[Energy & Utilities-Information vom 6. Juli 2021]
Die Ende Juni 2021 vom Gesetzgeber beschlossenen Änderungen an Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) heben die Doppelbelastung von Stromspeichern durch Abgaben und Umlagen weitgehend auf. Dadurch könnte der Betrieb vieler Batteriespeicher deutlich profitabler werden.
Batteriespeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energiewende mit vielfältigen Einsatzbereichen. Private Haushalte nutzen Batteriespeicher, um in Kombination mit einer Photovoltaik-Anlage den Eigenverbrauch zu optimieren. Energieversorger investieren in Großbatteriespeicher, um ihre Netze zu stabilisieren und Primärregelleistung (PRL) zu vermarkten. Die Erbringung von Primärregelleistung und eventuell noch die schwer planbare Erwirtschaftung von vermiedenen Netznutzungsentgelten (vNNE) waren bislang die wesentlichen Erlösquellen für die zahlreichen kommerziellen Batteriespeicherprojekte, in die in den letzten Jahren investiert wurde. Entsprechend dürfte der Preisverfall am PRL-Markt die Wirtschaftlichkeit der Speicher in den letzten Jahren belastet haben.
Die Gründe für den Preisverfall sind mehrschichtig. Durch die Kopplung mit anderen europäischen Energiemärkten ist das Angebot an PRL grundsätzlich gestiegen. Die schrittweise Verkürzung der Ausschreibungsintervalle von wöchentlich (seit Juni 2011) über täglich (Juli 2019) auf 4 Stunden seit dem 1. Juli 2020 
hat zumindest die Volatilität erhöht. Wesentlich dürfte aber aufgrund des rasanten Zubaus der Wettbewerb der Speicher-Anbieter untereinander sein. Die für die PRL-Erbringung präqualifizierte Leistung hatte im September 2020 nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber bereits rund 450 MW erreicht. Der Bedarf an PRL liegt in Deutschland bei rund 560 MW, insgesamt werden jeweils rund 1.400 MW ausgeschrieben, bei nur begrenzten Exportmöglichkeiten.
Ursache für die Erholung der PRL-Preise in den letzten Wochen sind vermutlich die gestiegenen Strom-, CO2- und Brennstoffpreise, welche die Grenz- bzw. Opportunitätskosten der konventionellen Kraftwerke massiv erhöhen. Wenn zusätzlich zu den höheren PRL-Preisen weitere Geschäftsmodelle aufgrund gesetzlicher Änderungen rentabel werden, könnte dies den Batteriespeichermarkt weiter beflügeln.
Branchenverbände wie der BVES begrüßen die mit den Novellen von EnWG und EEG verbundenen Änderungen und sehen die doppelten Belastungen durch Steuern, Umlagen und Abgaben als weitgehend beseitigt an.1 Bisher für die Eigenversorgung konzipierte Heim- und Gewerbespeicher können nun auch für weitere Dienstleistungen zur Verfügung stehen (sog. Multi-Use). Entsprechende Geschäftsmodelle, welche die Leistung dieser Speicher gebündelt vermarkten, könnten dadurch weiteren Auftrieb erhalten. Von Branchenvertretern wird allerdings kritisiert, dass über Netzentgelte finanzierte Großspeicher – z. B. sog. Netzbooster – zukünftig am Energiemarkt teilnehmen können.2 Insofern bleibt abzuwarten, welche Auswirkungen die regulatorischen Änderungen auf oben genannte kommerzielle Speicherprojekte haben werden. Weitere Großspeicherprojekte sind zur Umsetzung neuer Geschäftsmodelle bereits angekündigt. Zudem sollten die von der Klimaschutzpolitik getriebenen, positiven Impulse vom Strommarkt insbesondere auch im Hinblick auf die anstehenden Veränderungen im Erzeugungsmix Bestand haben. In jedem Fall aber ist jede zusätzliche Flexibilitätsoption im Strommarkt dem Erfolg der Energiewende zuträglich.
Dennis Rheinsberg ist Direktor und Head des Sektorteams Energy, Utilities & Resources. Dort ist er verantwortlich für die Bereiche Energie, Rohstoffe und Metalle und involviert in Projekt- und Unternehmensfinanzierungs- sowie Corporate Finance-Transaktionen der Bank. Zu den von ihm betreuten Unternehmen gehören insbesondere Projektentwickler und Investoren in Erneuerbare Energien sowie die metallerzeugende und -verarbeitende Industrie. Nach dem Studium der Volkswirtschaft an der Universität zu Köln hat er seine ersten sechs Berufsjahre als Unternehmensberater absolviert, bevor er 2011 zur IKB stieß.
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