Batterievermarktung
Flexibilität am Strommarkt gewinnt immer mehr an Relevanz für die erfolgreiche Energiewende. Denn zunehmend schwankende Stromerzeugung durch erneuerbare Energien und steigende sowie volatilere Strompreise erfordern eine flexible Anlagensteuerung, um Stromnetze weiterhin stabil zu halten.
Sie planen den Bau und/oder Betrieb eines Großbatteriespeichers für den Einsatz an den Strommärkten und möchten wissen, wie Sie diesen am besten einsetzen und wie Sie attraktive Vermarktungserlöse mit der Flexibilität erzielen können? Hier erfahren Sie mehr über die verschiedenen Speicherkonstellationen und Ihre Möglichkeiten der Batterievermarktung.
Inhalt
Ihre Vorteile der Batterievermarktung auf einen Blick
- Wir übernehmen die komplette Flexibilitätsvermarktung für Sie, von Optimierung und Lademanagement über Präqualifikation (Testverfahren für die Regelenergie) und Besicherung, bis hin zum Bilanzkreismanagement
- Fairness-Garantie: Wir behandeln alle Batteriespeicher in unserem Portfolio gleichwertig. Sie profitieren ab Tag 1 von allen Märkten, auch wenn Ihr Batteriespeicher erst später präqualifiziert werden sollte
- Für jeden Use Case der ideale Partner an Ihrer Seite – Ein zentraler Ansprechpartner für Ihr Vorhaben, mit der Kraft des EnBW-Netzwerks im Hintergrund
- Jahrelange Erfahrung in der erfolgreichen vollautomatisierten Multi-Market-Optimierung von Speicher-Assets
- Komfortabler Service und transparente Kommunikation, um die Wirtschaftlichkeit Ihres Batteriespeicherprojekts langfristig zu garantieren
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Mehr Informationen
Was ist Batterievermarktung?
Batterievermarktung bezeichnet die gezielte Nutzung und Vermarktung von sogenannten BESS – also Battery Energy Storage Systems – oder auch Großbatteriespeichern auf verschiedenen Energiemärkten. Betreiber*innen von Batteriespeichersystemen profitieren von flexiblen Einsatzmöglichkeiten, indem sie ihre Speicher intelligent steuern und gezielt an unterschiedlichen Strommärkten teilnehmen.
Ziel ist es, eine optimale Auslastung und maximale Erlöse aus dem Betrieb von Großbatteriespeichern zu erzielen. Durch die Flexibilitätsvermarktung können negative Strompreise an der Energiebörse, welche durch eine Übereinspeisung von PV-Strom entstehen, verhindert werden.
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Unser kostenloses Whitepaper zur Batterievermarktung
Wie funktioniert die Batterievermarktung?
Batterievermarktung Co-Location
In der Batterievermarktung Co-Location werden hybride Anlagenkonstellationen, i.d.R. bestehend aus Solarpark + Batteriespeicher, gemeinsam vermarktet. Hier gibt es die Möglichkeit der Co-Location Grünstromspeicher oder der Co-Location Graustromspeicher Flexibilitätsvermarktung.
Batterievermarktung Stand-alone
Sogenannte „Stand-alone“ Großbatteriespeicher, also Graustromspeicher mit einem eigenem Netzanschlusspunkt, sind über alle Flexibilitätsmärkte einsetzbar und werden von uns nach einem Multi-Market-Ansatz erlösmaximierend über die Regelenergiemärkte und Spotmärkte optimiert.
Was sind die Voraussetzungen für die Batterievermarktung?
Die Flexibilitätsvermarktung beginnt ab einer Leistung von 1,35 MW bzw. einer Speicherkapazität von mindestens 1,35 MWh. Diese Mindestgröße ermöglicht die Teilnahme an allen relevanten Strommärkten, einschließlich der Regelenergiemärkte. Entscheidend ist weiterhin die ausschließliche Nutzung des BESS für die Strommarktvermarktung – also ohne parallele Nutzung für Eigenverbrauch oder andere lokale Anwendungen. Der Standort des Großbatteriespeichers sollte Deutschland sein.
Wie sieht die Zukunft der Batterievermarktung aus?
Immer mehr Solaranlagen und Windparks, Kohleausstieg, Wärmepumpen und Elektromobilität: Das Energiesystem ist im Umbruch und wird immer grüner, dezentraler und zunehmend komplex.
Für Batteriespeicher gibt es zahllose Möglichkeiten in verschiedenen Märkten, um Erlöse zu erzielen – nur in einem Markt allein zu agieren reicht für bestmögliche Erträge nicht mehr aus.
