"Heimspeicher dienen derzeit nicht wirklich dem Netz und dem Strommarkt"

Klimareporter°: Herr Sauer, derzeit sollen den Netzbetreibern Anträge vorliegen, um mehr als 220.000 Megawatt an großen Batteriespeichern anzuschließen. Real liegt die gesamte Leistung aller Großspeicher derzeit bei vielleicht 3.000 Megawatt. Wann kommt der Boom der Großspeicher?

Dirk Uwe Sauer: Die gehandelte Zahl von Großspeichern geht auf Netzanschlussanfragen zurück. Diese haben nicht immer das Ziel, den Speicher wirklich zu bauen, sondern die Unternehmen wollen sich gute Standorte sichern.

Nur ein kleiner Teil der Anfragen wird realisiert werden. Das ist auch okay. Wir brauchen keine 220.000 Megawatt Batteriegroßspeicher. Wenn ein Zehntel davon in den kommenden drei Jahren kommt, ist das immer noch sehr viel.

Und warum sind die Großspeicher noch nicht da? Die Politik ruft doch seit Jahren nach ihnen.

Das Marktfenster für die Großspeicher hat sich erst in den letzten anderthalb bis zwei Jahren geöffnet. Etwa seit dem Sommer 2023 fielen die Preise für die Batteriespeicher massiv. Im Markt für Batteriezellen waren deutliche Überkapazitäten entstanden.

China verfügt aktuell über zweieinhalbmal so viele Fertigungskapazitäten mit stark steigender Tendenz, als es weltweit Absatzmöglichkeiten gibt. Auch ist die Gewinnmarge zwischen den Herstellungskosten der Batteriezellen sowie den Preisen für die Zellen auf nahe null gesunken.

Vor einigen Jahren lag die Marge bei 20 bis 25 Prozent. Damals haben die Batteriezellhersteller gut verdient, heute verdienen die meisten sehr wenig.

Ein Grund für die entstandenen Überkapazitäten ist, dass der Ausbau der E‑Mobilität zwar stetig vorangeht, das Wachstum aber etwas langsamer ist als vorausgesagt.

Bei den Batteriespeichern kommt derzeit alles Positive zusammen. Selbst wir Forschenden haben diese Preisentwicklung nicht kommen sehen.

Ich erwarte für 2026 und 2027 hierzulande den Anschluss großer Kapazitäten von Großspeichern. Die angefragten Standorte zu erschließen oder auch die notwendigen Trafos zu bekommen, dauert eben seine Zeit. Und doch gehen Planung, Bau und Inbetriebnahme von Batteriespeichern viel schneller als die von Stromleitungen, Pumpspeicherkraftwerken oder Kraftwerken.

Wirtschaftlich gesehen leben die Speicher von den Preisunterschieden am Strommarkt. Da kann der Preis derzeit um die zehn bis 15 Cent für die Kilowattstunde täglich schwanken. Der Strom wird eingespeichert, wenn er billig, und ausgespeichert, wenn er teurer ist.

... allerdings ist auch das nicht trivial. Jeder neue Speicher reduziert die Preisdifferenzen. Im theoretischen Grenzfall unendlich vieler Speicher würden auch die Preisunterschiede verschwinden.

Der Betrieb dieser Großspeicher ist sehr komplex. Es gibt Modelle, bei denen die gespeicherte Energie täglich fünf- bis zehnmal häufiger virtuell gehandelt wird, als dass der Strom physisch real ausgespeichert wird.

Was ökonomisch sinnvoll ist, ist vielleicht gesellschaftlich-politisch nicht optimal, aber das sollte man dann auch so sagen, meint Dirk Uwe Sauer. (Bild: Holger Iggena/​Shutterstock)

Es wird mit Strom gehandelt, der den Speicher gar nicht verlässt?

Das läuft wie beim Börsenhandel mit Aktien. Jemand hat Strom eingekauft mit der Pflicht, ihn zu einem bestimmten Zeitpunkt zu liefern. Dann ändert sich aber der Strompreis, je näher man diesem Zeitpunkt kommt. Dann lassen sich die eingegangenen Bezugs- oder Einspeiserechte möglicherweise mit Gewinn verkaufen.

