Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) boomen. Die Preise sinken, mit dem wachsenden Anteil volatiler Stromkapazitäten aus erneuerbaren Energiequellen steigen die Ertragspotenziale im Betrieb. Wer noch bis 2029 ans Netz geht, ist langfristig von Netzentgelten befreit. Doch welche Standorte und Geschäftsmodelle sind lukrativ? Die Thüga unterstützt entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Run auf große Speicher

„Es ist ein regelrechter Run“, sagt Thomas Deuschle, Projektleiter aus dem Team Erzeugung bei der Thüga. „Alle wollen jetzt große Batteriespeicher bauen.“ Die Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher in Deutschland summierten sich bis September auf über 500 Gigawatt (GW). Die Vielzahl geplanter Projekte hat längst auch die Verteilnetze erreicht. Für jedes neue Projekt ist zu klären, wie die Anlage konzipiert sein sollte und welches Geschäftsmodell sich langfristig rechnet.

Leistungen entlang der Wertschöpfungskette

Die Thüga und ihre Lösungsgesellschaften unterstützen die Partnerunternehmen bei der Planung und Realisierung von Speicherprojekten entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Das erstreckt sich von Wirtschaftlichkeitsanalysen über Beratungsleistungen für den Netzanschluss bis zur Ausschreibung von Projektierern (EPC-Partnern) oder der direkten Unterstützung bei der Projektentwicklung von Großbatteriespeichern. Kieron Funk aus der Thüga-Abteilung Geschäftsmodellentwicklung erklärt die Herangehensweisen. „Bei Planung und Realisierung von Speicherprojekten sind Stadtwerke oft auf externe Unterstützung angewiesen. Hierfür stehen grundsätzlich unterschiedliche Kooperationsmöglichkeiten zur Verfügung. Eine zentrale Frage ist, ob Stadtwerke den Speicher selbst finanzieren und betreiben oder durch Beteiligung von weiteren Gesellschaftern die Kosten und Risiken teilen wollen. Für die erste Variante können Stadtwerke einen externen Generalunternehmer beauftragen, um den Speicher zu bauen. Hierbei kann die Thüga bei Ausschreibungen unterstützen. Für die zweite Variante kann ein Stadtwerk eine Kooperation mit der Thüga Erneuerbare Energien (THEE) für die Projektentwicklung und -umsetzung eingehen. Die THEE geht dann in der Regel eine Beteiligung am Speicher ein.“ Sie agiert als Kapitalgeber, sodass sich die Investitionskosten für das Stadtwerk reduzieren. Jan Briese, Projektmanager bei THEE mit Schwerpunkt auf BESS-Projekte, unterstreicht die strategische Blickrichtung: „Wir teilen Wissen und bringen die Energiewende lokal voran. So helfen wir Stadtwerken, neue Geschäftsfelder zu erschließen.“ Zusätzlich kann die Thüga-Lösungsgesellschaft Syneco die Vermarktung übernehmen. Vorteil: Durch den Multi-Markt-Ansatz ermöglicht es die Syneco, Batteriespeicher außer am Spotmarkt (Auktionen und kontinuierlicher Intraday-Handel) auch in der Regelleistung optimal zu positionieren und Gewinne zu maximieren. Gleichzeitig bleibt die Wertschöpfung in der Thüga-Gruppe.

Geeignete Standorte

So gut die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen derzeit auch sind, ohne geeignete Standorte geht nichts. Aktuell diskutiert die Politik eine baurechtliche Privilegierung von Großbatteriespeichern. Noch herrscht Uneinigkeit, da Interessen von Kommunen, Speicher- und Netzbetreibern in Einklang zu bringen sind. Großspeicher brauchen Zugang zum Stromnetz und können nur bei ausreichender Anschlusskapazität angeschlossen werden. Auf Ebene der Höchst- und Hochspannung ist das vor allem dort der Fall, wo sich stillgelegte Großkraftwerke befinden. Stadtwerke zielen stärker auf die Ebene der Verteilnetze. Deuschle: „Sie sind ‚Locals‘ mit engem Draht zur Kommune. Oft verfügen sie über geeignete Standorte nahe bei Umspannwerken.“ Derzeit stauen sich Netzanschlussanfragen bei Netzbetreibern, die Bearbeitung bringt großen Aufwand. Alle Akteure hoffen deshalb, dass das Verfahren reformiert wird. „Es muss verbindlicher, digitaler und effizienter werden, für Antragsteller wie Netzbetreiber“, so Deuschle.