Es gilt, die verschiedenen Märkte optimal zu kombinieren („Multi-Market-Ansatz“).
Unsere intelligenten Algorithmen bestimmen individuell für Ihren Batteriespeicher den bestmöglichen Fahrplan für das attraktivste Ertragspotenzial aus allen Märkten, laufend verbessert durch unsere langjährigen Erfahrungen am realen Asset.
Wir optimieren Ihren Batteriespeicher täglich neu und in Echtzeit, auf Basis unserer kontinuierlichen Prognosen über das Energiesystem und die Energiemärkte.
Wir halten alle Marktzugänge zu den Regelenergie- und Spotmärkten selbst – ein starker Partner für die komplette Flexibilitätsvermarktung.
Ein Vergütungsmodell, das zu Ihnen passt:
- Profit-Share Only
- Floor-Modell
- Fixpreis-Agreement (CPA)
Wie läuft die Batterievermarktung ab?
Stellen Sie eine Anfrage:
Kontaktieren Sie uns mit einer unverbindlichen Anfrage und wir besprechen Ihr individuelles Projekt gemeinsam
Erhalten Sie ein indikatives Angebot:
Unterzeichnen Sie den Vertrag:
Technische Anbindung Ihres Speichers:
Die Batterievermarktung kann beginnen:
Übersicht aller Kosten in der Batterievermarktung
Infoblatt: Kostenaufstellung zur Batterievermarktung
Von A-Z mit unseren Partnern:
Unser Rundum-Service für Ihr Batteriespeicherprojekt
Sie möchten einen Batteriespeicher in Betrieb nehmen und die bestmöglichen Ertragspotenziale erzielen?
Neben der Batterievermarktung bieten wir Ihnen gemeinsam mit unseren erfahrenen Partnern ein umfassendes Leistungspaket an – von der Projektentwicklung über die technische Betriebsführung bis hin zur kontinuierlichen Optimierung Ihres Großbatteriespeichers. So stellen wir sicher, dass Ihr Speicher nicht nur zuverlässig funktioniert, sondern auch wirtschaftlich maximale Erträge erzielt.
Informieren Sie sich jetzt über die Angebote unserer Partner und starten Sie Ihr Speicherprojekt mit einem starken Netzwerk an Ihrer Seite.
Praxisbeispiel Batterievermarktung Co-Location:
Solarpark mit Speicher Brandscheid
Eckdaten:
- Zuschlag EEG-Innovationsausschreibung: 2020
- Installierte Leistung PV: 7,6 MWp
- Installierte Leistung Batterie: 2,7 MW
- Installierte Kapazität Batterie: 2,7 MWh
- Netzanschlussleistung: 5,5 MW
Vermarktung des hybriden Batteriespeichers:
- Mehrerlösprognose: ca. 2-3 ct./kWh (Optimierung nach Day-Ahead, projektspezifisch)
- Fahrweise: 1 Volladezyklus pro Tag
- Vertragslaufzeit: 2 Jahre
Die EnBW hat Anfang 2023 ihren ersten Solarpark mit angeschlossenem Batteriespeicher in Brandscheid, Rheinland-Pfalz, in Betrieb genommen, um das Ziel von 80 % erneuerbarer Energien bis 2030 zu unterstützen. Der Solarpark wurde über eine EEG-Innovationsausschreibung gefördert. Er erzeugt genug Strom für 2.300 Haushalte und spart jährlich etwa 5.000 Tonnen an CO2 ein. Der direkt angeschlossene Batteriespeicher optimiert die Nutzung des lokal erzeugten grünen PV-Stroms und ermöglicht eine bedarfsgerechte und preisorientierte Einspeisung ins Netz.
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FAQ zur Batteriespeichervermarktung
Allgemeine Fragen
Für die Vermarktung Ihres Batteriespeichers sollte dieser als Richtwert basierend auf unseren Erfahrungen mindestens 1,35 MW vermarktbare Leistung bzw. 1,35 MWh Speicherkapazität besitzen, um auch an allen relevanten Märkten einschließlich der Regelenergie teilnehmen zu können. Wichtiger als die Größe, ist jedoch der ausschließliche Zweck des Einsatzes an den Strommärkten, d.h. ohne industriellen Eigenverbrauch oder andere lokale Anwendungsfälle im Hintergrund.
Die Erfahrung zeigt, dass finanzierende Banken bezüglich dem Thema Batteriespeicher oft (aber nicht immer) erlösseitig und technologiebezogen gewisse Sicherheiten für eine Finanzierung fordern. Durch entsprechende Vergütungsmodelle mit garantierten jährlichen Mindestvergütungen, der Einhaltung von individuellen projektspezifischen Restriktionen bei der Fahrweise, ausgewiesener langjähriger Erfahrung und Kompetenz in der technischen Betriebsführung und einem starken Partner wie der EnBW mit hoher Bankability im Hintergrund kann den Anforderungen der finanzierenden Banken oft hinreichend entsprochen werden.
