Stromspeicher wenden die Energiewende

Energiespeicher ermöglichen Vollblut-Ingenieuren, sich einmal richtig auszutoben. So berichtet Spiegel Online über ein Netzentlastungsprojekt des Fraunhofer-Instituts, bei dem Offshore-Windparks überschüssige Energie in tief auf dem Meeresgrund ­liegende Hohl­kugeln aus Beton mit einem Durchmesser von 30 ­Metern abgeben, in dem diese leergepumpt werden. Wird später ­wieder Energie benötigt, werden die Kugeln geflutet, wodurch eine eingebaute Pumpturbine Strom erzeugt. Je tiefer die Betonkugeln ­versenkt werden, desto mehr Energie kann gespeichert werden. Schon länger kursiert dagegen als große Idee das Vorhaben, die an ­einem windigen Sommertag in Deutschland erzeugte Überschussenergie mittels intelligenter Netze in der Nordsee nach Norwegen ­zu leiten und dort Wasser in höher gelegene riesige Stauseen zu pumpen. Wird in Deutschland an windstillen Wintertagen Energie knapp, wird in den norwegischen Stauseen das Wasser wieder abgelassen, erzeugt ­dadurch mittels Pump­speicherkraftwerken Strom, der durch das Nordseenetz zurück nach Deutschland fließt.

Batteriespeicher: Technologie ohne Venture-Charakter
Erfolgversprechender als das finanziell unabhängige Öl- und Gasförderland Norwegen davon zu überzeugen, sich künftig doch bitte als grüne Batterie Europas zu verstehen, sind dagegen dezentrale Batterie­speicher. Batterien versprühen für institutionelle Investoren ­insbesondere den Charme, dass es sich um erprobte Technologien ­ohne Venture-Charakter handelt, deren Funktionsfähigkeit zusätzlich mit Garantien untermauert werden kann. Die Zeitschrift „Environmental Investor“ zitiert verschiedene Experten, die Batteriespeicher nun an der Schwelle zur Marktreife sehen und mit einer bald einsetzenden Massenproduktion starke Kostendegressionen erwarten. ­Traditionelle Pumpspeicherkraftwerke sind dagegen technisch ausgereizt und geografisch limitiert. Ein Treiber ist die aufkommende Elektromobilität. Interessiert an einer Betriebsgrößenvorteile schaffenden Massenproduktion ist die Automobilindustrie, insbesondere Tesla. Für den globalen Energiespeichermarkt prognostiziert die Boston Consulting Group für 2030 ein Volumen von 370 Milliarden Dollar.

Den ­größten Bedarf an Energiespeichern haben aber Netzbetreiber: Deren große Herausforderung ist es, der Schwankungsfreudigkeit der ­Renewables zum Trotz die Stromnetze stabil zu halten. Je ­volatiler die erzeugte Strommenge, desto höher die Erhaltungs- und Investi­tionskosten für die Netze. Zudem drohen Betreibern bei instabilen ­Netzen Regressforderungen von Industriekunden. „Die Stabilisierung der Netze ist ein sehr wichtiges Thema. Die jährlichen Netzausgleichskosten liegen in Deutschland bei etwa einer Milliarde Euro. Das Problem bildet dabei insbesondere die kurzfristige Steuerung der Energieeinspeisung“, erläutert Timmy Köhler vom Renewables-Spezial­isten Susi Partners. Anders als Kohle- und Gaskraftwerke lassen sich Batteriesysteme innerhalb von Sekunden zu- und abschalten, womit sich die Wartungs- und Instandhaltungskosten der Netzbetreiber reduzieren. Ähnlich wie das deutsche EEG Solarmodulherstellern zur ­Massenfertigung und damit Betriebsgrößenvorteilen verhalf, die die Module auf der ganzen Welt erschwinglich machten, könnte nun der Erfolg des kalifornischen Elektroautopioniers und der Bedarf von Netzbetreibern Batteriesystemen zur Massenfertigung verhelfen – und damit die Energiewende vorantreiben, die Erderwärmung ­bremsen und Anlegern ein neues Infrastruktursubsegment mit ge­sicherten, aber auch variablen Cashflows öffnen: Energy Storage.

