Warum Batteriespeicherkraftwerke boomen

Wer heuer am 1. Mai über Mittag mit seinem Elektrogrill loslegte, konnte richtig Geld verdienen. Bis zu 49,69 Cent je verbrauchte Kilowattstunde Strom gab es zwischen zwölf und 14 Uhr von den Stromanbietern. Ein Elektroauto an einer Elf-kW-Wallbox zu laden brachte damals rund fünf Euro pro Stunde.

Kein singuläres Ereignis. An sonnigen Tagen drückt überschüssiger Strom aus PV-Anlagen den Spotmarktpreis regelmäßig ins Negative: Für den Verbrauch gibt es Geld – zumindest für Kunden mit flexiblen Stromtarifen. Wenn nur wenige Stunden später die PV-Produktion sinkt, weil die Sonne untergeht, schnalzen die Preise wieder hinauf.

Das Hin und Her setzt Stromversorger unter Hochspannung und lässt das Interesse an einer lange ignorierten Technologie der Energiewende explodieren: große Batteriespeicher (Battery Energy Storage Systems, BESS), die genau diese Schwankungen im Stromnetz ausgleichen könnten. Übertragungsnetzbetreiber APG berichtet von einem angefragten Projektvolumen von 12.000 Megawatt (MW) Leistung – das Dreifache aller Pumpspeicher in Österreich und mehr, als an einem kalten Wintertag gebraucht wird. Ein Boom gerade zur rechten Zeit, sagt Michael Baminger, Chef der Salzburg AG und designierter neuer Sprecher des Branchenverbands Oesterreichs Energie: „Derzeit haben wir die verrückte Situation, dass wir erneuerbare Energien wie Wasser drosseln müssen, weil wir keine Abnehmer haben und draufzahlen. Da ist jede Speichermöglichkeit gefragt.“

Auch wenn lange nicht alle angefragten Projekte umgesetzt werden, erinnert die Stimmung tatsächlich an die Hochzeiten der Photovoltaik: Wer jetzt nicht dabei ist, könnte den nächsten großen Trend verpassen.

Nicht nur überregional, auch bei lokalen Netzbetreibern stehen Projektentwickler Schlange. Allein bei Netz Niederösterreich sind in den vergangenen sechs Monaten die Speicheranfragen von 5.750 MW auf 9.400 MW gestiegen. In Oberösterreich würde die Umsetzung aller Anschlussanfragen die Speicherleistung auf 3.800 MW erhöhen – das Doppelte der Spitzenlast im Bundesland. In Kärnten sind es 3.500 MW: „Im Netz nicht unterbringbar“, heißt es vor Ort, das Netz ist technisch gesehen damit überfordert. Die Konsequenz der Antragsflut: Projektentwickler warten Monate, manchmal Jahre, um zu erfahren, ob sie einen Netzanschluss bekommen.

Hinter dem neuen Batterieboom stehen zum Teil die Energieversorger selbst, die die Speicher gerne neben ihren Kraftwerken errichten. Das spart Netzgebühren und gleicht Produktionsschwankungen aus. So rüstet die EVN etwa ihre bestehende Kleinanlage am Gelände des Kraftwerks Theiß auf 70 MW auf, der private Windparkbetreiber Lukas Püspök eröffnet in Nickelsdorf eben 30 MW Anlagenkapazität zu seinem Kraftwerkspark, als „Schatzkiste der Energiewende“, wie er sagt. Burgenland Energie wiederum will an die zehn verschiede FünfMW-Speicher zum Ausgleich der volatilen Windkraft errichten.

Doch auch außerhalb der E-Wirtschaft, bei Banken und Finanzinvestoren, macht sich Euphorie bemerkbar, lassen sich doch mit dem Strom auch beträchtliche Geldmengen verschieben. Batteriespeicher gelten neuerdings als eigene Assetklasse, berichtet Lukas Stühlinger vom Ökofinanzierer Fingreen. Die Europäische Zentralbank mache Extrakredite locker, die „Bankability“ steige. Nicht selten auch für Standalone-Anlagen ganz ohne Windparks oder PV-Kraftwerke.

