Ursprüngliche Geschichte in PV Europe: Wie dynamische Tarife den schlafenden C&I-Speicherriesen wecken könnten
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‍Expertenanalyse: Solar- und Speicherlösungen von C&I könnten die Energiewende in Europa beschleunigen, aber nur, wenn ihr voller Nutzen erkannt wird. James Allston, Mitbegründer von Orkestra Energy, weist auf dynamische Stromtarife als wichtige Voraussetzung hin.

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Wie dynamische Tarife den schlafenden C&I-Speicherriesen wecken könnten

Es lässt sich nicht verstecken — ich bin ein großer Fan von kommerziellen und industriellen (C&I) Solar- und Speicherlösungen. Angesichts der Tatsache, dass erneuerbare Energien im Energieversorgungsbereich zunehmend auf öffentlichen Widerstand und regulatorische Hürden stoßen, stellen Solaranlagen und Speicher hinter dem Zähler eine große Chance dar.

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Es senkt nicht nur die Energiekosten für europäische Unternehmen, sondern kann auch die allgemeine Netzeffizienz verbessern, da erneuerbare Energien weiter wachsen. Doch trotz des Versprechens können C&I-Energiespeicher eine harte Nuss sein, die es zu knacken gilt.
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Dennoch ist es ermutigend zu sehen, dass die europäischen C&I-Solaranlagen ein stetiges Wachstum verzeichnen. Laut SolarPower Europe Globaler Marktausblick für Solarenergie 2025—2029, während die Solaranlagen für Privathaushalte in der EU 2024 um 5 GW auf 12,5 GW zurückgingen, wurden auf den Dächern von C&I mehr als 24 GW installiert. Der Marktanteil von Wohnimmobilien fiel von 28% auf 19%, während der Anteil von C&I leicht um 1% auf 37% stieg.
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Dies ist ein klares Zeichen für die Stärke des C&I-Wertversprechens. Die zunehmende Verbreitung von Solarenergie in ganz Europa führt jedoch zu einer erheblichen Preiskannibalisierung am Tag. Daten von BloombergNEF zeigen auf dem gesamten Kontinent einen starken Anstieg der Strompreise ohne oder im negativen Bereich.
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Von 2023 bis 2024 stiegen die Erzeugungsstunden, in denen die Preise bei Null oder darunter lagen, in Deutschland von 324 auf 521 (+60%), in den Niederlanden von 372 auf 549 (+47,5%) und in Spanien von 108 auf erstaunliche 784 (+626%).

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Kurz gesagt, die Solarenergie wird zum Opfer ihres eigenen Erfolgs, und die Auswirkungen untergraben die Wirtschaftlichkeit neuer PV-Projekte rasant.

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Das fehlende Glied in Europas Sonnenwelle
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Auf der anderen Seite bietet die zunehmende Häufigkeit von Niedrigpreisveranstaltungen eine Chance für die Speicherung von Batterieenergie. Zu den sinkenden Tagespreisen kommen schwindelerregende Preisspitzen — in der Regel am Abend, wenn die Nachfrage hoch bleibt und die Solarproduktion sinkt.

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Diese Volatilität ist ein Hauptanwendungsfall für Energiearbitrage: Das Laden von Batterien mit Photovoltaik auf dem Dach oder billigem Netzstrom während des Tages oder in der Nacht und das Entladen dann, wenn die Preise steigen. Die Reaktion des Marktes auf diese Preissignale war dramatisch. Laut SolarPower Europe Europäischer Marktausblick für Batteriespeicher 2025—2029, Europas installierte Batterieflotte ist in den letzten vier Jahren jährlich um fast 60% gewachsen und erreichte eine Kapazität von 61,1 GWh.
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Der größte Teil dieses Wachstums war auf Systeme für Privathaushalte und Versorgungsunternehmen zurückzuführen, auf die 2024 57% bzw. 33% der neuen Batterieinstallationen entfielen. Die Akzeptanz von C&I-Batterien hinkt dagegen weiterhin hinterher.

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In Deutschland, dem größten Batteriemarkt des Kontinents, mit 6,2 GWh, die 2024 installiert wurden, liegen die Anbringungsraten von C&I-Batterien weiterhin unter 20%. Angesichts der installierten C&I-Solarkapazität des Landes von rund 61 GW ist das Potenzial für die Batterieintegration enorm und noch weitgehend ungenutzt.
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Trotz der wachsenden Chancen erweisen sich Komplexität und Entstehungsgeschichte als Haupthindernisse für die Akzeptanz von C&I-Batterien. Batterien sind wie ein Schweizer Taschenmesser und können mehrere Aufgaben erfüllen. Der Schlüssel zu ihrer Anwendung besteht darin, zu wissen, welche Kombinationen von Optionen Sie für eine bestimmte Situation benötigen. Dies hängt von den Bedürfnissen des Kunden, seinem spezifischen Energieverbrauch und seinen Abrechnungsmustern sowie von seinem Standort ab, was häufig auf lokale Vorschriften, Strommärkte und Netztarifstrukturen zurückzuführen ist.

