Erste Innovationsausschreibung für Kombianlagen erfolgreich
Die Bonner Beamten können zufrieden sein. Das Ergebnis der ersten Innovationsausschreibung kann sich sehen lassen: Die Bundesnetzagentur erteilte Anfang September 2020 73 Geboten über insgesamt 677 Megawatt einen Zuschlag.
Davon entfiel mit 394 Megawatt mehr als die Hälfte auf 28 Anlagenkombinationen – die mit 27 Kombinationen von Solaranlagen mit Speichern dominiert wurden. Nur ein einzelner Zuschlag entfiel auf die Kombination aus Windanlagen mit Speichern. Insgesamt war die Ausschreibung mit eingereichten 1.095 Megawatt sogar deutlich überzeichnet.
Keine Förderung bei Negativpreisen
Wesentliche innovative Elemente im Ausschreibungsdesign waren demnach: die Aussetzung der Förderung bei negativen Preisen, eine fixe statt einer gleitenden Marktprämie sowie eine integrierte Mengensteuerung bei einer Unterzeichnung.
Außerdem konnten bei dieser Ausschreibungsrunde Gebote sowohl für Einzelanlagen als auch für Anlagenkombinationen abgegeben werden. Noch, wohlgemerkt, denn einzelne Anlagen werden im nächsten Jahr ausgeschlossen.
Dann sind nur noch Anlagenkombinationen zugelassen. Definiert sind diese als Zusammenschlüsse mehrerer Ökostromanlagen oder Speicher, die über denselben Netzverknüpfungspunkt einspeisen.
Die erfolgreichen Bieter erhalten also einen festen Geldbetrag je eingespeister Kilowattstunde plus den Wert des Börsenstroms. Die Zuschlagswerte lagen für die Einzelanlagen bei fixen Marktprämien zwischen 0,96 und 3 Cent pro Kilowattstunde.
Der Durchschnittswert (mengengewichtet) in diesem Segment liegt bei 2,65 Cent pro Kilowattstunde. Bei den Anlagenkombinationen lagen die fixen Marktprämien zwischen 1,94 und 5,52 Cent pro Kilowattstunde, was eine erhebliche Spanne bedeutet.
Der Durchschnittswert in diesem Segment liegt bei 4,50 Cent. Anders als bei einer Regelausschreibung wird die Förderung auf die Markterlöse aufgeschlagen, sodass die Werte mit anderen Ausschreibungen nicht wirklich vergleichbar sind.
Abo Wind gewinnt sechs Zuschläge
Das Unternehmen Abo Wind konnte sich bei der ersten Innovationsausschreibung mit allen sechs eingereichten Projekten durchsetzen. Der Projektierer bekam die Zuschläge für drei solare Freiflächenparks sowie drei Kombinationsprojekte aus Photovoltaik und Batteriespeichern.
Insgesamt haben die Projekte eine Leistung von 20 Megawatt und sollen 2021 und 2022 ans Netz gehen. Die reinen Photovoltaikanlagen liegen in Aulendorf (Baden-Württemberg), Einöllen (Rheinland-Pfalz) und Mossautal (Hessen). Die Kombiprojekte befinden sich in Gumpen (Hessen), Lahr und Wahlheim (beide Rheinland-Pfalz).
Gerade das Thema Stromspeicherung ist ein wachsendes Geschäftsfeld für Abo Wind. Die Sparte Hybride Energie und Batteriespeichersysteme wird von Julia Badeda geleitet.
„Wir wollen nicht lange warten, sondern werden die Projekte zügig im nächsten Jahr umsetzen“, verspricht Badeda. Vor allem die Kombianlagen seien ein Zugewinn für das zukünftige Geschäft. „Die Speicher sollten bei den nächsten Ausschreibungen das einbringen, was sie besonders gut können: ihre volle Flexibilität für das Netz bereitstellen“, sagt die Ingenieurin.
Synergien und fehlende Definitionen
Durch die Einschränkung in der ersten Innovationsausschreibung seien sinnvolle Geschäftsmodelle mit dem Speicher bisher kaum möglich.
Den erzielten Preis für die Zuschläge hält sie für auskömmlich. „Insbesondere wegen der Synergieeffekte sind Innovationsausschreibungen sinnvoll, weil Netzanschlüsse und Netzstrukturen, oft auch Grundstücke, gemeinsam genutzt werden können“, resümiert Hans Urban, der als Experte unter anderem Smart Power berät.
Negative Strompreise, keine Vergütung
Das Unternehmen hofft, einigen Gewinnern wie Abo Wind den Batteriespeicher liefern zu dürfen. Momentan gebe es aber noch viele Unklarheiten, berichtet Urban. Es wurde zwar die Leistung relativ klar vorgegeben. Beim geforderten Energieinhalt war es aber schon schwieriger. „Für den Energieinhalt wurde eine Vorschrift zur Sekundärregelleistung herangezogen“, kritisiert Urban.
Diese Angabe hat aber mehr zu Verwirrung und Missverständnissen geführt als zu einer klaren Definition. „Was leider komplett fehlte, waren Vorgaben zum Betrieb des Speichers.“ Es sei momentan nicht definiert, was der Speicher wirklich zu welchen Zeiten tun und leisten soll. Ein Risiko ist nur schwer einzuschätzen:
Die innovative Ausschreibung sieht vor, die Vergütung bei negativen Strompreisen einfach auszusetzen.
„Um dieses Risiko abzuschätzen, kann man nur von den momentanen Stunden ausgehen, aber wie sich die Zeiträume negativer Strompreise in Zukunft entwickeln werden, das kann nur grob prognostiziert werden“, sagt Urban. Daraus entsteht ein gewisses Risiko für die nächsten 20 Betriebsjahre.