So errichtet etwa die Unternehmensgruppe Ngen, hinter der unter anderem Damian Merlak steht – Mitgründer der Kryptobörse Bitstamp und einer der vermögendsten Unternehmer Sloweniens –, eben in Wagenham, Oberösterreich, mit 85 MW die größte Speicheranlage Österreichs. Ganz vorne mit im neuen Business spielt auch das österreichische Unternehmen Blackvolt Energy eines „Gründerteams mit internationalem Investmentbanking-Hintergrund“ (Greg Green, Johannes Srajer und Constantin Vana). Man präsentiert eine internationale Projektpipeline von 2.500 MW, vier Anlagen davon in Österreich.

Oder auch der österreichische Ökostromerzeuger Enery, mit dem Three Seas Initiative Investment Fund als Kapitalgeber im Hintergrund, der außerhalb Österreichs mit Batterieprojekten gleich in dreistelligen MW-Kategorien auf sich aufmerksam macht.

Dazu kommen Unternehmen mit hohem Strombedarf, die zunehmend selber in Speicherlösungen investieren. Etwa der Großlogistiker Schachinger, der eben ein eigenes 30-MW-Projekt in Hörsching umsetzt, um den geplanten Elektro-LkwFuhrpark von Schwankungen am Strommarkt unabhängiger zu machen. Mit der Abwicklung betreut wurde wiederum Powerlink H2, ein Unternehmen von Werner Steinecker, Ex-Chef der Energie AG Oberösterreich, das sich eben in Tschechien an einem 100-MW-Speicherprojekt im Energiepark Tušimice beteiligt hat.

Die rasante Entwicklung ruft zudem ganz neue Dienstleister auf den Plan. Der Telekomkonzern A1, der als Betreiber kritischer Infrastruktur (Notstromaggregate) viel Expertise bei der autarken Stromversorgung aufgebaut hat, will diese nun über ein eigenes Geschäftsfeld (A1 Energy Solutions) auch beim Betrieb von Batteriespeichern verwerten.

Aber auch kleinere Projektentwickler wie Voltida aus Klagenfurt starten durch – und sehen den Boom kritisch. „Branchenfremde Personen stellen ohne Ressourcen und Expertise den Netzanschlussantrag und bieten solche Projekte dann für völlig absurde Beträge zur Übernahme an“, erzählt Geschäftsführer Lukas Puchacher. „Es steht viel Geld im Raum, und viele wollen am Kuchen mitnaschen. Aber nicht alle sind in der Lage, in diesem hochkomplexen Energiemarkt sinnvoll zu agieren.“

Tatsächlich könnte es schneller zum Kurzschluss kommen, als allen Beteiligten lieb ist. Denn die Rahmenbedingungen des Business sind noch keineswegs geklärt.

Zum einen übersteigt das Betreiberinteresse den Bedarf deutlich. Eine aktuelle Studie des Branchenverbands PV Austria, von APG und D-fine über den Ausbau der erneuerbaren Energien zeigt, dass der Bedarf nach Großspeichern im Jahr 2040 um die 2.700 MW (2,7 Gigawatt, GW) ausmachen werde (siehe Grafik). Das ist zwar deutlich mehr als die vorhandenen 500 MW, aber eben nur ein Bruchteil der jetzt kolportierten Projektzahlen. Eine große Unbekannte ist auch, wie sich kleine Batteriespeicher entwickeln, Haushaltsgeräte oder Elektroautobatterien, die in Summe ebenfalls für Speicherkapazität sorgen.

Außerdem gerät die Branche ganz ähnlich wie die Windkraft in heikle Standortkonflikte. Es geht um die wenig attraktive Optik von Containerdörfern, um Lärmbelästigung – und um Steuereinnahmen. Batteriespeicher beanspruchen wertvolle Gewerbe- oder gar Grünflächen, werfen aber, weil vollautomatisch betrieben, keine Kommunalsteuern für die Gemeinden ab. Sie gelten nicht als Bauwerke, die öffentliche Hand hatte bislang wenig Mitspracherecht. In Niederösterreich wurde daher bereits den Gemeinden mehr Gestaltungsspielraum eingeräumt. Und in Salzburg geht man nun daran, die Raumordnung anzupassen, seit ein Projekt in Golling gegen den Widerstand des Gemeinderats durchgezogen werden sollte.

