Der deutsche Markt für Batteriespeicher im Netzmaßstab befindet sich in einer Phase starken Wachstums, steht jedoch vor erheblichen regulatorischen und infrastrukturellen Hürden. Experten betonen die Notwendigkeit klarer politischer Rahmenbedingungen und einer beschleunigten Digitalisierung, um das volle Potenzial auszuschöpfen.
Wichtige Erkenntnisse
- Der deutsche Batteriespeichermarkt wächst stark, insbesondere bei größeren Projekten.
- Netzentgelte und Anschlussbedingungen bleiben zentrale Problemfelder.
- Die ersten Kapazitätsmarktauktionen sind nicht für Batteriespeicher ausgelegt.
- Flexibilität bei Netzanschlussverträgen (FCAs) und der Abbau von Anschlussrückständen sind entscheidend.
- Die Digitalisierung bei Netzbetreibern muss dringend vorangetrieben werden.
Starker Markt mit regulatorischen Unklarheiten
Der deutsche Markt für Energiespeicher im Netzmaßstab zeigt sich robust. Projekte werden größer, die Speicherdauern nehmen zu und neue Marktsegmente entstehen. Dies verdeutlicht das wachsende Interesse an dieser Technologie.
Anselm Eicke, Partner bei Neon Neue Energieökonomik, beobachtet einen Trend, bei dem Batterien hauptsächlich Tagesmarktspreads nutzen. Philipp Hesel, Senior Associate bei Aurora Energy Research, sieht zukünftige Einnahmesteigerungen durch Trägheit, dynamische Netzentgelte und einen potenziellen Kapazitätsmarkt.
Faktencheck
- Projekte nach dem 4. August 2029 zahlen 4-7 €/kW/Jahr an Netzentgelten.
- Dies ist deutlich niedriger als zuvor diskutiert.
- Zusätzliche dynamische Netzentgelte könnten ab 2032 eingeführt werden.
Trotz des positiven Trends bleiben jedoch zahlreiche politische Fragen offen. Besonders die flexiblen Anschlussvereinbarungen (FCAs) und die Netzentgelte bedürfen weiterer Klärung. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat zwar kürzlich Netzentgelte für große Speicherprojekte bestätigt, die nach dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, doch die Unsicherheit über zukünftige dynamische Gebühren besteht.
„Dies ist ein Nachteil, aber immer noch überschaubar. Es ist deutlich niedriger als das, was zuvor diskutiert wurde. Auch müssen keine energiebasierten Netzentgelte gezahlt werden. Insgesamt ist das eine großartige Nachricht für die Speicherindustrie.“
Kapazitätsmarkt: Chancen und Hürden für Batteriespeicher
Deutschland führt einen Kapazitätsmarkt ein, dessen erste Auktionen bereits im nächsten Monat stattfinden sollen. Dieser Markt hat sich in Ländern wie Polen, Belgien, Norditalien und Großbritannien als wichtige Einnahmequelle für große Batteriespeichersysteme (BESS) etabliert.
Die ersten beiden Auktionen in Deutschland mit einem Gesamtvolumen von 9 GW werden jedoch voraussichtlich nicht für Batteriespeicher zugänglich sein. Die Präqualifikationskriterien sind auf Gaskraftwerke zugeschnitten, mit Anforderungen wie einer 10-stündigen Entladung und einer erneuten 10-stündigen Entladung nach nur dreistündiger Pause.
Hintergrund Kapazitätsmarkt
Ein Kapazitätsmarkt soll die Versorgungssicherheit gewährleisten, indem er die Verfügbarkeit von Stromerzeugungskapazitäten vergütet, unabhängig davon, ob diese tatsächlich Strom produzieren. Dies soll Anreize für den Bau und Erhalt von Kraftwerken schaffen, die bei Bedarf einspringen können.
Anselm Eicke betont, dass die Kriterien Batterien ausschließen. Philipp Hesel stimmt dem zu, sieht aber Hoffnung für zukünftige Ausschreibungen. Er erwartet, dass ab dem nächsten Jahr Ausschreibungen über 2 GW stattfinden, die technologieoffener sind und bei denen Batterien eine Hauptrolle spielen könnten.