So ein Handel zielt auf kleinste preisliche Veränderungen am Strommarkt. Da gibt es auch kein unteres Limit für den Preisunterschied. Denn der Strom wird ja nicht real geliefert, man muss nur in der Lage sein, im Fall der Fälle wirklich Strom zu liefern. Nur dann darf man am Energiemarkt teilnehmen. Dadurch wird die Versorgungssicherheit sichergestellt.

Ein Kraftwerk braucht es nicht, aber über einen ordentlichen Speicher sollte man doch schon verfügen, um an der Strombörse zu zocken?

Welchen Nutzen für die Energiewende der superschnelle Handel haben soll, habe ich persönlich noch nicht verstanden. Wir untersuchen gerade näher, ob da nur Geld verdient wird oder ob das auch Kosten im Stromsystem spart. Wahrscheinlich ist das so, aber die Komplexität des Systems ist sehr hoch.

Jedenfalls macht es diese Art von Geschäften im Moment sehr attraktiv, solche Speicherkonzepte zu verfolgen.

Zu vermuten ist, dass dies auch zum Geschäftsmodell sogenannter Aggregatoren gehört, die heimische Solaranlagen und Stromspeicher im Paket verkaufen und diese Kapazitäten dann aus der Ferne am Strommarkt einsetzen. Allein die deutschen Heimspeicher haben inzwischen schon eine Gesamtleistung von 15.000 Megawatt.

Sehr schön, dass wir sie haben. Die sind aber derzeit nicht wirklich markt- und netzdienlich.

Gerade zur Mittagszeit, wenn die Solarspitze da ist, sind die meisten dieser Heimspeicher schon vollgeladen. Sie können dann keinen Strom aus der eigenen Anlage mehr aufnehmen. Der fließt dann meist noch ins Netz. Was müsste geschehen, um das zu ändern?

2013, vor mehr als zehn Jahren, hatten wir in Deutschland ein, wie es damals hieß, "Förderprogramm für dezentrale Batteriespeichersysteme in Verbindung mit Photovoltaik". Das galt für Anlagen bis zu einer maximalen Leistung von 30 Kilowatt und lief über sechs Jahre.

Da erhielt man die Förderung nur, wenn über die Mittagszeit die maximale Einspeiseleistung der Photovoltaikanlage auf 60, später auf 50 Prozent reduziert wurde.

Gerade im Sommer führte das zu einer sehr konstanten Stromeinspeiseleistung über viele Stunden jeden Tages. Allerdings wurde diese Förderbedingung dann später von der Regulierungsbehörde nicht in eine verbindliche Verpflichtung umgesetzt, wenn man eine Photovoltaikanlage anschließen will.

Jetzt laden die heutigen Solarsysteme halt schon morgens den Speicher auf ...

... um den Eigenverbrauch abzusichern?

Ja. Warum auch soll man das Risiko eingehen, dass das Wetter mittags schlechter und der Speicher nicht voll wird? Bei den Kleinspeichern fehlt es einfach an den nötigen regulatorischen Ansätzen.

Heimspeicher netzdienlich einzusetzen, erfordert einen kompletten Rollout von Smart Metern, eingeschlossen die Möglichkeit, dass die Speicher nur so viel Strom ins Netz einspeisen, wie dieses aufnehmen kann.

Dafür fehlt uns an vielen Stellen noch die Infrastruktur. Und es müssen wirtschaftliche Anreize geschaffen werden, Leistung so aus dem Netz zu nehmen oder einzuspeisen, dass ein zuverlässiger Betrieb ohne den Ausbau des Verteilnetzes garantiert ist. Der vermiedene Netzausbau würde dann Geld sparen, und das könnte teilweise an die Speicherbetreiber ausgezahlt werden. 

Bild: privat

Dirk Uwe Sauer

ist Professor für Elektro­chemische Energie­wandlung und Speicher­system­technik der RWTH Aachen. Er ist außerdem Forschungs­leiter am Helmholtz-Institut Münster, Direktor der Sektion Energie der Jülich-Aachen Research Alliance (Jara), stell­vertretender Vorsitzender des Projekts "Energie­systeme der Zukunft" (Esys) der Wissen­schafts­akademien und Mitglied der nationalen Plattform "Zukunft der Mobilität".

