Batteriespeicher erleben Rekordjahr: Warum plötzlich alle in Co-Location investieren
Batteriespeicher in Co-Location boomen: Bis Ende des Jahres werden in Deutschland bis zu 600 Großprojekte am Netz sein, doppelt so viele wie 2024. Statkraft-Manager Klaas Bauermann erklärt, was den Markt antreibt – und wie Anlagenbetreiber und Industriekunden von Batteriespeichern profitieren können.
In Zerbst entwickelt Statkraft das größte Co-Location Projekt Deutschlands. Ende des Jahres soll die Netzeinspeisung beginnen.
Foto: Ahnen&Enkel/Silke Reents
Inhaltsverzeichnis
Herr Bauermann, warum erlebt der Markt für Batteriespeicher gerade einen solchen Boom?
Klaas Bauermann: Zunächst müssen wir feststellen, dass das Thema in Deutschland etwas später angekommen ist als in anderen Märkten Europas. Aktuell finden aber zwei Entwicklungen parallel statt: Die Kosten für Batteriespeicher sinken, und der Anteil von Wind und Solar im Strommix steigt – momentan liegt er bereits bei über 60 %. Das ist richtig und wichtig, bringt aber Herausforderungen mit sich. Denn wir können erneuerbare Energiequellen wegen ihrer Volatilität nicht so einsetzen wie konventionelle Kraftwerke und insbesondere Aufdach-Solaranlagen häufig gar nicht steuern.
Diese Volatilität und fehlende Steuerbarkeit belasten in Spitzenphasen das Stromnetz und führen zu teils starken Preisschwankungen. Wir brauchen für ein Energiesystem mit einem immer höheren Anteil an erneuerbarer Stromerzeugung daher auch kurzfristige Speicherkapazität, die Tagesschwankungen ausgleicht und mehr Flexibilität ins Netz bringt.
Und hier kommen die Batteriespeicher ins Spiel?
Ja, sie können überschüssigen Strom bei Einspeisespitzen aufnehmen und zu einem Zeitpunkt, zu dem die Erneuerbaren weniger produzieren und die Preise entsprechend hoch sind, wieder ins Netz ausspeisen. Das stabilisiert sowohl das Stromnetz als auch die Preise. Von daher sind Batterien und Erneuerbare im Grunde eine sehr logische Kombination.
Batteriespeicher mit Lithium-Ionen-Technik in Zerbst.
Foto: Ahnen&Enkel/Silke Reents
Welche Vorteile bringen Batteriespeicher in Co-Location, die am selben Standort von Erneuerbare-Energie (EE)-Anlagen wie z. B. Solarparks installiert werden?
Bei Co-Location profitieren beide Systeme voneinander. Bei negativen Strompreisen werden neue EE-Anlagen zum Beispiel normalerweise abgeschaltet und bekommen keine Förderung. Mittels Co-Location können sie diesen Strom aber auf direktem Wege in die Batterie leiten und erst später ins Netz einspeisen. Negative Preise werden damit zur Chance: Der Strom wird zwischengespeichert und später mit Marktprämie vergütet.
Hinzu kommt: Wenn Sie an ein und demselben Einspeisepunkt sowohl EE-Anlage als auch Speicher entwickeln, nutzen Sie die vorhandene Infrastruktur optimal aus. Möglicherweise brauchen Sie nur einen Projektierer für das gesamte Projekt. Das spart Kosten – bei einer getrennten Planung der Assets hätten Sie diesen Effekt in keinem Fall. Statkraft besitzt Erfahrung in beiden Bereichen – bei erneuerbaren Energien und bei Batteriespeichern. Diese doppelte Expertise können wir jetzt für Co-Located Assets nutzen.
Sehen Sie auch bei Stromverbrauchern – etwa in der Industrie – einen wachsenden Bedarf an Flexibilität?
Absolut, insbesondere wenn die Endkunden zum Beispiel eigene Photovoltaik (PV)-Anlagen betreiben oder große Mengen PV-Strom über langfristige Lieferverträge (PPAs) beziehen. Wenn die Strompreise zur Mittagszeit fallen – es also ein Überangebot im Netz gibt –, haben diese Unternehmen oft mehr PV-Strom, als sie selbst verbrauchen können. Das Problem: Die Überschüsse können sie zum Teil nur mit Verlust am Markt verkaufen.
Batteriespeicher können hier Abhilfe schaffen. Ein Beispiel aus der Praxis: Wir bieten Industriekunden kombinierte PPAs aus PV-Anlage plus Speicher an. Der Vorteil: Die Mittagsproduktion der PV-Anlage wird zwischengespeichert und zeitversetzt geliefert. So bekommt der Kunde gleichmäßig Grünstrom, auch außerhalb der Sonnenstunden – und reduziert damit etwaige Überschüsse.