Über unsere ausgewiesene Kompetenz in der Planung, Realisierung und dem Betrieb von Batteriespeichern unterstützt die EnBW Sie gerne auch bei der Planung, Auslegung und Wirtschaftlichkeitsberechnung Ihres Batteriespeicherprojekts.
Die EnBW handelt den Strom auf verschiedenen Märkten, die alle in der Rubrik “Strommärkte” erklärt werden.
Dabei gibt es zwei verschiedene Konzepte.
- Arbitrage-Handel auf den Spotmärkten (Großhandelsmärkten):
Hier geht es darum, Preisunterschiede auszunutzen. In Zeiten niedriger Preise lädt die Batterie und in Zeiten hoher Preise wird der Strom mit Gewinn verkauft.Die Preisdynamik wird an folgendem Beispiel erklärt:
- Niedrige Preise während der Mittagsstunden: Mittags, insbesondere an sonnigen Tagen, produzieren Solaranlagen in Deutschland viel Strom, was zu einem hohen Angebot am Spotmarkt führt.
Außerdem ist die Nachfrage geringer, da die Menschen nicht zu Hause sind und beispielsweise weniger Energie für Licht gebraucht wird.
Eine geringe Nachfrage und ein hohes Angebot führt auf den Spotmärkten zu niedrigen Preisen. In den Mittagsstunden lohnt es sich daher oft, Strom billig einzukaufen und in der Batterie einzuspeichern. - Hohe Preise während der Abendstunden: Abends sinkt die Produktion aus erneuerbaren Quellen wie Solarenergie, da die Sonne untergeht. Auch die Windproduktion kann je nach Wetterlage schwanken.
Gleichzeitig steigt die Nachfrage nach Strom, wenn die Menschen nach Hause kommen, kochen, Licht einschalten und möglicherweise auch Klimaanlagen oder Heizungen nutzen.
Die Kombination aus niedrigem Angebot und hoher Nachfrage führt zu einem Anstieg der Strompreise. In dieser Zeit kann die in Batteriespeichern gespeicherte Energie oft zu einem höheren Preis am Spotmarkt verkauft werden.
- Niedrige Preise während der Mittagsstunden: Mittags, insbesondere an sonnigen Tagen, produzieren Solaranlagen in Deutschland viel Strom, was zu einem hohen Angebot am Spotmarkt führt.
- Handel auf den Regelenergiemärkten:
Die Regelenergiemärkte sind für die Netzstabilisierung zuständig. In den Batterien gespeicherte Energie wird dazu verwendet, um das Stromnetz zu stabilisieren.
Die Dauer der Realisierung eines Batteriespeicherprojektes kann sehr unterschiedlich sein, abhängig von ihrem Projektstatus. Die Erfahrung zeigt, dass mit Vorliegen aller Genehmigungen, Netzzusage und Finanzierung zwischen Bestellung beim Lieferanten und Inbetriebnahme ein- bis eineinhalb Jahre liegen können. Das liegt vor allem an der zum Teil sehr langen Lieferzeit von Batterie, Trafo und Wechselrichter, welche alleine schon 30-40 Wochen betragen kann, aber auch an der anschließenden Bauphase selbst.
Aus Sicht der EnBW gibt es damit kein Problem, solange Fläche und Netzanschluss vorhanden sind.
- Unser Batteriespeicher-Index ist maximal transparent: Die Abrechnung ist jederzeit einfach nachvollziehbar.
- Unser Index ist maximal diskriminierungsfrei: Wir behandeln alle Speicher in unserem Portfolio gleich, unabhängig von den Konditionen. Auch machen wir so keinen Unterschied zwischen EnBW-eigenen Speichern und Anlagen von Dritten. Je größer das Portfolio des Vermarkters ist, desto wichtiger ist die Einsatzreihenfolge der Speicher. Insbesondere in den PRL- und SRL-Märkten ergeben sich daraus sonst schnelle preissetzende Effekte (da diese Märkte im Vergleich sehr klein sind). Der Speicher der zuerst eingesetzt wird, erzielt den höchsten Preis. Der Vermarkter kann sich hier also bewusst gegen Sie optimieren, das ist nicht fair und auch nicht unser Vorhaben.