Was ist mit der Alternative zum Heimspeicher – dem eigenen E‑Auto?

Man muss sich nur klarmachen: So ein E‑Auto der Mittelklasse bringt einen Batteriespeicher von um die 60 Kilowattstunden mit. Ein mittlerer Haushalt verbraucht weniger als zehn Kilowattstunden am Tag. Da steht also Energie für fünf bis sechs Tage vor dem Haus.

Tests haben auch gezeigt: Die Batterie des E‑Autos kann 20 bis 30 Prozent der gespeicherten Strommenge Tag für Tag abgeben, ohne dass die Batterie stärker altert, als sie beim Herumstehen des Autos ohnehin altert.

Allerdings ist ein gewisser Prozentsatz der E‑Autos tagsüber nicht zu Hause. Das schmälert die Möglichkeiten.

Gleichzeitig könnten aber auch Unternehmen die Fahrzeugbatterien der Mitarbeitenden für die Optimierung ihres Strombezugs nutzen und dafür den Mitarbeitern möglicherweise eine bestimmte Strommenge pro Tag kostenlos zur Verfügung stellen.

Wäre denn Haushalts-Strom aus dem E‑Auto preiswerter als der aus den geplanten Großspeichern?

Zwar ist die Autobatterie schon bezahlt und altert bei der genannten geringen Belastung auch kaum, die Transaktionskosten sind dennoch nicht unwesentlich. Bei einem bidirektionalen Ladegerät reden wir schnell über 1.500 Euro an Kosten. Das liegt in der Größenordnung der Kosten für einen äquivalenten Heimspeicher.

In der ganzen Speicherdebatte haben wir aber zu beachten: Die erwähnten Großspeicher hängen überwiegend am Hoch- und Höchstspannungsnetz von 110 bis 380 Kilovolt – die Heimspeicher und die Batterien der E‑Fahrzeuge dagegen im regionalen oder lokalen Verteilnetz. Die Großspeicher können keine Probleme im Verteilnetz lösen.

Wenn also viele Haus-Solaranlagen Leistung einspeisen, können die E‑Fahrzeuge helfen, die Netzüberlastung zu vermeiden. Die Großspeicher können das nicht.

Soll das heißen: Die großen Stromspeicher helfen vor allem, das Hochspannungsnetz und den Strommarkt zu stabilisieren – und die Speicher in den Haushalten die regionalen und lokalen Netze?

Wenn wir künftig ein resilienteres Stromsystem haben wollen, werden in jedem Netzbereich eigene Speicherkapazitäten gebraucht. Es gibt gute Gründe, auf jeder Netzebene ausreichend Stromspeicher zu haben.

Für diesen Nutzen der Speicher haben wir derzeit aber kein Erlösmodell. Die dezentralen Speicher in den regionalen und lokalen Verteilnetzen müssten sich, wie gesagt, vor allem aus den sogenannten vermiedenen Netzkosten refinanzieren.

Auch das ist eine Frage von Wirtschaftlichkeit: Ist es günstiger, das Verteilnetz Straße für Straße auszubauen – die Straße also aufzugraben, das Kabel reinzulegen und einen zusätzlichen Trafo aufzustellen –, oder können wir das Netz dank der Speicher mit weniger Aufwand stabilisieren als vergleichsweise mit dem Netzausbau?

Um das anzureizen, haben wir derzeit keine Ansätze wie zum Beispiel dynamische Netztarife, die bis in die Verteilnetze reichen.

Vier von fünf Leuten, die sich eine Solaranlage installieren lassen, kaufen sich auch einen Speicher dazu. Entlastet diese Kombination nicht das Netz, wenn so mehr Strom selbst verbraucht und weniger eingespeist wird?

Den Punkt rechnen sich viele Leute leider ein wenig schön. Dass man mit einer eigenen Photovoltaikanlage und einem Speicher weniger Netz braucht – die Annahme ist nicht ganz korrekt.

Denn gut 90 Prozent der Kosten, die das Stromnetz verursacht, sind Investitionskosten, damit es überhaupt "da ist", also jederzeit verfügbar ist.

Und selbst wenn das Netz nur ein einziges Mal im Jahr gebraucht wird, werden die vollen Systemkosten fällig. Deswegen helfen die Speicher im Verteilnetz erst, wenn dadurch der Ausbau des Stromnetzes vermieden wird.

