Die Nachfrage nach Batteriespeichersystemen, insbesondere für langlebige Lösungen, steigt rasant an. Ein Haupttreiber ist der immense Energiebedarf von Rechenzentren für Künstliche Intelligenz. Doch der Markt in den USA kämpft mit strukturellen Problemen, die den Ausbau dieser essenziellen Infrastruktur bremsen.
Wichtige Erkenntnisse
- KI-Rechenzentren sorgen für explosionsartigen Anstieg der Nachfrage nach Langzeit-Energiespeichern.
- Aktuelle Kapazitätsmärkte in den USA bewerten die Speicherdauer nicht ausreichend.
- Verpflichtungsfristen sind zu kurz, was die Finanzierung von Langzeitprojekten erschwert.
- Alternative Technologien werden ab 10-12 Stunden Speicherdauer wirtschaftlicher als Lithium-Ionen.
- Vertikale Integration wird zunehmend wichtig, um Risiken zu managen, nicht primär zur Margensteigerung.
Die Kluft zwischen Bedarf und Vergütung
Die Branche der Energiespeichersysteme erlebt einen beispiellosen Boom, angetrieben durch den Ausbau erneuerbarer Energien und den steigenden Strombedarf von KI-Infrastrukturen. Trotz dieser klaren Nachfrage gibt es eine erhebliche Diskrepanz zwischen dem, was Versorgungsunternehmen für die Versorgungssicherheit bereit sind zu zahlen, und dem, was Projekte für Langzeit-Energiespeicher (LDES) finanzierbar macht.
Raafe Khan, Leiter für Energiespeicher bei der Camelot Energy Group, identifiziert drei Hauptprobleme in den US-Kapazitätsmärkten. Erstens die Akkreditierungsmethoden, insbesondere die der Effective Load Carrying Capability (ELCC). Khan führt das Beispiel von PJM an, einem großen US-Strommarkt. Dort erhält eine Vier-Stunden-Batterie eine ELCC-Bewertung von 59%, eine Sechs-Stunden-Batterie 68% und eine Acht-Stunden-Batterie 71%. Das Verdoppeln der Dauer von vier auf acht Stunden erhöht die Akkreditierung nur um 12 Prozentpunkte, obwohl die Energiekosten sich in etwa verdoppeln. „Die Akkreditierungsmetrik diskontiert die Dauer fast so schnell, wie die Dauer Geld kostet, was eine große Diskrepanz darstellt“, erklärt Khan.
Faktencheck: ELCC und Speicherdauer
In PJM erhöht sich die ELCC-Bewertung von 4 auf 8 Stunden Speicherdauer nur um 12 Prozentpunkte (von 59% auf 71%), während sich die Kosten für die Speicherkapazität erheblich steigern.
Kurze Verpflichtungsfristen und Preisobergrenzen
Das zweite Problem sind die Verpflichtungsfristen. Kapazitätsauktionen vergeben in der Regel ein- oder dreijährige Blöcke, obwohl Batteriespeicher auf eine Lebensdauer von 20 bis 25 Jahren ausgelegt sind. Dies ist eine Kerninfrastruktur, die langfristige Zusagen benötigt. „Das setzt die Anlagenbesitzer unter enormen Druck, alle paar Jahre neue Verträge abzuschließen und sich neu akkreditieren zu lassen“, so Khan.
Drittens gibt es administrative Preisobergrenzen. PJM hat eine Obergrenze für Kapazitätspreise, die in den letzten drei Auktionen erreicht wurde, zuletzt bei etwa 325 US-Dollar pro MW-Tag. Diese Obergrenze bindet den Markt, wenn Knappheit herrscht, und sendet nicht das richtige Preissignal, um mehr Anlagen mit bestimmten Dauern oder Kapazitäten zu entwickeln.
Rechenzentren: Ein Katalysator, keine Grundlage
Der Aufstieg von Rechenzentren als große Abnehmer von Batteriespeichern hat das Interesse am Markt verstärkt. Doch Raafe Khan betont, dass Rechenzentren eher ein „Beschleuniger“ als die eigentliche Grundlage für das Wachstum des Speichermarktes sind. Für Rechenzentren geht es bei der Batterienutzung nicht primär um den Energieverkauf, sondern um die schnellere Netzanbindung.
Ein Beispiel ist Aligned Data Centers, die mit Calibrant Energy im pazifischen Nordwesten eine Batterie von einem lokalen Versorgungsunternehmen bezogen haben. Diese Batterie half ihnen, den Netzanbindungsprozess zu beschleunigen, indem sie während Spitzenlastzeiten eine feste Kapazität von bis zu vier Stunden bereitstellte. „Der Anker ist wirklich die Opportunitätskosten der Netzanbindung, nicht rein die Nivellierten Kosten der Speicherung (LCOS)“, erklärt Khan.
„Rechenzentren sind ein Margenspiel für Batteriespeicher – es ist ein Beschleuniger, aber nicht die Grundlage für das gestiegene Interesse am Batteriespeichermarkt.“
Der eigentliche Treiber für Batteriespeicher liegt laut Khan in der Möglichkeit, Energiearbitrage durch das Auffangen von Spitzen und Tälern zu betreiben. Dies ist eine direkte Folge des massiven Ausbaus von Solar- und Windenergie, der die Strompreise tagsüber drückt.
Vertikale Integration: Risikomanagement statt Margen
Die Frage, ob eigenständige Batteriespeicherunternehmen langfristig wettbewerbsfähig bleiben können oder ob vertikale Integration unerlässlich wird, ist entscheidend. Khan beobachtet, dass die vorgelagerte Integration, also die eigene Herstellung von Zellen und Systemen, sich in der Vergangenheit oft nicht ausgezahlt hat. Vertikal integrierte Zell- und Systemunternehmen haben in den letzten Jahren Marktanteile verloren.
