Durch die Vermarktung der Bereitstellung von Kapazitäten industrieller Stromspeicher für die Regelenergie können clevere Betreiber nicht unerhebliche Zusatzerträge erwirtschaften. Dass der Einsatz von Großbatterien die betrieblichen Lastspitzen kappen (Peak Shaving), durch Load Shifting zu einer atypischen Netznutzung führen oder den Einsatz des eigenen PV-Strom optimieren kann, ist meist bekannt. All dies senkt die Energiekosten insgesamt. Durch die ersten beiden Varianten reduzieren sich die Netzentgelte erheblich und durch die Kombination mit PV-Anlagen lässt sich zusätzlich der teure Netzbezug minimieren.
Wirkliche Zusatzerträge lassen sich aber auch durch Vermarktung des freien Speichervolumens größerer Stromspeicher erwirtschaften. Die Möglichkeit, Strom schnell aufzunehmen oder abzugeben, ist auf dem Strommarkt zur Stabilisierung des Netzes äußerst gefragt und diese Flexibilität wird hoch dotiert.
Regelenergie zum Ausgleich von Schwankungen im öffentlichen Netz
Regelenergie, auch bekannt als Ausgleichsenergie oder Regelleistung, bezieht sich auf die Fähigkeit, die Stromversorgung in einem Stromnetz in Echtzeit auszugleichen, um Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht zu halten. In Stromnetzen muss die Stromerzeugung ständig an die aktuelle Nachfrage angepasst werden, da Schwankungen in Verbrauchsmustern und unvorhergesehene Ereignisse wie das plötzliche Ausfallen eines Kraftwerks auftreten können. Alle größeren Abweichungen beeinträchtigen nämlich die Netzfrequenz, die von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) auf 50 Hertz gehalten werden muss.
Gerade bei dem steigenden Einsatz von volatilen erneuerbaren Energien kommt es häufiger zu einem Ungleichgewicht, dass teilweise in Sekundenschnelle ausgeglichen werden muss. Ein vorausschauender 24-Stundenfahrplan für den Einsatz konventioneller Kraftwerke wird ohnehin bereits durch das Dispatch- bzw. Redispatch-Verfahren erstellt. Dabei berücksichtigen die regionalen Netzbetreiber, die Übertragungsnetzbetreiber sowie die Kraftwerksbetreiber bereits alle berechenbaren Faktoren, wie zum Beispiel die Verbrauchsmuster, Verbrauchsprognosen oder Wetterbedingungen für den Folgetag. Insgesamt wird hierdurch bereits das Gros der Volatilität der erneuerbaren Energien abgefangen.
Die Regelenergie für einen stündlichen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage wird meist durch den jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen, wie Kraftwerksbetreiber oder Energiehändler sichergestellt. Wenn die Stromfrequenz im Netz sich nicht innerhalb von 60 Minuten stabilisiert, übernimmt der Verursacher der Schwankung die Verantwortung, nicht mehr der Übertragungsnetzbetreiber. Dieser muss dann das Unter- oder Überangebot ausgleichen, was als Stundenreserve bezeichnet wird. Der Verursacher kann dies durch Anpassung der eigenen Kraftwerke oder durch den Kauf bzw. Verkauf von Strom erreichen.
Batterie- bzw. Stromspeicher für kurzfristigere Regelenergie
Gerade bei den äußerst kurzfristigen Netzschwankungen ist die Flexibilität von Batterie- bzw. Stromspeicher zum Ausgleich gefragt. Hier unterscheidet man zwischen Primärregelung, Sekundär- und Minutenreserve:
Primärregelenergie bzw. Primärregelleistung (PRL): Diese reagiert spätestens binnen 30 Sekunden auf Veränderungen in der Stromnachfrage oder unerwartete Unterbrechungen in der Stromerzeugung. Sie wird normalerweise durch schnelle und automatisierte Maßnahmen bereitgestellt, wie zum Beispiel das Anpassen der Leistung von Generatoren oder das Aktivieren von Energiespeichersystemen. Diese Regelenergie muss mindestens 15 Minuten vorhalten und wird per Leistungspreis vergütet. Zur Energieregulierung werden meist Batteriespeicher eingesetzt oder die Drehzahlgeschwindigkeiten der Generatoren von Kraftwerken angepasst.
Sekundärregelenergie bzw. Sekundärreserve (SRL): Diese dient dazu, etwas längerfristige Schwankungen in der Stromnachfrage oder -erzeugung auszugleichen. Sie muss spätestens innerhalb von fünf Minuten einsatzfähig sein und ebenfalls die vereinbarte Leistung 15 Minuten halten. Vergütet wird sie nach Leistungs- und Arbeitspreisen. Hierzu gehören Maßnahmen wie das Hochfahren von Reserve- und Biokraftwerken, Pumpspeichern, Gasturbinen oder auch Batteriespeichern.