Kein Speicherprojekt gleicht dem anderen

Unterschiedliche Standortbedingungen und Netzsituationen erfordern individuell konzipierte Speicherprojekte. Dabei rücken zunehmend netzdienliche Aspekte in den Vordergrund: Neben Arbitrage-Handel und Regelenergiegeschäften werden Aufgaben des Netzbetriebes übernommen; mit dem Batteriespeicher wird in festgelegten Zeiträumen die Stabilität im Netz unterstützt. Der regulatorische Rahmen für den netzdienlichen Einsatz muss noch verbessert werden, denn Speicher könnten letztlich helfen, hohe Netzausbaukosten zu vermeiden.

Zwei BESS-Pilotprojekte

… in Selb-Marktredwitz

Die Energieversorgung Selb-Marktredwitz (ESM) plant gemeinsam mit Thüga, THEE und Syneco einen Batteriespeicher mit rund 8 MW Anschlussleistung und 16 MWh Kapazität – einen sogenannten Zwei-Stunden-Speicher als Stand-alone-Projekt, also ohne direkte Verbindung zu einer Erzeugungsanlage. Felix Langnau, Geschäftsbereichsleiter Innovative Energielösungen bei ESM: „Der Anschluss erfolgt direkt aufs Umspannwerk über unser eigenes 20-kV-Schalthaus, das die volle Leistung aufnehmen kann. Damit sind die Netzkapazitäten von 38 MW in der Region zunächst ausgeschöpft, bis eine Erweiterung erfolgt.“ Zu erwarten ist der Ausbau auf dreimal 50 MW.

Synergien nutzen

Die Projektpartner realisieren ein Batteriespeicherprojekt, das zur Netzstabilität beiträgt und neue Impulse für eine nachhaltige Energieversorgung in der Region setzt. Die Stadt Selb als Anteilseignerin der ESM begrüßt die zukunftsorientierte Ausrichtung und unterstützt das Vorhaben nach Kräften. Die technische Anordnung des Großspeichers – wie viele Container und welche Speichertypen – hängt davon ab, welches Konzept und welcher EPC-Partner ausgewählt wird. Langnau erklärt: „Derzeit läuft hierzu eine Ausschreibung. Wir wollen langfristig ein neues Geschäftsfeld als Energiedienstleister aufbauen und obendrein das regionale Netz stabilisieren.“ Herausfordernd bei der Umsetzung wird sein, die Schallemissionsgrenzen einzuhalten. Der geplante Speicher entsteht auf einem 3000 Quadratmeter großen Betriebsgelände der ESM, auf dem sich mehrere Werkswohnungen befinden. Direkt nebenan liegt ein Neubaugebiet für Wohngebäude. „Je nach Ausrichtung der Speicher muss gewährleistet sein, dass die Vorgaben hinsichtlich Schallschutz eingehalten werden“, hält Briese fest.

… in Villingen-Schwenningen

10 Millionen Euro entspricht der Ganzjahres-Investition ins Stromnetz. Warum investiert die SVS diese Summe in Großbatteriespeicher?

Die Stadtwerke Villingen-Schwenningen (SVS) planen den Bau von zwei Großbatteriespeichern: Eine Anlage soll auf dem eigenen Werksgelände der SVS entstehen und über eine Speicherleistung von bis zu 5 Megawatt (MW) verfügen. Die zweite Anlage mit 10 MW soll an einem Umspannwerk außerhalb des Stadtbezirks entstehen. Die SVS planen mit Investitionen von bis zu 10 Millionen Euro. SVS-Geschäftsführer Gregor Gülpen erläutert die Hintergründe.

Netzwerk Magazin: Warum treiben Sie den Ausbau von Großbatteriespeichern mit so großem Nachdruck voran?

Gregor Gülpen: Großbatteriespeicher sind ein Baustein der Energiewende und unserer Mission „Auf zur grünen Null“. Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien werden sie für die Steuerung der Stromversorgung zwingend notwendig sein.

Die gesetzlichen Voraussetzungen sind derzeit sehr gut. Wenn wir die Speicher bis voraussichtlich August 2029 in Betrieb nehmen, sind wir für 20 Jahre netzentgeltbefreit – ein Hauptgrund für die gute Wirtschaftlichkeit. Wir planen mit einer knapp zweistelligen Gesamtkapitalrendite und erwarten, dass sich die Speicher binnen vier bis sechs Jahren amortisieren.

Sehen Sie noch weitere Vorteile?

Sie sind ein kompakt dimensioniertes und vor allem flächenschonendes Speichermedium. Wir bauen an zwei strategisch gut gelegenen Orten – in direkter Nachbarschaft zu Umspannwerken – Fundamente, schließen die Speicher an unser Netz an – und los geht’s.

Wie geht es mit der SVS und BESS weiter?

Wenn die wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen passen, ist eine Kapazitätserweiterung auf 25 Megawatt in den nächsten Jahren denkbar.