Hintergrund: Vertikale Integration
Vertikale Integration bedeutet, dass ein Unternehmen mehrere Stufen der Wertschöpfungskette selbst abdeckt, von der Rohstoffgewinnung über die Produktion bis zum Vertrieb. Im Batteriesektor könnte dies die Herstellung von Batteriezellen, Modulen und ganzen Speichersystemen umfassen.
Stattdessen wachsen Integratoren wie Sungrow und Hyperstrong, die sich auf die Systemintegration spezialisieren. Khan argumentiert, dass vertikale Integration aus Gründen des Risikomanagements unerlässlich wird, nicht primär zur Margensteigerung. Er verweist auf Teslas Engagement bei LG für Lithium-Eisenphosphat-Zellen (LFP) als Beispiel. Dies sei keine reine Wette auf Zellmargen, sondern eine Absicherung gegen Zölle, politische Unsicherheiten und Lieferplanprobleme, die Projekte zum Scheitern bringen können.
„Unternehmen, die eine Sache wirklich gut machen und dann langsam horizontal expandieren, erzielen die besten Ergebnisse“, sagt Khan. Er warnt vor schnellen, umfassenden vertikalen Integrationsversuchen, die zum Scheitern führen können, wie das Beispiel von Powin zeigt, das Insolvenz anmelden musste.
Alternative Technologien: Jenseits von Lithium-Ionen
Für bestimmte Anwendungsfälle und Speicherdauern sind alternative Technologien wirtschaftlicher als Lithium-Ionen (Li-Ion). Jenseits von 10 bis 12 Stunden, insbesondere bei 100 bis 200 Zyklen pro Jahr und einer Vergütung für Verfügbarkeit, verliert der Lebenszyklusvorteil von Li-Ion an Bedeutung. Hier zählt vor allem der Kostenpunkt der Energie.
- Über 10-12 Stunden: Alternative Technologien werden bevorzugt, insbesondere wenn man bei negativen Strompreisen laden kann (man wird fürs Laden bezahlt oder zahlt nichts). Die geringere Round-Trip-Efficiency (RTE) dieser Lösungen spielt hier eine untergeordnete Rolle.
- 8-12 Stunden: Hier werden Lebensdauer der Anlage und Umgebungsbedingungen wichtiger. Unternehmen wie Hydrostor, die fortschrittliche Druckluftspeicher entwickeln, streben eine Lebensdauer von 50 Jahren an, im Vergleich zu 20-25 Jahren bei Li-Ion-Batterien. Eine 50-jährige Lebensdauer ohne Erweiterungen verändert die LCOS-Berechnung grundlegend.
- 4 Stunden: In dieser Kategorie dominieren Lithium-Ionen-Batterien. Doch nicht-brennbare, nicht-Lithium-Lösungen könnten hier eine Prämie erzielen. Wenn beispielsweise ein milliardenschweres Rechenzentrum daneben steht, sind die Anforderungen an den Brandschutz höher, was die Versicherungskosten in die Höhe treibt. Hier geht es um die Versicherbarkeit, nicht nur um die Kosten.
Natrium-Ionen-Batterien (Na-Ion) sind laut Khan eher eine Absicherung gegen Lithium als eine echte Langzeitlösung. Obwohl Na-Ion in Bezug auf die Leistung gegenüber Lithium einige Nachteile aufweist, geht es hauptsächlich um die Kostensicherung und die Reduzierung der Abhängigkeit von Li-Ion-Lieferketten, wie die Investitionen von CATL in die Na-Ion-Forschung zeigen.
Fehler im Design der Kapazitätsmärkte
Die aktuellen Kapazitätsmarktstrukturen bewerten die Vorteile von LDES für die Versorgungssicherheit nicht angemessen. Khan sieht drei wesentliche Designfehler:
- Verpflichtungsdauer: Ein- bis dreijährige Zusagen können kapitalintensive, langlebige Anlagen mit geringem oder keinem Marktrisiko nicht finanzieren.
- Dauerbewertung: Die Diskrepanz zwischen Akkreditierungswert und Kosten in Märkten wie PJM ist so groß, dass Entwickler kaum Anreize haben, Langzeitlösungen zu entwickeln. CAISO ist hier sogar noch schlechter, da es nach vier Stunden keine inkrementellen Gutschriften mehr vergibt und nichts über 12 Stunden hinaus abbilden kann.
- Administrative Obergrenzen: Die Preisobergrenzen in PJM haben in den letzten drei Auktionen gegriffen, obwohl ein dokumentierter Mangel bestand. Dies unterdrückt das Signal, das mehr Markteintritte fördern sollte.
Khan vergleicht die Situation mit Großbritannien, wo eine Acht-Stunden-Batterie eine ELCC von 84% erreicht, verglichen mit 71% in PJM. Zudem betragen die Verpflichtungsfristen in Großbritannien bis zu 15 Jahre, im Gegensatz zu ein bis drei Jahren in PJM. Diese Unterschiede verdeutlichen die Notwendigkeit einer Reform der US-Märkte, um den Ausbau von Langzeit-Energiespeichern zu fördern.
Raafe Khan wird diese Themen auf dem Battery Asset Management Summit (BAMS) USA in Garden Grove, Kalifornien, diskutieren. Die Konferenz befasst sich auch mit den Rollen von KI, Cybersicherheit und Second-Life-Anwendungen und findet parallel zum Solar & Storage Finance Summit USA statt.