Tertiär- bzw. Minutenreserve (TRL & MRL): Diese wird verwendet, um längere Ungleichgewichte zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen. Sie setzt nach spätestens 7,5 Minuten ein und sollte bis zu einer Stunde vorhalten. Vergütet wird sie ebenfalls nach Leistungs- und Arbeitspreisen. Typische Maßnahmen sind hier das Hochfahren von zusätzlichen Kraftwerken oder das Anpassen von Produktionsplänen der Verbraucher.
Bedingungen an die Stromspeicher zur Regelenergie-Marktteilnahme
Der Einsatz von Stromspeichern ist demnach besonders für die Primärregelung und als Sekundärreserve attraktiv. Generell können Stromspeicherbetreiber ihre Kapazitäten ab 1 MW auf dem Regelarbeitsmarkt (RAM) vermarkten, sofern ihre Anlage dazu durch die Bundesnetzagentur zertifiziert ist und sie nur in einer Zone und einem Zeitfenster Kapazitäten anbieten können. Die Anlagen müssen komplett fernregelbar sein oder sich vollautomatisch zuschalten. Dabei ist immer zu berücksichtigen, dass der Energieausgleich positiv und negativ sein kann – sprich: Die Speicher sollten überschüssigen Strom aufnehmen oder bei Engpässen Strom abgeben können. Die Mindestanforderungen zur Teilnahme bei der Primärregelung liegen somit bei:
- Leistung: mindestens 1 MW
- Freie Kapazität: mindestens 0,25 MWh (= 1 MW x ¼ Stunde)
Eine Batterie für die Primärregelleistung muss mindestens 0,25 MWh freie Kapazität und 0,25 MWh Energieinhalt aufweisen und wäre dann im Standby immer halb geladen. In der Praxis sind diese Größen mit einem Faktor von ca. 1,2 zu multiplizieren. Sobald die Kapazitäten abgerufen werden, muss sie in der Lage sein, entweder 1 MW für 15 Minuten zu liefern oder 1 MW für 15 Minuten aufzunehmen. Die ÜNB in Deutschland greifen jedoch nicht stündlich oder täglich auf die angekauften und in Bereitschaft stehenden Kapazitäten zu. Die zur Regelung eingesetzte Batterien kamen in Deutschland durchschnittlich nur auf 0,3 Vollzyklen pro Tag, so dass bei stand-alone-Batterien i. a. überschüssige Kapazitäten verbleiben, die für das Strom-Trading genutzt werden können.
Die Sekundärreserve wird wöchentlich in einem Dimensionierungsverfahren durch die vier deutschen ÜNB ermittelt und ausgeschrieben. Sie wird im Regelleistungsmarkt (RLM) nach dem Gebotspreisverfahren für positive oder negative Reserven gehandelt und es besteht seit Mitte 2018 eine Mindestangebotshöhe von 1 MW. Auch hier müssen die Betreiber oder Vermarkter im Vorfeld einen Rahmenvertrag mit den ÜNB schließen und ihre Anlage zertifizieren lassen.
Wie funktioniert der Handel mit der Regelenergie?
Sofern die Kriterien erfüllt sind, können Betreiber oder Vermarkter der Stromspeicher an den Online-Auktionen am Regelarbeitsmarkt oder am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Alle Arten der Regelenergie werden täglich ausgeschrieben und auf regelleistung.net veröffentlicht. Die vier ÜNB organisieren beide Marktplätze in Deutschland und führen sie nach dem Merit-Order- und pay-as-bid-Prinzip durch. Der RAM findet täglich und der RLM wöchentlich statt. Unterschieden wird bei den Auktionen generell zwischen negativer und positiver Regelenergie und bei den RLM-Auktionen zusätzlich noch zwischen Leistungs- und Arbeitspreis sowie zwischen Haupt- und Nebenzeiten.
Wie hoch sind die Erträge von Stromspeichern in der Regelenergie?
Die Höhe der Vergütungen für Stromspeicher in der Primärregelleistung schwankt von Tag zu Tag und Woche zu Woche. Gemittelt lag der Leistungspreis in Deutschland im Jahre 2022 bei etwa 3.800 Euro und im Jahre 2023 bei ca. 2.200 Euro pro MW pro Woche. Spitzenwerte von bis zu 10.000 Euro gab es zu Beginn des Krieges in der Ukraine. Theoretisch betrachtet können Vermarkter bzw. Betreiber von Stromspeichern aktuell mit einer Vergütung von 2.000 Euro pro MW und Woche kalkulieren. Das ergibt jährlichen Ertrag von etwa 100.000 Euro je MW-Batterieleistung und ist ein nicht unerheblicher Beitrag zur Rentabilität zum Stromspeicherbetrieb.
