Speicher
13.06.2016

Reicher durch Speicher

Foto: sonnen
Neue Hausbatteriespeicher kommen nicht mehr als hässliche Plastiktürme für den Keller daher, sondern taugen auch als Wandschmuck.

Der Markt für Sonnenbatterien boomt dieses Jahr wie nie zuvor. Auch in Wasserstoff-Speicher wird massiv investiert. Finanziell lohnt sich das zwar momentan noch selten – doch neue Technologien befördern den Markt.

Beim Münchner Batterie-Speicher-Großhändler Memodo herrscht ausgelassene Stimmung. Die jungen Gründer, drei Uni-Absolventen, waren sich nach dem Platzen der Solarblase schnell einig: Das nächste große Zukunftsgeschäft sind Energiespeicher. Jetzt geht die Wette auf, Memodo ist nach eigenen Angaben deutscher Marktführer im Speicher-Großvertrieb. „Die Entwicklung ist wirklich extrem“, erzählt Geschäftsführer Enrico Brandmeier. „So eine Nachfrage hatten wir noch nie.“ Beliebte Modelle wie das Hausspeicher-System Reso des südkoreanischen Herstellers LG Chem verkauften sich im ersten Quartal rund zehnmal häufiger als noch vor einem Jahr.

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Diesen Höhenflug hat Tesla mit ausgelöst. Der kalifornische E-Autobauer führte 2015 medienwirksam einen Batteriespeicher ein, mit dem Kunden den selbst erzeugten Solarstrom speichern können, um den Eigenverbrauch zu steigern und so die Stromrechnung zu senken. 3.000 Dollar kostet das Modell mit sieben Kilowattstunden. Der Preis gilt freilich laut Tesla ab Werk. Leistungselektronik, Händlermarge und die Installation kommen noch obendrauf. Da können Konkurrenz-Systeme von LG, Samsung oder dem deutschen Marktführer Sonnen mit seiner Sonnenbatterie, die etwas mehr als 5.000 Euro kostet, durchaus mithalten. Dennoch: Erst Teslas Markteinstieg hat bei vielen Privatkunden echtes Interesse geweckt.

 

Maxi-Speicher fürs Quartier

Noch ist der Markt vergleichsweise klein. Etwa 35.000 Batteriespeicher wurden laut Bundesverband Solarwirtschaft bis Anfang 2016 in Deutschland installiert – davon mehr als die Hälfte 2015. Die von der Bundesregierung mit der Beobachtung des Marktes beauftragte Hochschule RWTH Aachen konstatiert, dass die Preise jüngst um durchschnittlich 18 Prozent pro Jahr purzelten. Das gilt für Lithium-Ionen-Akkus, deren Marktanteil bei rund 90 Prozent liegt. Die Lithium-Ionen-Modelle werden inzwischen nicht nur von Tesla als schicke Wandmodelle vermarktet. Blei-Akkus sind zwar immer noch etwas günstiger, aber so gut wie aus dem Rennen. Sie sind zu groß und schwer, vor allem aber erschöpft sich ihre Be- und Entladekapazität schneller. Für die Lithium-Modelle geben Hersteller dagegen inzwischen Garantien für zehn Jahre und 10.000 Ladezyklen. Preislich ziehen sie davon: Bis 2019 erwartet das Analysehaus IHS, dass sich die Preise für Batteriesysteme noch einmal etwa halbieren könnten.

Der technologische Fortschritt hat Folgen: Jetzt steigen auch große Energieversorger massiv ein – und locken Kunden mit Komplettpaketen. Stromriese Eon gab Anfang April bekannt, mit dem 4,4 Kilowattstunden-Speicher Aura per sofort in den Markt einzusteigen, einer leicht modifizierten Variante des Modells MyReserve des Dresdner Herstellers Solarwatt. Der wird für rund 5.500 Euro angeboten – einschließlich langer Garantien und der kompletten Leistungselektronik. Eons Modell soll ähnlich viel kosten, der Konzern packt jedoch noch eine App obendrauf, einen Ökostromtarif und bei Bedarf eine Solaranlage. Eon-Vorstand Bernhard Reutersberg sagte bizz energy, der Konzern wolle einer der „führenden Anbieter von Stromspeichern in Deutschland werden“. Das Marktpotenzial hält er für „enorm“.

 

Stromrechnung halbieren

Auch die Stadtwerke mischen mit. Beegy, an dem unter anderem die Mannheimer MVV beteiligt ist, garantiert seinen Kunden eine um 50 Prozent niedrigere Stromrechnung nach der Installation eines Solarsystems mit Speicher.

