Die deutsche Erneuerbare-Energien-Branche läuft auf Hochtouren und speist in einem noch nie dagewesenen Ausmaß Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen in das Stromnetz ein. Mit einer insgesamt installierten Leistung von 90 Gigawatt zur Mitte des Jahres 2024, mit einem Zubau von allein 7,5 Gigawatt im ersten Halbjahr 2024, wird der deutsche Photovoltaik-Markt im Laufe des nächsten Jahres die 100-Gigawatt-Marke an insgesamt installierter Leistung knacken. Trotz dieses rasanten Tempos wird das Ziel Deutschlands, 215 Gigawatt Photovoltaik-Leistung bis 2030 zu erreichen, eine noch schnellere Ausbaugeschwindigkeit als die derzeitigen 15 Gigawatt pro Jahr erfordern.
Gleichzeitig sehen sich die Entwickler von PV-Anlagen mit zunehmend ungünstigeren wirtschaftlichen Bedingungen konfrontiert. Dies kann dazu führen, dass der Ansporn, das bisherige Tempo beizubehalten, nachlässt. Allgemein niedrigere Strompreisprognosen, relativ niedrige garantierte Preise aus (überzeichneten) EEG-Auktionen und die zunehmende Prävalenz negativer Strompreise während des Tages gelten als Hauptursachen dafür.
Der letztgenannte Punkt hat sich zu einem immer größerem Thema entwickelt, da die Zahl der negativen Stunden an dem Day-Ahead-Markt der EEX von 69 Stunden im Jahr 2022, auf zunächst über 301 Stunden im Jahr 2023 und schließlich auf 330 Stunden bis Mitte August 2024 angestiegen ist. Dies wird für die Stromerzeuger aus erneuerbaren Energien zunehmend problematisch. Sie verlieren zum Beispiel ihre Einspeiseförderung für die Zeit, in der die Strompreise negativ sind, sofern die Preise mindestens drei Stunden in Folge negativ bleiben. Diese „3-Stunden-Regelung“ sollte in den kommenden Jahren auf eine Stunde abgesenkt werden. Allerdings hat die Bundesregierung vor einiger Zeit (damals noch in der Koalition mit der FDP) angekündigt, dass die 1-Stunden-Regelung auf 2025 vorgezogen werden könnte. Ob dies tatsächlich geschehen wird, bleibt im Hinblick auf die im Februar 2025 anstehenden Neuwahlen abzuwarten.
Da sich die Vergütungssituation für Photovoltaik-Anlagen dementsprechend verschlechtert hat, suchen Entwickler von PV-Anlagen nach Möglichkeiten, dieses Problem und die damit verbundenen negativen Folgen zu entschärfen. Ein häufig zu beobachtender Ansatz besteht darin, dass die Solarmodule neu geplanter Photovoltaik-Anlagen zunehmend in Ost-West-Richtung installiert werden, um die Energieerzeugung weg von den Spitzenproduktionszeiten während der Mittagszeit zu diversifizieren. Die andere „Wunderwaffe“ wird in der Ergänzung eines Solarparks mit Batteriespeichersystemen gesehen. Inzwischen wird davon ausgegangen, dass etwa 80 Prozent aller neuen Photovoltaik-Kraftwerke als kombinierte Standorte geplant werden, also in Kombination mit Batteriespeichersystemen.
Batteriespeicher haben den offensichtlichen Vorteil, dass sie den Energieerzeugern ermöglichen, die Einspeisung von Strom in das Stromnetz bis zu einem Zeitpunkt zu verzögern, in dem die Preise am attraktivsten sind. Dadurch verbessern sich folglich die Einspeisevergütung und die Einnahmen insgesamt. Je nach Ausgestaltung können Betreiber von Batteriespeichern auch am Regelenergiemarkt teilnehmen. Auch hierdurch können Einnahmen erhöht beziehungsweise. zusätzliche Einnahmen erzielt werden.
