Gerade werden viele große Speichersysteme errichtet. Unklar ist aber, wann diese einsatzbereit sind, um Systemdienstleistungen zu übernehmen. Wie schnell kann das gehen?
Franz-Josef Feilmeier: Netzspeicher an zentralen Standorten und ohne Bindung zu Erzeugungsanlagen können ihre Erträge nur über die Strombörse erlösen und sind entsprechend abhängig vom Energiemarktdesign. Das ist zwar im Moment lukrativ. Allerdings sind die Speicher auch so groß und die Lieferzeiten für Großspeicher, Umspannwerktrafos und andere Netzkomponenten so lang, dass viele mit Inbetriebnahmen erst im Jahr 2026 oder 2027 geplant sind.
Geht es in Kombination mit einer Solaranlage, der sogenannten Co-Location, schneller?
Speicher an bestehenden Solar- oder Windparks lassen sich im Gegensatz zu den Netzspeichern zügig errichten. Die Genehmigungsphase ist kürzer, der Netzanschluss ist auch schon vorhanden. Häufig können die bestehenden Trafos direkt mitbenutzt werden. Diese Speicher laufen im gleichen Geschäftsmodell wie die reinen Netzspeicher, teilen sich dabei aber den Netzanschluss mit dem Solar- oder Windpark, ohne dass das Netz durch den Speicher ausgebaut werden müsste oder blockiert wäre.
Ist das wirtschaftlicher und mit Blick auf das Geschäftsmodell sicherer als der reine Netzspeicher?
Dadurch, dass eine Stromeinspeisung aus dem Speicher bei gleichzeitig hoher Photovoltaikeinspeisung an der Strombörse ohnehin wenig lukrativ wäre, hat diese Art der Co-Location kaum Nachteile gegenüber einem Stand-alone-System. Bis die großen Netzspeicher also überhaupt erst in Betrieb gehen, haben diese Speicher in Kombination mit einer Solaranlage schon ein Drittel oder die Hälfte ihrer Investition amortisiert, selbst wenn sie vielleicht etwas teurer als die ganz großen Speicher sind. Dieser Preisunterschied wird jedoch durch die Mitverwendung von Grundstück, Netzanschluss und die einfachere Projektierung auch weitgehend ausgeglichen.
Welche unterschiedlichen Voraussetzungen gibt es zwischen Co-Location und reinem Netzspeicher?
Bei der Co-Location stellt ein Parkregler sicher, dass der Netzanschluss nicht überschritten wird. Außerdem haben Solarpark und Speicher in der Regel unterschiedliche Vermarkter, Marktlokationen und häufig auch verschiedene Betreiber.
Aber sie haben Vorteile fürs System?
Ja. Denn diese Speicher stehen genau an der richtigen Stelle, um später beim Auslaufen des Vergütungszeitraums für den Solar- oder den Windpark dann einfach mit diesem zusammengeschlossen zu werden und immer eine sinnvolle Energieeinheit aus Erzeugung und flexibler Einspeisemöglichkeit zu ergeben. Die Stand-alone-Großspeicher hingegen laufen in einer Welt, in der an einem Großteil der Erzeugungsanlagen auch Speicher verbaut sind und sich private wie industrielle Stromverbraucher ebenfalls selbst über eigene Speicher optimieren, in einen teilweise unsicheren Markt hinein.
Welche wirtschaftlichen Risiken haben die Speicher in der Co-Location?
Die Photovoltaik-Speicher-Kombinationen in den Innovationsausschreibungen dürfen nicht am Energiemarkt oder anderen Speicheranwendungen teilnehmen. Bei diesen ermöglicht der Speicher lediglich, den Photovoltaikstrom zeitversetzt einzuspeisen. Dieses Marktvolumen ist vergleichsweise klein. Speicher an Solarparks dagegen können genauso wie Stand-Alone-Speicher am Energiemarkt teilnehmen und agieren technisch und wirtschaftlich unabhängig vom Solarpark. Mit zunehmenden Zeiten negativer Börsenstrompreise werden sich Speicher in den kommenden Jahren als Standard für den weltweiten Bau von Photovoltaikanlagen erwarten.
Welche Rahmenbedingungen sind notwendig, damit sich Großspeicher rechnen?
Die Rahmenbedingungen sind vorhanden. Deshalb werden ja auch so unglaublich viele Speicher derzeit projektiert. Wichtig ist meines Erachtens aber, welche Rahmenbedingungen Netzbetrieb und Politik geben müssen, damit die in den kommenden Monaten und wenigen Jahren zugebauten Speicher nicht zum Fiasko für unser gesamtes Energiesystem werden.