Wenn Technologieexperten von großen Wachstumsraten auf künftigen Märkten schwärmen, beschleicht jedoch viele Investoren ein ­ungutes Gefühl: Sollen ihre Infrastrukturgelder Technologiefortschritte finanzieren und sie selbst in der Folge diese Investments als Lehrgeld verbuchen? Erinnert sei an die Frühphase von Photovoltaikmodulen. Thomas Bargl, der kürzlich von Faros Consulting zu Susi Partners wechselte, verneint: „Bei Batterien steht die Kosten­degression und die intelligente Anwendung bewährter Technologien im ­Vordergrund. Als Infrastrukturinvestor sind wir an Technologie­risiken nicht interessiert. Vielmehr geht es darum, Cashflows zu ­generieren und investierbar zu machen.“ Mit dem Ziel, die wichtigsten Technologien und mögliche Geschäftsmodelle in der Praxis zu eruieren, hat Susi jüngst eine Gemeinschaftsstudie mit der ETH ­Zürich verfasst. Der Energiespezialist Susi zitiert Studien, nach denen 150 zusätzliche Gigawatt an Batteriespeicher benötigt werden, um das EU-Ziel von 27 Prozent an Erneuerbaren im Jahr 2030 zu erreichen. Dies bedeute einen Investitionsbedarf von 50 bis 150 Milliarden ­Dollar. Susi selbst hat derzeit 36 realisierbare ­Projekte mit einem geschätzten Gesamtvolumen von 555 Millionen Euro ausgemacht. Momentan, so der Fondsanbieter, steht die Speicher­industrie, vergleichbar mit der PV-Industrie 2005/06, kurz vor dem Großserieneinsatz.

Glättung von Einspeisespitzen
In der Studie unterteilt Susi Partners das Thema Storage in die Untergruppen Lastmanagement und Nebenleistungen sowie in sogenannte Insellösungen (siehe Schaubild auf Seite 30). Beim ­Lastmanagement geht es generell darum, das Energieangebot auf Zeiten zu verlagern, in denen Energie benötigt wird. Standard­beispiel: Eine Photovoltaik(PV)-Anlage produziert am meisten zur Mittagszeit und damit dann, wenn Haushalte am wenigsten Strom verbrauchen. Haushalte benötigen vor allem abends Strom. Laut einer Speicherstudie, die das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW) 2013 erstellt hat, reduziert ein netzdienlicher Photovoltaik-Batteriebetrieb die Einspeise­spitze aller Systeme um etwa 40 Prozent. Hieraus ergibt sich für die Studien­autoren, dass 66 Prozent mehr Photovoltaik-Batterieanlagen installiert werden könnten, sofern bei diesen ebenfalls ein netzdien­liches Einspeisemanagement stattfindet. „Netzengpässe sind eine der ­größten Herausforderungen der Energiewende“, wird Christof ­Wittwer, Leiter der Abteilung Intelligente Energiesysteme am ISE und Mitautor der Studie, zitiert. „Die positiven Effekte von dezentralen Photovoltaik-Batteriesystemen auf das Stromnetz können nicht hoch genug geschätzt werden“, betont Christof Wittwer. Das Fraunhofer-Institut mahnt aber zudem an, dass die „konventionelle Batterie­betriebsführung schrittweise in ein intelligentes Energiemanagement überführt wird.“

Bereits im Einsatz ist beispielsweise seit 2012 ein Großbatterie­system des Unternehmens Younicos, eines Anbieters von intelligenten Netz- und Energiespeicherlösungen, mit einer Leistung von ­einem Megawatt. Dieses liefert Primärregelenergie für den regionalen ­Versorger Vattenfall. Die Batterie, die aus Natrium und Schwefel ­besteht, gleicht Netzschwankungen aus, indem sie Strom aus dem Berliner Netz entnimmt oder einspeist. In einem anderen Projekt ­kooperiert die Berliner Younicos mit Samsung bei der Herstellung von großen Solarstromspeichern mit Batterien aus Lithium-Ionen-Zellen, die von Samsung für 20 Jahre garantiert werden. Der Preis des Speichers liegt bei 15 Millionen Euro, seine Größe wird mit „etwa ­einer Turnhalle“ taxiert. Für viele Anwendungen kommen laut Susi ­Batterieaggregate in der Größe eines Frachtcontainers zum Einsatz. Zielgruppe sind Stadtwerke, die damit Stromüberschüsse und Systemdienst­leistungen vermarkten können.

