Mit welcher Marktentwicklung in Deutschland und in Europa rechnen Sie in den nächsten Monaten?
Franz-Josef Feilmeier: Da ein neues EEG wohl doch erst etwas später kommt und wir 2026 mit einem Anziehen des Mehrfamilienhaus- und Gewerbespeichermarktes rechnen, gehen wir von einem etwa 20 Prozent größeren Marktvolumen in Deutschland aus. Die Großspeicher mit einer Kapazität von mehr als einer Megawattstunde werden ausgehend von einem immer noch sehr geringen Niveau deutlich stärker wachsen. Insgesamt auf Europa bezogen werden die Wachstumsraten von über 20 Prozent bei Heim- und Gewerbespeichern und mehr als 100 Prozent bei Großspeichern ähnlich sein, regional aber sehr unterschiedlich ausgeprägt mit wachsenden und auch schrumpfenden Märkten.
Derzeit werden immer mehr Speicher zur Netzunterstützung gebaut. Wird dies den zukünftigen Speicherzubau bestimmen?
Bei den zwischenzeitlich gehypten Standalone-Speichern werden wir 2026 bis maximal 2029 noch ein gewisses Strohfeuer sehen. Dann wird dieser Markt aber spätestens wieder weitgehend tot sein – vielleicht auch bereits vorher, da im Laufe der Zeit schon erste Kannibalisierungseffekte eintreten werden und neue Netzzusagen für Standalone-Speicher immer restriktiver werden.
Dann werden die Speicher in Kombination mit Solar- und Windkraftanlagen gebaut?
Ja. Co-Location mit Solarparks als Grünstromspeicher, Graustromspeicher oder hybrider Grün-/Graustromspeicher ist ohnehin der natürliche Anwendungsfall für Speicher. Allein hier bieten die bereits bestehenden Netzanschlüsse ausreichend Leistung für den kompletten Bedarf an Energiemarktspeichern in Deutschland. Diese Projekte werden sowohl durch die ohne Speicher schwierige Wirtschaftlichkeit von Solarparks, als auch durch das wirtschaftlich langfristig tragfähigere Geschäftsmodell im Vergleich zu vollständig vom Energiemarkt abhängigen Standalone-Speichern getragen.
Und wie sehen die Prognosen für Gewerbespeicher aus?
Auch Gewerbespeicher werden an jedem Standort zum Standard, unabhängig davon, ob im Zusammenhang mit Photovoltaik oder auch ohne. Die Wirtschaftlichkeit ist durch kombinierte Einsparungen bei den Netzentgelten und die Nutzung dynamischer Stromtarife und dynamischer Netzentgelte bereits unabhängig vom aktiven Trading gegeben. Da diese jedoch nunmehr über die Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes und die Abgrenzungsoption im Rahmen Marktintegration von Speicher und Ladepunkten (MiSpeL) auch vollständig am Energiemarkt mitwirken können, erreichen sie sehr kurze Amortisationszeiten.
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Welche Geschäftsmodelle sind mit diesen einzelnen Speichern möglich?
Standalone-Großspeicher sind davon abhängig, dass am Energiemarkt eine ausreichend große Spanne bei den Strompreisen besteht. Denn es ist ihre weitgehend einzige Erlösmöglichkeit. Dagegen erzielen alle anderen Speicherkategorien über zeitversetzte Einspeisung von Solar- und Windenergie oder Anwendungen hinter dem Stromzähler wie Eigenverbrauchserhöhung, dynamische Tarife, Vermeidung von Netzausbau und Lastspitzenkappung deutlich darüber hinausgehende Einnahmen.
Die Regelungen, vor allem in Deutschland, haben sich vor einem Jahr verbessert. So ist es inzwischen möglich, auch Graustrom in den Speicher zu laden und ihn
wieder ins Netz einzuspeisen. Wie hat sich diese Regelung auf die Nachfrage nach Speichern ausgewirkt?
Gesetzlich ist das seit dem Solarspitzengesetz der Fall. Umgesetzt werden kann es aber erst mit Abschluss des MiSpeL-Prozesses, sowie durch die Netzentgeltbefreiung auch von gemischt genutzten Speichern, die Ende des vergangenen Jahres vom Bundestag beschlossen wurde. Daher hat es die Nachfrage bisher kaum beeinflusst. In Zukunft werden diese Änderungen aber zu einem Boom von Speichern hinter dem Stromzähler und Grünstromspeichern führen.
