In den vergangenen Jahren haben sich die Energiemärkte in Deutschland enorm verändert. So hat die Volatilität auf den Spotmärkten deutlich zugenommen und besonders seit Corona treten extreme Preisspitzen und auch Preisabfälle auf. Ein immer häufiger zu beobachtendes Phänomen sind negative Strompreise. Sie treten auf, wenn die Stromeinspeisung durch Erneuerbare den Verbrauch übersteigt. In solchen Fällen muss man für die Einspeisung bezahlen, anstatt Erlöse zu erzielen. Für volatile Erzeuger wie PV- oder Windanlagen, die planbare Erlöse möchten, ist das natürlich ein Problem. Anders sieht es bei Batteriespeichern aus, die nicht von einzelnen Preisspitzen, sondern vom Spread zwischen hohen und niedrigen Preisen profitieren. Der Wert von Flexibilität nimmt durch die steigende Volatilität auf den Spot-Märkten immer weiter zu und sorgt für einen enormen Anstieg der Nachfrage nach Batteriespeicherprojekten. Dies ist auch äußerst sinnvoll, weil das regenerative Energiesystem der Zukunft Batteriespeicher für den Ausgleich volatiler Erzeugungskapazitäten und die Flexibilisierung des Stromnetzes dringend benötigt. Zudem stellt die Zwischenspeicherung und systemgerechte Vermarktung von Strom eine wirtschaftlich sehr attraktive Option an vielen Standorten dar.
In diesem Blogbeitrag werfen wir zuerst einen genaueren Blick auf die Energiemarktentwicklung. Weiterhin gehen wir darauf ein, welche Bedeutung Batteriespeicher durch negative Strompreise bekommen und welche Chancen bzw. Herausforderungen sich daraus ergeben.
Wieso treten negative Strompreise immer häufiger auf?
Vor allem im Sommer kommt es an sonnigen Tagen – wenn in ganz Deutschland PV-Anlagen viel Strom ins Netz einspeisen – vermehrt zu negativen Strompreisen, wie in der nachfolgenden Entwicklung der negativen Strompreise von 2015 bis 2024 dargestellt. (Quelle: 1komma5)
Welche regulatorischen Änderungen treiben den Batteriespeichermarkt an?
Die zuvor beleuchtete Entwicklung wird für PV-Anlagenbetreiber durch das am 25.02.2025 in Kraft getretene „Solarspitzengesetz“ weiter verschärft, welches u.a. § 51 EEG neu regelt: Zukünftig erhalten Neuanlagen keine EEG-Vergütung mehr in Zeiten von negativen Strompreisen. So verringert sich der anzulegende Wert dann schon ab der ersten Viertelstunde mit negativen Preisen auf null. Die Anzahl an Viertelstunden, in denen sich die EEG-Vergütung auf null reduziert hat, wird jedoch weiterhin an die 20-jährige EEG-Förderzeit angehängt. Je mehr Stunden mit negativen Preisen also im Jahr auftreten, desto weniger Geld wird eine alleinstehende PV-Anlage verdienen.
Boom für den Batteriespeichermarkt
Dass die Überschussleistung aus erneuerbaren Energien gespeichert werden will, liegt auf der Hand und erklärt die steigende Nachfrage nach Flexibilität und somit die wachsende Bedeutung von Batteriespeichern. Kein Wunder, dass auf dem Batteriespeichermarkt aktuell von einer “Goldgräberstimmung” die Rede ist. Denn auch die Zahlen sprechen für sich und verstärken den Trend: Im Jahr 2024 gab es 457 Stunden mit negativen Strompreisen, ein deutlicher Anstieg im Vergleich zu 301 Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2023.
(Quelle: BHKW-Infozentrum GbR & Bundesnetzagentur
https://www.bhkw-infozentrum.de/wirtschaftlichkeit-bhkw-kwk/negative-strompreise-fakten-und-statistiken.html, Abruf: 10.02.2025
https://www.pv-magazine.de/2025/01/03/bundesnetzagentur-457-stunden-mit-negativen-strompreisen-insgesamt-weniger-preisspitzen-2024/, Abruf 10.02.2025)
Batteriespeicher erwirtschaften ihre Erlöse in den Preisspreads aus maximalen Preishöhen und -tiefen, indem sie z.B. bei negativen Strompreisen aus dem Netz laden und dafür Geld erhalten.