- Bestpreisgarantie: Wir bilden für Sie innerhalb der vorgegebenen Speicherspezifikationen immer die besten Preispaare an Intraday und Day-Ahead und tragen dafür das volle Risiko. Insofern haben Sie eine gewisse Sicherheit, dass Sie immer die besten Spreads pro Tag erhalten. Außerdem profitieren Sie schon von Tag 1 an von allen Märkten, auch PRL und SRL – selbst wenn Ihr Batteriespeicher erst später präqualifiziert werden sollte. Dies ist insofern relevant, da die Konkurrenz Ihren Speicher sonst gerne in der Regelenergie als Besicherung für andere Speicher im Portfolio einsetzen kann, was für Sie eine Benachteiligung darstellen würde. Das ist bei uns nicht der Fall: Sie profitieren immer von allen Märkten, unabhängig davon ob der Speicher dort auch tatsächlich eingesetzt wird.
Als EnBW bieten wir Batterievermarktungslösungen auch in Großbritannien an. Zusätzlich prüfen wir aktuell den Einstieg in die Märkte anderer europäischer Länder.
Bei der Vermarktung von Batteriespeichern reicht es heutzutage wirtschaftlich nicht mehr aus, die Batterie alleine in einem einzigen Markt einzusetzen. Um das maximale Erlöspotenzial mit Ihrem Batteriespeicher zu erzielen, sollte ein Multi-Market-Ansatz verfolgt werden. In diesem wird ein Batteriespeicher über verschiedene Märkte wie die Spotmärkte, Day-Ahead und Intraday (Arbitrage) sowie die Regelenergie (Primär- und Sekundäregelreserve) eingesetzt. Hierbei wird auf Basis intelligenter Algorithmen des Vermarkters täglich und untertägig auf Basis von Preisprognosen und einer Optimierung laufend neu entschieden, in welchen Stunden des jeweiligen Tages die Batterie am besten in welchem Markt eingesetzt wird, um das maximale Erlöspotenzial zu realisieren.
Die höhere zyklische Beanspruchung der Batterie im kontinuierlichen Intraday-Handel etwa gegenüber der Regelenergie ist richtig. Damit der Speicher hierdurch nicht zu schnell degradiert und sein Lebensende früher als in der Auslegung geplant erreicht, bieten wir zum Beispiel Sicherheiten durch eine individuell festgelegte Anzahl an jährlichen nutzbaren Volladezyklen und vertraglich individuell vereinbarte Zykluskosten.
Technische Fragen
Die Round-Trip-Efficiency (RTE) beschreibt den Gesamtwirkungsgrad des Batteriespeichers. Er gibt an, wie viel der ursprünglich gespeicherten Energie nach einem vollständigen Lade- und Entladezyklus (Volladezyklus) wieder nutzbar ist. Es ist ein Maß dafür, wie effizient die Batterie Energie speichert und wieder abgibt.
Aus Sicht des Vermarkters ist vor allem die Round-Trip-Efficiency bezogen auf den Netzanschluss relevant. Dies ist wichtig um zu bestimmen, welche Gesamtverluste ein Speichervorgang z.B. im Rahmen eines Handelsgeschäftes an den Strommärkten hat, da hier u.a. auch Leitungsverluste mit berücksichtigt werden.
Leistung: Leistung wird bei Großbatteriespeichern in Megawatt (MW) gemessen und gibt an, wie viel Energie zu einem bestimmten Zeitpunkt erzeugt oder verbraucht wird. Ein Megawatt entspricht 1.000 Kilowatt. In der Batterievermarktung beschreibt die Leistung die maximale Menge an Energie, die eine Batterie zu einem bestimmten Zeitpunkt liefern kann, um auf Marktbedarfe oder Netzanforderungen zu reagieren. Nimmt eine Batterie beispielsweise an einem der Regelleistungsmärkte teil, entscheidet die bereitgestellte Leistung über die Höhe der Vergütung.
Kapazität: Die Kapazität wird gewöhnlich in Megawattstunden (MWh) gemessen und gibt die Gesamtmenge an Energie an, die eine Batterie über einen bestimmten Zeitraum speichern oder liefern kann. Eine Megawattstunde entspricht der Energiemenge, die bei einer Leistung von 1 MW innerhalb einer Stunde umgesetzt wird. Die Kapazität einer Batterie beschreibt also, wie viel Energie die Batterie insgesamt speichern kann.
