Fünf gängige Geschäftsmodelle für dezentrale Energiespeicher im Ausland

Projektentwickler im Bereich Energiespeicher vermieten Energiespeichersysteme an Nutzer, um Stromspitzen und Bedarfsspitzen zu reduzieren und Notstrom bereitzustellen. Die Mietdauer kann flexibel an die Zielgruppe oder die Produktanwendung angepasst werden. Die Nutzer zahlen eine monatliche Miete, die Nutzungsgebühren, Betriebs- und Wartungskosten, Softwaregebühren, Installationskosten, Steuern usw. abdeckt. Projektentwickler im Bereich Energiespeicher finanzieren den Kauf der Energiespeichersysteme mit Fremdkapital. Der durch das operative Leasing generierte stabile Cashflow dient als Finanzierungsgrundlage.

Die meisten monatlichen Mietgebühren sind Festbeträge. Die Leasinggebühr berechnet sich auf Basis der Projektinvestitionskosten. Die Differenz zwischen Leasinggebühr und den Einsparungen auf der Stromrechnung des Nutzers entscheidet maßgeblich darüber, ob ein Kunde an der Anmietung des Energiespeichers interessiert ist. Am Beispiel des von Stem und einem Nutzer abgeschlossenen Leasingvertrags für einen Energiespeicher zeigt sich, dass die Stromeinsparungen des Nutzers je nach tatsächlicher monatlicher Lastreduzierung das Zwei-, Drei- oder Vierfache der an Stem gezahlten Mietgebühr betragen können. Laut Stem ist es schwierig, Kunden für die Installation zu gewinnen, wenn die Einsparungen nicht mindestens das Doppelte der an Stem gezahlten Stromkosten betragen.

„Leasing und Verkauf“ ist derzeit das am weitesten verbreitete Investitions- und Betriebsmodell im Bereich dezentraler Energiespeicher. Die US-amerikanischen Unternehmen Stem und GreenCharge Networks sowie das deutsche Unternehmen Entega nutzen dieses Modell, um ihren Kunden Energiespeicherdienstleistungen anzubieten.

Dieses Modell beschreibt die Strategie der Gewinnbeteiligung an Energiespeicherprojekten zwischen Projektentwicklern und -betreibern. Es ähnelt dem Leasingmodell, weist aber auch Unterschiede auf. Beispielsweise zahlen Nutzer in beiden Modellen einen bestimmten Prozentsatz oder einen festen Betrag der erzielten Einsparungen an die Betreiber der Energiespeicheranlagen. Die Leasinggebühr basiert üblicherweise auf den fixen Investitionskosten des Projektentwicklers und ist meist ein Festbetrag. Beim Modell der Gewinnbeteiligung hingegen wird der Gewinn anteilig nach den monatlich eingesparten Strommengen aufgeteilt. Diese Gewinnbeteiligung ist bei privaten Haushalten relativ selten und wird hauptsächlich von Industrie- und Gewerbekunden genutzt.

Darüber hinaus zeigt die aktuelle Entwicklung beider Modelle, dass die Vertragslaufzeit beim Umsatzbeteiligungsmodell in der Regel länger ist, nämlich 10 Jahre oder mehr. Gleichzeitig wird das Umsatzbeteiligungsmodell häufig mit dem Modell des virtuellen Kraftwerks und dem Modell der gemeinschaftlichen Energiespeicherung kombiniert. Die Vertragslaufzeit des Leasingmodells hingegen ist tendenziell kürzer. So bot Younicos beispielsweise ursprünglich Leasingverträge mit einer Mindestlaufzeit von 2 bis 4 Jahren an, akzeptiert aber seit 2019 monatliche Mietzahlungen. Nutzer zahlen lediglich die Miete sowie die Kosten für Aufstellung und Abbau; es entstehen keine weiteren Kosten oder Risiken.

Energieversorger oder Drittanbieter bündeln die Energiespeichersysteme von Privatpersonen, Gewerbebetrieben und Industrieunternehmen, die über eine zentrale Leitwarte mit dem intelligenten Stromnetz verbunden sind, und beteiligen sich an Netzdienstleistungen, um durch die Analyse, Steuerung und Optimierung des Betriebs der Energiespeichersysteme Anwendungsvorteile zu erzielen. Das Modell des „virtuellen Kraftwerks“ ist das Ergebnis der Energiespeicherung mit dem Ziel vielfältiger Anwendungsmöglichkeiten. Ein dezentrales Energiespeichersystem mit einheitlicher Planung und Verwaltung kann nicht nur am Strommarkt teilnehmen und durch Frequenzmodulation, Reservekapazität und andere Anwendungen Vorteile erzielen, sondern auch zur Spannungsstützung von Übertragungs- und Verteilungsnetzen beitragen, den Ausbau von Übertragungs- und Verteilungsnetzen verzögern und Lastmanagement-Anwendungen ermöglichen. Laut Prognose von GTM Research werden die jährlichen Umsätze virtueller Kraftwerke weltweit von 1.5 Milliarden US-Dollar im Jahr 2016 auf 5.3 Milliarden US-Dollar im Jahr 2023 steigen, wobei die USA im Jahr 2023 einen Anteil von 3.7 Milliarden US-Dollar erzielen werden. Aktuell nutzen auf dem internationalen Markt Unternehmen wie Moixa (Großbritannien), Stem (USA) und Sonnen (Deutschland) dieses Modell, um Umsatzkanäle für Energiespeicherprojekte zu erschließen. Struktur des Geschäftsmodells virtueller Kraftwerke.