Dieses Geschäftsmodell treibt die Nachfrage nach Speicherkapazitäten und flexiblen Lösungen an. Das enorme Potenzial und die wachsende Bedeutung von Batteriespeichern im Energiemarkt wird dadurch deutlich. Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft wird eine Verfünffachung der installierten Kapazität großer Batteriespeicher in Deutschland erwartet. Diese Entwicklung ist entscheidend für eine erfolgreiche Energiewende, da sie hilft, die wachsende Photovoltaikleistung besser in das Stromsystem zu integrieren. Für Betreiber erneuerbarer Anlagen bedeutet ein ergänzender Speicher eine natürliche Absicherung ihres Risikos im Portfolio. Denn in all jenen Zeiten mit negativen oder sehr niedrigen Preisen, wo insbesondere PV-Anlagen durch die Regelung des § 51 EEG und /oder Abschaltung keine bzw. nur sehr geringe Erlöse erzielen, verdienen Batteriespeicher ihr Geld.
Wirtschaftliche Vorteile und Geschäftsmodelle von Batteriespeichern
Die wirtschaftlichen Vorteile von Batteriespeichern sind vielfältig und bieten Betreibern erneuerbarer Energien eine attraktive Möglichkeit, ihre Einnahmen zu maximieren.
Durch Batteriespeicher gelingt es, den Eigenverbrauch von selbst erzeugtem Strom zu erhöhen. Ohne Speicher gehen rund 30–40% des erzeugten Stroms ins Netz, während mit einem Speicher bis zu 70% oder mehr selbst genutzt werden können. Dies spart nicht nur Kosten, sondern macht Betreibende auch unabhängiger von steigenden Strompreisen. Ein weiterer Vorteil ist die Notstromversorgung, die viele Batteriespeicher bieten. Bei einem Stromausfall können sie weiterhin Strom liefern und so die Versorgungssicherheit erhöhen.
Batteriespeicher ermöglichen es, überschüssigen Strom zu Zeiten negativer Strompreise zu speichern und ihn zu einem späteren Zeitpunkt, wenn die Preise höher sind, wieder ins Netz einzuspeisen. Dieses Geschäftsmodell, bekannt als Arbitrage, nutzt die Preisschwankungen auf den Energiemärkten optimal aus und sorgt für zusätzliche Einnahmen, unabhängig von staatlichen Förderungen.
Ein weiteres Geschäftsmodell ist die Bereitstellung von Regelenergie. Batteriespeicher können schnell auf Netzschwankungen reagieren und so zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Dafür erhalten Betreibende eine Vergütung, die sich nach der bereitgestellten Leistung und der Häufigkeit der Einsätze richtet. Zudem entwickeln sich Batteriespeicher zu einer Schlüsseltechnologie für die Energiewende, da sie die Netzstabilität erhöhen und die Integration erneuerbarer Energien unterstützen.
Technologische Entwicklungen und Anlagenkonstellationen mit Batteriespeichern
Die technologische Entwicklung im Bereich der Batteriespeicher schreitet rasant voran und trägt maßgeblich zur Effizienzsteigerung und Kostensenkung bei.
Die bislang gängigste Anlagenkonstellation sind sogenannte Stand-alone-Batteriespeicher. Sie zählen als eigenständige Energiespeichersysteme, da sie den Netzanschluss nicht mit Solar- oder Windparks teilen und somit unabhängig von EE-Anlagen arbeiten. Durch die Nutzung der freien technischen Kapazität des Netzanschlusses können Stand-alone-Speicher flexibel Batteriestrom ins Netz einspeisen und ausspeisen, was die Zuverlässigkeit und Stabilität der Stromversorgung erhöht. Der größte Vorteil von Stand-alone-Batteriespeichern besteht darin, dass der Netzanschluss kontinuierlich (24/7, 365 Tage im Jahr) durch den Batteriespeicher genutzt werden kann. Es gibt keine zeitlichen oder leistungsmäßigen Einschränkungen, was maximale Flexibilität in allen Märkten und die höchsten lukrativen Erlöse aller Speicherkonstellationen bedeutet.
