Batteriespeicher prägen die Intersolar Europe. Was hat sich im Markt in den vergangenen zwei Jahren grundlegend verändert?
Klaas Bauermann
Das Thema ist aus der Diskussionsphase in die Umsetzung gekommen. Speicher waren bereits im vergangenen Jahr auf vielen Veranstaltungen präsent, inzwischen werden jedoch deutlich mehr konkrete Projekte strukturiert und finanziert. Gleichzeitig verschiebt sich der Fokus: Neben Stand-alone-Speichern entstehen zunehmend Co-Location-Projekte, bei denen Photovoltaikanlage und Batteriespeicher einen Netzanschlusspunkt gemeinsam nutzen. Je nach Konzept kann der Speicher zusätzlich Strom aus dem Netz beziehen oder als Green-Co-Location-Speicher ausschließlich mit Strom aus der PV-Anlage geladen werden. Gerade angesichts knapper Netzanschlusskapazitäten und häufiger negativer Strompreise wird diese Kombination wirtschaftlich attraktiver. Daraus ergeben sich auch für Industrieunternehmen neue Beschaffungs- und Flexibilitätsprodukte.
Welche Ziele stehen bei Großspeichern im Vordergrund: Erlöse, Netzstabilität, Versorgungssicherheit oder niedrigere Stromkosten?
Klaas Bauermann
Wir sprechen hier primär über Front-of-the-Meter-Speicher. Für Investoren und Projektentwickler steht zunächst ein tragfähiges Geschäftsmodell im Mittelpunkt. Der Speicher muss seine Erlöse in den verfügbaren Märkten erwirtschaften, etwa im Day-Ahead- und Intraday-Handel sowie in den Regelenergiemärkten. Entscheidend ist deshalb eine marktübergreifende Optimierung. Perspektivisch können weitere Systemdienstleistungen hinzukommen. Speicher können zugleich netz- und systemdienlich wirken, wenn Markt-, Netz- und Anschlusssignale entsprechend ausgestaltet sind: Sie nehmen Energie bei Überschüssen auf und stellen sie bei Engpässen wieder zu Verfügung. Für die Investitionsentscheidung sind jedoch zunächst belastbare Erlöse und finanzierbare Vertragsmodelle ausschlaggebend.
Wie lässt sich das am geplanten Speicherprojekt in Landesbergen konkret zeigen?
Claus Urbanke
Wir entwickeln Batteriespeicher für den Großhandelsmarkt und konzentrieren uns dabei zunächst auf eigene Kraftwerksstandorte. Landesbergen ist dafür ein typisches Beispiel. Dort betreiben wir bereits ein Biomassekraftwerk; außerdem befindet sich am Standort eine ältere Gasturbine, die nur noch auf Anforderung des Netzbetreibers eingesetzt wird. Der über Jahrzehnte gewachsene Industriestandort bietet Fläche, einen leistungsfähigen Netzanschluss und vorhandene Infrastruktur. Der geplante Batteriespeicher ist jedoch nicht direkt mit einer PV-Anlage oder einem Windpark gekoppelt. Es handelt sich um ein Stand-alone-Projekt, dessen Einsatz an den Großhandels- und Regelenergiemärkten optimiert werden soll.
Welche technischen Vorteile und Fallstricke bringt die Nutzung eines bestehenden Kraftwerksstandorts?
Claus Urbanke
Zunächst liegt der Vorteil auf der Hand: Netzanschluss, Fläche und Teile der elektrotechnischen Infrastruktur sind bereits vorhanden. In Landesbergen wollten wir beispielsweise einen großen Transformator aus den 1980er-Jahren weiterverwenden. Im Zuge der Detailplanung zeigte sich jedoch, dass eine Nachrüstung technisch und wirtschaftlich sehr aufwendig wäre. Deshalb gehen wir derzeit eher von einem neuen Transformator aus. Ähnliche Prüfungen betreffen Schutztechnik, Leittechnik, Messkonzept und die Einbindung in die bestehende Schaltanlage. Die zentrale Erkenntnis lautet: Ein Brownfield-Standort ist kein Plug-and-Play-Projekt. Er bleibt attraktiv, verlangt aber eine sehr genaue technische Bestandsaufnahme. Genau darin spiegelt sich die Transformation des Energiesystems: Wir bauen nicht überall neue Strukturen auf der grünen Wiese, sondern integrieren neue, dezentrale Flexibilität in bestehende Anlagen und Netze.
Sie haben kürzlich Ihren ersten Green-Co-Location-Deal abgeschlossen. Was zeichnet dieses Modell aus?