Wie beschrieben, fehlen dafür aber bislang flächendeckend die Steuerung und entsprechende Preissignale. Dass das möglich ist, ist aber schon oft an vielen Orten in der Welt gezeigt worden.

Ob regionale und lokale Netze ausgebaut werden, wird vielfach auch gar nicht in der Hand der Stromkunden liegen.

Tatsächlich wird beispielsweise sehr viel davon abhängen, wie die Ergebnisse der kommunalen Wärmeplanung sind. Dort, wo die Kommunen massiv auf einzelne elektrische Heizungssysteme setzen, werden sie nicht darum herumkommen, das Netz teilweise auszubauen.

Denn der Bedarf nach Wärme entsteht zum Beispiel in den Haushalten so gleichzeitig und dann durchaus an mehreren aufeinanderfolgenden Tagen. Für solche Perioden lassen sich dezentral wirtschaftlich keine elektrischen Speicher vorhalten, auch wenn das technisch möglich wäre.

Kommen in einer Straße viele Wärmepumpen zum Einsatz, kann es also gut sein, dass das Netz ausgebaut werden muss. Das kann dann gleich so ausgelegt werden, dass elektrische Speicher zur Stabilisierung des Netzsegments weniger notwendig sind. Setzt die Kommune dagegen auf Fernwärme und Gase, wird das anders aussehen.

Die Frage, ob und wann Speicher netzdienlich sind oder nicht, ist daher nicht einfach zu beantworten. Das sind komplexe Zusammenhänge.

Klar ist aber: In einem Mehrfamilienhaus mit vielleicht zwölf, 18 oder noch mehr Wohnungen wäre es effizienter, nicht jeder Familie zum Balkonkraftwerk einen Speicher zu verkaufen, sondern die Leistung der Minikraftwerke zusammenzuschalten und dem Haus einen größeren Speicher zu verpassen.

Es wäre tatsächlich günstiger, gäbe es in einem Mehrfamilienhaus oder gar in einem Quartier einen großen Speicher anstelle vieler kleiner.

In Mehrfamilienhäusern hat sich die gesetzliche Lage insofern verbessert, als dort Mieterstromkonzepte möglich sind. Das ist ein großer Fortschritt und wichtig für die soziale Balance.

Auf der Quartierebene sind solche Konzepte derzeit nicht möglich. Sobald der Strom übers öffentliche Netz geht, sind alle Umlagen auf den Strompreis fällig.

Aber da wird es noch zu Anpassungen kommen, auch weil Vorgaben der EU das im Prinzip vorsehen. 

Es bleibt aber die psychologische Komponente: Vielen fällt es einfacher, Geld in den eigenen Speicher zu investieren, der im eigenen Haus steht und der unter der eigenen Kontrolle ist, als Geld in eine Gemeinschaftsanlage zu stecken, die mehr ein anonymes Investment ist, auch wenn mit der gleichen Menge Geld in einer zentralen Anlage vielleicht doppelt so viel Speicherkapazität gebaut werden könnte.

Möglichst viele Menschen mitzunehmen und zu involvieren, ist auch ein Wert an sich und für die Akzeptanz der Energiewende von großer Bedeutung.

Rein betriebswirtschaftlich kommen an einigen Stellen zwar andere Lösungen heraus als bei einer gesellschaftlich-politischen Optimierung. Aus meiner Sicht ist das völlig okay, aber wichtig ist auch, das so zu benennen.

Teil 1: "Mit negativen Strompreisen werden wir für eine Übergangszeit leben" – Beim Stromerzeugen mit Sonne und Wind wird es auch künftig Zeiten mit hohen Spitzen geben, die abzuregeln sind, sagt Dirk Uwe Sauer. Speicher und Netze so weit auszubauen, um auch die letzte Kilowattstunde zu nutzen, lohne sich nicht.

Teil 2: "Bei der Sektorkopplung haben wir politische Entscheidungen zu lange verschleppt" – Der Ruf nach Technologieoffenheit im Stromsystem stellt für Dirk Uwe Sauer eine Art von Politikversagen dar. Es gebe gute Gründe, den Bedarf nach Wasserstoff vor allem im Inland zu decken.