Das Verhältnis zwischen Leistung und Kapazität ist dabei entscheidend für die Speicherdauer der jeweiligen Batterie. Eine Batterie mit 1 MW Leistung und 1 MWh Kapazität gilt als sogenannter “1-Stunden Speicher”. Eine Batterie mit 1 MW Leistung und 2 MWh Kapazität kann die Energie 2 Stunden speichern. Hat die Batterie 1 MW Leistung und 4 MWh Kapazität gilt sie als “4-Stunden Speicher” und kann entsprechend nochmal mehr Energie aufnehmen. Das Verhältnis zwischen Leistung und Kapazität kann ebenfalls als C-Rate definiert werden. So haben “4-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 0,25, “2-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 0,5 und “1-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 1,0. Eine hohe Speicherkapazität ist besonders wichtig für die Stromhandelsgeschäfte am DA & ID-Markt, da durch eine längere Speicherdauer mehr Flexibilität im Handel ermöglicht wird. Und ein größeres Flexibilitätspotential bedeutet am Ende auch mehr Erlösmöglichkeiten für den Betreiber.
Eine gute Analogie hierzu zur Verbildlichung ist ein Wassertank:
Die Leistung repräsentiert den Wasserhahn und gibt an, wie viel Wasser auf einmal aus dem Tank fließen kann.
Die Kapazität gibt an, wieviel Wasser in den Tank passt (Ein großer Tank kann viel Wasser speichern, ein kleinerer Tank kann weniger Wasser speichern).
Die C-Rate ist eine Kennzahl, um die Lade- oder Entladegeschwindigkeit einer Batterie im Verhältnis zu ihrer Gesamtkapazität zu beschreiben.
Wenn eine Batterie eine C-Rate von 1C (“1h-System”) hat, bedeutet das, dass sie innerhalb von einer Stunde vollständig geladen oder entladen werden kann.
Eine C-Rate von 0,5C (“2h-System”) bedeutet, dass die Batterie innerhalb von zwei Stunden vollständig geladen oder entladen werden kann.
Bei einer C-Rate von 2C würde die Batterie in 30 Minuten vollständig geladen oder entladen werden.
Die C-Rate hat einen Einfluss auf die Lebensdauer und die Effizienz:
Hohe Lade- und Entladeraten führen zu stärkeren chemischen Reaktionen und erhöhter Wärmeentwicklung, was die Materialien der Batterie stärker beansprucht und zu schnellerem Kapazitätsverlust und geringerer Lebensdauer führen kann. Zusätzlich sinkt die Effizienz, da Energie in Form von Wärme verloren geht.
Ein Vollladezyklus beschreibt das einmalige Laden, Speichern und Entladen des Speichers bei Ausnutzung der gesamten nutzbaren Kapazität, d.h. die Beladung von 0 % auf 100 % und anschließende Entladung von 100 % auf 0 %. Bei nicht vollständiger Be- oder Entladung können mehrere Teilladezyklen zusammen auch einen Vollladezyklus ergeben.
Beispiel: Zwei Beladungen/Entladungen von jeweils 50 % entsprechen einem Vollladezyklus.
Die Anzahl der Vollladezyklen gibt Aufschluss über die Alterung und den Verschleiß einer Batterie. Je mehr Zyklen ein Batteriespeicher durchlaufen hat, desto näher ist er an seinem Lebensende. Hersteller definieren ihre Garantien häufig auf Basis von Zyklen oder der verbleibenden nutzbaren Restkapazität nach einer bestimmten Anzahl von Zyklen. Deshalb ist es wichtig, zusammen mit dem Vermarkter die durch ihn zulässigen nutzbaren Vollladezyklen pro Tag und Jahr festzulegen, damit diese Garantiebedingungen nicht unabsichtlich verletzt werden.
Ein Anlagenzertifikat ist ein technischer Nachweis, der bestätigt, dass eine Anlage, wie z.B. ein Batteriespeichersystem, die Anforderungen für einen sicheren und netzkonformen Betrieb gemäß den deutschen Netzanschlussrichtlinien erfüllt. Es ist Voraussetzung für den Netzanschluss und die Inbetriebnahme größerer Speicheranlagen.
Bei Anlagen mit einer Anschlussleistung > 950 kW ist dies das Anlagenzertifikat Typ A.
In dem Zertifikat werden die elektrischen Eigenschaften der Anlage auf Basis detaillierter Planungsunterlagen und Simulationen bewertet. Es wird durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle ausgestellt und ist Teil eines mehrstufigen Prozesses. Dieser wird mit einer Konformitätserklärung abgeschlossen, die bestätigt, dass die Anlage wie geplant umgesetzt wurde.
(Quelle: Prüfung stationärer Energiespeicher nach IEC 62619, TÜV Süd)
Die Kühlung von Batteriespeichern ist entscheidend für deren Sicherheit, Effizienz und Lebensdauer. Während des Betriebs entsteht Wärme, die abgeführt werden muss, um Überhitzung und Zellschäden zu vermeiden. Zwei Kühlmethoden kommen hauptsächlich zum Einsatz: Luftkühlung und Flüssigkeitskühlung.