Das Segment der Nebenleistungen unterscheidet sich von dem des Lastmanagements darin, dass deren Bedarf in kürzeren Zeit­räumen von Sekunden bis Minuten anfällt. Beispiele sind die Bereitstellung von Betriebsreserven oder auch die Reservebildung für das Anfahren eines Kraftwerks nach einem Stromausfall (Schwarzstartleistungen). Sinnvoll dürfte für Betreiber und Investoren eine Kombination aller Anwendungsmöglichkeiten sein. Younicos wirbt damit, dass die hauseigenen Batterieparks „sämtliche Systemdienstleistungen, wie Frequenzregelung, Spannungshaltung, Schwarzstartfähigkeit und Kurzschlussleistung“ bereitstellen. „Speicher und intelligente­ Netzregelung sind der Schlüssel für eine sichere Stromversorgung durch Wind und Sonne. Wir zeigen, wie erprobte, industriell verfügbare, leistungsstarke Großbatterien dazu schon heute effektiv und wirtschaftlich eingesetzt werden können. Großbatterien können ­kurzfristige Netzschwankungen schnell und wirtschaftlich aus­gleichen. Bisher machen das konventionelle Kraftwerke, die deshalb auch bei eigentlich ausreichend vorhandenem Wind- und Sonnenstrom immer am Netz bleiben müssen. Der Einsatz von Batterien am Primärregelleistungsmarkt entlastet die Netze, schafft mehr Platz für Erneuerbare Energien – und ermöglicht ganz neue ­Geschäftsmodelle“, wirbt Clemens Triebel von und für Younicos. Weitere deutsche und französische Anwendungsbeispiele: Das Unternehmen Belectric teilt mit, dass man im November 2014 einen Blei-Säure-Stromspeicher an das Solarkraftwerk Alt Daber in ­Brandenburg angeschlossen hat. ­Damit handle es sich um das erste Solarkraftwerk Europas, das Regel­energie in der Hochspannungs­ebene analog zu konventionellen Großkraftwerken erbringen kann. Im Nachbarland Frankreich versichert die Gothaer Versicherung einen Windpark mit einer integrierten ­Lithium-Ionen-Batterie.

Reif für die Insel
Bei den stark wachsenden Insellösungen, dem dritten ­Subsegment in der Kategorisierung von Susi, handelt es sich um Anwendungen für abgelegene Gegenden ohne Anbindung an ein großes Stromnetz, wie beispielsweise Inseln oder Dörfer in den Schwellenländern. Dort wird bislang oft neben Wind und Sonne vor allem mit teuren Dieselgeneratoren Strom erzeugt. Younicos teilt mit, dass man zwei Hochleistungsspeicher an den italienischen Netzbetreiber Tema ­geliefert habe, die der Netzsicherheit auf Sardinien und Sizilien diene. An Inselsystemen forschen über ihre Stiftungen auch die Gründer der im Tec-Dax gelisteten SMA Solar. Gemäß einer von ihnen in Auftrag gegebenen Potenzialanalyse ist der Dieselpreis entscheidend für die Konkurrenzfähigkeit photovoltaikbasierter Inselnetze. Prinzipiell ­bestehen aber je nach Gebiet attraktive Amortisationszeiten für ­Hybridsysteme (Photovoltaik, Batterie und Diesel) von vier bis sieben Jahren, wobei die Finanzierung als enorme Hürde angesehen wird.

