Analyse: Batteriespeicher stabilisieren Marktpreise für Photovoltaik zu Lasten eigener Rentabilität

In einer Kurzstudie hat THEMA berechnet, welche Auswirkungen ein rascher Zubau von Batteriespeichern hätte. Für die Stabilisierung der Marktwerte von Photovoltaik-Anlagen wären sie sehr hilfreich, da sie die negativen Preisstunden an der Strombörse wesentlich reduzieren könnten. Doch gleichzeitig würden die Batteriespeicher damit ihre eigenen Einnahmen kannibalisieren. Die negativen Stunden an der Strombörse häufen sich. Nicht […]

In einer Kurzstudie hat THEMA berechnet, welche Auswirkungen ein rascher Zubau von Batteriespeichern hätte. Für die Stabilisierung der Marktwerte von Photovoltaik-Anlagen wären sie sehr hilfreich, da sie die negativen Preisstunden an der Strombörse wesentlich reduzieren könnten. Doch gleichzeitig würden die Batteriespeicher damit ihre eigenen Einnahmen kannibalisieren.

Die negativen Stunden an der Strombörse häufen sich. Nicht nur in Deutschland, in vielen Ländern Europas treten sie gerade dann auf, wenn die Photovoltaik-Anlagen auf Hochtouren Solarstrom produzieren. Es fehlt an Flexibilitäten im Strommarkt, um dies aufzufangen. Batteriespeicher können diese Flexibiltäten liefern und aktuell gibt es einen großen Boom. Viele Projektierer wollen Großspeicherprojekte realisieren, einige Anlagen sind bereits gebaut. Die Analysten von THEMA haben nun untersucht, wie sich sich diese Investitionen auf die Volatilität im Strommarkt auswirken, und wie es sich auf den Business Case für Batterien selbst auswirkt?

Zunächst verweist die THEMA-Analyse auf die stark gesunkenen Kosten für Batteriespeicher in den vergangenen Jahren, die gemeinsam mit der gestiegenen Volatilität an den Strombörsen, viele Investitionen erst attraktiv gemacht hat und macht. Allerdings seien „die Investitionskosten immer noch beträchtlich“, heißt es weiter. Abhängig von den zugrundeliegenden Kostenannahmen, der Lebensdauer und den WACC-Annahmen liege die Spanne von immer noch in der Größenordnung von 75.000 bis 120.000 Euro pro MW und Jahr für einen Zwei-Stunden-Speicher. „Wenn man von einem Zyklus pro Tag und keinen Verlusten ausgeht, liegt der durchschnittliche Spread, den man pro Tag erzielen muss, bei 100 Euro pro Megawattstunde oder höher, heißt es in der Analyse. Ein Zyklus ergibt sich mit einem täglich Laden und Entladen von jeweils zwei Stunden. “In der Realität muss die Spanne noch höher sein, um potenzielle Betriebskosten, Degradationskosten oder Verluste zu decken“, so die Analyse weiter. Diese Einnahmen werden von THEMA auf den Day-ahead-Markt bezogen. Die Analysten schreiben jedoch auch, dass die Batteriespeicher auch auf anderen Märkten wie Intraday, Regelleistung oder Netzdienstleistungen Einnahmen generieren könnten. Allerdings stünden damit unter Umständen die Kapazitäten nicht zur Verfügung, um Preisspreads am Day-ahead-Markt voll auszunutzen.

Für die Beantwortung ihrer Ausgangsfrage hat THEMA verschiedene Szenarien modelliert, bei denen es unterschiedliche Annahmen der existierenden Batteriekapazität bis 2030 gibt. Das erste sieht nur einen geringen Zuwachs vor. Für Deutschland wird dabei von einer installierten Batterieleistung von etwa 13 Gigawatt ausgegangen, einschließlich Heimspeicher. Im sogenannten „THEMA base case“ – also dem Basisszenario – wird für Deutschland eine installierte Speicherleistung von 47 Gigawatt bis 2030 angenommen, wovon die meisten 2-Stunden-Speicher sind. Daneben haben sie unterschiedliche Annahmen getroffen, wie groß die zusätzliche Batteriekapazität im Verhältnis zum Photovoltaik-Zubau ausfallen wird. Sie Range reicht von 10 bis 100 Prozent. Für Deutschland würde diese 100 Prozent Simulation bedeuten, dass 150 Gigawatt Photovoltaik bis 2030 installiert sind und 150 Gigawatt Speicherleistung mit 2-Stunden-Systemen. Die Analysten räumen aber ein, dass dieses hohe Volumen an Batteriespeichern bis 2030 angesichts der langen Vorlaufzeiten und schleppenden Netzzusagen wenig realistisch scheint.