Strom- und Speichervermarktung aus einer Hand
Kritiker könnten argumentieren: Standalone-Speicher haben höhere Erlöspotenziale, weil sie nicht an eine EE-Anlage gekoppelt sind. Was entgegnen Sie?
Das ist richtig, für die Wirtschaftlichkeit eines Speicherprojektes steht außer Frage, dass der Netzstrombezug vorteilhaft ist. In der Praxis aber gibt es bei Standalone-Speichern oft Herausforderungen beim Netzzugang. Die Netzbetreiber sind überlastet, auch weil Projektierer pro Projekt mehrere Anträge stellen, um überhaupt herauszufinden, welche Netzanschlusskapazitäten verfügbar sind. Co-Located Assets haben es hier oft leichter, vor allem, wenn Sie als Grünstromspeicher geplant werden.
Dafür bringt Co-Location eine andere Herausforderung: die wirtschaftliche Zuordnung. Wer verdient was, wenn EE-Anlage und Speicher zusammenarbeiten? Diese Frage lässt sich nur mit transparenter Abrechnung beantworten. Hier kommt unsere Vermarktung aus einer Hand ins Spiel.
Könnten Sie das ausführen?
Die Vermarktung von Co-Location-Projekten ist komplexer, als man zunächst annehmen könnte. Oft gibt es unterschiedliche Eigentümerstrukturen für die Erzeugungsanlage und den Speicher. Aber selbst wenn es nur einen Eigentümer gibt, ist es schwierig, die Gesamterlöse den einzelnen Assets fair und transparent zuzuordnen.
Ein Beispiel: Eine EE-Anlage wird bei negativen Strompreisen normalerweise heruntergefahren und erhält keine Förderung. In einem Co-Location-System kann dieser Strom aber in der Batterie gespeichert und später wieder ausgespeist werden. Dadurch entsteht eventuell ein Anspruch auf Marktprämie, die formal der Erzeugungsanlage zugerechnet wird – obwohl sie diesen Erlös ohne die Batterie gar nicht erzielt hätte.
Das verdeutlicht, wie wichtig eine transparente Abrechnung ist. Deshalb setzen wir auf eine gemeinsame Vermarktung von Batterie und EE-Anlage. Unser Ziel dabei ist, die Erlöse des Gesamtsystems zu maximieren. Gleichzeitig muss in der Abrechnung gezeigt werden können, was die EE-Anlage ohne den Speicher erwirtschaftet hätte. So wird sein Mehrwert konkret bezifferbar.
Foto: Sabine Grothues/Statkraft
Klaas Bauermann ist seit 2013 bei Statkraft tätig. Im April 2024 übernahm der Ökonom dort den Bereich „New Business“. Zuvor verantwortete er als Head of Origination Downstream unter anderem PPAs für industrielle Endkunden. 2013 promovierte Bauermann am Lehrstuhl für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen über die CO₂-Reduktion im Wärmemarkt.
Welche Erlösmodelle bieten Sie für Batteriespeicher an?
Da gibt es verschiedene. Beim „Tolling“ übernimmt Statkraft das komplette Vermarktungsrisiko, und der Anlagenbetreiber erhält einen Fixpreis – er hat dann kein Risiko mehr, aber auch keine Gewinnchance über den fest vereinbarten Preis hinaus.
Das zweite Modell heißt „Fully Merchant“ oder auch „Profit-Share“. Dabei vermarkten wir die Anlage über alle Märkte und schütten einen Großteil der Erlöse an den Betreiber aus. Wir erhalten dafür ein prozentual an den Erlösen bemessenes Vermarktungsentgelt. Der Betreiber trägt hierbei auch einen Teil des Risikos, erhält aber auch die Chance, von einer erfolgreichen Vermarktung zu profitieren.
Dazwischen gibt es Hybridmodelle: Gut planbare Erlöse – etwa aus dem Day-Ahead-Markt, wo Strom einen Tag im Voraus gehandelt wird – werden als Fixpreis garantiert. Bei kurzfristigen Märkten wie dem Intraday-Handel oder bei der Regelenergie, die deutlich volatiler und schwerer vorhersehbar sind, vereinbaren wir einen Profit-Share.
Und wie entwickelt sich die Nachfrage nach diesen Modellen?