Im virtuellen Kraftwerksbetrieb ist die Software (manche nennen sie „Cloud-Plattform“ oder „zentrale Leitwarte“), die Energiespeichersysteme aggregiert, analysiert und die Steuerung optimiert, von entscheidender Bedeutung. Die Software muss in einem bestimmten Zeitraum Daten zum Lastverhalten der Gebäude erfassen (die KI-Software Athena von Stem liest diese Daten sekündlich aus), Preisinformationen vom Markt abrufen und gleichzeitig stündliche Wetterdaten sammeln. Die Software muss die Informationen zu jedem Gebäude, jedem Markt und jedem Stromtarif in Echtzeit verwalten. Wenn ein Energieversorger Lastmanagement anordnet, kann die Software Optimierungspunkte finden, die den Nutzern helfen, Kosten zu sparen.

Ein typisches Beispiel für ein gemeinschaftliches Energiespeichermodell ist das Sonnen Community-Programm, das 2015 von SonnenBatterrie in Deutschland ins Leben gerufen wurde. Gemäß dem Konzept speichern die Mitglieder/Nutzer Photovoltaikstrom in Batteriespeichern. Der gespeicherte Strom wird für den Eigenverbrauch, den Stromhandel innerhalb der Gemeinschaft und für Netzdienstleistungen genutzt. Die Nutzer zahlen lediglich eine feste Gebühr (die niedriger ist als der Strompreis aus dem Netz). Potenzielle Anwendungsgebiete für dieses Modell sind Deutschland, die USA und Australien. Australien erprobt dieses Modell seit Ende 2016 im Projekt WhiteGum Valley. Gleichzeitig begannen auch die USA, dieses Modell in einigen Gemeinden zu fördern.

Darüber hinaus bietet das Modell der gemeinschaftlichen Energiespeicherung neben der Bündelung regionaler Energiespeicher für den Stromhandel eine weitere Möglichkeit: die Anbindung zahlreicher Stromerzeuger und -verbraucher mit Photovoltaikanlagen an ein unabhängiges, zentrales Batteriespeichersystem. 2016 startete Alkimos Beach in Perth, Australien, ein Pilotprojekt für ein ähnliches Modell. Dabei wurden 100 Photovoltaikanlagen auf Hausdächern an Lithium-Ionen-Batterien mit einer Kapazität von 1.1 MWh angeschlossen. Der Photovoltaik-Entwickler Synergy ist für Betrieb und Wartung des Systems verantwortlich. Bereits 2015 demonstrierte das Projekt MVV Strombank das Modell der gemeinschaftlichen Energiespeicherung mithilfe eines großflächigen Batteriespeichersystems für den gemeinschaftlichen Stromhandel.

Tatsächlich existieren im Energiespeichermarkt zahlreiche abgeleitete oder hybride Modelle der oben genannten Modelle. Das gängigste Hybridmodell ist eine Mischung aus Operating-Leasing/Kosteneinsparungsmodell im Stromsektor und dem Modell des virtuellen Kraftwerks.

Beispielsweise bündelte die US-amerikanische Firma Stem, Inc. im Juni und August 2017 ihre Energiespeicherprojekte im Leasingmodus, um ein virtuelles Kraftwerk zu errichten, an Spotmarkttransaktionen teilzunehmen und auf die Einsatzplanung zu reagieren.

Im abgeleiteten Modell ist es derzeit üblicher, Stromverkauf und Energiespeicherung zu kombinieren, um Nutzern Energiedienstleistungen anzubieten. Beispielsweise nutzt das deutsche Unternehmen SENEC Energiespeicher und intelligente Managementsysteme, um eine Reihe von Energiedienstleistungspaketen zu entwickeln, die Nutzern hochwertige Energiedienstleistungen bieten und anderen internationalen Anbietern von Energiespeichersystemen oder Energiedienstleistern Demonstrationsprojekte zur Verfügung stellen.