Solar- und Windparks mit Batteriespeichern (vorerst) weiter ausgebremst

Die Liste der Vorteile, die Anlagenkombinationen aus Solar- und Windparks mit großen Batteriespeichern an einem Standort – zumindest theoretisch – bieten, ist lang. So werden die Risiken für die Betreiber der regenerativen Erzeugungsanlagen unter anderem durch die Diversifizierung der Einnahmen, den Schutz vor Preis-Kannibalisierung und die Verlagerung der Erzeugung beziehungsweise Einspeisung in die Abendstunden reduziert.

Die Wirtschaftlichkeit des Batteriespeichers kann durch Kosteneinsparungen aufgrund eines gemeinsamen Netzanschlusspunktes sowie einer schnelleren Netzanbindung erhöht werden. Vorteile für die Stromversorgung ergeben sich durch geringere Netzengpässe, vermiedene Abregelungen von Anlagen sowie eine bessere Ausnutzung der knappen Netzressourcen.

Bisher nur wenige Kombikraftwerke – fehlendes Geschäftsmodell

In der Praxis kommen diese Vorteile bisher jedoch meist nicht zum Tragen, wie Eva Zimmermann, Senior Analystin bei Aurora Energy Research, auf dem „Renewables & Battery Summit“ des internationalen Beratungsunternehmens in Berlin erläuterte. Kombiprojekte mit erneuerbaren Energien und großen Batteriespeichern seien in Deutschland noch weit davon entfernt, sich als neuer Standard zu etablieren. Bisher gebe es nur eine überschaubare Anzahl entsprechender Anlagenkombinationen, das heißt, es fehle an einem möglichen Geschäftsmodell.

So rechnet sich bei kommerziellen Projekten (mit 1-MW-Netzanschluss, Inbetriebnahme geplant 2027) in Deutschland ein eigenständiger Batteriespeicher besser als eine Anlagenkombination aus Photovoltaik (PV) plus Batterie. Der Unterschied im internen Zinsfuß vor Steuern beträgt zwei Prozentpunkte. Das liegt laut Zimmermann vor allem daran, dass der Batteriespeicher bei einem gemeinsamen Netzanschluss mit einer PV-Anlage nicht optimal genutzt werden kann (bei Windkraft ist es noch ungünstiger).

Auch Innovationsausschreibungen halfen bisher nicht

Im Vergleich zu einer alleinstehenden PV-Anlage bringt eine Anlagenkombination mit Batterie jedoch eine um 1 % höhere Rendite. „Einen solchen Business Case gibt es aber in Deutschland bisher praktisch nicht“, sagt Zimmermann. Denn die allermeisten PV- und Windkraftanlagen in Deutschland wurden bislang unter dem Förderregime des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) realisiert – entsprechende Kombianlagen meist im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibungen.

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Hier lag die Vergütung für neue „Innovations“-Kombianlagen – trotz Ausschreibungsförderung – noch um zwei Prozentpunkte niedriger als bei rein kommerziell kalkulierten Kombianlagen. Im Fall einer mit einer Batterie nachgerüsteten EEG-Anlage (Solarpark) war die Vergütung sogar um acht Prozentpunkte schlechter.

Hemmnis Ausschließlichkeitsprinzip

Dies ist vor allem auf das sogenannte Ausschließlichkeitsprinzip zurückzuführen, das bis vor Kurzem für alle EEG-geförderten Anlagen galt. Es besagt, dass der Speicher ganzjährig nur mit erneuerbarer Energie und nicht mit Graustrom (aus dem Netz) geladen werden darf, da sonst der EEG-Anlagenstatus beziehungsweise die Förderung entfällt. Daher war es bisher nur möglich, den Speicher in Co-Location mit einem PV- oder Windpark entweder zur preisgesteuerten Verschiebung der Einspeisung der Anlage in die Hochpreisstunden oder zur Bereitstellung von Regelenergie zu nutzen. Für letzteres muss der Speicher nicht nur aus dem PV- oder Windpark, sondern auch aus dem Netz geladen werden.

Eine Beladung des Speichers mit vor Ort erzeugtem regenerativem Strom führt in dieser Konstellation bisher dazu, dass die „grüne“ Eigenschaft des Stroms der gesamten Anlage entwertet wird und der Strom bei der Rückspeisung ins Netz keine EEG-Förderung oder Grünstromzertifikate mehr erhält. Eine Kombination beider Anwendungsfälle für die Speichernutzung war daher bisher nicht möglich. Die Vermarktung von PV- oder Windpark und Batteriespeicher erfolgte daher meist nur über eine der beiden Möglichkeiten.

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Neuregelung durch Solarpaket 1

Mit dem am 16. Mai 2024 in Kraft getretenen Solarpaket 1 wurde das Ausschließlichkeitsprinzip für Batteriespeicher angepasst. Ziel der Neuregelung sei es, eine flexible Betriebsweise von Stromspeichern (Multi-Use) zu ermöglichen, ohne von dem Grundsatz abzuweichen, dass nur Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen förderfähig ist, so das Bundeswirtschaftsministerium. Die Speicher sollen damit in die Lage versetzt werden, sowohl die fluktuierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zwischenzuspeichern als auch durch die Zwischenspeicherung von – teilweise noch grauem – Netzstrom einen Beitrag zum Stromsystem zu leisten.

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Ab Juni 2025 sollen Betreiber von Kombianlagen nun die Möglichkeit haben, alle zwei Monate die Betriebsart zu wechseln: also entweder den Batteriespeicher nur mit dem Grünstrom der Anlage zu laden oder auch Netzstrom zwischenzuspeichern und in diesem Fall auf die EEG-Förderung zu verzichten. Ab Juni 2026 soll es dann möglich sein, den Speicher parallel aus dem Netz und der Erneuerbare-Energien-Anlage zu laden.

Noch viele Unklarheiten – Ruf nach unkomplizierter Umsetzung

Aurora-Expertin Zimmermann begrüßt die Neuregelung grundsätzlich, weist aber darauf hin, dass es derzeit noch etliche Unklarheiten gibt, wie dies regulatorisch und messtechnisch umgesetzt werden soll und welche Auswirkungen dies auf die Herkunftskennzeichnung von Grünstrom hat. Hier ist in Deutschland nun die Bundesnetzagentur (BNetzA) am Zug.

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Branchenvertreter wie Kilian Leykam, Director Energy Storage bei Aquila Clean Energy, warnten davor, bei der Umsetzung in die deutsche Leidenschaft zu verfallen, „alles zu verkomplizieren“. Notwendig seien im Wesentlichen zwei Messpunkte für den PV- oder Windpark und die Batterie, wo entsprechend festgestellt werden könne, was ein- und ausgespeichert werde. Zimmermann verwies darauf, dass es bereits einige europäische Länder gibt, die eine flexible Betriebsweise von Kombispeichern ermöglichen, so Italien, Großbritannien und Irland.