„Kombinationen wie Wind und Batterie rechnen sich“

Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen

Der Markt für Batteriespeicher wächst rasant – und das verändert die gesamte Energiewirtschaft. Maximilian Münnicke, Head of Sales Photovoltaics and Battery Storage bei Huawei, erklärt, warum Grünstromspeicher plötzlich attraktiv sind, wo Netzbetreiber bremsen und weshalb Batterien die Dunkelflaute irgendwann selbst lösen könnten.

Wie wichtig ist es heute, einen Solarpark mit einem Batteriespeicher auszustatten?

Maximilian Münnicke: Die Antwort hat sich in den letzten 18 Monaten fundamental verändert. Die Innovationsausschreibung gibt es seit 2021, aber damals rentierten sich Batteriespeicher für PV-Park-Betreiber kaum – mit wenigen Ausnahmen wie Behind-the-Meter-Applikationen. Der Grünstromspeicher hat den Business Case Solarpark lange negativ beeinflusst. Wirtschaftlich interessant war eigentlich nur der Graustromspeicher, also ein Speicher, der frei am Markt gehandelt werden kann.
Das hat sich grundlegend gedreht. Durch den massiven Zubau erneuerbarer Energien – maßgeblich Photovoltaik, befeuert durch die Beschleunigungsgesetze der Ampelregierung – haben wir heute ein absolutes Allzeithoch im Utility-Scale-PV-Bereich. Die vielen Gigawatt, die in den letzten Jahren ins Netz integriert wurden, sorgen dafür, dass wir in den Mittagsstunden ständig Abschaltungen und negative Strompreise sehen. Die breite Meinung der Geschäftsführer deutscher Photovoltaik-Unternehmen lautet inzwischen: Ohne Batteriespeicher lohnt sich der PV-Park nicht mehr.
Was wir gerade erleben, ist eine regelrechte Explosion des Grünstromspeichermarkts. Letztes Jahr hat der deutsche Markt 1,5 Gigawattstunden an Batteriespeichern ausgebracht, im Jahr davor waren es 600 Megawattstunden. Für dieses Jahr rechnen wir mit rund 6 Gigawattstunden, im nächsten Jahr wahrscheinlich über 10. Eine Vervier- bis Verfünf­fachung innerhalb eines einzigen Jahres.

Trotzdem gibt es Bremsklötze. Wo hakt es konkret?

Maximilian Münnicke: Die größte Hürde ist der Netzbetreiber. Die meisten Speicherprojekte werden als Graustromspeicher geplant, weil dieser in der aktuellen Marktvolatilität deutlich lukrativer ist als ein Grünstromspeicher. Aber die deutschen Netzbetreiber haben über 900 Gigawatt an Netz­anschlussanfragen auf dem Tisch – ein Volumen, das viele überfordert. Der Graustromspeicher ist dort oft negativ konnotiert, entsprechend zögerlich ist die Bearbeitung.

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Stichwort Regulierung: Wäre ein ­Redispatch-​​Vorbehalt, wie ihn BNetzA-­Chefin Katherina Reiche diskutiert, gut für den Speichermarkt?

Maximilian Münnicke: Für Speicherhersteller würde das kurzfristig den Markt vergrößern, weil jeder PV-Park mit einem Speicher ausgestattet werden müsste. Aber ich sehe dabei ein grundsätzliches Problem. Schauen wir auf die Innovationsausschreibung: Seit über fünf Jahren gibt es dieses Instrument, und weder der Gesetzgeber noch die Bundesnetzagentur haben es geschafft, dem damit geförderten Speicherkonstrukt eine klare hoheitliche Aufgabe zu geben. Die Kombination aus Erzeugungsanlage und Speicher wird in einem weitgehend willkürlichen Leistungs- und Kapazitätsverhältnis verbunden. Der Speicher muss nicht einmal betrieben werden, um die Vergütung zu erhalten – die läuft auf die eingespeiste Kilowattstunde. In der Praxis stehen manche Innovationsspeicher in der Mittagsstunde, wenn das Netz am stärksten belastet ist, bereits voll und können keine zusätzliche Last mehr aufnehmen. Volkswirtschaftlich haben wir rund zwei Gigawattstunden an Innovationsspeichern bezahlt – ohne dass diese einen nachweisbar positiven Effekt auf das Netz bringen.
Wenn die Bundesnetzagentur jetzt den Redispatch-Vorbehalt ändert, ohne klare physikalische Anforderungen zu definieren, droht dasselbe Ergebnis: Speicher, die gebaut werden müssen, aber keinen echten Nutzen für das Netz bringen. Besser wäre es, die Branche durch gezielte Anreize dazu zu bringen, Netzengpässe tatsächlich zu lösen. Die Branche ist schlau und innovativ genug – sie wird technische, wirtschaftliche und finanzielle Lösungen erarbeiten, wenn die Rahmenbedingungen stimmen.

„Was selbst uns als Speicherhersteller überrascht, ist die Dynamik, in der sich die Batterietechnologie fortentwickelt – technisch wie preislich.“

Jorg Hermann

Die Windenergy Hamburg rückt das ­Thema Speicher stärker in den Fokus. Kommt der Batteriespeicher jetzt auch für Windparks?