Branchenfremde Batteriebetreiber wiederum müssen sich gegen die staatlichen Strom-Player erst einmal durchsetzen. Diese wollen ihre herkömmlichen Pumpspeicher, mit höherem Investitionsaufwand, aber längerer Lebensdauer und somit niedrigeren Lebenszykluskosten für die gespeicherte Kilowattstunde, ebenfalls aufrüsten. In der grünen Energiewende-Theorie schließt sich die Konkurrenz unter den Speichertypen aus, sollen Pumpspeicher doch eher für die längerfristige Überbrückung von Mangellagen zuständig sein. In der Praxis leben auch sie davon, dass PV- und Windstromüberschüsse aus dem Osten günstig zum Befüllen der Speicherseen genutzt werden können, je öfter, umso besser.

Allzu viel Strom, der in Batteriespeichern landet, könnte diese Rechnung zunichtemachen, beziffert die Stromstudie von PV Austria: Eine eingeschränkte Versorgung der Pumpspeicher im Westen würde die Betreiber dort bis zu 1,7 Terawattstunden (TWh) an Speicherstrom kosten. Die Gefahr ist umso größer, als gerade in Deutschland in Ermangelung geeigneter alpiner Topografie die konkurrierenden Batteriespeicher stark ausgebaut werden sollen.

Darüber hinaus ist sich der Stromregulator noch keineswegs sicher, ob und wie die neuen Tools der Stromwende gefördert werden sollen. Laut neuem Strommarktgesetz ElWG ist eine Teilbefreiung von Netzgebühren vorgesehen, wenn die Speicher netzdienlich betrieben werden. Was dies genau bedeutet, ist unklar. „Es ist wesentlich, dass für signifikante netztarifliche Begünstigungen auch spürbare Kostendämpfungen im System erzielt werden“, heißt es von der E-Control auf trend-Anfrage.

Nach der Vorlage eines ersten Verordnungsentwurfs erntete der neue E-Control-Chef Michael Strebl allerdings einen Sturm der Entrüstung. Die Netzgebührenbefreiung sollen nur jene Projektbetreiber bekommen, die nicht noch zusätzlichen Stromtransit auslösen, Eingriffe durch Netzbetreiber zulassen und vor allem: die Speicherkapazität durch Ausschreibung vergeben.

Eine Vorstellung, die den Branchenverband Oesterreichs Energie entrüstet. Kein einziges seiner Projekte würde unter diesen Bedingungen die Netzgebührenbefreiung erhalten, heißt es hinter vorgehaltener Hand. Strebl kündigt mittlerweile an, die schon länger erwartete Verordnung dazu auf den Herbst zu verschieben.

Auch wenn finanzstarke private Investoren Stein und Bein schwören, dass ihre Renditerechnung ohne staatliche Unterstützung auskommt: Letztlich bleibt es auch für sie ein grundsätzliches Risiko, ob die Preisunterschiede am Strommarkt in Zukunft groß genug sein werden, um zwischen Stromein- und -verkauf verdienen zu können.

Um dieses Arbitrage-Risiko zu vermindern, schließen sie mit Unternehmen sogenannte Power Purchase Agreements (PPA) ab, längerfristige Stromlieferverträge zu Fixpreisen, oder handeln am lukrativen, aber noch riskanteren Regelenergiemarkt. Doch auch das ist alles vom Strommarkt abhängig, warnt Vera Immitzer, Sprecherin des Lobbying-Verbands PV Austria, der sich neuerdings auch stark um die Entwicklung in der Batteriespeicherszene kümmert: „Wenn der Preishub ausnivelliert ist, fällt das Geschäftsmodell in sich zusammen.“

Dem Grunddilemma der Technologie ist eben schwer zu entkommen: Je besser sie ihre Aufgabe zur Nivellierung der Stromspitzen erledigt, umso eher nivelliert sie auch die Preisunterschiede am Markt und zerstört damit ihr eigenes Geschäftsmodell. Oder wie es NgenManager Andreas Ljuba ungerührt ausdrückt: „Die Angst vor zu vielen Batteriespeichern ist unberechtigt. Der Markt wird sich selber bereinigen.“