Entwickler, die den Bau von Batteriespeichern in Erwägung ziehen, müssen sich jedoch der folgenden rechtlichen Aspekte bewusst sein:
- Genehmigungsverfahren für Batteriespeichersysteme
Praktische Erfahrungen mit der Genehmigung von Batteriespeichern liegen in Deutschland bisher nur sehr wenig vor. Batteriespeicher sind in der Regel über eine Baugenehmigung zu realisieren, im Einzelfall ist aber auch eine Planfeststellung nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) möglich. Das Planfeststellungsverfahren wäre in einem solchen Fall ein fakultatives Verfahren. Der Antragsteller kann sich also entscheiden, ob er das Planfeststellungsverfahren durchläuft oder eine Baugenehmigung – und gegebenenfalls weitere notwendige Genehmigungen – beantragt. Voraussetzung für eine Baugenehmigung ist in der Regel ein Bebauungsplan, den die Gemeinde aufstellen muss.
Darüber hinaus können Batteriespeicher, auch wenn es keinen Bebauungsplan gibt, gegebenenfalls nach § 34 Baugesetzbuch (BauGB) genehmigt werden, wenn das Vorhaben im Innenbereich liegt, oder sogar nach § 35 BauGB, wenn das Vorhaben im Außenbereich liegt. Genehmigungen für Vorhaben im Außenbereich sind derzeit schwieriger zu erlangen, da Batteriespeicher nach herrschender Meinung im Außenbereich nicht privilegiert sind. Handelt es sich bei den Batteriespeichern jedoch nicht um eigenständige Projekte, sondern werden diese gemeinsam mit einem Windpark oder einem Photovoltaik-Anlage (die regelmäßig privilegiert sind) errichtet, dann könne auch die Batteriespeicher mitprivilegiert sein.
Dennoch bleibt in solchen Fällen eine erhebliche Rechtsunsicherheit bestehen. Hinzu kommt, dass jede einzelne lokale Baubehörde selbst entscheidet, ob eine Genehmigung erteilt werden kann. Es wird somit kaum möglich sein, in naher Zukunft generelle Aussagen über die Möglichkeit einer Genehmigung in diesen Fällen zu treffen.
- Baukostenzuschuss
Nach § 17 Abs. 1 Satz 1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ist es Betreibern von Energieversorgungsnetzen grundsätzlich gestattet, von Anschlussnehmern einen einmaligen Baukostenzuschuss zu erheben. Dieser Baukostenzuschuss richtet sich in der Regel nach einem von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Leistungspreismodell. In Bezug auf Batteriespeicher hat das Oberlandesgericht Düsseldorf entschieden, dass das von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Preismodell nicht auf Batteriespeicher anwendbar ist. Allerdings hat das Gericht auch entschieden, dass die Betreiber einen Baukostenzuschuss für Batteriespeicher grundsätzlich erheben dürfen. Da die Bundesnetzagentur gegen diese Entscheidung Rechtsbeschwerde eingelegt hat, bleibt die Entscheidung des Bundesgerichtshofs abzuwarten.
- Kein vorrangiger Netzanschluss
Nach § 8 Abs. 1 Satz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) müssen Netzbetreiber den Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und Grubengas an ihr Netz unverzüglich vorrangig an ihr Stromnetz anschließen. Dies gilt jedoch nicht für Batteriespeicher. Handelt es sich bei den Batteriespeichern jedoch nicht um Einzelprojekte, können sie denselben Netzanschluss nutzen wie etwa die nach dem EEG privilegierten Wind- oder Solarparks. In einem solchen Fall wird regelmäßig ein schneller Netzzugang bereitgestellt. Allerdings kann der Netzbetreiber auch in allen anderen Fällen den Anschluss eines Batteriespeichers jedenfalls nicht mit dem Argument verzögern, dass Anlagen nach dem EEG vorrangig zu behandeln sind. Denn es ist in § 17 Abs. 2a EnWG ausdrücklich geregelt, das der Netzanschlussvorrang für Erneuerbare-Energien-Anlagen nicht gegenüber Batteriespeichern gilt.
- Teilnahme am Regelenergiemarkt
Grundsätzlich können Batteriespeicher am Regelenergiemarkt teilnehmen. Statistiken zeigen, dass dies bereits der Fall ist. Wie jede andere Anlage auch, muss ein Batteriespeicher das entsprechende Präqualifikationsverfahren durchlaufen. In diesem Verfahren ist nachzuweisen, dass die jeweilige Anlage die notwendigen Voraussetzungen für die Versorgungssicherheit erfüllt. Anschließend kann ein Batteriespeicher an Ausschreibungen für den Regelenergiemarkt teilnehmen.
