Co-Location mit Batteriespeicher (BESS) schickt sich an, zum umfassenden Heilmittel für die zunehmend schwindende Wirtschaftlichkeit von neuen Erneuerbaren-Projekten zu avancieren. Die Branche kämpft mit dem Verlust der Marktprämie ab der ersten Stunde negativer Strompreise infolge des Solarspitzengesetzes. Einen Vorgeschmack auf die damit verbundenen künftigen Einnahmeausfälle gab es im April: An rund einem Dutzend Tagen waren die Preise über sechs Stunden ununterbrochen negativ.
Die Ankündigung durch die Bundesnetzagentur, die Festlegung zum Multi-Use-Speicherbetrieb vorzulegen, schafft jetzt die praktische Voraussetzung, mittels BESS die Erlösseite zu stabilisieren: Zunächst kann die Netzeinspeisung in Zeiträume mit positiven Börsenpreisen verschoben werden, sodass der Anspruch auf die Marktprämie gewahrt wird. Hier besonders attraktiv: Die durch das Solarspitzengesetz verbesserte Regelung zum verlängerten Vergütungszeitraum in § 51a Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) – einst als Ausgleich für den Vergütungswegfall zu Zeiten negativer Börsenpreise vom Gesetzgeber ersonnen – ist trotzdem anwendbar. Anders notiert: Erneuerbaren-Projekte mit BESS können die für die betreffenden Mengen gar nicht verlustig gegangene Marktprämie ab dem 21. Betriebsjahr ein zweites Mal erlösen. Auch bislang schon konnte man mit einem reinen Grünstromspeicher durch die zeitverzögerte Einspeisung die Marktprämie retten. Im Multi-Use-Betrieb können darüber hinaus Einnahmen aus dem Handel erwirtschaftet werden.
Bei PV-Anlagen mit Co-Location-BESS entspricht das Bewirtschaftungskonzept ohnehin weitestgehend demjenigen eines Stand-alone-Speichers, der grundsätzlich durch zwei Ein- und Ausspeicherungsvorgänge täglich gekennzeichnet ist. Das macht beide Businesskonzepte leicht vergleichbar. Der Unterschied ist, dass der BESS in den Mittagsstunden insbesondere im Sommer – statt aus dem Netz – mit dem durch die PV-Anlage erzeugten Strom geladen wird und, wie erwähnt, beim späteren Ausspeichern zu Zeiten mit hohen Börsenpreisen neben dem Preis-Spread zusätzlich die Marktprämie beansprucht werden kann. Sind die Börsenpreise in den Mittagsstunden so niedrig, dass die Erlöse aus dem Netzbezug zum negativen Preis diejenigen aus der Marktprämie übersteigen, kann die PV-Anlage abgeregelt und Netzstrom bezogen werden. In diesem Fall gleicht sich das Betriebskonzept demjenigen eines Stand-alone-Speichers weiter an.
Interesse an Co-Location mit Speicher
Selbst für Bestandssolarparks stößt die Co-Location mit BESS auf Interesse, weil die für Altanlagen nach § 51 a.F. EEG geltenden Mindestzeiträume mit negativen Börsenpreisen, ab deren Überschreiten die Marktprämie erst verloren geht, im April ebenso überschritten wurden. Für Windprojekte mit co-located BESS ist der Vergleich mit Stand-alone-Projekten ungleich schwieriger, weil die Zeiten negativer Preise weniger mit dem Erzeugerprofil korrelieren. Besser als ein Stand-alone-Speicher wird es allemal, weil gegenüber der Bewirtschaftung eines Stand-alone-Speichers hinaus zusätzlich die Marktprämie für während Zeiten negativer Preise erzeugte Strommengen erlöst werden kann.
Flankiert wird die sich abzeichnende Tendenz zur Co-Location insbesondere im Zusammenhang mit PV-Projekten unter anderem durch eine großzügigere Verwaltungshandhabung in der Praxis zur Genehmigung als Nebenanlage beziehungsweise durch die zunehmende Einstufung von PV-Anlagen an Autobahnen und Schienenwegen im Sinne von § 35 Abs. 1 Nr. 8 b) BauGB als genehmigungsfrei und damit auch co-located BESS.
