Immer mehr große PV- und Wind-Flächen treffen auf kleine Netzverknüpfungspunkte, weil keine höhere Einspeiseleistung mehr verfügbar ist. Für Projektentwickler, Betreiber und Investoren rückt damit eine Frage in den Mittelpunkt: Wie müssen PV-Anlage und Speicher zueinander ausgelegt sein, damit sich der Betrieb wirtschaftlich rechnet?
72 Konfigurationen, ein Erlöskorridor
Eine Analyse von 72 Auslegungsvarianten an einem 30-MW-Netzanschlusspunkt zeigt: Je nach Konfiguration schwankt der Speicher-Mehrwert zwischen rund 81.000 und 174.000 €/MW. Diese Spanne hat weniger mit dem Reifegrad des Energiemarktes zu tun als mit sinkenden EEG-Zuschlägen, mehr negativen Preisstunden und wachsenden Restriktionen an Netzanschlüssen. Lange war Projektentwicklung im PV-Bereich kostengetrieben, während die Erlösseite über die garantierte EEG-Vergütung feststand. Das dreht sich gerade um – der Energiemarkt übernimmt eine aktive Rolle. Daraus entsteht ein wachsender Strauß an möglichen Projektkonfigurationen.
Zwei- oder Vier-Stunden-Speicher?
Vier-Stunden-Speicher erzielen mehr Erlös pro Megawattstunde, nutzen die Megawattstunde Kapazität aber rund 30 % weniger effizient als Zwei-Stunden-Systeme. Der Zielkonflikt löst sich nicht pauschal auf: Ein Vier-Stunden-Speicher muss nicht doppelt so teuer sein wie ein Zwei-Stunden-System, da Posten wie Wechselrichter oder Kranlogistik nur einmal anfallen. Zudem sinken die Kosten pro Megawattstunde mit steigender Kapazität, vor allem bei kleineren Systemen.
Auch der Zyklenverschleiß unterscheidet sich deutlich: Ein Zwei-Stunden-System fährt rund 1,3 Zyklen pro Tag, ein Vier-Stunden-System nur 0,8 bis 0,9 – bei geringerer Zellbelastung. Das verlängert die Lebensdauer, verlangsamt den Kapazitätsverlust und verbessert damit die Garantiebedingungen. Und das wirkt direkt auf die Finanzierung: Kürzere Garantien verkürzen den Finanzierungshorizont, den eine Bank gewährt.
Überbauung hat einen Sättigungspunkt
Ein auffälliger Befund: Eine Überbauung von 150 auf 200 % des PV-Netzanschlusspunkts bringt kaum noch Mehrwert – bei Trackingsystemen zeigen sich sogar negative Effekte. Der Grund liegt im Zusammenspiel von PV-Kurve und Netzanschluss: Bei Ost-West-Ausrichtung profitiert der Speicher von einer langen, flachen Produktionskurve und kann morgens wie abends im Intraday-Handel optimieren. Ist die PV-Anlage dagegen so dimensioniert, dass der Netzanschluss bereits in den Übergangszeiten voll ausgelastet ist, kann der Speicher keine zusätzlichen Erlöse mehr generieren – die Kapazität ist bereits belegt. Denselben Effekt zeigt eine stark überbaute Süd-Ausrichtung.
Das heißt: Das Erlösmaximum ist nicht automatisch das Investitionsoptimum. Rechnet man Capex und Opex ein, verändert sich die Reihenfolge der besten Konfigurationen – eine zu starke Überbauung lohnt sich ab einem gewissen Punkt nicht mehr, unabhängig von der Capex-Struktur. Eine einzelne „beste“ Konfiguration gibt es folglich nicht; sie hängt von Projektgröße, Struktur und dem angelegten Wert der PV-Anlage ab.
Finanzierbarkeit als Nadelöhr
Neue Konfigurationen – etwa ein überdurchschnittlich überbauter Vier-Stunden-Speicher ohne hohen Eigenkapitalzuschlag – sind für Finanzierer noch Neuland. Die eigentliche Herausforderung liegt deshalb weniger in der technischen Auslegung als in der Finanzierbarkeit: Der Eigenkapitalzuschlag ist nicht mehr der alleinige Maßstab einer PV-Projektfinanzierung. Hier beginnt die eigentliche Arbeit – Projektentwickler nutzen bereits verschiedene Auslegungswerkzeuge, doch am Ende müssen auch die Finanzierer diese neuen Konfigurationen verstehen und einpreisen können.
Perspektivisch dürfte das Thema über Süddeutschland hinaus an Bedeutung gewinnen: Auf PV ausgelegte Vier-Stunden-Speicher werden im Winter nicht voll ausgelastet. In windreichen, häufig abgeregelten Netzen ließe sich diese freie Kapazität sinnvoll nutzen – vorausgesetzt, Netzbetreiber können Grün- und Graustrom sauber voneinander abgrenzen.