Die Sicherung des Netzzugangs ist für Entwickler von Batteriespeichern von besonderer wirtschaftlicher Bedeutung. Dies zeigen auch die Erfahrungen aus dem Vereinigten Königreich, wo der Batteriespeicher-Sektor dem deutschen Markt drei bis fünf Jahre voraus ist.
Mit über 800 Batteriespeicherprojekten, die sich derzeit in verschiedenen Entwicklungsstadien befinden, ist das Vereinigte Königreich führend in Europa beim Aufbau von Speicherkapazitäten, insbesondere im Bereich der Großspeicher („Utility Scale“). Eine beträchtliche Anzahl dieser Projekte wird jedoch erst Mitte der 2030er Jahre oder sogar noch später Zugang zum Netz erhalten. Dies wiederum stellt für die Entwickler vor die große Herausforderung, ihre Projekte wirtschaftlich rentabel zu halten.
Darüber hinaus sind die Einnahmen aus dem Betrieb von Batteriespeichern schwieriger geworden. Mit der Zunahme an Batteriespeicherprojekten, die an Ausschreibungen für Netzdienstleistungen teilnehmen, sind die Clearing-Preise deutlich gesunken. Dies hat zu deutlich niedrigeren Einnahmen für die Betreiber von Batteriespeichern im Vergleich zu den Blütezeiten in den Jahren 2021 und 2022 geführt. Während im Jahr 2022 noch Einnahmen von 140.000 bis 160.000 Pfund pro Megawatt erzielt wurden, sieht das Bild im Jahr 2024 ganz anders aus: hier sind die Einnahmen nunmehr um mehr als die Hälfte gesunken.
Vor diesem Hintergrund haben die im Vereinigten Königreich ansässigen Entwickler ab dem Jahr 2022 damit begonnen, bestimmten Projekten Priorität einzuräumen und andere hingegen zu veräußern, wie aus der nachstehenden Grafik ersichtlich. Bei der großen Mehrheit dieser Transaktionen handelt es sich um Batteriespeicherprojekte, die entweder den Status „Ready-to-Build“ oder ein früheres Stadium erreicht haben.
Quelle: GreenCap Research
Auch wenn der Markt in beiden Länder nicht identisch ist, gibt es dennoch einige Lehren, die deutsche Projektentwickler, Investoren und Behörden aus den britischen Erfahrungen ziehen können. Wie im Vereinigten Königreich könnte sich auch in Deutschland der Zugang zum Stromnetz zum größten Hindernis für einen raschen Ausbau des Batteriespeichermarktes entwickeln. Während dies bei Anlagenkombinationen („Co-Location“) weniger ein Problem darstellt, könnte dies insbesondere für eigenständige Batteriespeicher zum Problem werden, die aufgrund ihrer hohen Rentabilität derzeit sehr begehrt sind. Es sollte daher sichergestellt werden, dass Batteriespeicherprojekte zeitnahen Netzzugang verfügen und die Rechtsunsicherheiten rund um den Baukostenzuschuss so schnell wie möglich beseitigt werden. Dies dürfte nach einer abschließenden Entscheidung des Bundesgerichtshofs im Jahr 2025 der Fall sein.
Trotz dieser Unsicherheiten sind Batteriespeicher in Deutschland zweifellos auf dem Vormarsch. Dergestalt hebt auch die Bundesregierung bei jeder Gelegenheit die Bedeutung von Batteriespeichern für die Energiewende hervor. Im Hinblick auf die anstehende Neuwahl dürfte sich auch mit einer neuen Bundesregierung hieran wenig ändern. Die derzeitigen Kinderkrankheiten beim rechtlichen Rahmen werden wahrscheinlich von der Regierung, den Gerichten und den Behörden alsbald gelöst werden.
Über die Autoren:
Baris Serifsoy, Partner bei GreenCap Partners
Baris Serifsoy ist Partner bei GreenCap Partners, einer in London ansässigen Corporate Finance- und M&A-Boutique, die sich auf den Sektor der erneuerbaren Energien in Deutschland und anderen europäischen Ländern konzentriert. Baris Serifsoy verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung im Finanzsektor und war zuvor als Managing Director bei der UBS AG tätig. Er hat an der Goethe-Universität Frankfurt im Bereich Finanzen promoviert und ist Inhaber des CFA Charter.