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Welche Voraussetzungen müssen die Speicher und die dazugehörige Infrastruktur mitbringen, damit sie für die Energiewende genutzt werden können?
Die Speicher brauchen ein Energiemanagement, das nicht nur den Zeitpunkt betrachtet, also den Messwert oder Schwellwert des dynamischen Strompreises, sondern über Prognosen den eigenen Energieplan für die nächsten mindestens 24 Stunden erarbeitet. Nur so ist es möglich abzuleiten, ob es überschüssige Energiemengen für die Einspeisung zu Hochpreiszeiten an der Strombörse gibt und wann und in welcher Menge der Direktvermarkter diese verfügbar hat. Auch negative Strompreiszeiten müssen schließlich berücksichtigt werden. Denn dann wird der von der Solaranlage produzierte Strom nicht mehr vergütet und künftig werden Einspeisungen gegebenenfalls sogar die Einspeisung bestraft. Deshalb werden Speicher ohne Energiemanagementsystem kaum mehr verkaufbar sein.
Welche zusätzlichen regulatorischen Bremsen müssen noch gelöst werden, damit der Ausbau von Speichern schneller geht?
Mit den Neuregelungen im Energiewirtschaftsgesetz in Verbindung mit der MiSpeL und der Privilegierung im Baurecht sind nun tatsächlich die relevantesten Hürden gelöst. Flexible Anschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements – FCA) werden bei Großspeichern zu reduzierten Baukostenzuschüssen führen. Das wird gerade ausgearbeitet. Jetzt liegt es an der Branche, mit intelligenten und gegenseitig offenen Energiemanagement- und Direktvermarktungslösungen diese Freiheiten auch in echten Kundennutzen zu verwandeln.
Derzeit gibt es aber die Baukostenzuschüsse noch. Wie bedeutend sind diese tatsächlich für die Wirtschaftlichkeit eines Speicherprojekts?
Diese sind nur für Standalone-Speicher ohne Limitierung der Bezugsseite in voller Höhe zu bezahlen. Andererseits sind diese Speicher ohnehin nicht gut für das Netz und ein zunehmend unter Druck stehendes Geschäftsmodell. Schon mit sinnvollen FCA lässt sich ein Großteil des Baukostenzuschusses sparen. Bei Gewerbe- oder Privatanwendungen fällt dieser nicht an oder wurde bereits für die Bezugsseite bezahlt. Die verfügbare Bezugsleistung kann damit zusätzlich für die Speichervermarktung genutzt werden. Damit sind diese Standorte deutlich im Vorteil.
Welche Hürden stehen beim Netzanschluss von Speichern im Wege und wie könnten diese überwunden werden?
Die Netzbetreiber und Anlagenbetreiber mussten erst gemeinsam praxistaugliche Lösungen für flexible Netzanschlussvereinbarungen erarbeiten. Auch die technischen Anschlussbedingungen bedurften einer Überarbeitung unter Berücksichtigung der Speicherspezifika. Das wird jedoch bald gelöst sein und dann besteht die Hoffnung, dass die Netzbetreiber insbesondere für Industrie- und Solarpark-Speicher standardisierte Netzanschlusszusagen ausstellen.
Wie können die Netzstabilität und die Wirtschaftlichkeit von Speichern in Einklang gebracht werden?
Wichtig ist, dass nicht alle Speicher auf ein einheitliches Börsenstrompreissignal hin arbeiten und hierzu auch noch gleichzeitig steile Rampen fahren. Es sind also Rampenvorgaben, sowie Hüllkurven oder Vorgaben zu vereinbaren, die von der Erzeugungsleistung abhängen und das Netz nicht zusätzlich stark belasten. Zielbild wären zusätzliche dynamische Netzentgelte, um den jeweils regionalen Netzzustand für den möglichen Speicherbetrieb ebenfalls abzubilden. Hier haben die Netzbetreiber aber noch einen weiten Weg vor sich: Daher braucht es geeignete Übergangslösungen.
Die Fragen stellte Sven Ullrich.
Wie Speicher in der Co-Location in den Solarpark eingebunden werden müssen und wie Netzbetreiber die Systeme zur Netzstabilisierung akquirieren, lesen Sie in der aktuellen Ausgabe von ERNEUERBARE ENERGIEN. Abonnenten lesen die Berichte auch online. Sie haben noch kein Abo? Dann können Sie hier reinschnuppern.