Kritisch könnte auch ein weiterer Punkt sein: Die Gewinner der Ausschreibung müssen auch nach den 20 Jahren Betrieb sicherstellen, dass die Speicher die volle positive Sekundärleistung für die Regelenergie noch erbringen.
Ansonsten droht die fixe Marktprämie verloren zu gehen. Aus technologischer Sicht kann diese Annahme nur als weltfremd bezeichnet werden.
Bernhard Strohmayer hat die Dominanz der Kombination von Photovoltaik mit Speicher bei der neuen Ausschreibungsart schon erwartet. Er leitet das Fachgebiet für erneuerbare Energien beim Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE). Bemerkenswert sei, dass die bezuschlagten Speicher verhältnismäßig viel Leistung im Vergleich zu ihrer Kapazität haben.
Mehr Kapazität hilft dem System
Die Speicher sind damit solchen ähnlich, die bei der Intraday-Vermarktung eingesetzt würden, beschreibt Strohmayer. Das durchschnittliche Verhältnis der Speicherprojekte von Leistung zu Kapazität liegt bei 2,4C. Das bedeutet, der Strompuffer kann seine Leistung über 25 Minuten erbringen.
„Es wäre daher wünschenswert, wenn die Innovationsausschreibung stärker Speicher anreizt, die heute nicht durch den Markt installiert werden und besonders hohe Speicherkapazitäten aufweisen, sondern zusätzlich Systemdienstleistungen erbringen.“
So würde das System insgesamt gestärkt. „Die EEG-Novelle bietet hier eine Chance. Allerdings erhöht der Entwurf bisher nur das Volumen, ohne die Ausschreibung selbst zu verbessern“, merkt der BNE-Mann an.
Wenn die Marktprämie bei negativen Preisen wegfalle, sei das zu kompensieren, fordert Strohmayer zudem. So werde es auch in Frankreich gehandhabt. „Die Zahlungen nach dem 20-jährigen Förderzeitraum zu verlängern hilft bei der Finanzierung nicht.“
Der derzeitige Entwurf der EEG-Novelle reduziere die Innovationsausschreibung auf die sogenannten Anlagenkombinationen. „Man könnte den laut Entwurf wegfallenden Teil der Innovationsausschreibung für die strukturelle Förderung von Innovationen der Photovoltaik nutzen“, schlägt Strohmayer vor.
Dazu zählten beispielsweise Agro-Photovoltaikanlagen, schwimmende sowie flächensparsame Anlagen mit besonders effizienten Modulen. Der Anpassungsbedarf hierfür wäre gering, die Lösung aber sehr flexibel, betont er.
Bei den Anlagenkombinationen müsse dagegen die Fördereffizienz verbessert werden, damit einerseits weiterhin ein strukturierter Speicherkapazitätsaufbau erfolge, allerdings aber nur solche Speicher gefördert werden, die vom Markt noch nicht gebaut werden, erklärt Strohmayer.
„Dies könnte beispielsweise durch eine Anforderung an Batteriespeicher erfolgen, dass diese in der Lage sind, über eine bestimmte Zeitspanne mit voller Leistung in das Netz einspeisen zu können. Zuerst eine Stunde, in Zukunft zwei, drei oder sogar vier Stunden“, zählt er auf.
Das bedeutet eine Entladerate von 1C oder kleiner bis zu 0,25C. Speicher im geförderten Bereich der Innovationsausschreibung könnten zudem das System stabilisieren und heute nicht effizient beschaffbare Systemdienstleistungen erbringen, wie die Schwarzstartfähigkeit.
Durch die Ausschreibung sei die Beschaffung marktgestützt, transparent und diskriminierungsfrei – also ganz im Sinn des BNE. Der derzeitige EEG-Entwurf sieht vor, das Ausschreibungsvolumen im Jahr 2021 von 500 Megawatt bis zum Jahr 2028 jährlich um 50 Megawatt zu erhöhen.
Strombezug aus dem Netz untersagt
Die Speicher sollten künftig noch vielseitiger mit ihren Anwendungen eingesetzt werden, fordert Speicherexperte Hans Urban. „Die sogenannten vermiedenen Netzentgelte sind im Text der Verordnung sogar klar ausgeklammert und auch die meisten anderen Vertriebsmodelle benötigen einen bidirektionalen Stromfluss“, erklärt Urban.
So müsse beispielsweise für die Bereitstellung von Primärregelleistung (PRL) oder auch für Intraday-Vermarktung nicht nur eine Ausspeisung ins Netz, sondern eben auch ein Laden aus dem Netz möglich sein.
Im PRL-Betrieb sei das ausdrücklich erwünscht, denn hier werden nicht nur die Zeiten der Unterfrequenz durch Einspeisung gestützt, sondern auch umgekehrt die Zeiten von Überfrequenz und damit das Überangebot durch Entnahme aus dem Netz geglättet, erläutert Urban. Das sei aber nach den momentanen Regularien ganz klar ausgeschlossen.
Klare Messkonzepte definieren
Das ist in dieser ersten Runde der Innovationsausschreibung vielleicht nachvollziehbar, denn es entstehen gewisse Komplexitäten: „Unter anderem müssten dann klare Messkonzepte definiert werden“, erklärt Urban.
Langfristig böten diese Verdienstmodelle die Möglichkeit, dass der Speicher sich zumindest einen Teil seiner Investitionskosten am Markt selber verdient, ohne dass eine größere Finanzierungshilfe aus dem EEG nötig wäre. Damit entstünden die nötigen Speicher im Netz, aber die Belastung des Stromverbrauches würde reduziert.
Dieser Artikel von Niels Hendrik Petersen ist zuerst erschienen in Photovoltaik Ausgabe 10/2020.