Kontakt: baris.serifsoy@greencap-partners.co.uk
Thomas Dörmer, Partner bei Hogan Lovells International LLP
Thomas Dörmer ist Partner bei Hogan Lovells International LLP, einer führenden internationalen Anwaltskanzlei. Er berät bei komplexen grenzüberschreitenden Transaktionen und Joint Ventures in regulierten Industrien, insbesondere in den Bereichen Energie und Infrastruktur. Dr. Thomas Dörmer hat rund 20 Jahre Erfahrung im Energie- und Infrastruktursektor. Er hat an der Freien Universität Berlin in Rechtswissenschaften promoviert und einen Master of Law Degree an der Cornell Law School erworben.
Kontakt: thomas.doermer@hoganlovells.com
Tim Heitling, Partner bei Hogan Lovells International LLP
Tim Heitling ist Partner bei Hogan Lovells International LLP, einer führenden internationalen Anwaltskanzlei. Er berät in- und ausländische Unternehmen, Sponsoren, Banken und Finanzinvestoren bei M&A Transaktionen, Joint Ventures, Projekten und damit verbundenen Finanzierungen. Dr. Tim Heitling hat rund 20 Jahre Erfahrung im Energie- und Infrastruktursektor. Er hat an der Universität Osnabrück in Rechtswissenschaften promoviert.
Kontakt: tim.heitling@hoganlovel.com
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Der Bedarf an Regelenergie ist aber begrenzt. Die Regelenergie wird benutzt um Ungleichgewichte auszugleichen bis die Marktmechanismen wieder ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch hergestellt haben. Schliesslich ist es nicht die Aufgabe der Netzbetreiber Strom zu erzeugen und zu verkaufen.
Die Regelenergie deckt die Zeit ab bis Kraftwerksleistung angefahren oder aber abgeregelt wird.
Ein Batteriespeicher würde also nur 15 Minuten lang bezahlt um Strom aufzunehmen oder abzugeben. Danach wäre es an dem Kraftwerksbetreiber die Speicher zum Ausgleich zu benutzen – wenn er das möchte. Kaftwerksbetreiber ist hier der Wind oder Solarpark.
Im Moment sehen wir das das System nicht funktioniert. Der Börsenpreis geht durch die Decke und Kraftwerksbetreiber sind nicht in der Lage oder willens die Kapazität anzupassen.
Norweger und Schweden denken im Moment über ein Kappung der Verbindungen nach um nicht von den Preisspielchen in Mitleidenschaft gezogen zu werden.
Technisch funktioniert es noch – nur die Preisfindung ist ausgehebelt.
Sie beschreiben das System der Regelenergie, wie es für die fossil-nuklearen Kraftwerke geschaffen wurde. Mit den volatilen Erzeugern PV und Wind funktioniert das nicht. Insbesondere die starken Preisausschläge beim Wechsel von Überfluss- auf Mangelsituation sind für ein Gut der Daseinsvorsorge nicht akzeptabel.
Eine Möglichkeit, die Regelstruktur an die technischen Voraussetzungen anzupassen, wäre es, den Regelenergieeinsatz über die überkommenen 15min hinaus auszudehnen und das Volumen ebenfalls stark zu erweitern. Die Netzbetreiber müssten dann Dienstleister beauftragen, die dafür sorgen, dass zu jeder Zeit die geforderte Last gedeckt ist, bzw. das Stromdargebot sinnvoll verwertet wird. Die Dienstleister bekommen dafür eine Bereitschaftspauschale und bei Inanspruchnahme eine kostendeckende Arbeitsvergütung. Das Ergebnis, das sich aus dem Kauf und Verkauf von Strom an der Börse ergibt, verbleibt bei den Netzbetreibern. Die Börse ist aber nicht zwingend notwendig. Eventuelle Defizite aus Ausgaben und Einnahmen stellen die Netzbetreiber verursachergerecht den Stromkunden in Rechnung. Wer also bereit ist, sein Bezugsprofil an das Stromdargebot anzupassen, zahlt weniger, wer das nicht kann oder will, mehr.
Die Frage, die sich dem überraschten Leser stellt, könnte sein: Und wie wird Strom dann gehandelt? Meiner Meinung nach könnte es ganz ohne die Börse gehen.