Klaas Bauermann
Bei diesen drei Projekten werden PV-Anlage und Batteriespeicher gemeinsam optimiert. Die Batterien werden ausschließlich mit Strom aus den jeweils angeschlossenen PV-Anlagen geladen. Statkraft übernimmt die Direktvermarktung der Solarerzeugung sowie die integrierte Steuerung von Erzeugung, Speicherung und Vermarktung. Für die Speicher ist ein Profit-Share-Modell vereinbart: Die Partner teilen die Erlöse aus der optimierten Bewirtschaftung nach einer vertraglich festgelegten Logik. Wichtig ist die klare Abgrenzung: Das konkrete Vermarktungsmodell verbindet Direktvermarktung und Profit Share. Ein Hybrid-PPA ist ein weiteres Vertragsmodell, das wir für andere Projektstrukturen anbieten.
Was unterscheidet einen Hybrid-PPA von einem klassischen Solar-PPA?
Klaas Bauermann
Bei einem klassischen Pay-as-Produced-Solar-PPA erhält der Anlagenbetreiber für jede erzeugte Megawattstunde einen vereinbarten Preis. Mit einem Speicher kommt Flexibilität hinzu: Ein Teil der Solarproduktion kann aus Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen in wertvollere Zeitfenster verschoben werden. Dadurch kann ein robusteres Erlösprofil entstehen und der wirtschaftlich darstellbare PPA-Preis steigen. Für Projekte außerhalb der EEG-Förderung ist das besonders relevant, weil langfristige und kalkulierbare Erlöse die Finanzierung erleichtern. Der Speicher ersetzt dabei keine sorgfältige Projektprüfung, kann aber die Marktwert- und Kannibalisierungsrisiken einer reinen Solaranlage deutlich reduzieren.
Welche Vorteile ergeben sich daraus auf der Abnehmerseite für Industrieunternehmen?
Klaas Bauermann
Viele Unternehmen haben Solar-PPAs zu einem Zeitpunkt abgeschlossen, als die Terminmarktpreise deutlich höher waren. Heute fällt die Solarproduktion häufig in Stunden mit niedrigen oder sogar negativen Spotmarktpreisen. Der vertraglich vereinbarte Preis bleibt dennoch bestehen, weil er die Finanzierung der Anlage absichert. Das kann die Beschaffungsposition des Abnehmers belasten. Ein Hybrid-PPA kann das Lieferprofil verbessern, indem ein Teil der Mittagsproduktion in spätere, höherpreisige Stunden verlagert wird. Als Integrator können wir zudem die Anforderungen von Projektentwicklern und Industriekunden vertraglich entkoppeln: Auf der Erzeugungsseite sichern wir Investition und Betrieb ab, auf der Verbrauchsseite strukturieren wir ein Preis- und Flexibilitätsprodukt, das besser zum Lastprofil und zur Beschaffungsstrategie des Unternehmens passt.
Wie verändert ein Batteriespeicher die Vermarktungslogik eines Solarparks?
Klaas Bauermann
Die Anlage wird von einem reinen Erzeugungsasset zu einem steuerbaren Portfolio aus Erzeugung und Flexibilität. Dadurch lassen sich neben dem Day-Ahead-Markt auch Intraday-Märkte und, nach entsprechender Präqualifikation, Regelenergiemärkte nutzen. Außerdem kann die Einspeisestruktur gezielt verändert werden. Die Vermarktung orientiert sich damit nicht mehr allein an der Solarproduktion, sondern zusätzlich an Preisprognosen, Netzrestriktionen, Ladezustand und technischen Grenzen des Speichers.
Claus Urbanke
Genau dadurch steigt die Komplexität erheblich. Eine PV-Anlage produziert, wenn die Sonne scheint; bei negativen Preisen oder netzseitigen Eingriffen muss sie gegebenenfalls abgeregelt werden. Beim Speicher kommen Lade- und Entladeentscheidungen, Wirkungsgradverluste, Alterung, verfügbare Zyklen und die Wahl zwischen mehreren Märkten hinzu. Dafür braucht es spezialisierte Vermarktung, belastbare Handelsmodelle und eine operative Plattform, die das Gesamtsystem laufend optimiert.
Wie lässt sich diese zusätzliche Komplexität technisch und operativ beherrschen?