Die Bundesregierung trägt ihren Teil zum Kleinspeicher-Boom bei. Das Anfang des Jahres ausgelaufene KfW-Förderprogramm mit Zuschüssen bis zu 30 Prozent unterstützte 2013 gut 2.700 Anlagen, 2014 waren es schon knapp 5.600 und im vergangenen Jahr kamen dann 10.600 neue Keller-Akkus dazu. Kürzlich wurde beschlossen, das Programm fortzusetzen. Nun gewährt die KfW 25 Prozent Tilgungszuschuss, der allerdings alle sechs Monate bis auf zehn Prozent Ende 2018 sinkt.

Staatlich gefördert, deutlich günstiger, praktischer, eleganter: Der Speichermarkt „überschreitet gerade eine wichtige Schwelle“, sagt Urban Windelen, Geschäftsführer des Bundesverbands Energiespeicher (BVES). Wäre da bloß nicht ein Problem: Ob sich die Anlagen wirklich lohnen, ist umstritten. Sicher: Windelen hat Recht, wenn er behauptet, dass eine PV-Anlage mit Batteriespeicher sich nun lohne. Schön, wäre da nicht eine wichtige Fußnote: Das liegt vor allem an der im Eigenverbrauch hochprofitablen PV-Anlage. Eine ganz andere Frage ist, ob sich der Speicher lohnt. Denn als wirtschaftlicher Gewinn bleibt nicht etwa der vermiedene Strompreis, sondern lediglich die Differenz zwischen den vermiedenen Kosten für den Strom aus dem Netz und dem Erlös aus dem EEG-Einspeisetarif. Der liegt immerhin noch bei 12,31 Cent pro Kilowattstunde für kleine PV-Anlagen. Selbst bei 30 Cent Brutto-Strompreis ist der Ertrag deshalb überschaubar.

Ein konkretes Beispiel: Der Besitzer eines Einfamilienhauses plant eine PV-Anlage auf sein Dach zu bauen und überlegt, ob er sie durch einen Speicher ergänzt. 1.200 Kilowattstunden pro Jahr, was vielfach eher eine optimistische Annahme sein dürfte, kann er aus der Batterie selbst verbrauchen, statt sie ins Stromnetz abzugeben. Bei einer Ersparnis von 18 Cent pro Kilowattstunde ergibt das einen Speichergewinn von lediglich gut 200 Euro. Die Rechnung ist unpräzise, lässt zum Beispiel Steuereffekte und Förderung außer acht, zeigt aber dennoch: Der Rendite-Turbo sind Kleinspeicher noch lange nicht. Häufig amortisieren sie sich erst nach mehr als 20 Jahren.

 

Lohnend erst bei Preisverfall

Die Beratungsgesellschaft LBD hat die Rentabilität von Speichern in der bisher umfangreichsten Studie zum Thema in Tausenden Konstellationen und mit hoher Detailtiefe untersucht. So wurden der Stromfluss viertelstundengenau simuliert. Studienautor Ralf Nellen sagt: „Ein Batteriespeicher mit einer Kapazität von acht Kilowattstunden, der von einem Haushaltskunden mit einem Bedarf von 4.500 Kilowattstunden zusammen mit einer PV-Anlage mit einer Erzeugungsleistung von acht Kilowatt betrieben wird, darf nicht wesentlich mehr als 100 Euro pro Kilowattstunde Speichergröße kosten, wenn er rentabel sein soll.“ Dieser Wert wird derzeit selbst bei den billigsten Anlagen um ein Vielfaches übertroffen.

Allerdings: Die Rechnung kann schnell ganz anders aussehen, wenn der Speicher entweder ohnehin zur Verfügung steht, und zwar in Form eines Elektro-Autos in der Garage. Oder, indem die Anlage dem Stromnetz unter die Arme greift. „Einen deutlich höheren Wert können Batteriespeicher erzielen, wenn durch Marktintegration weitere Erlöspotenziale erschlossen werden. Dann ist es unter den heutigen Rahmenbedingungen auch denkbar, die derzeitigen Investitionskosten zu refinanzieren“, sagt Nellen.

Vor allem mittelgroße Quartiersspeicher eignen sich dafür, eine Art Maxi-Variante des Kleinspeicherns. MVV zum Beispiel betreibt die Strombank bei der 14 Haushalte, vier Gewerbebetriebe, 16 PV-Anlagen, drei Blockheizkraftwerke und ein 100-Kilowatt-Batteriespeicher zusammengeschlossen wurden. Jüngst verkündeten Daimler und die Stadtwerke Hannover den Start für ein ungewöhnliches Projekt: 3.000 neue Batteriemodule, die eigentlich für den bereits wieder eingestellten E-Smart vorgesehen waren, werden zusammengeschaltet und die Leistung dann am Primärregelenergiemarkt angeboten.