Fest steht, dass mit einem großen Zuwachs an Speicherkapazitäten die Volatilität an den Strombörsen deutlich abnimmt. Allerdings sinke damit auch das Arbitragepotenzial zur Refinanzierung der Speicher am Day-ahead-Markt. „Darüber hinaus ist es wahrscheinlich, dass auch die Erlösströme aus anderen Märkten, wie den kontinuierlichen Intraday-Handel und den Intraday-Auktionen, zurückgehen“, so die Analysten. „Wie bei vielen anderen Technologien gibt es auch bei Batterien einen Kannibalisierungseffekt: Je mehr Batterien auf den Markt kommen, desto schlechter wird ihr Geschäft.“

Da die Batterieladung und -Entladung im Wesentlichen den Preissignalen der Photovoltaik-Erzeugung folgt, also Batterien geladen werden, wenn Strompreise aufgrund von viel Solarstrom niedrig sind, und entladen, wenn die Photovoltaik-Erzeugung im Netz endet, wirken sie damit auch stabilisierend auf den Marktwert Solar. Mit einer entsprechend hohen Kapazitäten würden damit die Batteriespeicher auch die negativen Stunden an den Strombörsen reduzieren. Während also für die Photovoltaik ein ausgeprägter Effekt zu erkennen sei, seien die Auswirkungen für die Windkraft nicht signifikant oder würden in Stunden mit mäßigem Wind im Winter die Marktwerte wohl eher noch senken. „Gleichzeitig tragen Batterien dazu bei, die marktbasierte Abregelungen der erneuerbaren Energien zu reduzieren. Im 100-Prozent-Szenario erhöht sich die erneuerbare Leistung für Photovoltaik- und Windkraftanlagen um etwa 13 Terawattstunden aufgrund der geringeren Abregelung im Vergleich zum Basisszenario“, heißt es in der Analyse weiter. Die Batteriespeicher würden jedoch nicht alle Stunden mit Null- oder Niedrigpreisen beseitigen, selbst wenn ein eins zu eins Ausbau von Photovoltaik und Speicher stattfände, blieben immer noch 850 Stunden, in denen die Preise bei null oder darunter liegen würden. Verglichen dazu kommt THEMA auf etwa 1500 dieser Stunden im Basisszenario und 1625 Stunden im Fall keiner neuen Batteriespeicher. „Selbst bei hohen Batteriekapazitäten bleibt also eine gewisse Volatilität bestehen. Aber diese verbleibende Volatilität könnte nicht ausreichend sein, um das Batterieinvestment zu refinanzieren.

„Wir beobachten, dass steigende Batterievolumina zu einem starken Anstieg der Marktwerte für Photovoltaik führen“, heißt es in der Analyse. „Da jedoch die Volatilität mit mehr Batterien abnimmt, geraten auch die Einnahmen für Batteriespeicher unter Druck.“ Je mehr Batteriespeicher gebaut werden, desto schlechter werde ihr Business Case, obgleich sie nicht nur auf den Day-ahead-Märkten Geld verdienen, sondern auch auf den Intraday-Märkten und den Märkten für Regelleistung. „Aber mit zunehmenden Batteriemengen würde die Attraktivität dieser anderen Märkte ebenfalls unter Druck geraten. Schließlich sind Day-ahead- und Intraday-Volatilität stark miteinander verknüpft, und die Märkte für Regelleistung sind eher klein“, so die THEMA-Analysten. In ihren Berechnungen kommen sie auf Einnahmen für 2-Stunden-Speicher ohne zusätzlichen Ausbau auf 86.000 Euro pro Megawatt aus Day-ahead- und Intraday-Handel (siehe Grafik). Im Basisszenario mit 47 Gigawatt installierter Speicherleistung in Deutschland sind es noch 50.000 Euro pro Megawatt. Im Szenario mit einer 100 Prozent Simulation seien dagegen nur noch Einnahmen von 12.000 Euro pro Megawatt für die Speicher an den Day-ahead- und Intraday-Märkten zu erwarten.

Die Überlegung, ob Batteriespeicher subventioniert werden sollten, um Photovoltaik-Investitionen zu stützen, sehen die Analysten eher kritisch. „Höhere Einnahmen aus erneuerbaren Energien sollten jedoch nicht als Rechtfertigung für die Subventionierung von Batteriespeichern gesehen werden. Batterien können zwar höhere Renditen für erneuerbare Energien ermöglichen, dies allein rechtfertigt jedoch keine Intervention des Marktes“, schreiben sie. „Die Gewährung von Subventionen auf dieser Grundlage würde auf ein technologiespezifisches Fördersystem hinauslaufen, mit erheblichen Auswirkungen – nicht nur auf die Photovoltaik, sondern auch auf Gaskraftwerke und andere wichtige Flexibilitätsinvestitionen“, so ihr Fazit.

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