Maximilian Münnicke: Das wird passieren – und ehrlich gesagt wundere ich mich, dass es so lange gedauert hat. Ich beobachte die Windbranche seit drei, vier Jahren als potenziell attraktiven Markt für Batteriespeicher. Die Infrastruktur wäre ideal: große Projektierungsabteilungen, Kapital, Man­power, großzügig dimensionierte Netzanschlüsse – oft an 110- oder sogar 380-kV-Knoten, wo die Netzkapazität die tatsächliche Einspeiseleistung übersteigt. Dort ließen sich große Batteriespeicher vergleichsweise einfach integrieren.
Passiert ist es trotzdem nicht. Vor etwa drei Jahren hat die Windbranche begonnen, Batterieabteilungen aufzubauen. Dann kam die Habeck-Welle mit den Windbeschleunigungsgesetzen, und die frisch gegründeten Teams wurden wieder aufgelöst und ins Kerngeschäft zurückgezogen – weil der Windboom alle Kapazitäten absorbierte.
Jetzt hat sich die Lage verändert. Die Erlösstruktur für Windparks ist schwächer geworden, die Wirtschaftlichkeit stimmt nicht mehr überall. Und so entsteht gerade zum ersten Mal ein echter Druck: nicht regulatorisch, sondern ökonomisch. Die Windbranche muss Batteriespeicher integrieren, nicht weil sie es will, sondern weil sie es braucht. Der Unterschied zur Solarbranche: Die hat mit der Innovationsausschreibung schon einige Jahre Vorlauf gehabt, um das Thema zu üben.

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Warum hat Wind bei den Innovations­ausschreibungen bisher immer gegen Solar verloren?

Maximilian Münnicke: Es ist ein Bündel von Faktoren. Wind-plus-Speicher-Projekte sind schlicht komplexer und langwieriger als Solar-plus-Speicher. Windanlagen brauchen längere Planungs- und Genehmigungszyklen. Dazu kommt: Die Innovationsausschreibung fordert Zwei-Stunden-Speicherlösungen – und die passen wirtschaftlich viel besser zu Solaranlagen mit rund 1.000 Vollbenutzungsstunden als zu Windanlagen, die onshore 2.000 bis 3.000 Stunden im Jahr produzieren. Für einen Windpark bräuchte man eigentlich längere Speicherdauern.
Das erklärt auch, warum Wind traditionell eher mit Elektrolyseuren kombiniert wird: Ein Elektrolyseur braucht möglichst viele Betriebsstunden, um seine hohen Anlagenkosten zu rechtfertigen. Mit 1.000 Photovoltaik-Stunden ist das kaum darstellbar, mit 2.500 Windstunden schon eher. Inzwischen rechnen sich aber neue Kombinationen – PV, Wind, Batterie, vielleicht sogar Elektrolyseur – durch die dramatisch gesunkenen Speicherpreise und neue Zellchemien ganz anders. Die Vermarkter und Finanzierer müssen allerdings noch lernen, diesen Kombinationen zu vertrauen. Referenzprojekte fehlen weitgehend.

Könnten Batteriespeicher irgendwann sogar die Dunkelflaute überbrücken – und Wasserstoff überflüssig machen?

Maximilian Münnicke: Was selbst uns als Speicherhersteller überrascht, ist die Dynamik, in der sich die Batterietechnologie fortentwickelt – technisch wie preislich. Neue Zellchemien wie Natriumspeicher stehen in den Startlöchern, die Speicherdauern steigen, die Kosten sinken weiter. Wir gehen davon aus, dass der Speicherzubau in Europa bis 2030 die 100-Gigawattstunden-Marke pro Jahr überschreiten wird – ich würde sogar wetten, dass Deutschland allein 2028 einen Jahreszubau von über 20 Gigawattstunden erreicht.
In dieser Dynamik wird das Dunkelflauten-​Fenster kleiner. Nicht weil wir es direkt lösen, sondern weil immer mehr Speicher im Netz sind und immer mehr erneuerbare Kapazität dazukommt. Die Politik plant mit Methoden, die 20 oder 30 Jahre alt sind – während der Markt technologisch alle 18 Monate neue Zyklen durchläuft. Das ist eine gefährliche Diskrepanz.
Für die verbleibenden Dunkelflauten im Winter brauchen wir pragmatische Übergangslösungen: bestehende Gaskraftwerke, die man gezielt für wenige Wochen zuschaltet, und eine Gaswirtschaft, die schrittweise auf Wasserstoff umgestellt wird. Aber Wasserstoff muss in ausreichender Menge und zu vertretbaren Kosten verfügbar sein – importieren im großen Stil würde nur eine Abhängigkeit durch eine andere ersetzen. Der klügere Weg ist, den weiteren Ausbau von Erneuerbaren, Batteriespeichern und Wasserstoffwirtschaft iterativ zusammenzuführen – und dabei das Ohr wirklich am Markt zu haben.