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Tarifgestaltung: Der übersehene Faktor für die Rentabilität von C&I
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Obwohl sich die Strommärkte in den letzten Jahren rasant weiterentwickelt haben, sind viele kommerzielle Tarifstrukturen nach wie vor veraltet und spiegeln ein Stromsystem wider, das durch eine umfangreiche zentrale Stromerzeugung gekennzeichnet ist.

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Festpreis- oder Bündeltarife sind immer noch üblich, da sie weder die tatsächlichen Kosten der Stromversorgung widerspiegeln noch klare Preissignale liefern, die Flexibilität in Zeiten niedriger und hoher erneuerbarer Stromerzeugung oder Nachfrage fördern. Infolgedessen können sich diese veralteten Preismodelle erheblich und negativ auf die Wirtschaftlichkeit von C&I-Solar- und Batterieprojekten auswirken.

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Um diese Auswirkungen zu untersuchen, führte Orkestra eine detaillierte Analyse der Machbarkeit von Solar- und Speicheranlagen in 14 Versorgungsregionen im Vereinigten Königreich durch und modellierte dabei sowohl ein typisches KMU als auch einen größeren Industriekunden. Anhand repräsentativer Stromverbrauchsprofile für halbstündliche Stunden testeten wir eine Reihe von Systemgrößen und Betriebsstrategien, um den „Sweetspot“ zwischen Batteriebetrieb, Kundenlastprofil und Systemauslegung hinter dem Zähler zu ermitteln.

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Die Ergebnisse waren zuweilen widersprüchlich, da die lokale Versorgungsregion einen größeren Einfluss auf die Machbarkeit des Systems hatte als die Sonneneinstrahlung — was die Bedeutung der Tarifstrukturen deutlich unterstreicht.

Um die Analyse genauer zu betrachten, nehmen wir das Beispiel eines kleinen bis mittleren Unternehmens in Liverpool im Nordosten Englands. Eine 60-kW-Solaranlage in Kombination mit einer 40-kWh-Batterie ergab einen Nettogegenwartswert (NPV) von 62.000 GBP, wenn die Batterie ausschließlich für den Eigenverbrauch verwendet wurde. Durch die Umstellung auf einen Nutzungszeittarif mit drei Tarifen erhöhte sich der NPV jedoch auf 109.000 GBP.

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Als die Batterie weiter optimiert wurde, um sowohl über Solaranlagen auf dem Dach als auch über niedrige Nachtnetzpreise aufgeladen zu werden und sich morgens und abends zu hochpreisigen Zeiten zu entladen, stieg der NPV erneut an und erreichte 123.000 GBP.

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Die Einführung dynamischer Stromtarife in ganz Europa und insbesondere in Deutschland im Jahr 2025 ist ein willkommener und notwendiger Schritt. Darüber hinaus schaffen Netztarife wie die deutschen Tarife für atypische Netznutzungsnachfrage Anreize, den Stromverbrauch in Zeiten hoher Netznachfrage zu drosseln.

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Wie die Analyse von Orkestra zeigt, eröffnet diese Entwicklung europäischen Unternehmen erhebliche Möglichkeiten, die Energiekosten zu senken.

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Für Solarunternehmen ebnet es den Weg, wertvollere Solar- und Speicherlösungen anzubieten und Batterien für bestehende C&I-Anlagen nachzurüsten. Die Erschließung dieses Potenzials hängt nicht nur vom Einsatz neuer Technologien ab, sondern auch von einem klaren Verständnis des Wertpotenzials von Batterien und der Rolle, die dynamische Tarife bei der Umgestaltung der Projektökonomie spielen. Diejenigen, die dieses Gesamtbild vollständig verstehen, werden am besten in der Lage sein, in dieser nächsten Phase der europäischen Energiewende eine führende Rolle zu spielen.

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Für politische Entscheidungsträger ist es von entscheidender Bedeutung, Lieferanten und Netzbetreiber weiterhin zu ermutigen, Geschäftskunden klare Preissignale zu geben. Diese Signale bieten Unternehmen einen Anreiz, ihren Energieverbrauch weg von Zeiten mit Spitzennachfrage hin zu Zeiten zu verlagern, die besser auf die Erzeugung erneuerbarer Energien abgestimmt sind.

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Beispielsweise sollten die politischen Entscheidungsträger im Vereinigten Königreich regulatorische Änderungen rückgängig machen, die dazu führen, dass ein erheblicher Teil der Netzwerkgebühren als „Restgebühren“ festgelegt wird. Diese Netzentgeltstruktur untergräbt das Preissignal für gewerbliche Verbraucher, die Nachfrage durch Maßnahmen wie den Einbau von Batterien zu reduzieren.

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Angesichts des stark eingeschränkten nationalen Netzes im Vereinigten Königreich ist es pervers, dass Restgebühren einen wichtigen Hebel einschränken, um die dringend benötigte Flexibilität zu gewährleisten.
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Über den Autor: James Allston war Mitbegründer des Softwareanbieters für Machbarkeitsmodellierung sauberer Energien Orchestra Energy im Jahr 2020. Als leidenschaftlicher Verfechter der Transformation der Art und Weise, wie Unternehmen Energie nutzen, war James auch Vizepräsident und Gründungsmitglied des Australian Energy Efficiency Council. Derzeit leitet er die Expansion von Orkestra nach Europa, wobei der Schwerpunkt auf Großbritannien und Deutschland liegt.