Die Erzeuger bekommen ihre Einspeisevergütungen, die dank Ausschreibungen optimiert sind: Nicht zu hoch, aber so hoch, dass Kosten und angemessene Rendite garantiert sind.
Die Verbraucher zahlen die Stromkosten, indem sie den Betrag, der sich auf dem Einspeisevergütungskonto ergibt, je nach Stromverbrauch ausgleichen. Für die Stromverbraucher kommt dann als zweiter großer Kostenblock die Netzpauschale hinzu, die gar nicht so pauschal sein sollte, sondern beschreibt, wie gut ein Verbraucher sein Verbrauchsprofil an das Stromdargebot anpasst. Für Kleinverbraucher wird es allerdings auf Pauschalen für Standardlastprofil und ggf. Wärmepumpen- und E-Autoprofil hinauslaufen.
Die Börse kann dann interessant werden, wenn die Einspeisevergütungsberechtigten Erzeuger mehr oder weniger des benötigten Stroms liefern. Dann kann auch Strom nach außen abgegeben bzw. von außen her übernommen werden. „Außen“ sind dabei direktvermarktende Erzeuger, die auf Einspeisegarantien verzichten. Auch das Ausland gehört dazu.
@Darwin
Sie mischen hier zwei komplett separate Problemstellungen. Regelenergie hat rein gar nichts mit dem Day Ahead Markt zu tun, welcher den Preis für dynamische Stromkunden bestimmt.
Regelenergie ist rein für den Ausgleich von momentaner Stromüber oder Unterversorgung zuständig.
Das sind ggf. ein paar GW Batterieleistung die für Regelenergie zugelassen werden. Die ~200 GWh die wir langfristig an Batteriespeicher aufbauen müssen, werden Sekundärleistung handeln und ihre Energie genau wie die Erneuerbaren am Day Ahead Markt verkaufen und den dann glätten.
„Norweger und Schweden denken im Moment über ein Kappung der Verbindungen nach um nicht von den Preisspielchen in Mitleidenschaft gezogen zu werden.“
Dazu hätte ich gerne eine Quelle wenn möglich. So „Gerüchte“ hör ich immer wieder in den Kommentarspalten, meist aber bei sehr fraglichen Kommentaren. Eine Quelle/Bericht dazu hat aber bisher nie jemand gepostet.
BR, FAZ, NZZ vom 12. und 13.12.
Herr Dyroff hat auch einen google-translate-link auf einen dänischen Pressebeitrag gepostet.
Wenn wir neutral auf die Sache schauen sollte jeder Speicher der eine relevante Größe an hat am „Strommarkt“ angeschlossen sein.
Schließlich gibt es auch nachts Schwankungen wenn der Wind mal auf dreht o.ä. und wenn dann die ganzen Speicher nur an die Solaranlagen gekoppelt sind, aber nicht den nächtlichen Windstrom speichern können wäre das eine ziemliche Ressourcenverschwendung, da man dann mehr Batteriespeicher braucht um das zu regulieren.
Bevor ich lange texte – verlinke ich auf linkedin https://www.linkedin.com/feed/update/urn:li:activity:7274354857187196928?commentUrn=urn%3Ali%3Acomment%3A%28activity%3A7274354857187196928%2C7274371658868568064%29&dashCommentUrn=urn%3Ali%3Afsd_comment%3A%287274371658868568064%2Curn%3Ali%3Aactivity%3A7274354857187196928%29
Energiespeicher ist nicht gleich Energiespeicher, sondern es sollte ganz klar unterschieden werden, ob Netzdienlichkeit oder Renditeerwartungen der Antrieb für Bau- und Betrieb eines Speichers sind.
Wenn die Netzspeicher in einer vernünftigen Form ins Netz integriert werden (hoffentlich bald!), dann werden die neu errichteten den schon vorhandenen das Leben schwer machen. Dann wird es vor allem darum gehen, auch die schon errichteten nahtlos in das neue System zu übernehmen. Die Gewinne, die sie heute machen, können sie dann nicht mehr machen, aber wertvoll sind sie trotzdem noch. Bisher machen sie ihre Supergewinne auf Kosten der Stromverbraucher und Steuerzahler, die negative Strompreise und hohe Netzentgelte bezahlen, weil der Markt schlecht organisiert ist.
