem Segment gibt es aktuell nichts außer uns – das ist die Rückmeldung, die wir bekommen.
Wie unterscheidet sich Ihr Ansatz von dem der großen Vermarkter?
Wir haben auf der diesjährigen E-World in Essen mit allen Händlern gesprochen, die Batterien optimieren. Alle tendieren zu immer größeren Einheiten. Einer nimmt erst ab 25 Megawatt Speicher in sein Portfolio auf. Andere machen das schon ab zehn Megawatt, ein anderer ab sieben und einer ab 2,5 Megawatt. Wir fangen bei 92 Kilowatt an – und erschließen damit ein Marktsegment, das für klassische Vermarkter wirtschaftlich nicht zugänglich ist.
Ist das nicht aufwendig?
Vom Aufwand sind die Prozesse grundsätzlich ähnlich – wir abstrahieren diese Komplexität jedoch vollständig für unsere Partner und Kunden. Deswegen haben wir ein Online-Tool für unsere Partner entwickelt, in dem sie sehen, in welchem Prozessschritt sie sich befinden und was als Nächstes zu tun ist. Wir erledigen nicht alle Aufgaben selbst, sondern befähigen unsere Partner, ihre Kunden zu unterstützen.
Wie vermarkten Sie die Speicher konkret? Wird die Batterie für Eigenverbrauchsoptimierung und Trading gleichzeitig genutzt?
Nein, wir machen keine Optimierung hinter dem Zähler. Unsere Batterien sind alle vor dem Zähler auf der Netzseite installiert. Wir behandeln die Batterien so wie eine große Batterie, die am Verknüpfungspunkt gehandelt wird.
Warum gehen Sie diesen Weg, ist das nicht eine Einschränkung der Möglichkeiten zur Nutzung des Speichers?
Die langfristigen Erlösmöglichkeiten sind für die meisten Kunden höher, wenn die Batterie direkt am Energiemarkt optimiert wird. Eine Batterie hinter dem Zähler kann sich lohnen – etwa bei sehr hohen Netzentgelten und Lastspitzen –, aber das ist ein anderer Use-Case, und das wäre dann eine zusätzliche Anlage. Wenn der Kunde noch freie Netzanschlusskapazität hat, installiert er sich einen Speicher für die Lastspitzenkappung – und wir hängen einen weiteren dran, den wir handeln.
Was ist der Vorteil, den Handel mit kleineren Gewerbespeichern statt mit großen zentralen Anlagen zu betreiben?
Bei Großspeichern ist der Netzanschluss das zentrale Problem. Mit den kleineren Batterien sind wir in der Niederspannung – das ist eine andere Welt. Natürlich bekommt auch bei uns mal eine kleine Batterie keine Netzanschlusszusage. Aber es ist grundsätzlich viel einfacher, 270 Kilowatt an einen vorhandenen Trafo mit freien Kapazitäten zu bauen, als ein Umspannwerk für 100 Megawatt zu errichten.
Wie läuft die Präqualifizierung der Speicher für die Regelleistungsmärkte ab?
Wir haben zwei verschiedene Batterietypen. Die größeren Batterien, etwa die Fünf-Megawattstunden-Systeme, werden von uns direkt präqualifiziert. Die Anlage ist dann auf uns präqualifiziert, und wir können den Händler wechseln, der die Batterie vermarktet. Das geht auch in der Regelleistung. Für die kleineren Batterien funktioniert das anders, weil wir dort eine virtuelle Aggregation haben. Da präqualifizieren wir nicht die einzelne Anlage, sondern das Konzept des Pools. Das erfordert eine genaue Abstimmung hinsichtlich der Anbindung der Anlagen, des Designs des gesamten Prozesses, der IT-Sicherheit und ähnlicher Themen. Das ist nicht so einfach. Der Plan ist, das bis Ende des Jahres umzusetzen. Dieses Jahr gehen wir ins Intraday-Trading, ab nächstem Jahr können wir die kleinen Batterien als Aggregate auch in der Sekundärregelleistung handeln.
Wie sieht das Geschäftsmodell für die einzelnen Beteiligten aus? Tesvolt Energy will verdienen, die Trader wollen verdienen, der Betreiber will auch seinen Anteil?
Unser Ansatz ist, die höchsten Erlöse zu erzielen, weil wir zwischen den Händlern wechseln können. Wir nehmen einen festen Anteil der Erlöse und haben ein Genossenschaftskonzept: Alle Erlöse von allen Händlern über alle Batterien fließen in einen Pool und werden dann über einen Verteilungsschlüssel auf die kleinen Batterien verteilt. Wenn meine Batterie gerade beim schlechtesten Händler ist, bekommt der Betreiber nicht weniger ausgeschüttet als ein anderer. Denn wir optimieren das Portfolio permanent.
Wie erklären Sie Ihren Kunden, dass die Erlöse schwanken?
Das ist tatsächlich viel Arbeit. Wenn jemand im November seinen Speicher ins Trading bringt und die Erlöse am Tag auf eine kleine Batterie nur 20 Euro betragen, dann heißt das nicht, dass es immer so bleibt. Es hängt von den Marktgegebenheiten ab. Denn in den ersten Monaten des Jahres haben wir wenig Erneuerbare, wenig Wind, wenig PV, niedrige Gaspreise. Dadurch ist die Preisspanne am Markt gering. Dazu kommt, dass im kalten Winter die Batterien teilweise beheizt werden. Das ist auch nicht optimal. In dieser Zeit verdienen die Speicher weniger. Aber wenn der Anteil erneuerbarer Energien steigt, wird es wieder größere Preisabstände geben. Auch Krisen führen leider zu stärkeren Preisausschlägen und damit zu größeren Erlöspotenzialen.
Je mehr Flexibilitäten am Markt gehandelt werden, desto weniger sind sie wert. Gibt es einmal einen Break-even, an dem es eng wird?
Der Break-even hängt nicht nur von den Erlösen ab, sondern auch von den Kosten – und die sinken für Batteriespeicher deutlich. Dazu kommt: Bei unserem Modell braucht es keine großen Infrastrukturinvestitionen. Der einzige Invest ist die Batterie selbst. Und perspektivisch wollen wir die vorhandene Infrastruktur noch konsequenter nutzen – auch hinter dem Zähler. Sinkende Kosten, kein Kapitalbedarf für neue Infrastruktur, und ein Geschäftsmodell, das noch Wachstumspotenzial hat. Ich sehe das entspannt.
Sie haben Behind-the-Meter-Konzepte erwähnt. Was planen Sie da?
Wir haben alle Bausteine, die wir dafür benötigen. Vor allem unser selbst entwickeltes virtuelles Kraftwerk, das die Aggregation macht, die Kommunikation mit den Händlern und die Rückkommunikation – Nominierung, Fahrplanmanagement, alles eine Eigenentwicklung. Behind-the-Meter ist eigentlich die konsequente Weiterführung unseres Ansatzes, vorhandene Infrastruktur besser auszunutzen. Dann stelle ich eine Batterie hinter den Zähler und optimiere sie trotzdem gegen den Energiemarkt. Aktuell machen wir das als sogenannte Shared Connection: Die Anlagen teilen sich einen Netzanschluss, laufen aber über getrennte Zähler. Dadurch wird der Batteriespeicher so betrieben, als ob er direkt am Netz wäre. Wir berücksichtigen bereits vielfältige Restriktionen und beispielsweise die Einspeisung von Solarstrom bei gemeinsamen Netzanschlüssen auf Anlagenebene. Genau das ermöglicht uns den nächsten Schritt hinter den Zählern.
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Foto: Tesvolt Energy
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