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Die Technologien der Energiespeicherung sind ein weites Feld. Komplettiert wird dieses unter anderem von sogenannten Power-to-Gas-Lösungen. Bei dieser Technologie wird überschüssige ­Erneuerbare Energie mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff sowie Methan ­gewandelt und dann in das vorhandene Gasnetz eingespeist und dort gespeichert, um es bei Bedarf als Brennstoff zu nutzen. Alternativ kann die gespeicherte Energie durch Umkehr der Elektrolyse in einer Brennstoffzelle entladen werden. Vor kurzem weihte die Viessmann-Gruppe eine neue Power-to-Gas-Anlage ein. Viessmann ist nach ­eigenen Angaben eine Kooperation mit Audi eingegangen und ­vermarktet das Methangas als Biokraftstoff an den Automobilhersteller. Laut ­dem Online-Lexikon Wikipedia handelt es sich bei Power-to-Gas um einen Langfrist­speicher, der einen relativ geringen Wirkungsgrad aufweist. Bei ­Power-to-Gas wird davon ausgegangen, dass diese Lösung in ­einem größeren Maß erst in einer späteren Phase der ­Energiewende zum Einsatz kommt, da nun vor allem Kurzfrist­speicher benötigt ­werden.

Unterschiede der verschiedenen Speichertechnologien liegen ­beispielsweise im Wirkungsgrad und in der Ladezeit. Dabei gilt, dass die Stromleistung mit der Ladezeit positiv korreliert ist. Anwendungen mit geringer Ladezeit, aber geringer Stromleistung eignen sich eher für das Segment der Zusatzservices, Anwendungen mit mittleren Werten eher für Belastungsverteilungen. Stand heute findet das Speicherthema noch fast ausschließlich bei langen Ladezeiten und hoher Stromleistung statt, nämlich bei Pumpspeicherkraftwerken. Diese sind jedoch geografisch limitiert. Den flexibelsten Anwendungsbereich haben laut der Susi-Studie Lithium-Ionen-Batterien. Diese sind in ihrem technologischen Lebenszyklus auch bereits von der Entwicklungs- und Demonstrationsphase in die Anwendungs­phase gewechselt, wobei immer noch mit technologischen Verbesserungen zu rechnen ist. Für ihre Kosten wird erwartet, dass sie in den ­kommenden fünf Jahren um über die Hälfte zurückgehen.

Watt speichern und Euros ausschütten: die Investorensicht
Wichtig zu wissen ist für Investoren, dass ein Batteriespeicher für verschiedene der oben genannten Anwendungsmöglichkeiten eingesetzt werden kann. Dadurch entstehen verschiedene feste und ­variable Cashflow-­Ströme, die auf der Zahlungsbereitschaft von Batterieherstellern, Netzbetreibern und Staaten basieren. Ein „Signalling“ des Batterieherstellers kann sein, dass er fixe Zahlungen garantiert. ­Netzbetreiber können Einsparungen bei Wartungen und ­Investitionen sowie ­Kapazitätsvergütungen und Verfügbarkeitszahlungen an Investoren weiterreichen. Energieversorger können bei Insellösungen ­Investoren an eingesparten Ausgaben für Diesel teilhaben lassen. Die Batterie selbst gehört dem Investor, möglicherweise als Bestandteil ­einer Sale-and-Lease-back-Transaktion, und dient als mobile Besicherung. Gegen den erwarteten Preisverfall kann eine Batterie-Put-­Option gegenüber dem Hersteller schützen. Für ein sich gerade im Aufbau befindliches Storage-Portfolio kalkuliert Susi mit einem IRR von etwa acht bis zwölf Prozent auf Projektebene. Im Vordergrund stehen Frequenzregulierung und Primärregelleistung, ­Insellösungen können eine Beimischung darstellen. „Die Zielrenditen sind durch ihre Höhe, aber auch durch ihre Ausgewogenheit und ihre geringere Subventionsabhängigkeit attraktiv“, erklärt Bargl.