Ein weiterer innovativer Ansatz ist die Integration von Batteriespeichern in hybride Kraftwerke. Diese kombinieren verschiedene erneuerbare Energiequellen, wie Photovoltaik und Windkraft, mit Batteriespeichern, um eine kontinuierliche und zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten. Solche hybriden Systeme können die Volatilität der erneuerbaren Energien ausgleichen und die Netzstabilität verbessern.
Welche Möglichkeiten von Hybrid-Kraftwerken gibt es?
Für die Realisierung von Hybrid-Kraftwerken gibt es verschiedene Konstellationen:
- Option 1: Innovationsausschreibung
Diese Option steht nur für Neuanlagen zur Verfügung. Der EE-Park und der Batteriespeicher teilen sich einen gemeinsamen Netzanschluss. Ein Netzbezug des Batteriespeichers ist nicht zulässig; dieser wird ausschließlich aus dem onsite EE-Park beladen. Die Batterie optimiert die Einspeisung des EE-Parks über die Kurzfristmärkte Day-Ahead und Intraday. Diese Kombination wird im Rahmen der Innovationsausschreibung als Teil des EEG gefördert und bietet einen einfachen Einstieg in die Batterievermarktung. - Option 2: Co-Location merchant
Bei dieser Option wird das Hybrid-Kraftwerk ohne Förderung wie in der Innovationsausschreibung errichtet, z. B. durch die Nachrüstung von Batteriespeichern in bestehenden EE-Parks. Für diese Option ist es notwendig, dass ein Netzbezug des Batteriespeichers sichergestellt ist. Hier ist jedoch Vorsicht geboten, insbesondere im Hinblick auf mögliche bereits existierende Förderungen des bestehenden Solarparks. Wichtig ist hier die anlagenscharfe messtechnische und zählermäßige Trennung der Strommengen (Einspeisung und Bezug) zwischen EE-Park und Batterie, um zu vermeiden, dass eingespeiste EE-Mengen als Graustrom deklariert werden und der Solarpark damit eventuell seine EEG-Förderung verliert. Auch würde der erzeugte EE-Strom bei Einspeicherung in die „graue“ Batterie seine Förderfähigkeit verlieren. Die Batterie bezieht Strom somit ausschließlich aus dem Netz und nicht aus dem onsite EE-Park. Der EE-Park und der Batteriespeicher wechseln sich bei dieser Option bei der Nutzung des Netzanschlusses ab, d.h. der EE-Park hat in der Regel Einspeisevorrang und speist immer zu den Zeitpunkten ein, wenn er Strom produziert. In den übrigen Stunden wird die Batterie wie ein stand-alone Speicher „Multi-Market“ über die Regelenergie- und Kurzfristmärkte optimiert. Der Netzanschluss wird damit maximal effizient genutzt. - Option 3: Full Hybrid
Im Gegensatz zur Innovationsausschreibung, wo eine Beladung der Batterie nur aus dem EE-Park zulässig ist, und im Gegensatz zum Modell „co-location merchant“, wo die Batterie ausschließlich aus dem Netz belädt, soll durch das jüngst verabschiedete Solarspitzengesetz bis spätestens Ende Juni 2026 auch eine kombinierte Nutzung der Batterie möglich sein. In diesem Fall kann die Batterie sowohl Graustrom aus dem Netz als auch Grünstrom aus dem EE-Park laden, ohne dass die Grünstromeigenschaft des eingespeicherten EE-Stroms im ansonsten „grauen“ Batteriespeicher verloren geht. Dies würde eine kombinierte Optimierung der Batterie aus dem Multi-Market-Ansatz und der preisgesteuerten Einspeiseverschiebung der EE-Erzeugung erlauben. Einzelheiten zur Ausgestaltung dieser Option sind jedoch von der Bundesnetzagentur noch abschließend zu definieren.