Frage eines Elektrotechnikstudenten: „Warum müssen wir uns als Ingenieure mit all den betriebswirtschaftlichen und juristischen Fragen beschäftigen“? Antwort des Profs: „Weil man einem Ingenieur Betriebswirtschaft und Juristerei beibringen kann, einen Betriebswirtschaftler oder Advokaten aber keinesfalls Ingenieurwissen“.
Ware Worte. Daran kranken wir. Die technischen Lösungen für die Energiewende sind alle vorhanden, die gesetzlichen Regelungen kommen nur sehr schleppend, weil eben oben genannte in der Masse nicht in der Lage oder gewillt sind, auch technische Probleme zu verstehen. Technik betrifft uns alle. Es sollte daher nur noch Ausbildungs- oder Studiengänge in Verbindung mit Technikwissenschaften geben. Beispiel: Wirtschaftsingenieurwesen
„Wahre Worte. Daran kranken wir.“ Warum „kranken“? Man kann das ja, ohne zu werten, so hinnehmen. Wenn man Intelligenz als etwas eindimensionales ansieht („Und, was haben Sie für einen IQ?“), dann würden Ingenieure wahrscheinlich einen höheren Durchschnitts-IQ aufweisen als Betriebs- und Volkswirtschaftler. Bei Juristen wäre ich mir nicht so sicher, schließlich habe ich vier Juristen als Verwandte ersten Grades und in den höheren Graden noch ein paar mehr. Jura ist ein schweres Studium, das den ganzen Intellekt fordert. Es fordert aber anders. Und das ist es was ich eigentlich sagen möchte: Juristen und Wirtschaftler können in einer Dimension des Denkens und Handelns überlegen sein, für die man noch kein leicht abzuprüfendes Maßsystem entwickelt hat. Also: Nicht werten, sondern einfach hinnehmen. Als Naturwissenschaftler sich aber nichts abhandeln lassen mit blumigen Worten, wo es um schlichte Tatsachen geht.
Manfred Uhlig und ICW
„Scharf denken“ können sowohl Advokaten und Wirtschaftler als auch Ingenieure –
ABER ein Ing, der nicht absolut geradlinig denkt, ist falsch am Platz –
und ebenso klar hat ein Advo oder Wirtschaftler Probleme, wenn nicht „flexibel genug“.
Als Führungskräfte bräuchten wir dringendst Ing/Advo-Zwitter –
den Mangel daran halte ich für ein weltweites, grosses Problem –
vielleicht unser grösstes Problem !
Ein Naturwissenschaftler (und Mathematiker), der nicht flexibel denken kann, ist genauso fehl am Platze. Ohne flexibles Denken bleibt man auf dem Status Quo stehen. Ein wesentlicher Teil des Fortschritts besteht darin, dass man für Erkenntnisse, die schon lange bestehen, immer einfachere, leichter zu verstehende und zu handhabende Formulierungen findet. Dem „Außenstehenden“, der glaubt, die Naturwissenschaft würde mit unverrückbaren Tatsachen umgehen, erscheint es schon mal suspekt, wenn eine dieser Tatsachen immer wieder anders formuliert wird. Es ist aber die Basis des Fortschritts, alte Erkenntnisse darauf zu hinterfragen, was eigentlich notwendige Bedingung und was hinreichende ist, und entsprechend immer weniger komplexe Formulierungen zu finden, die es dann ermöglichen den Komplexitätsgrad in der Kombination mit anderen Erkenntnissen bis zur Grenze des Fassbaren wieder zu steigern. Und die Fähigkeit, komplexe Fragestellungen zu überblicken, die brauchen alle, ob das jetzt eine komplizierte Gemengelage in den internationalen Beziehungen ist, in der Fraktion einer Partei im Bundestag, in einem Wust aus Gesetzen, Verordnungen, Richtlinien, Normen und technischen Regeln oder bei den technischen Lösungen für ein Stromsystem, in dem Erzeugung und Verbrauch vom Wetter, der Jahreszeit, den Preisverhältnissen, den politischen Möglichkeiten, der Rohstoffverfügbarkeit, den internationalen Beziehungen und dem aktuellen Stand beim Umbau abhängt.
Batteriespeicher sind unerlässlich, und ihr Ausbau muss mit dem Ausbau der Photovoltaik in Deutschland Schritt halten. Besser, die Fachleute befassen sich zeitig damit, bevor die Klagen über zuviel Strom aus PVA überhand nehmen.