Die Nachfrage an Regelenergie am RAM nach Primärregelleistung ist seit 2018 ständig gestiegen und liegt Anfang 2024 fast doppelt so hoch, als die Nachfrage an Sekundärregelleistung am RLM. Durchschnittlich vergütet wurde hier der Leistungspreis (positiv + negativ) im Jahre 2022 mit etwa 2.150 Euro pro MW pro Woche und in 2023 mit etwa 2.560 Euro pro MW pro Woche. Da bei den Sekundärregelleistungs-Auktionen am zwischen Leistungs- und Arbeitspreis sowie zwischen positiver und negativer Regelenergie unterschieden wird, entstehen hier auch größere Preisunterschiede bei der Art der Dienstleistung. Da Batterien in der Lage sind, Regelenergie aufzunehmen oder abzugeben, spielen die Differenzen jedoch kaum eine Rolle.
Ab wann lohnt sich ein Stromspeicher im Regelenergie-Einsatz?
In der Praxis zeigt sich, dass heute der Einsatz von Batterien ab einer Leistung von 2,5 MW für die Erbringung von Regelleistung einen guten Beitrag zur Rentabilität leisten kann. Diese Batteriekapazität ermöglicht es, große Mengen an Energie schnell zu speichern und bei Bedarf wieder freizugeben, um das Stromnetz stabil zu halten. Für die Betreiber solcher Batterien bietet dies eine äußerst interessante Einnahmequelle. Indem sie ihre Batterien in den Regelenergiemarkt integrieren, können sie von den steigenden Preisen für Regelenergie profitieren und gleichzeitig ihre Investitionen in die Batterietechnologie rentabilisieren.
Netzstabilität & künftige Entwicklung der Regelenergie
In Zentraleuropa bzw. der EU sind die Frequenzabweichungen im Vergleich zu anderen Regionen der Welt nur gering. Auch die Netzstabilität ist trotz des zügigen Ausbaues der erneuerbaren Energien sehr hoch. Ob dieser hohe Standard bei einem weiter beschleunigten Ausbau der volatilen erneuerbaren Energiequellen auch in Deutschland gehalten wird, bleibt abzuwarten. Die Faktoren, die die Preise auf den Märkten der Regelenergie beeinflussen, sind jedenfalls vielfältig und teilweise nicht berechenbar. Dazu zählen weltwirtschaftliche Entwicklungen, energiepolitische Entscheidungen, Energiekrisen, Geschwindigkeiten des Netzausbaus und der erneuerbaren Energiequellen, Preiseffekte durch den weiteren Ausbau von Batterie- und anderen Stromspeichern, technologische Fortschritte usw.
Experten erwarten, dass Batterien mit kleineren Kapazitäten künftig auf dem Regelenergiemarkt verschwinden werden, da sich immer mehr gewerbliche Betreiber mit großen Stromspeichern auf das reine Strom-Trading von Regelenergie konzentrieren werden. Dadurch verlieren kleinere stand-alone Batterien aber nicht an Bedeutung. Im Gegenteil: Zur Lastspitzenkappung, Optimierung der eigenen PV-Stromversorgung oder zum Load Shifting werden sie für Unternehmen immer notwendiger.
Fazit
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass der Einsatz von Batterien ab einer Leistung von 2,5 MW für die Erbringung von Regelleistung auf jeden Fall zur Gesamtrentabilität beiträgt. Die Vermarktung dieser Kapazitäten bietet cleveren Betreibern die Möglichkeit, erhebliche Zusatzerträge zu erwirtschaften. Neben dem bekannten Nutzen wie Peak Shaving, Load Shifting und der Optimierung der PV-Stromnutzung eröffnet die Integration in den Regelenergiemarkt neue Einnahmequellen.
Die Flexibilität von Batterien, schnell auf Schwankungen im Netz zu reagieren, ist hochbegehrt und wird entsprechend vergütet. Dieser Trend spiegelt sich auch in der steigenden Nachfrage nach Regelenergie wider, insbesondere im Bereich der Primärregelung und Sekundärreserve. Die Erträge für Betreiber von Stromspeichern können beträchtlich sein und tragen erheblich zur Rentabilität bei.
Dabei ist jedoch zu beachten, dass die Zukunft des Regelenergiemarktes von verschiedenen Faktoren abhängt, darunter weltwirtschaftliche Entwicklungen, energiepolitische Entscheidungen und technologische Fortschritte. Trotz dieser Unsicherheiten bleibt der Einsatz von Batterien für die Regelenergie ein vielversprechendes und lukratives Geschäftsfeld für die Zukunft.