Bislang waren Speicher für Investoren irrelevant, da das EEG zur Erzeugung von Erneuerbarer Energie incentiviert – ohne Berücksichtigung von Aspekten der Netzsicherheit. Das Fraunhofer-Institut sieht dieses Problem ebenfalls: „Die Simulation zeigt, dass Photovoltaik-Batteriesysteme mit geeigneter Betriebsführung wesentlich zu einer Entlastung der Stromnetze beitragen können. Hierzu sind Anreiz­systeme beziehungsweise regulative Vorgaben notwendig, die den Anlagenbetreiber zu einer netzdienlichen Betriebsführung der PV-Batteriesysteme motiviert.“ Das Bundeswirtschaftsministerium ­fördert PV-Batteriespeicher laut der Deutschen Gesellschaft für ­Solarenergie nur bis zu einer Leistung der PV-Anlage von maximal 30 Kilowatt. Trotzdem: Thomas Bargl berichtet aus der Praxis, dass in ­Renewables-Ausschreibungen, wie beispielsweise in Kalifornien und Ontario, Speichersysteme mehr und mehr eine Rolle spielen. Anreizsysteme des Regulators für Investoren bestehen aber (noch) keine. Bislang liegt die Motivation im Eigeninteresse der Netzbetreiber, mehr Netzstabilität zu schaffen. Positiv ausgedrückt: Es bestehen ­keine Subventionsrisiken. Dafür besteht aber das Marktrisiko, wie oft die Batterie in Anspruch genommen wird beziehungsweise wie oft sie entladen wird. Dies wiederum ist abhängig von der Zahl der ­Instabilitäten und diese wiederum von der Windkraft oder der ­Sonneneinstrahlung und dem Verhalten der Stromnutzer. Für ­Anleger, die sich bislang in der Erzeugung Erneuerbarer Energien ­engagiert haben, stellt ein ­zusätzliches Speicherinvestment eine Art Hedge für windschwache oder sonnenarme Zeiten dar: Wenn mit ­Erzeugung wenig zu verdienen ist, rufen dafür Netzbetreiber entgeltpflichtig die Kapazitäten von Batteriespeichern ab. Im Gegensatz zu Wind- und PV-Anlagen lassen sich laut Susi mit Batteriespeichern wetterunabhängige Erträge erzielen, da es bei diesen Anlagen in der Regel nicht zu einer vollständigen Entladung kommt. Weitere ­Abhäng­ig­keiten bestehen bezüglich der Bonität des Netzbetreibers oder des Batterieherstellers. Von der Bonität von Samsung oder ­Toshiba dürften viele Investoren aber mehr überzeugt sein als von den Vergütungsversprechen mancher südeuropäischer Staaten.

Da Investitionen in neue Energieparks mit dem Auslaufen des EEG unattraktiver werden, macht es Sinn, sich mit der Energie­speicherung näher zu beschäftigen – unbelastet von in Subventionen und Garantien verhafteten Denkstrukturen. ­„Industrie und Geldgeber arbeiten derzeit aus, welche Geschäftsmodelle und welche Finanzierungsarten passend sind“, schreibt Susi. An der Anlageverordnung oder Solvency II sollten Speicherinvestments nicht scheitern. Zwar finden sich Batterien nicht in der Anlageverordnung, und es finden sich auch keine entsprechenden SCR-­Vorschriften. In der Regulierungspraxis dürften, wenn das Investment nicht in eine Namensschuldverschreibung verpackt wird, die Vorschriften für ­Beteiligungen anzuwenden sein. Auch sollten für Stiftungen Wege gefunden ­werden, dass Leasingkonstruktionen oder der direkte ­Besitz von Batterien nicht als gewerbliche Tätigkeit ausgelegt wird und das ­Steuerprivileg gefährden. Regulatorisch kritischer ist, dass das Unbundling-Gebot für Netzbetreiber noch nicht für die Zukunft gesichert ist. Stand ­heute ist es jedoch so, dass Netzbetreiber aus regulatorischen Gründen Energie genauso wenig erzeugen wie speichern dürfen und zudem andere Interessen haben.

Von Patrick Eisele

portfolio institutionell, Ausgabe 03/2016

• Skandinavische Windparks beliebt
• Stromnetzausbau wird Emissionstätigkeit ankurbeln