Wieso sollten sie das?
Aktuell bekommt ein Stand-alone-Speicher typischerweise den Netzanschluss für eine Netzeinspeisung rund um die Uhr und den Bezug in voller Leistung. Damit darf der Speicher also 8.760 Stunden im Jahr die volle Bandbreite aus Einspeisung und Bezug fahren, auch völlig unabgestimmt mit der aktuellen Einspeise- und Verbrauchssituation im Netz.
Was würde das bedeuten?
In einem begrenzten Netz verhindern diese Speicher Photovoltaikleistung in gleicher Höhe und eventuell bezugsseitig auch Industrie- oder Ladeinfrastrukturleistung. Es könnte ja immer sein, dass der Speicher trotz vollen Sonnenscheins in das Netz einspeist oder in den Bezug geht, wenn auch andere Verbraucher gerade voll laufen. Oder noch schlimmer: Wenn der Bezug eines Netzspeichers in Süddeutschland letztlich zu teurem Redispatch führt, also noch mehr Windkraft abgeregelt wird und dafür Gaskraftwerke angeworfen werden müssen.
Welche Folgen hat das für die Regularien?
Während der Ruf nach Bürokratieabbau natürlich immer einfach ist, ist es für Großspeicher im Sinne der Systemsicherheit unabdingbar, dass die Anschluss- und Betriebsregulatorik so angepasst wird, dass die Speicher das Richtige tun und gerade nicht den Photovoltaikzubau ausbremsen.
Welche Baustellen bestehen bezüglich der Regulatorik noch?
Ein Thema, das uns in Teilen der Branche und in den Verbänden sehr beschäftigt, ist das hohe Risiko, das von diesen Speichern ausgeht. Wir sind diesbezüglich eng mit Ministerien und dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik – BSI – im Austausch. Zuspitzend könnte man sagen: Wenn China uns angreifen will, dann brauchen sie uns weder Panzer noch Pager zu schicken. Sie brauchen uns nur billige Speicher zu verkaufen. Denn jeder Speicher ist mit seinem Hersteller und dem Datenserver verbunden. Bei vielen steht dieser in China.
Welches Risiko besteht dann?
Dann kann jeder Speicher jederzeit aus der Ferne auf volle Lade- oder Entladeleistung gefahren werden. Der mögliche Zugriff auf Speicher im Gigawattmaßstab in Deutschland ist also eine geladene Waffe, die jemand gegen uns in der Hand halten könnte. Bei aller Goldgräberstimmung sollte die Politik ein Auge darauf haben, dass die Speicher auch als das behandelt werden, was sie eigentlich sind: kritische Infrastruktur.
Die Fragen stellte Sven Ullrich.
Fenecon
Weichen für weiteres Wachstum gestellt
Der Pionier für intelligente Stromspeicherung erhält einen Debüt-Konsortialkredit über 40 Millionen Euro für Entwicklung und Innovationen. Die Transaktion wurde von der Unicredit Bank arrangiert und strukturiert. Gemeinsam mit der Commerzbank, Norddeutschen Landesbank, DZ Bank und der Sparkasse Deggendorf wurde ein Konsortium gebildet, das Fenecon langfristige Stabilität und Wachstum sichert.
Überzeugende Argumente für die Kreditvergabe waren für die Banken die exzellenten Perspektiven und das stabile Fundament des Unternehmens. Während der Laufzeit des Konsortialkreditvertrags sind jeweils zwei Optionen zur Verlängerung und zur Erhöhung vorgesehen.
Stefan Feilmeier, bisheriger CIO bei Fenecon, besetzt nun die Position des stellvertretenden Geschäftsführers. Er ist der Kopf hinter dem Energiemanagementsystem (FEMS), Initiator von Open EMS und Vorstandsvorsitzender der Open EMS Association. „Ich freue mich auf die neue Aufgabe und darauf, Innovationen und die Weiterentwicklung intelligenter Hard- und Softwarelösungen aus der Unternehmensleitung heraus noch stärker voranzutreiben“, sagt Stefan Feilmeier. „Die Bedeutung von Software und KI für Stromspeichersysteme ist enorm. Die Anforderungen wachsen Jahr für Jahr.“
Foto: Fenecon
Im Interview
Fenecon
