Die weiter fallenden Kosten für Lithium-Ionen-Batterien werden einen regelrechten Boom beim Ausbau von großen Stromspeicheranwendungen auslösen. Auch andere Technologien wie Lithium-Schwefel-, Vanadium-Redoxflow- und Metall-Luft-Batterien werden aufgrund von Kostensenkungen wettbewerbsfähiger. Damit steigt auch die Nachfrage nach diesen Speichern, was wiederum die Kosten weiter nach unten treibt. Damit werden die Verteilnetzbetreiber immer mehr auf Batteriespeicher zurückgreifen, um diese in Form von Großspeichern in ihre Netze zu integrieren. Das ist ein Ergebnis einer Studie der Ratingagentur Moody‘s Investor Services mit Blick auf die Integration von Speichersystemen in die Netze der britischen Verteilnetzbetreiber.
Batteriespeicher werden kosteneffiziente Alternative
Die Netzbetreiber werden damit zu einem der Hauptgewinner der Kostenreduzierung bei den Batteriespeichern, der Verbesserung der Effizienz der Speichersysteme und der Reduzierung der Investitionskosten für Speicheranwendungen. Die Analysten gehen von einer weiteren durchschnittlichen Preissenkung für Lithium-Ionen-Speicher zwischen neun und 15 Prozent bis 2030 aus. Dabei werden die Preise vor allem bis 2021 drastisch sinken und danach wird die Lernkurve etwas flacher. „Die immer größere Verfügbarkeit von großen Batteriespeichern im Zuge der technologischen Verbesserung der Systeme, der Preisreduzierung aufgrund der Aufskalierung und des immer größer werdenden Angebots an Batteriespeichern durch weitere Hersteller wird den Verteilnetzbetreibern helfen, ihre Kosten zu reduzieren und damit ihre Bonität zu verbessern“, erklärt Graham Taylor Analyst bei Moody‘s und Autor der aktuellen Studie „UK electricity network operators to benefit from battery boom“. „Wir erwarten, dass durch diese Entwicklung die Batterien bis 2020 die kosteneffizienten Alternative für die Verteilnetzbetreiber werden.“
Taylor betont, dass die Verteilnetzbetreiber durch den Einsatz von großen Batteriespeichern Effizienzgewinne erwirtschaften können, weil diese viel schneller bei der Stabilisierung des Netzes reagieren als die bisher verwendeten konventionellen Kraftwerke. Zudem sparen sich die Netzbetreiber mit den Großspeichern einen Großteil des Netzausbaus, der sonst im Rahmen der Energiewende und dem Ausbau der dezentralen Erzeugung anfallen würde.
Riesige Kostensenkungen für Netzdienstleistungen möglich
Die Analysten gehen davon aus, dass im Vergleich zur Installation von konventionellen Kraftwerksleistungen die Batteriespeicher 53 bis 70 Prozent der Kosten sparen würden. Insgesamt gehen sie allein für die britischen Verteilnetzbetreiber von Kostenersparnissen in Höhe von 2,4 Milliarden Pfund bis 2030 aus. Bei der Beschleunigung der Energiewende könnten diese Kostenersparnisse sogar auf sieben Milliarden Pfund steigen. Das hängt aber davon ab, wie ambitioniert die Politik den Ausbau der Solarenergie und den Umstieg auf die Elektromobilität im Verkehrssektor unterstützt. Als Beispiel nennen die Analysten die Beschaffung von 200 Megawatt Speicherleistung durch den Übertragungsnetzbetreiber National Grid, die die Frequenz stabilisieren sollen. Damit bekommen sie ohne Subventionen die Regelenergie für durchschnittlich 9,44 Pfund pro Megawattstunde. Im Vergleich dazu bieten die konventionellen Kraftwerke die Regelenergie für zehn bis 20 Pfund pro Megawattstunde an.
Netzdienstleistungen extern einkaufen
Die Netzbetreiber können ihre Kosten zusätzlich senken, wenn sie nicht selbst in die Speicher investieren und diese betreiben, sondern die Netzdienstleistungen von externen Betreibern der Großbatterien einkaufen. Dieses Modell hat einen positiven Effekt für die Bonität der Netzbetreiber, weil sie dann keine aufwändigen Investitionsprogramme auflegen müssten, was immer mit hohen Kosten verbunden ist. Dies würde zwar das Risiko der Abhängigkeit von externen Dienstleister erhöhen. Das könne aber mit einer robusten Beschaffungsstrategie und einer konsequenten Qualitätskontrolle aufgefangen werden, betonen die Analysten von Moody‘s. (Sven Ullrich)