Luftkühlung ist einfach und kostengünstig, eignet sich besonders für kleinere Speicher und Systeme mit geringer Leistungsdichte. Sie nutzt Ventilatoren oder natürliche Luftzirkulation, hat aber eine begrenzte Kühlleistung und kann zu ungleichmäßiger Temperaturverteilung führen.
Flüssigkeitskühlung bietet eine höhere Effizienz und gleichmäßige Temperaturregelung, ist jedoch technisch komplexer und wartungsintensiver. Sie wird vor allem bei großen Speichersystemen oder Anwendungen mit hoher Lade-/Entladeleistung eingesetzt.
Die Wahl der Kühlmethode hängt von der Speichergröße, den Umgebungsbedingungen und den technischen Anforderungen ab. Eine sorgfältige Planung ist entscheidend für den zuverlässigen Betrieb.
Als Vermarkter empfehlen wir für die Batterievermarktung flüssigkeitsgekühlte Systeme zu nehmen. Grund ist hierfür insbesondere die Arbitrage-Vermarktung über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte. Gerade bei luftgekühlten Systemen kann es bei hohen Lade-/Entladeleistungen zu drohenden Überhitzungen kommen, was dann Pausenzeiten von bis zu mehreren Stunden zwischen zwei Zyklen erfordern kann, in welchem der Batteriespeicher zusätzlich abkühlen muss, bevor ein neuer Zyklus gefahren werden kann (sogenannte “Cooldown-Zeiten”). Solche Cooldown-Zeiten schränken den Flexibilitätsgrad in der Vermarktung und somit das Erlöspotenzial zusätzlich ein und können bei flüssigkeitsgekühlten Systemen i.d.R. vermieden bzw. reduziert werden.
Bevor wir als EnBW mit der Vermarktung einer Batterie starten können, müssen wir einige Testfahrten durchführen. Diese sollen sicherstellen, dass…
- …die Batterie die technische Spezifikation erfüllt, die uns als Vermarkter gegenüber angegeben ist, und so reagiert, wie wir es erwarten.
- …die Batterie auch in der Regelenergie vermarktet werden kann. Hierfür muss die Batterie einige Anforderungen erfüllen, die wir mit diesen Testfahrten u.a. auch gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Präqualifikation nachweisen müssen.
Diese sind von der Idee also vergleichbar mit dem Fernsteuerbarkeitstest in der Direktvermarktung, nur deutlich umfangreicher.
Die Erfahrung von uns als Vermarkter zeigt, dass sich hier verschiedene Systeme unterschiedlich verhalten. Eine Testfahrt alleine reicht oft nicht aus, hier sind üblicherweise mehrere Fahrten nötig.
Im Umkehrschluss bedeutet das, dass die Batterie nicht direkt mit Inbetriebnahme auch in die Vermarktung geht. Vielmehr ist der Ablauf folgender:
- Batterie wurde durch den Anschlussnetzbetreiber abgenommen (Signaltest erfolgreich)
- Batterie wurde durch den Hersteller abgenommen, Site Acceptance Test (SAT) erfolgreich
- Testbetrieb durch EnBW ist erfolgreich
- Start der Vermarktung (Alle erforderlichen Genehmigungen, Zulassungen und Unterlagen wie Netzanschlussvertrag, Netznutzungsvertrag, Anlagenzertifikat Typ A etc. liegen vor)
Fragen zu unseren Anlagenkonstellationen
„Stand-alone“ Speicher besitzen einen eigenen Netzanschluss und teilen sich diesen nicht mit einem Solar- oder Windpark. Batteriespeicher in Co-Location wiederum besitzen einen gemeinsamen Netzanschluss mit einem Solar- oder Windpark. Für diese Anlagenkombinationen ist es möglich, eine EEG-Förderung im Rahmen der Innovationsausschreibung zu erhalten. Sie können aber auch außerhalb der Innovationsausschreibung förderfrei errichtet werden.
Co-Location bedeutet immer ein Batteriespeicher in Verbindung mit einer EE-Anlage. Für Co-Location gibt es zwei Möglichkeiten: Zum einen den Co-Location Grünstromspeicher, bei dem der Batteriespeicher seinen Strom ausschließlich aus der EE-Anlage bezieht. Hier kann die Anlagenkombination im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibung gefördert werden, dies gilt allerdings nur für Neuanlagen. Zum anderen den Co-Location Graustromspeicher, z. B. durch die Nachrüstung von Batterien an Bestandsanlagen. Hierbei wird der Speicher nur aus dem Netz geladen. Co-Location bietet zahlreiche Vorteile: Zum einen kann sie bereits bestehende Flächen in Anspruch nehmen, außerdem erfordert sie nur ein Genehmigungsverfahren und besitzt geringere Kosten pro Assets. Zudem sind Synergien in der Betriebsführung möglich, sowie Entlastung beim Netzanschluss (z. B. durch Einspeisebegrenzung).
