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Batteriespeicher für Stadtwerke: Anforderungen und Wege zur Betriebsstrategie

Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien treibt die Preisvolatilität an den Strommärkten strukturell nach oben. Flexibilität wird damit zur zentralen Ressource und Batteriespeicher (BESS) sind ihr vielseitigstes Werkzeug. Sie reagieren in Millisekunden auf Preissignale und lassen sich für unterschiedliche Zwecke einsetzen. Für Stadtwerke stellt sich damit weniger die Frage, ob Batteriespeicher relevant werden, sondern wie der Einstieg gelingt. Sponsored Post von FORRS GmbH

Das Wichtigste in Kürze

Batteriespeicher (BESS) ermöglichen Stadtwerken, erneuerbare Erzeugung zu speichern, Einspeisung bei negativen Preisen zu vermeiden und die Direktvermarktung zu optimieren. Bei Strombezug können sie Einkaufspreise glätten, Lastspitzen kappen sowie Ausgleichsenergie- und Netzentgeltkosten senken.
Der Asset-Lebenszyklus eines BESS umfasst Machbarkeitsanalyse, Projektentwicklung, Finanzierung und Vertragsgestaltung, Errichtung und Inbetriebnahme bis zum Rückbau. Für den Betrieb müssen Echtzeit-Telemetrie, Ladezustand, Verfügbarkeit und Steuerungssignale in Portfoliomanagement, Fahrplanprozesse und Prognosesysteme integriert werden.
Stadtwerke können beim Betrieb und der Vermarktung zwischen Contracting oder Joint Venture, externem Optimierer, eigenständiger Optimierung mit externem Marktzugang und vollständiger Eigenvermarktung wählen. Das Vermarktungsmodell bestimmt Erlöspotenzial, Kontrolle, Markt- und Betriebsrisiko sowie die Anforderungen an die Organisation.

Die Ausgangslage bestimmt den Nutzen

Stadtwerke mit eigener Erzeugung können Solar- und Windspitzen zwischenspeichern, Einspeisung in Stunden negativer Preise vermeiden und ihre Direktvermarktung optimieren. Der Speicher glättet das Erzeugungsprofil und stabilisiert die Erlöse des Portfolios.

Mit einem Speicher wird jedoch die Vermarktung des eigenen Erneuerbaren-Stroms deutlich komplexer. Ohne BESS gilt, vereinfacht, eine simple Regel: verkaufen, wenn der Preis über einem Schwellenwert liegt. Mit Speicher entsteht dagegen ein echtes Optimierungsproblem, ähnlich dem flexibler konventioneller Anlagen: Wann laden, wann entladen, auf welchem Markt, unter Beachtung von Ladezustand, Zyklenbudget und Degradation.

Stadtwerke, die bereits über Handelsarchitektur und eigenen Marktzugang verfügen, können die gesamte Bandbreite an Erlösmöglichkeiten nutzen, also Preisarbitrage an den Spotmärkten ebenso wie die Vermarktung an den Regelenergiemärkten. Fehlt der Marktzugang, gehört eine belastbare Business-Case-Analyse an den Anfang, die Erlöspotenziale, Kosten des Kompetenzaufbaus und Alternativen wie externe Vermarktung gegenüberstellt.

Wird überwiegend Strom zugekauft, liegt der Nutzen in der Beschaffung: Der Speicher glättet den Einkaufspreis, kappt Lastspitzen von Industrie- und Gewerbekunden und senkt Ausgleichsenergie- und Netzentgeltkosten. Er wirkt hier vor allem als Absicherungsinstrument.

Der Asset-Lebenszyklus

Jedes Speicherprojekt durchläuft einmalig den Asset-Lebenszyklus: Machbarkeitsanalyse, Projektentwicklung, Finanzierung und Vertragsgestaltung, Errichtung und Inbetriebnahme bis hin zum Rückbau. Die Anbieterauswahl selbst prägt die spätere Vermarktungsfreiheit, denn Garantierestriktionen begrenzen den Spielraum im Betrieb. Beim Grundstück sind kommunale Unternehmen oft im Vorteil: Geeignete Flächen mit Netzanschlussnähe, etwa an Umspannwerken oder auf eigenen Betriebsgeländen, sind häufig bereits im Bestand.

Aufwendiger ist die Integration der technischen Daten in die eigene Systemlandschaft. Echtzeit-Telemetrie, Ladezustand, Verfügbarkeit und Steuerungssignale müssen im Portfoliomanagement, in den Fahrplanprozessen und in den Prognosesystemen verfügbar sein.

Welche Kompetenzen braucht ein Stadtwerk?