Klaas Bauermann
Auf der Projektseite müssen zwei Assets, ein gemeinsamer Netzanschluss und ein konsistentes Mess- und Steuerungskonzept zusammengeführt werden. Die eigentliche Komplexität entsteht anschließend in der Vermarktung. Dafür braucht es ein Energiemanagementsystem, stabile Kommunikationswege, Echtzeitdaten und klare vertragliche Regeln zwischen Eigentümer, Betreiber und Vermarkter. Bei Einspeisebegrenzungen oder sehr niedrigen Preisen kann Solarstrom, sofern Anschlussbedingungen, Messkonzept und Bilanzierung dies zulassen, lokal in die Batterie umgeleitet und später genutzt werden. Entscheidend ist, dass Erzeugung, Speicher und Vermarktung nicht getrennt, sondern als ein System optimiert werden.
Welche Rolle spielen bei Statkraft Prognosemodelle, automatisierter Handel und Künstliche Intelligenz?
Klaas Bauermann
Sie sind ein zentraler Bestandteil des Betriebs. Wir führen interne und externe Wetter-, Erzeugungs- und Preisprognosen zusammen und berücksichtigen zusätzlich Ladezustand, Wirkungsgrad, Leistungsgrenzen und Alterungskosten der Batterie. Algorithmen und automatisierte Handelssysteme unterstützen die kurzfristige Optimierung und reagieren auf Marktbewegungen. Gleichzeitig bleibt ein 24/7-Dispatch-Team erforderlich. Dort überwachen Fachleute die physischen Anlagen rund um die Uhr, greifen bei Abweichungen ein und stellen sicher, dass bei technischen oder marktlichen Störungen jederzeit ein verantwortlicher Ansprechpartner verfügbar ist.
Welche regulatorischen Unsicherheiten bremsen Speicherinvestitionen derzeit am stärksten?
Claus Urbanke
Der Energiemarkt ist stark reguliert. Für Batteriespeicher betrifft die Unsicherheit derzeit vor allem Netzanschluss, Baukostenzuschüsse, die künftige Netzentgeltsystematik und die Einbindung in Redispatch-Prozesse. Investoren müssen heute Entscheidungen für Anlagen treffen, die über viele Jahre betrieben werden, während zentrale Regeln noch diskutiert oder weiterentwickelt werden. Gleichzeitig soll der Ausbau erneuerbarer Energien stärker mit Netzausbau, Marktintegration und Kosteneffizienz verzahnt werden. Das ist grundsätzlich nachvollziehbar, erhöht aber vorübergehend das regulatorische Risiko. Wenn die wirtschaftlichen Auswirkungen nicht belastbar kalkulierbar sind, werden Investitionsentscheidungen verschoben.
Wo ist kurzfristig mehr regulatorische Dynamik erforderlich?
Claus Urbanke
Deutschland braucht mehr Speicherkapazität und mehr Flexibilität im Stromsystem. Deshalb sollten Übergangsregeln und die künftige Behandlung von Speichern bei Netzentgelten, Baukostenzuschüssen und Netzanschlüssen schnell und verlässlich geklärt werden. Die Diskussion über verursachungsgerechte Netzentgelte ist legitim. Sie darf aber nicht zu einer jahrelangen Investitionspause führen. Wichtig sind langfristig planbare Regeln, die netzdienliches Verhalten anreizen und zugleich die Finanzierung neuer Projekte ermöglichen. Auch flexible Netzanschlussvereinbarungen können helfen, knappe Anschlusskapazitäten effizienter zu nutzen.
Wie beurteilen Sie die Ausbauperspektiven von Onshore-Wind, Photovoltaik und Offshore-Wind in Deutschland?
Claus Urbanke
Bei Onshore-Wind sehe ich keinen grundsätzlichen Stillstand. Das gesetzliche Ausbauziel liegt weiterhin bei 115 GW installierter Leistung im Jahr 2030. Seit 2023 werden 10.000 MW pro Jahr ausgeschrieben. Zwischen Genehmigung, Investitionsentscheidung, Bau und Inbetriebnahme bestehen jedoch erhebliche zeitliche Abstände, daher sieht man diese Zahl noch nicht bei den Inbetriebnahmen. Zudem müssen Hersteller, Bauunternehmen und Netzbetreiber ihre Kapazitäten entsprechend hochfahren. Viele Projekte befinden sich inzwischen im Bau oder stehen kurz davor, sodass die Inbetriebnahmen in den kommenden Jahren zunehmen dürften. Auch bei Photovoltaik bleibt der Zubau hoch, obwohl negative Preise und sinkende Marktwerte die Vermarktung anspruchsvoller machen. Offshore-Wind steht wegen höherer Zinsen, gestiegener Komponenten- und Finanzierungskosten sowie anspruchsvoller Ausschreibungsbedingungen unter besonderem Druck. Der langfristige Ausbaupfad bleibt dennoch zentral; entscheidend ist, die Projekte wirtschaftlich tragfähig und mit dem Netzausbau abgestimmt umzusetzen.