Wir bieten für „Stand-alone“ und Co-Location Speicher standardmäßig Vermarktungsverträge innerhalb des liquiden Horizonts von einem bis hin zu fünf Jahren an. In Einzelfällen sind jedoch auch Gespräche über eine längere Laufzeit bis maximal 10 Jahre möglich. Für Parks im Rahmen der Innovationsausschreibung bieten wir standardmäßig Vertragslaufzeiten von ein bis fünf Jahren an.
Fragen zu den verschiedenen Strommärkten
Wir handeln an den kurzfristigen Spotmärkten (Day Ahead & Intraday) und auf den Regelenergiemärkten (Primärregelleistungs- & Sekundärregelleistungsmarkt).
Der Spotmarkt im Stromhandel ist ein Handelsplatz, an dem Strom für die Lieferung u.a. am selben Tag (Intraday-Markt) oder für den nächsten Tag (Day-Ahead-Markt) gehandelt wird. Dabei treffen Angebot und Nachfrage direkt aufeinander. Der Spotmarkt ist ein wesentlicher Bestandteil des Energiemarktes und spielt eine zentrale Rolle bei der Preisbildung und dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage im Stromnetz.
Für den Handel von Strom in der Europäischen Union gibt es u.a. die Strombörse “European Power Exchange” (EPEX SPOT) in Paris. Dieser Strom-Spotmarkt beliefert viele europäische Länder. Neben Deutschland und Luxemburg, die eine Preiszone bilden, liefert die EPEX Spot auch Strom an Österreich, die Schweiz, Frankreich, Belgien, Dänemark, die Niederlande, Schweden, Norwegen, Finnland, Polen und das Vereinigte Königreich.
Am Day-Ahead-Markt werden Stromlieferungen für jede Stunde des Folgetages (0 bis 24 Uhr) gehandelt. Käufer und Verkäufer müssen im Rahmen einer Auktion ihre Gebote bis 12 Uhr des Vortages abgeben. Die Börse ermittelt dann aus den abgegebenen Geboten den Marktpreis und veröffentlicht täglich um 12:40 Uhr die entsprechenden Zuschläge.
Aus der Schnittmenge von angebotener und nachgefragter Strommenge ergibt sich schließlich der für alle Anbieter gleichermaßen geltende Einheitspreis, auch Market Clearing Price (MCP) genannt, für das jeweilige Produkt des Day-Ahead-Handels (z. B. für eine konkrete Stunde des Folgetages). Der MCP ist im Wesentlichen das letzte Gebot, das im Rahmen der Auktion einen Zuschlag erhält. Dieses letzte und damit teuerste Gebot bestimmt letztlich den Strompreis, den alle Marktteilnehmer für das jeweilige Produkt zahlen. Dieses Preisbestimmungs-Verfahren wird auch “Merit-Order” genannt.
Der Intraday-Markt ist ein Teil des Stromhandelsmarktes, auf dem Strom innerhalb eines Tages gehandelt wird. Er bietet Flexibilität für Stromerzeuger, Stromhändler und Verbraucher, um auf kurzfristige Schwankungen in Angebot und Nachfrage zu reagieren. Zum Beispiel können unvorhergesehene Ereignisse wie plötzliche Wetteränderungen oder technische Störungen in Kraftwerken ausgeglichen werden.
Der Handel erfolgt dabei sowohl für Stunden-, als auch insbesondere Viertelstundenprodukte und besteht aus einer Intraday-Auktion sowie einem kontinuierlichen Intraday-Markt.
Bei der Intraday-Auktion geben Marktteilnehmer ihre Gebote zu festgelegten Zeitpunkten ab, und der Preis wird für alle erfolgreichen Gebote nach dem Merit-Order-Verfahren einheitlich bestimmt, äquivalent wie bei der Day-Ahead-Auktion auch. Die Intraday-Auktion bietet gegenüber der Day-Ahead-Auktion eine strukturiertere Möglichkeit zum Handel, da bei der Intraday-Auktion auch Viertelstundenprodukte gehandelt werden können, jedoch ohne die Flexibilität für kurzfristige Anpassungen. Intraday-Auktionen finden jeweils um 15 Uhr und um 22 Uhr am Vortag sowie um 10 Uhr am Liefertag statt.