Aber damit lässt sich nur ein Teil des Problems lösen, dessen sollten sich alle bewusst sei, die hier fordern, dass Netzbetreiber oder wer auch immer gefälligst Speicher bauen sollte. Wieso eigentlich? Wenn die Kartoffelernte sehr gut ausgefallen ist, müssen dann die Konsumenten oder Händler die Überschüsse in den Keller legen?
Wenn man die Leistung einer PVA graphisch ausdrücken will, gleicht die Kurve sowohl tagsüber als auch übers Jahr (in Deutschland) ungefähr einer Gaußschen Normalverteilung. Der Stromkonsum hat aber einen ganz anderen Verlauf. Bislang ist es nur an wenigen Tagen passiert, dass so viel Überschuss erzeugt wurde, dass der Preis negativ wurde. Aber der Tag ist absehbar, dass die Anzahl dieser Tage wächst, mit der Gefahr für das Netz und mit dem wachsenden Widerstand der Gesellschaft, welche die Kosten nicht tragen will.
Wenn also die jetzige Bundesregierung den gesetzlichen Rahmen für Abregelung von PVA bereit stellt, wird das dann auch geschehen.
Was bedeutet das für die PVA Betreiber? Sie werden auf potentielle Erträge verzichten müssen, gerade dann, wenn die Anlage brummt. Das mag einen Einfluss auf zukünftige Investitionen haben. Manche werden sich fragen, ob PVA sich noch lohnt. Vielleicht wird diese Erkenntnis den Ausbau von Photovoltaik in Deutschland bremsen.
Wird das alle Stromerzeuger in gleichem Maß treffen, einige wenige nicht, und viele andere besonders? Ich denke, die kleinen und die mittelgroßen Betreiber werden bluten müssen. Denn die ganz Großen wie Vattenfall haben die Chance, mit Großabnehmern entsprechende Verträge abzuschließen, die sie von der Abregelung schützt.
„Wenn die Kartoffelernte sehr gut ausgefallen ist, müssen dann die Konsumenten oder Händler die Überschüsse in den Keller legen?“
Das Beispiel hinkt. Kartoffeln sind nicht leitungsgebunden. Und es gibt Alternativen, wenn man nach kohlenhydratreichen Nahrungsmitteln sucht.
Was wir jetzt gar nicht brauchen können, ist, die Dynamik des EE-Ausbaus zu bremsen. Sie muss noch etwas zunehmen, wenn wir das 2030-Ziel erreichen wollen. Deshalb sind Speicher längst überfällig. Um die Kosten am Minimum zu halten wird man auf große Freiflächenanlagen setzen müssen. Die müssen aber nicht so groß sein, dass nur noch große Kraftwerksbetreiber den Kapitaleinsatz stemmen können. Auch Bürgerenergiegenossenschaften sind in der Lage mehrere 10Mio€ (entspricht mehreren 20MW) aufzubringen.
Radlcaesar schreibt.
Batteriespeicher sind unerlässlich, und ihr Ausbau muss mit dem Ausbau der Photovoltaik in Deutschland Schritt halten.
@ Radlcaesar
Genau das Geschäftsmodell von Unternehmen wie z.B. 1Komma5.
Bei 1k5 gilt , keine PV Anlage ohne Heimspeicher.. Diese Heimspeicher sind dann zu einem „GIGA“ Kraftwerk vernetzt.
Der Artikel wirft Fragen auf, die er nicht beantwortet:
In UK werden Speicher in „beträchtlicher Anzahl“ erst Mitte der 30er Jahre Zugang zum Netz erhalten. Ich nehme an, dass sie technisch früher realisiert werden könnten. Wenn es am Netzausbau liegt, hinkt der (vielleicht) hinterher aus spezifischen oder auch anderswo geltenden Gründen? Auch solche, die für Deutschland zutreffen?
Dann heißt es, dass die Einnahmen der Batteriebetreiber (je MW) gesunken seien, was potentielle Investoren zurückschrecken ließe. Die Gründe? Wer bezahlt eigentlich die Batteriebetreiber in UK?
Meinen die Autoren etwa, dass der Markt für die Stromspeicher doch nicht so groß ist wie erhofft?