Gegenwind kommt aber von unerwarteter Seite: Netzbetreiber stellen sich in jüngerer Zeit teilweise quer und verweigern im Rahmen des Verfahrens zur Netzkapazitätsreservierung – regelmäßig unberechtigt – die Anerkennung erreichter Meilensteine für das geschaffene Baurecht. Eine allgemeine Tendenz ist hieraus aber noch nicht abzuleiten.
Innovationsausschreibung
Als Handlungsalternative gerät die Innovationsausschreibung mit einem zuletzt für die Mai-Ausschreibung von der Bundesnetzagentur auf 9 Cent/kWh festgelegten Höchstwert wieder vermehrt in den Fokus. Dies gilt insbesondere für PV-Anlagen. Auch hier steht die Kombination mit BESS im Vordergrund. Unklar ist aber, ob die Regelung zur Verlängerung des Vergütungszeitraums gemäß § 51a EEG auf Anlagekombinationen im Rahmen der Innovationsausschreibung ebenfalls anwendbar ist. Hier gab es schon bei Einführung der Innovationsausschreibungen keine Vergütung (damals fixe Marktprämie) bei einer Einspeisung zu Zeiten negativer Stunden, sodass hier nie ein irgendwie gearteter Ausgleich zu schaffen gewesen wäre.
Aufgrund der Maßgabe, dass kein Netzstrom bezogen werden darf (sogenannte Grünstromspeicher), wird nur einmal täglich Strom aus der PV-Anlage eingespeichert und zeitverzögert ins Netz unter Beanspruchung der Marktprämie ausgespeichert. Zusätzliche Erlöse aus dem Handel mit netzbezogenem Strom sind nicht möglich und für die Vermarktung positiver Regelenergie unsicher.
Bei Anlagenkombinationen im Rahmen von Innovationsausschreibungen liegt es nahe, freiwillig die Einspeiseleistung von PV-Anlage und BESS gemeinsam auf die maximale Einspeiseleistung der PV-Anlage zu begrenzen, um von vornherein Problemen mit dem Netzbetreiber aus dem Weg zu gehen. Wirtschaftliche Nachteile dürften eher nicht ins Gewicht fallen. Dies gilt nicht zuletzt vor dem Hintergrund, dass die Leistung des Batteriespeichers regelmäßig hinter derjenigen der Erneuerbaren-Anlage zurückbleibt. Nachteile ergäben sich bei einem gesetzgeberischen Sinneswandel hinsichtlich der Beschränkung auf den Grünstromspeicher, zum Beispiel im Wege der Einführung einer Opt-out-Regel für den Multi-Use-Betrieb unter moderater Absenkung des anzulegenden Wertes. Erste Marktakteur:innen erwägen auch eine Kombination aus konventioneller und Innovations-Ausschreibung als Zwischenlösung, um Projekte mit mehr als 20 MW zu realisieren. Hintergrund ist, dass die beihilferechtliche Genehmigung der 50-MW-Grenze im Zusammenhang mit Zahlungsberechtigungen für Solaranlagen des ersten Segments durch die Europäische Kommission weiterhin auf sich warten lässt.
PPAs in geförderter Direktvermarktung
Stromlieferverträge – PPAs – in der Vermarktungsform der geförderten Direktvermarktung spielten in der Praxis lange keine Rolle. Es ändert sich langsam: Parallel zur Integration von erneuerbaren Energien fragt die Industrie zunehmend solche PPAs nach, die ein Abtreten oder Anrechnen der Marktprämie zugunsten der industriellen Abnehmer:innen vorsehen. Im Ergebnis lässt sich so ein niedrigerer synthetischer Beschaffungspreis erzielen beziehungsweise das „Risiko“ fallender Börsenpreise begrenzen, weil dann die abgetretene oder zu verrechnende Marktprämie steigt. Zugleich sichert sich die Industrie mit den PPA-Mengen gegen steigende Börsenpreise ab: eine klassische Win-win-Situation.
Foto: Sterr-Kölln & Partner
