Glossar

Praktisch heißt das: Statt pauschal die ungünstigste Annahme hinzunehmen, wird per Messkonzept nachgewiesen, wie viel Netzstrom tatsächlich in den Speicher geflossen ist. Das kostet Messaufwand, lohnt sich aber, wenn der Netzstromanteil klein ist.

Was sich für die Lastspitzenkappung ändert: Heute bestimmt ein einziger ungünstiger 15-Minuten-Wert im Jahr den Leistungspreis. Nach AgNes treten drei Komponenten an seine Stelle, ein Kapazitätspreis für vorab gebuchte Leistung, Arbeitspreis 1 auf alle Kilowattstunden innerhalb dieser Buchung und Arbeitspreis 2 als Strafpreis auf jede Kilowattstunde darüber. Lastspitzenkappung heißt dann nicht mehr, eine Jahresspitze zu kappen, sondern dauerhaft unter der gebuchten Kapazität zu bleiben. Zusätzlich geplant sind ortsabhängige dynamische Netzentgelte und erstmals Entgelte auf die Einspeisung.

Die Logik dahinter: Das Netz wird für den Moment der höchsten Gesamtlast ausgebaut. Wer genau dann weniger bezieht, entlastet das Netz und zahlt weniger. Deshalb zählt nur die Reduktion innerhalb der Hochlastzeitfenster, nicht die Jahreshöchstlast. Die Fenster legt der zuständige Verteilnetzbetreiber fest und veröffentlicht sie.

Merksatz: BTM verdient an Kosten, die nicht entstehen, FTM an Erlösen, die entstehen. Ein BTM-Speicher konkurriert mit dem Strompreis von vielleicht 25 ct/kWh, ein FTM-Speicher mit dem Spotpreis von vielleicht 8 ct/kWh. Deshalb rechnen sich Speicher hinter dem Zähler oft schon bei deutlich kleineren Anlagen.

Rechenbeispiel: 1.000.000 kWh Jahresverbrauch bei 400 kW Spitze ergibt 2.500 Benutzungsstunden. Unterhalb der Schwelle gilt ein niedrigerer Leistungspreis und ein höherer Arbeitspreis, oberhalb umgekehrt. Eine Batterie senkt die Spitze und verschiebt den Betrieb damit nach oben, was je nach Verbrauchsprofil günstiger oder teurer sein kann. Genau hier entstehen die scheinbar widersprüchlichen Ergebnisse.

Wichtig fürs Kundengespräch: Die Quellen addieren sich nicht einfach. Die Batterie kann eine Kilowattstunde nur einmal verwenden. Lädt sie günstig für den Spotmarkt, fehlt die Kapazität womöglich für die Lastspitze am Nachmittag. Deshalb verschiebt sich die Aufteilung, sobald Einstellungen geändert werden, und die Gesamtsumme fällt niedriger aus als die Summe der einzeln gerechneten Anwendungsfälle.

FTM-Projekte sind größer, regulatorisch aufwendiger und hängen vollständig an Marktpreisen, weil kein Verbraucher dahintersteht, dessen Rechnung sie senken könnten.

Graustrom ist nicht per se schlecht für die Wirtschaftlichkeit. Wenn nachts günstig geladen und damit tagsüber eine teure Lastspitze gekappt wird, kann sich das rechnen, auch wenn Abgaben anfallen. Der Haken liegt bei der Förderung, nicht beim Strompreis. Deshalb fragt Furo, ob der Speicher Netzstrom laden darf, und rechnet die Folgen mit.

Der Unterschied ist nicht physikalisch, sondern bilanziell. Strom im Netz lässt sich nicht nach Herkunft trennen; entscheidend ist, was gemessen und zugeordnet wird. Lädt der Speicher ausschließlich PV-Strom, bleibt die Förderung erhalten. Sobald auch Netzstrom hineinfließt, gilt er als Mischbetrieb, und es muss nachgewiesen werden, welcher Anteil woher stammt. Genau dafür gibt es die Abgrenzungsoption.

Was sich im Ergebnis ändert: Standardmäßig vergleicht Furo einen Lastgang mit PV, aber ohne Batterie, gegen einen mit PV und Batterie, die PV-Anlage selbst steht damit nicht im Ergebnis. In der Kombi-Analyse kommen die Investitionskosten und die Einsparungen der PV hinzu, dazu drei zusätzliche Tabellen: PV-Stromeinsparungen, Amortisation PV und PV-Einspeiseerlöse. Voraussetzungen: mindestens eine PV-Anlage vom Anlagentyp „Geplant“ und PV-Investitionskosten größer als null. Eine getrennte Amortisation nur für den Speicher gibt es in der Kombi-Analyse nicht.

Hintergrund: Ein Speicher, der nur PV-Strom lädt, ist regulatorisch einfach. Sobald er auch Netzstrom lädt, mischen sich geförderter und ungeförderter Strom, und es muss geklärt werden, welcher Anteil welche Abgaben trägt. MiSpeL regelt genau diesen Mischbetrieb.

In einem Satz: Was sind alle künftigen Einsparungen wert, wenn ich sie auf heute umrechne, abzüglich dessen, was ich heute investiere? Ist der Wert positiv, verdient das Projekt mehr, als das Geld anderweitig anzulegen. Abgezinst wird, weil 1.000 € in zehn Jahren weniger wert sind als 1.000 € heute.

Vorsicht im Verkauf: Der höchste Kapitalwert ist nicht dasselbe wie das beste Angebot. Größere Batterien haben oft den höheren absoluten Kapitalwert, binden aber mehr Eigenkapital und amortisieren langsamer. Eine oder zwei Stufen kleiner ist häufig leichter zu verkaufen. Zeig deshalb mehrere Größen im Vergleich, statt nur die Empfehlung.

Für die Vermarktung entscheidend ist nicht die Nennkapazität, sondern der freie Spielraum. Eine 1.000-kWh-Batterie, die zwischen 40 und 60% arbeitet, hat 200 kWh frei. Dieselbe Batterie zwischen 20 und 80% hat 600 kWh frei. Deshalb schwankt der Arbitrage-Erlös von Tag zu Tag.

Die Idee ist simpel, die Umsetzung nicht: Der Preisunterschied zwischen günstigster und teuerster Stunde muss größer sein als die Wirkungsgradverluste plus die Abgaben auf den geladenen Strom. Von einer Preisspanne bleibt dadurch oft weniger als die Hälfte als Erlös übrig.

Das Bild dazu: Ein festes Band Strom wird im Voraus gekauft, etwa 75% des Jahresverbrauchs zu einem heute fixierten Preis. Alles darüber hinaus wird am Spotmarkt nachgekauft, alles darunter gutgeschrieben. Für die Batterie heißt das: Nur der variable Anteil lässt sich optimieren, der Fixanteil ist bezahlt, unabhängig vom Verbrauchszeitpunkt.

Das Verkaufsargument dahinter: Eine Batterie, die nur Eigenverbrauch optimiert, verdient nur dann, wenn gerade Sonne scheint oder eine Lastspitze ansteht. Den Rest der Zeit steht sie still. Vermarktung heißt, diese Leerlaufzeit zu Geld zu machen. Zwei Formen: Direktvermarktung verkauft erzeugten PV-Strom, Flexibilitätsvermarktung verkauft die Fähigkeit der Batterie, auf Signal zu laden oder zu entladen.