Die wirtschaftliche Optimierung eines BESS ist ein kontinuierlicher Echtzeitprozess, der drei Kompetenzfelder verlangt: Handel und Marktzugang, Betrieb und Optimierung sowie Daten und Systeme.

Anders als bei thermischen Kraftwerken oder klassischen Erneuerbaren-Portfolios konkurrieren die Märkte dabei um dieselbe begrenzte Speicherfüllung: Jede Zuteilung schließt die übrigen Erlösquellen für denselben Zeitraum aus, und jeder Lade- und Entladevorgang verbraucht Zyklenkontingent, das die Herstellergarantie begrenzt. Kaum ein bestehendes ETRM-, EDM- oder Portfoliosystem wurde für BESS entwickelt; jede Lösung muss in die vorhandene IT-Landschaft integriert werden.

Selber machen, einkaufen oder auslagern?

Diese Kompetenzen müssen nicht auf einmal und nicht alle intern vorhanden sein. In der Praxis haben sich vier Betriebsmodelle mit steigender Eigenverantwortung etabliert: Contracting oder Joint Venture mit externem Partner, Eigenbesitz mit externem Optimierer als Dienstleistung, eigenständige Optimierung mit externem Marktzugang sowie die vollständig eigenständige Vermarktung mit eigener Handelslizenz. Mit jeder Stufe steigen Erlöspotenzial und Kontrolle, aber auch Markt- und Betriebsrisiko.

Sinnvoll ist eine Entscheidungsmatrix je Komponente entlang der Dimensionen Eigenentwicklung, Kauf, Dienstleistung oder bewusster Verzicht, jeweils unterschieden nach kurzfristiger Überbrückung und langfristigem Zielbild. Strategie, Steuerung und Risikoverantwortung sollten im Haus liegen. Dauerhaft einkaufen lassen sich dagegen hochspezialisierte Intraday-Algorithmik oder die technische Anbindung an Übertragungsnetzbetreiber. Ein externer Optimierer wiederum kann bewusst nur für eine Übergangszeit beauftragt werden: Er sichert Erlöse ab dem ersten Betriebstag, während intern schrittweise Kompetenz aufgebaut wird.

Anforderungen an die Organisation

Jedes Betriebsmodell stellt eigene Anforderungen an die Organisation, auch dann, wenn weitgehend ausgelagert wird. Die Steuerung eines externen Optimierers erfordert ein Grundverständnis der Speichervermarktung, Kenntnis der relevanten Kennzahlen und die Fähigkeit, Verträge mit Dispatch-Rechten, Revenue-Sharing und Garantieklauseln zu verhandeln. Personell bedeutet das eine verantwortliche Rolle für Asset- und Vertragsmanagement, eine technische Betriebsführung mit Zugriff auf die Anlagendaten und eine kaufmännische Funktion für Performance-Controlling und Abrechnung.

Wer die Optimierung selbst übernimmt, braucht zusätzlich quantitatives Know-how für Prognose und Strategieentwicklung, Portfoliomanager für die operative Bewirtschaftung und eine unabhängige Risikofunktion. Hier stellt sich zudem die 24/7-Frage: Kurzfristmärkte laufen rund um die Uhr, das erfordert entweder Schichtbetrieb, weitgehende Automatisierung oder Rufbereitschaften mit klaren Eskalationswegen. Beim vollständigen Eigenmodell mit eigenem Marktzugang kommen die Anforderungen eines Handelshauses hinzu: die Funktionstrennung zwischen Front-, Middle- und Back-Office sowie Compliance-Prozesse. Auch die Gremien sind gefordert. Aufsichtsrat und Gesellschafter müssen Risikostrategie und Limitrahmen verstehen und mittragen, denn Merchant-Erlöse schwanken, und die Organisation muss diese Schwankungen aushalten.

Vermarktungsmodell bestimmt das Risiko

Auch die Vertragsstruktur ist eine Stellschraube: Ein Tolling Agreement überträgt Dispatch und Marktrisiko gegen feste Gebühr an den Abnehmer, ein Revenue Floor sichert Mindesterlöse bei offenem Upside, ein Spread-Swap (TB-Contract) hedgt die Arbitrage, das reine Merchant-Modell lässt alle Chancen und Risiken beim Stadtwerk. Die Wahl bestimmt nicht nur Erlössicherheit und Bankability der Finanzierung, sondern auch die operativen Anforderungen an den eigenen Betrieb.

Fazit

Stadtwerke sollten früh klären, welcher Anwendungsfall zur Ausgangslage passt, den Business Case ehrlich rechnen und Make-or-Buy komponentenweise entscheiden. Wo es schneller geht, kann extern zugekauft werden; wo es strategisch zählt, lohnt der interne Aufbau. So lässt sich die Wertschöpfung eines Batteriespeichers maximieren.