Erfreulicherweise sind immer mehr Banken bereit, Fully-Merchant-Projekte zu finanzieren. Früher wollten sie meist Tolling-Verträge mit garantierten Fixpreisen – das gab Sicherheit für die Finanzierung. Allerdings muss der Vermarkter insbesondere bei länger laufenden Verträgen einen erheblichen Risikoabschlag einpreisen, weil er eine feste Auszahlung garantiert. Der Betreiber bekommt also deutlich weniger, als die Batterie eigentlich verdienen könnte.
Heute bewerten die Banken die Wirtschaftlichkeitsprognosen von Batterien sehr positiv und gehen eher ins Profit-Share-Modell, um von den tatsächlich erzielbaren Markterlösen zu profitieren. Diese größere Risikobereitschaft ist eine relativ neue Entwicklung. Sie zeigt, dass Batteriespeicher für Banken vom Risikoprojekt zum etablierten Geschäftsmodell geworden sind.
Technik und Praxisbeispiele
Blicken wir einmal auf die Technik: Auf welche Batteriespeichertechnologie setzt Statkraft genau?
Im Moment dominiert die Lithium-Ionen-Technologie den Markt. Eine größere Varianz beobachten wir bei der Speicherdauer: Der Standard liegt bei zwei Stunden, da dies bei den aktuellen ökonomischen Rahmenbedingungen – also Investitionskosten versus Erlöse – am attraktivsten ist. Wir beobachten aber durchaus einen Trend in Richtung vier oder gar sechs Stunden. Die Erwartung dahinter ist wohl, dass längere Speicherzeiten insbesondere im Regelenergiemarkt ein größeres Potenzial haben als die bisherigen Kurzfristspeicher.
Wenn wir über sechs Stunden hinausgehen, kommen wahrscheinlich andere Technologien ins Spiel – etwa Redox-Flow-Batterien. Diese stehen technologisch bereits seit den 1970er Jahren zur Verfügung und sind vermutlich auch wirtschaftlich in etwa auf Augenhöhe mit Lithium-Ionen. Allerdings sehen wir dafür im Moment noch keine nennenswerte Nachfrage im Markt.
Die Kombination von Elektrolyse und Wasserstofftanks wird in der Branche ebenfalls diskutiert, um die Volatilität von EE-Anlagen auszugleichen. Wie stehen Sie dazu?
Für mich stehen Batterien und Wasserstoff nicht im Wettbewerb zueinander – sie erfüllen unterschiedliche Aufgaben. Batterien sind für die kurzfristige Energiespeicherung absehbar das Nonplusultra und adressieren das, was der Markt heute braucht: Flexibilität im Stunden- bis Tagesbereich. Wasserstoff wird künftig auch eine Rolle spielen, aber für ganz andere Anwendungsfälle – nämlich die langfristige, saisonale Speicherung in Gasspeichern oder im Gasnetz. Wir sprechen also über völlig verschiedene Zeithorizonte und Geschäftsmodelle.
Der neue Solarpark in Zerbst.
Foto: Ahnen&Enkel/Silke Reents
Zurück zu den Batterien: Werden wir künftig nur noch EE-Projekte mit direkter Kopplung an einen Speicher sehen?
Das ist pauschal so nicht der Fall. Aber wir sehen derzeit insbesondere bei Solar, dass Batteriespeicher die notwendige Wirtschaftlichkeit bei andernfalls wenig attraktiven Projekten bringen können. In der Vermarktung ist es dann unsere Aufgabe, die Erträge der Gesamtanlage zu optimieren.
Seit 2023 entwickelt Statkraft Deutschlands größtes Co-Location-Projekt im EEG im sachsen-anhaltinischen Zerbst. Könnten Sie uns abschließend einen kurzen Einblick geben?
Zerbst ist mit 46,4 MW PV- und 16 MW Speicherleistung tatsächlich das bislang ambitionierteste Projekt in diesem Bereich. Es war der Sieger im Innovationswettbewerb, den die Bundesnetzagentur 2021 gestartet hat. Damit erhält es Fördermittel vom Bund.
Aktuell befinden wir uns im Testbetrieb und arbeiten intensiv daran, die Inbetriebnahme zeitnah umzusetzen. Die erste Einspeisung wird voraussichtlich noch in diesem Jahr stattfinden.
Die Investitionsentscheidung für das Projekt hatten wir bereits zu einem Zeitpunkt getroffen, als der heutige Co-Location-Trend noch nicht absehbar war. Dass wir damit nun das bisher größte Vorhaben in der Innovationsausschreibung realisieren, bestätigt unsere strategische Ausrichtung. Wir planen weitere Co-Location-Projekte dieser Größenordnung.
Herr Bauermann, vielen Dank für das Interview.
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