Stellen Sie sich vor, Deutschland verfügt über 100 Megawatt an bereits installierten Batteriespeichern der Innovationsausschreibung, lässt sie aber im Winterhalbjahr brach liegen. Und das in der größten Energiekrise. Verrückt, aber wahr.
Doch der Reihe nach: Batteriespeicher bieten ein wertvolles Flexibilitätspotential, dessen Verwendung immer wichtiger wird, je mehr fluktuierender Ökostrom im Energiesystem vorhanden ist. Positiv ist daher, dass der Markt für Großspeicher wächst. Das Speichermonitoring von Eco Stor zeigt, dass aktuell knapp 190 Großspeicher mit mehr als 600 MW Leistung erfasst sind. Weitere Projekte mit gut 400 MW sind laut Marktstammdatenregister in Planung.
Ein maßgeblicher Treiber sind Innovationsausschreibungen, um über das EEG Speicher zuzubauen. Und das mit Erfolg. Wir haben uns die Speicherleistungen und Kapazitäten der bisherigen Innovationsausschreibungen angeschaut – ein Aspekt, der in den Statistiken der BNetzA fehlt. Bislang wurden in den Innovationsausschreibungen demnach rund 1,2 GW PV-Generatorleistung als sogenannte Anlagenkombinationen bezuschlagt. Konkret handelt es sich dabei um Solarparks mit einem dazugehörigen Batteriespeicher. Zusammen genommen beträgt die Leistung der bisher bezuschlagten Speicher ca. 310 MW bei einer Kapazität von 768 MWh. Noch sind nicht alle Projekte realisiert, aber immerhin gingen bereits Speicher mit ca. 110 MW bei einer Kapazität von 135 MWh in Betrieb. Dieses Potenzial ist bereits diesen Winter vorhanden. Und jeden Monat kommen weitere Speicher dazu.
Doch die Speicher bleiben nahezu ungenutzt, da nur die Energie einspeichert werden darf, die aus der zugehörigen PV-Anlage kommt. Die Lösung liegt nahe: Der Netzstrombezug von Speichern der Innovationsausschreibung muss schnell ermöglicht werden. Konkret könnte dann zum Beispiel auch Windstrom im Winterhalbjahr eingespeichert werden und eine Ausspeicherung in Spitzenzeiten erfolgen. Das würde helfen, Gas zu verdrängen. Schon für diesen Winter könnte die im System nutzbare Kurzfristspeicherkapazität somit erhöht werden.
Wenn der Netzbezug zulässig wird, löst man außerdem gleich noch ein zweites Problem. Denn Speicher aus den Innovationsausschreibungen können aktuell nur dann Regelenergie liefern, wenn sie geladen sind und zusätzlich auch noch sicher die Sonne scheint. Ursache dafür ist, dass ein Speicher nach der Entladung durch einen Einsatz für die Regelenergie sofort nachladen muss, um seine Arbeitsfähigkeit für das abgebetene Regelenergieprodukt wiederherzustellen. Nachts, bei schlechtem Wetter oder bei beschneiten PV-Modulen ist der Einsatz faktisch unmöglich. Man verschenkt Potenzial, das eine einfache Regeländerung sofort freisetzen kann.
Angesichts der Energiekrise muss dieses Potenzial auch rückwirkend aktiviert werden. Der Netzstrombezug sollte für alle Anlagenkombinationen zugelassen werden, sowohl für neue als auch für die bereits bezuschlagten Projekte. Wichtig ist außerdem, dass die für 2023 vorgesehene Vergrößerung der maximalen Zuschlagsgröße von 20 MW auf 100 MW bei den Solarpark-Ausschreibungen nicht nur auf diese beschränkt bleibt, sondern auch für Innovationsausschreibungen gilt.
Neben verbesserten Einsatzbedingungen für Speicher der Innovationsausschreibung kommt es darauf an, die Anforderung an die Speicherleistung und Kapazität in der Innovationsausschreibung sukzessive anzuheben. Wesentlicher Hebel dafür ist die schrittweise Anpassung der Mindest-Einspeicherzeit von heute zwei auf vier Stunden als Bedingung für künftige Innovationsausschreibungen. Anlagenkombinationen mit vier Stunden Speicherkapazität können im System wie Pumpspeicherkraftwerke wirken und die Speicher effektiv im Tag-Nacht-Zyklus nutzen.
Wir brauchen Regelkorrekturen und Verbesserungen, damit Speicher einen größeren Beitrag zu mehr Energieversorgungssicherheit leisten können. Der Netzstrombezug von Speichern wäre eine low hanging fruit, die schon in diesem Krisen-Winter hilft.
Dieser Beitrag ist erstmals im Energate Messenger vom 28.10.2022 erschienen.