Im Gegensatz dazu ermöglicht der kontinuierliche Intraday-Handel den Marktteilnehmern, Strom in Echtzeit kontinuierlich und rund um die Uhr zu handeln. Transaktionen werden sofort ausgeführt, sobald Angebot und Nachfrage übereinstimmen, was eine hohe Flexibilität bietet. Ab 16 Uhr des Vortages können jeweils die neuen Handelsprodukte für den Folgetag gehandelt werden, und das bis 5 Minuten vor Lieferzeitpunkt. Die Preise variieren ständig und spiegeln die aktuellen Marktbedingungen wider.
Regelenergie ist Energie, die kurzfristig bereitgestellt wird, um das Stromnetz stabil zu halten. Diese Energie wird benötigt, wenn es im Stromnetz zu Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch kommt. Ein stabiles Stromnetz erfordert eine konstante Netzfrequenz (in Europa 50 Hz), und jede Abweichung von dieser Frequenz kann zu Netzinstabilitäten oder sogar Stromausfällen führen.
Je nachdem, wie schnell die Regelenergie für den Ausgleich der Netzfrequenzschwankungen bereitgestellt werden muss, unterscheidet man die Primärregelenergie, die Sekundärregelenergie sowie die Minutenreserve.
Diese drei Märkte für Regelenergie werden von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) organisiert und verwaltet (www.regelleistung.net). Um Regelenergie zu erbringen, werden von den ÜNBs besondere Anforderungen an die jeweilige Anlage gestellt, welche innerhalb eines definierten Verfahrens geprüft werden (sogenannte “Präqualifikation”).
- Schnelle Reaktionszeiten: Batterien können innerhalb von Millisekunden Energie bereitstellen oder aufnehmen, was sie ideal für Primärregelenergie macht.
- Zwei-Wege-Funktionalität: Batterien können sowohl Energie liefern als auch speichern, was bedeutet, dass sie sowohl bei einem Über- als auch bei einem Unterangebot an Strom eingesetzt werden können.
- Effizienz: Batterien sind sehr effizient im Vergleich zu traditionellen Kraftwerken, die Regelenergie bereitstellen.
- Kostengünstig: Batterien können im Vergleich zu anderen Anlagen sehr kostengünstig Regelenergie bereitstellen, da sie beim Hoch- und/oder Runterfahren deutlich weniger Kosten verursachen als z. B. ein konventionelles Kohle- oder Gaskraftwerk
Um am Regelenergiemarkt teilnehmen zu können, müssen die Betreiber und Betreiberinnen sicherstellen, dass die Anlagen die technischen Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und die regulatorischen Rahmenbedingungen erfüllen. (Anforderungen hier zu finden: www.regelleistung.net).Dieser Prozess wird auch “Präqualifikation” genannt.
Die Präqualifikation sollte in der Regel vor der Inbetriebnahme starten. Die Dauer der Präqualifikation ist vor allem abhängig vom ÜNB und dauert erfahrungsgemäß etwa 2-3 Monate.
Stand-Alone Batteriespeicher und Co-Location Batteriespeicher außerhalb der Innovationsausschreibung können grundsätzlich am Primärregelenergie- als auch Sekundärregelenergiemarkt teilnehmen.
Bei Innovationsausschreibungen ist es rechtlich nicht möglich am Primärregelenergiemarkt teilzunehmen, da die Batterien nur ins Netz einspeisen und nicht aus dem Netz beziehen dürfen.
Theoretisch kann ein Park im Rahmen der Innovationsausschreibung jedoch positive Sekundärregelenergie erbringen. Aufgrund von starken Einschränkungen beim Ladeverhalten, wie beispielsweise die Beladung des Batteriespeichers nur aus der benachbarten EE-Anlage oder einer benötigten Leistungserbringung von über mind. vier Stunden, ist dies praktisch jedoch selten wirtschaftlich lohnend.
Die höhere zyklische Beanspruchung der Batterie im kontinuierlichen Intraday-Handel etwa gegenüber der Regelenergie ist richtig. Damit der Speicher hierdurch nicht zu schnell degradiert und sein Lebensende früher als in der Auslegung geplant erreicht, bieten wir zum Beispiel Sicherheiten durch eine individuell festgelegte Anzahl an jährlichen nutzbaren Volladezyklen und vertraglich individuell vereinbarte Zykluskosten. Grundsätzlich stellen wir gemeinsam mit Ihnen sicher, dass im Rahmen der Vermarktung stets alle vereinbarten Garantiebedingungen des Herstellers erfüllt werden.
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