 

Schwarmspeicher regeln das Stromnetz

In ganz neue Dimensionen will die als Steinkohlekonzern bekannte Steag vorstoßen. 100 Millionen sollen in sechs Riesen-Batteriespeicher mit je 15 Megawatt Leistung investiert werden. Angepeilte Inbetriebnahme: Mitte 2016 bis Anfang 2017. Die Anlagen sollen Primärregelenergie bereitstellen, die in Sekundenbruchteilen auf Schwankungen im Stromnetz reagieren muss. Zum Einsatz kommen Lithium-Ionen-Batterien – erstmals in dieser Größenordnung. Die Stadtwerke Nürnberg (N-Ergie) und das Start-up Caterva aus dem bayerischen Pullach hingegen sorgten vergangenen Sommer in der Branche für Aufsehen, als das gemeinsame Projekt Swarm erstmals erreichte, dass ein Schwarmspeicher auf dem Regelenergie-Markt mitmischen darf. Das Geschäftsmodell des Pilotprojekts: Hausbesitzer mieten die leistungsstarken Batterien günstig und können damit den Autarkiegrad auf bis zu 80 Prozent treiben. Die Anlage wird gleichzeitig aber auch dafür genutzt, um bei Schwankungen im Stromnetz auszuhelfen.

Das Beispiel zeigt: Ob sich ein Speicher lohnt, hängt entscheidend an den Rahmenbedingungen. Angesichts der langen Amortisationszeiten bedeutet das erhebliche Unsicherheit für Investoren. Einen Schub für Speicher würde es zum Beispiel geben, wenn die Bundesregierung dem Druck eines außergewöhnlich breiten Verbändebündnisses nachgibt, Stromspeicher nicht doppelt mit Abgaben zu belasten. Der BVES, Vertreter der etablierten wie der neuen Energiewirtschaft als auch die Grünstromverbände hatten jüngst gefordert, in das neue Strommarktgesetz müsse unbedingt aufgenommen werden, dass Energiespeicher keine Letztverbraucher sind. Das würde sie von einer langen Reihe an Gebühren entlasten. Auch steigende Strompreise und – ironischerweise – ein schnelles Absenken der EEG-Einspeisevergütung würden die Speicherung zum Eigenverbrauch befördern. Das Geschäftsmodell basiert schließlich auf der Differenz zwischen Netzpreis und den erzielbaren Vergütungen für Solarstrom. Je größer, desto lohnender.

 

Wasserstoff als Carsharing-Option

Ein Risiko dagegen ist die Entwicklung der Netzentgelte. Wenn Deutschland, wie bereits in den Niederlanden geschehen, auf fixe, hohe Netzentgelte umstellt und dafür der Arbeitspreis für Strom sinkt, wäre das für die Wirtschaftlichkeit kleiner Batteriespeicher fatal. Seit Jahren wird das Thema auch von der Bundesnetzagentur diskutiert; aber passiert ist bislang nichts. Doch viele Verteilnetzbetreiber haben in den vergangenen Jahren Grundpreise eingeführt oder erhöht – eine Art schleichende Netzentgelt-reform ist im Gange.

Eher schleichend entwickeln sich auch Speichertechniken, die Wasserstoff und Brennstoffzellen einsetzen. Über das Erprobungsstadium sind sie noch nicht hinaus. Im Verkehr setzen bislang nur die japanischen Hersteller und die dortige Regierung  konsequent  auf H2. In Deutschland gibt es dagegen erst 20 Wasserstoff-Tankstellen; Politik und Wirtschaft richten ihren Fokus eben vor allem auf den Ausbau der elektrischen Ladeinfrastruktur. Immerhin: Anfang April gab der Gaskonzern Linde bekannt, 50 Hyundai ix35 Fuel Cell in einigen Stadtteilen Münchens als Carsharing-Modelle anbieten zu wollen. Durch die örtliche Begrenzung erledigt sich das Problem der fehlenden nationalen Infrastruktur.

Das Hauptaugenmerk in Deutschland liegt auf Power-to-Gas – dabei wird der Wasserstoff in Methangas umgewandelt. Der Vorteil: Das Erdgas-Netz ließe sich dafür nutzen. Indes ist Wasserstoff auch als Groß- und Saisonspeicher eine echte Alternative. Der französische Energiekonzern Areva hat im fränkischen Arzberg kürzlich eine Probeanlage für die sogenannte LOHC-Technik in Betrieb genommen; das Kürzel steht für  Liquid Organic Hydrogen Carrier. Dabei wird in einer Flüssigkeit chemisch gebundener Wasserstoff, der zuvor durch Elektrolyse gewonnen wurde, gespeichert. Der Vorteil: Der gebundene Wasserstoff ist weniger gefährlich und muss nicht unter Druck gespeichert werden. Außerhalb Europas setzen auch andere Industriemächte wie die USA und BRIC-Staaten wie Russland und Indien zunehmend auf Wasserstoff.

Jakob Schlandt
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Speicher | Memodo | Tesla | Beegy | PV | Solarenergie | Steag | N-Ergie | Wasserstoff
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