Batteriespeicher in Spanien: Chancen und Herausforderungen für Erneuerbare Energien Erzeuger aufgrund der Kannibalisierung im spanischen Strommarkt

​​​​​​​​​​​​​veröffentlicht am 25​. April 2024

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Im Frühjahr 2024 hat sich in Spanien die besondere Konstellation ergeben, dass es sehr windig war, gleichzeitig die Sonne schien und die Wasserspeicher im Nordwesten Spa​​niens teilweise zu 100 Prozent gefüllt sind, so dass sie durchgehend Strom produzieren konnten (mussten). Dazu kam der noch geringe private Verbrauch aufgrund des milden Winters und noch nicht eingeschalteten Klimaanlagen. Diese Konstellation führte zu den geringen Pool-Preisen und der freiwilligen teilweisen Abregelung der Atomkraftwerke in Spanien. Bei Volllast erzeugen die spanischen Atomkraftwerke etwa 170 GW/h Energie am Tag, welche zuletzt am 21. Februar ins Netz eingespeist wurde. Seitdem lag die Produktion teilweise deutlich unter der Volllast, zB am 24.2. mit nur 112 GW/h. Die Eigentümer der Atomkraftwerke bevorzugen das Herunterfahren der Anlagen und Vorziehen von Wartungsarbeiten gegenüber dem Verkauf der Energie zu Preisen, die die laufenden Kosten nicht decken. 

Am 20. März war der spanische Grosshandelspreis auf 26,24 €/MWh gesunken, im Vergleich zum deutschen Grosshandelspreis von 68,36 €/MWh und dem französischen Grosshandelspreis von 63,59 €/MWh. Leider kann die Iberische Halbinsel aufgrund von fehlenden Durchleitungen nicht genug Strom nach Europa exportieren, um die Preisunterschiede auszunutzen. Dementsprechend stellt sich den Betreibern von spanischen PV-Anlagen nun die Frage, wie sich die Anlagen in der Zukunft rentabel betreiben lassen, wenn sich die Preissituation auf der Iberischen Halbinsel nicht ändert. 

Als erste Lösung bieten sich Batteriespeicher an, die den sogenannten Peak-shift ermöglichen, also das Einspeisen des Stroms zu Zeiten, an denen der Grosshandelspreis höher ist, also üblicherweise vor und nach Sonnenuntergang. 

Der nachträgliche Zubau von Batteriespeichern in Spanien ist erfreulicherweise regulatorisch unproblematisch. Der bereits bestehende Einspeisepunkt kann für eine sogenannte Hybridisierung verwendet werden, was allerdings bedeutet, dass die maximale Einspeisekapazität durch den bereits bestehenden Netzanschluss gedeckelt ist. D.h., wenn der Netzanschluss seinerzeit für 30 MW erteilt wurde, auch nur maximal 30 MW eingespeist werden kann, obwohl zB nach der Erweiterung 30 MW PV und​​​ 10 MW Batteriespeicher installiert sind. 

Stand-alone Lösungen sind aufwendiger zu planen, wobei der durch RDL 7/2023 eingeführte grid-bond in Höhe von 60.000 €/MW wohl ein Versehen des Gesetzgebers war und laut Pressemitteilung gestrichen werden soll. 
Durchleitungsgebühren (peajes) müssen für den von Batteriespeicher aus dem Netz gezogenen (gekauften) Strom nicht gezahlt werden, wenn er später wieder eingespeist (verkauft) wird, RD Real Decreto 148/2021. 
Des Weiteren wird in Spanien über die Einführung eines Kapazitätsmarktes nachgedacht. Diese mögliche weitere Einnahmequelle (neben der Teilnahme am inter-day trading, erste und zweite Regulation), je nach Ausgestaltung, kann für die Entscheidung pro-Speicher entscheidend sein. 

Wir unterstützen gerne bei der Lösung der technischen, rechtlichen und wirtschaftlichen Fragestellungen Ihres Projektes. 
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