Wann kommt der Doppelwumms für Batteriegroßspeicher?

Der Einmarsch Russlands in die Ukraine und die daraus resultierende Energiepreisspirale in Europa haben Diskussionen um "Füllstände der Gasspeicher", das "Merit-Order-System" und "Energiepreisbremsen" in die breite Öffentlichkeit getragen. Die Europäische Kommission hat mit Notfallmaßnahmen reagiert und unter anderem eine Obergrenze für die Markterlöse von Stromerzeugern von 180 Euro/MWh festgesetzt.

Der Anstieg der Strompreise ist allerdings nicht nur der Verknappung russischen Gases auf dem europäischen Markt geschuldet. Auch der Wegfall von Kohle- und Atomkraftwerken und der großflächig zu langsame Ausbau der Erneuerbaren haben Auswirkungen auf das Angebot.

Gleichzeitig steigt der Strombedarf durch Mobilitäts- und Wärmewende und das Hochfahren der Wasserstoffproduktion (Prognos). Bereits 2021 ist der monatlich gemittelte Preis schon von etwa 40 Euro/MWh im Langzeitmittel auf über 200 Euro/MWh gestiegen. Und auch die Prognosen bis 2030 liegen bei Preisen von über 100 Euro/MWh. Photovoltaik und Windkraft können hier als günstigste Stromerzeuger preissenkend wirken.

Stabilität, Versorgungssicherheit und Effizienz für Akteure im Netz

Allerdings werden die Marktpreise durch den Ausbau von Erneuerbaren in Zukunft volatiler. Das war etwa am dritten Wochenende im September zu sehen, als durch einen großen Anteil an Erneuerbaren im Netz der Börsenpreis teilweise bei um die 0 Euro/MWh lag – trotz des zurzeit sonst sehr hohen Preisniveaus. In solchen Situationen können Technologien wie Batteriegroßspeicher für eine Glättung der Preise sorgen.

Hinzu kommt, dass Norddeutschland durch die Realisierung großer Wind- und PV-Parks deutlich mehr Strom aus Erneuerbaren produziert als der Süden – wo allerdings weiterhin die größten Verbraucher sitzen. In Kombination mit dem auch von Olaf Scholz präferierten Strommarktdesign einer einheitlichen Preiszone ist ein massiver Ausbau beziehungsweise die Stärkung der Stromnetze unerlässlich. Batteriegroßspeicher können hier als wirtschaftliche Alternative zum teuren Netzausbau zwischen Nord- und Süddeutschland fungieren – Stichwort "Gridbooster" der Netzbetreiber.

Schließlich sind Batteriegroßspeicher in der Lage, durch die Bereitstellung von Regelenergie das Netz zusätzlich zu stabilisieren oder das Ein- und wieder Ausspeichern von ansonsten abgeregelter erneuerbarer Energie zu ermöglichen – in sogenannter Co-Location mit PV- oder Windkraftanlagen. Das Verschieben von Lastspitzen von zum Beispiel energieintensiven Unternehmen entlastet zudem das Netz in kritischen Situationen.

Regulatorische Blockaden lösen

Deutschland hinkt bei der Realisierung von Batteriegroßspeichern im europäischen Vergleich hinterher. Erlösmöglichkeiten wie die Vergütung von vermiedenen Netzentgelten, die der Flexibilität von Speichern einen Wert geben, laufen Ende 2022 aus. Eine Nachfolgeregelung aufseiten der Netzentgelte, ein nodales Preissystem mit individuellen Preisen für jedes Umspannwerk oder die Einführung eines Flexibilitätsmarktes sind dringend nötig, um die lokale Stärkung des Stromnetzes effizient zu gestalten.

Zudem müssen Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Speicher als effiziente Alternative zum Netzausbau zu nutzen – Stichwort Entflechtung von Erzeugung und Netzbetrieb. Und schließlich sollten Anreize geschaffen werden, die Abregelung von Erneuerbaren zu minimieren. Die Tatsache, dass Erneuerbare auch bei Abregelung voll vergütet werden, blockiert aktuell noch die sinnvolle Kombination von Erneuerbaren mit Speichern.

*Jan Szembek leitet bei der Pacifico Energy Partners GmbH die Projektentwicklung mehrerer Batteriegroßspeicher in Deutschland. Pacifico ist ein europaweit aktiver Entwickler von PV-, Wind-, Batterie- und Wasserstoff-Projekten mit einer Projektpipeline von derzeit mehr als 2.000 MW.