Hesel prognostiziert, dass dabei längere Batterielaufzeiten wettbewerbsfähiger sein werden, möglicherweise zwischen sechs und zehn Stunden, abhängig von noch nicht veröffentlichten Derating-Faktoren. Die Regierung beabsichtigt, die Subventionierung von Vier-Stunden-Anlagen zu vermeiden, die ohnehin gebaut würden.
Netzanschluss: Ein komplexes und undurchsichtiges Feld
Ein weiteres zentrales Thema sind die Netzanschlüsse. Es gibt weitaus mehr BESS-Projekte, die einen Anschluss suchen, als tatsächlich benötigt werden. Dies führt zu einem erheblichen Rückstau und Unsicherheiten bei den Entwicklern.
Philipp Hesel hebt hervor, dass es kaum Netzanschlüsse ohne Einschränkungen gibt. Die Auswirkungen dieser Einschränkungen variieren stark zwischen den verschiedenen Systembetreibern und können zu einer Minderung des internen Zinsfußes (IRR) von 1 bis 7 Prozentpunkten führen.
Herausforderung Netzanschluss
- Kaum Anschlüsse ohne Einschränkungen.
- Unterschiedliche Handhabung bei verschiedenen Netzbetreibern.
- Rückstau bei Anschlussanträgen.
Anselm Eicke fordert eine klare Regulierung flexibler Anschlussvereinbarungen (FCAs), um sicherzustellen, dass Netzbetreiber diese nicht nutzen, um den Anschluss neuer BESS-Projekte zu verhindern. Die neuen, reifegradbasierten Anschlussverfahren sollen zwar mehr Transparenz schaffen, ihr endgültiges Ergebnis ist jedoch noch unklar.
Die erste Antragsrunde zeigte ein hohes Interesse an neuen Projekten bis in die 2030er Jahre, doch die Anzahl der tatsächlich akzeptierten Projekte bleibt abzuwarten. Hesel ist der Ansicht, dass der Zugang zum Netzanschluss nicht die Hauptbegrenzung für den Ausbau ist, sondern vielmehr die Einschränkungen durch FCAs und die Finanzierungsmöglichkeiten.
Finanzierung und die Rolle der Netzbetreiber
Für große Projekte über 100 MW sind zunehmend Tolling-Vereinbarungen notwendig, um Projektfinanzierungen zu erhalten. Der Markt für solche Verträge reift, und es werden immer mehr Geschäfte abgeschlossen. Das Interesse an Tolling-Vereinbarungen ist sowohl bei Entwicklern als auch bei Abnehmern hoch, doch FCAs erschweren die Vertragsgestaltung und die Optimierung der BESS-Anlagen.
Deutschland verfügt über vier große Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Hunderte von Verteilnetzbetreibern (VNB). Die Zusammenarbeit mit diesen Akteuren ist entscheidend für die reibungslose Entwicklung des Marktes. Eicke und Hesel sehen hier große Herausforderungen.
„Es gibt viel Unsicherheit darüber, wie Batterien den Netzbetrieb beeinflussen. Daher stehen Netzbetreiber dem Anschluss großer Speichermengen an das Netz sehr skeptisch gegenüber.“
Hesel kritisiert das Machtungleichgewicht zwischen den Betreibern und der Industrie sowie die mangelnde Digitalisierung der Netzbetreiber. Er sieht die ÜNB und VNB zunehmend als „Gatekeeper“ des Netzzugangs. Die BNetzA habe in Zweifelsfällen konsequent zugunsten der Systembetreiber entschieden, was deren Position weiter festige.
Gleichzeitig werde die verzögerte Digitalisierung auf Seiten der VNB zu einem ernsthaften Engpass für die Projektentwicklung. Selbst wenn BESS-Entwickler und Optimierer bereit sind, sich anzupassen, fehlen oft die notwendigen Tools und Prozesse für eine effektive Zusammenarbeit.
Trotz dieser Hürden sieht Hesel einen Hoffnungsschimmer: Der schnelle Ausbau von BESS-Anlagen sei auch eine steile Lernkurve für die Netzbetreiber selbst. Er hofft, dass mit mehr Erfahrung die Prozesse optimiert, die FCA-Bedingungen verbessert und eine größere Transparenz geschaffen wird, um den Netzzugang für alle Beteiligten vorhersehbarer zu gestalten.
