Abbildung 1: Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen steigt rasant …
Sind Großbatteriespeicher die Lösung, wenn es um das Phänomen der negativen Strompreise geht?
Besonders seit der Corona-Pandemie gibt es an den Strombörsen extreme Preisspitzen und -abfälle, was zu einem häufigeren Auftreten negativer Strompreise führt. Diese entstehen, wenn die Einspeisung von erneuerbaren Energien wie Wind und Sonne den Verbrauch übersteigt. Für Betreibende von PV- oder Windanlagen, die planbare Erlöse wünschen, ist das problematisch. Batteriespeicher hingegen profitieren von der Preisspanne und nicht von den Preisspitzen, wodurch ihre Flexibilität an Wert gewinnt. Das führt seit wenigen Jahren dazu, dass der deutsche Markt für große Batteriespeicher in rasantem Tempo wächst und das auch erst der Anfang ist.
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 Grafik zur Entwicklung der negativen Strompreise von 2015 bis 2024 dargestellt (Abbildung 1).
Inzwischen tritt dieses Phänomen nicht mehr nur überwiegend an Feiertagen auf, an denen der bundesweite Stromverbrauch in der Regel geringer ist, sondern ist auch an ganz normalen Wochentagen zu beobachten. Betreibende klassischer Regenerativanlagen müssen dann entweder für ihren eingespeisten Strom zahlen oder ihre Anlagen abregeln. Batteriespeicher hingegen können den Strom aufnehmen und dafür sogar Geld erhalten. Die Entwicklung der negativen Strompreise ist somit durchaus als Marktsignal für mehr Flexibilität zu interpretieren.
Das ist neu im § 51 EEG
Diese Entwicklung wird für PV-Anlagenbetreibende durch das am 25.02.in Kraft getretene „Solarspitzengesetz“ weiter verschärft. Denn künftig erhalten Neuanlagen keine Vergütung gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mehr in Zeiten negativer Strompreisen. So verringert sich der anzulegende Wert dann schon ab erster Viertelstunde mit negativen Preisen auf null. Die Viertelstunden-Menge, 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.
Batteriespeicher erwirtschaften ihre Erlöse, indem sie bei negativen Strompreisen aus dem Netz laden und dafür Geld erhalten.
Die steigende Nachfrage nach Flexibilität und somit die wachsende Bedeutung von Batteriespeichern sind deshalb offensichtlich. Kein Wunder, dass auf dem Batteriespeichermarkt von einer Goldgräberstimmung die Rede ist. Im Jahr 2024 gab es 457 Stunden mit negativen Strompreisen, ein deutlicher Anstieg im Vergleich zu 301 Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2023. Diese Entwicklung zeigt, dass der Batteriespeichermarkt enormes Wachstumspotenzial hat, da die Volatilität weiter zunehmen wird. Batteriespeicher erwirtschaften ihre Erlöse in den Preisspannen durch maximale Preishöhen und -tiefen, indem sie bei negativen Strompreisen aus dem Netz laden und dafür Geld erhalten. Dieses Geschäftsmodell treibt die Nachfrage nach Speicherkapazitäten und flexiblen Lösungen an. Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft wird eine Verfünffachung der installierten Kapazität großer Batteriespeicher in Deutschland erwartet, wie in Abbildung 2 verdeutlicht. Diese Entwicklung ist entscheidend für eine erfolgreiche Energiewende, da sie hilft, die wachsende Photovoltaikleistung besser in das Stromsystem zu integrieren. Für Betreibende von Regenerativanlagen bedeutet ein ergänzender Speicher eine Absicherung ihres Risikos im Portfolio.
Hybridkraftwerke: Konstellationen
Option 1: Innovationsausschreibung
Diese Option steht nur für Neuanlagen zur Verfügung. Der Erneuerbare-Energien-Park und der Batteriespeicher teilen sich einen gemeinsamen Netzanschluss. Ein Netzbezug des Batteriespeichers ist nicht zulässig; dieser wird ausschließlich aus dem dortigen Erneuerbaren-Park beladen. Die Batterie optimiert die Einspeisung des 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 Hybridkraftwerk ohne Förderung wie in der Innovationsausschreibung errichtet, zum Beispiel durch Nachrüstung von Batterien in Bestandsparks. 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 Regenerativpark und Batterie, um zu vermeiden, dass eingespeiste Grünstrommengen als Graustrom deklariert werden und der Solarpark damit eventuell seine EEG-Förderung verliert. Auch würde der erzeugte Strom bei Einspeicherung in die „graue“ Batterie seine Förderfähigkeit verlieren. Die Batterie bezieht Strom so ausschließlich aus dem Netz und nicht aus dem Onsite-Erneuerbaren-Park. Dieser und der Batteriespeicher wechseln sich hier bei der Nutzung des Netzanschlusses ab, das heißt der Erneuerbaren-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 Regenerativpark 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 Regenerativpark laden, ohne dass die Grünstromeigenschaft des grünen Stroms im ansonsten „grauen“ Batteriespeicher verloren geht. Dies würde eine kombinierte Optimierung der Batterie aus dem Multi-Market-Ansatz und der preisgesteuerten Einspeiseverschiebung der grünen Erzeugung erlauben. Einzelheiten zur Ausgestaltung dieser Option sind jedoch von der Bundesnetzagentur noch abschließen zu definieren.
Grafik: EnBW
Abbildung 2: Ein enormes Wachstum steht auch dem Großspeichermarkt bevor.
