Mit Batteriespeichern können Photovoltaikanlagen ihre Rendite im Zusammenhang mit negativen Strompreisen stärken. Um wie viel genau, das will eine Analyse des Direktvermarkters Energy2Market (e2m) zeigen. Hintergrund ist die sogenannte 6-Stunden-Regel. In Zeiten mit negativen Strompreisen von mehr als vier Stunden entfällt mit dem EEG 2023 der Anspruch auf die Marktprämie in der Direktvermarktung. Die Rendite einer typischen 12-MW-PV-Anlage sinke dadurch von 5,95 % auf nur noch 3,70 %.

Das neue Whitepaper von e2m zeige datenbasiert, wie „Behind-theMeter“-Grünstromspeicher dieses Problem lösen. Sie schützen die Marktprämie und verschieben Energie in ertragreiche Abendstunden, ohne Eingriff in den bestehenden Netzanschluss.

Für die Rechnung geht e2m von folgendem Beispiel aus: 12 MWp PV-Freiflächenanlage, Süd-Auslegung, 10 MW AC-Netzanschlusslimit. Der anzulegende Wert betrage 7,41 ct/kWh (Stand: April 2016). Die Anlage erzeugt ferner 960 Kilowattstunden pro installierten Kilowatt Spitzenleistung bei 5 % Degradation pro Jahr. Bei der geplanten Speicheroption handelt es sich um einen Batteriespeicher mit 2–10 Megawatt (MW) Leistung und 1,5–4 Stunden Speicherkapazität.

Die Kombination aus bestehender PV-Anlage und nachgerüstetem Grünstromspeicher hebe die Gesamtrendite im Rechenbeispiel auf 4,94 %. Der Speicher allein trage +1,24 Prozentpunkte zur Rendite bei. Zusätzlich wirke die Investition als natürlicher Hedge. Je mehr PV zugebaut werde, desto wertvoller werde auch der Speicher. Er profitiere von steigenden Abendpreisspitzen und schütze gleichzeitig vor weiteren Negativpreisphasen.

Die Neuregelung des Bauplanungsrechts (Ende 2025) habe zudem einen privilegierten Genehmigungspfad für Grünstromspeicher. Zugelassene Anlagen können künftig auch teilweise als Graustromspeicher genutzt werden. Der Gesetzgeber geht grundsätzlich davon aus, dass PV-ergänzende Batteriespeicher system- und netzdienlich sind. Die Projektierung dürfte sich damit weiter vereinfachen.

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