Solarboom eröffnet Chancen für Heimspeichersysteme

Der Absatz von Batterieheimspeichern für Photovoltaikanlagen wächst deutlich. Nach Zahlen des Marktforschungsinstituts SunWiz stiegen die Verkaufszahlen im Jahr 2020 um rund 39 Prozent auf insgesamt 31.264 Speichersysteme an. Für 2021 wird ein weiterer Zuwachs auf rund 33.000 verkaufte Einheiten prognostiziert. Dies entspricht einer erwarteten Speicherkapazität von etwa 340 Megawattstunden.

Für die kommenden Jahre sehen Branchenkenner sehr gute Absatzpotentiale. Anfang 2021 hatten bereits rund 2,8 Millionen Haushalte eine eigene Solaranlage auf dem Dach. Dies entspricht etwa 29 Prozent aller Wohngebäude. Anteilsmäßig ist Australien damit Weltspitze. Dadurch gibt es eine große, potenzielle Käuferschicht für dezentrale Stromspeicher.

Der Bau von Photovoltaik-Dachanlagen erlebt einen regelrechten Boom. Die installierte Gesamtleistung erreichte 2020 bereits rund 13,8 Gigawatt (GW). Für 2021 wird ein Rekordzubau von etwa 4 GW erwartet.

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Nach Einschätzung von Branchenkennern dürfte sich die hohe Marktdynamik fortsetzen. Allein im Stromnetz der dicht besiedelten Ostküste, dem National Electricity Market (NEM), könnten die Kapazitäten der Solardachanlagen nach einem mittleren Szenario des Betreibers Australian Energy Market Operator (AEMO) bis 2030 auf rund 30 GW steigen. Nach einem dynamischen Szenario ist sogar ein Zuwachs auf 35 GW möglich.

Strommarktreformen setzen Anreize für Speichersysteme

Die Flut an Solarstrom schafft allerdings Probleme für die Stabilität des Leitungsnetzes. Zur Mittagszeit ist die Netzspannung bereits häufig zu hoch, so dass sich die Wechselrichter der Anlagen abschalten. Besonders hoch ist der Anteil von Solarenergie im Bundesstaat South Australia, wodurch tagsüber häufig ein Stromüberschuss entsteht.

Seit Dezember 2020 müssen Solardachanlagen deshalb mit  Wechselrichtern ausgestattet sein, welche vom Netzbetreiber ferngesteuert abgeschaltet werden können. An bestimmten Tagen muss der Verteilnetzbetreiber South Australia Power Networks (SAPN) bereits mehr als 10.000 Photovoltaik-Anlagen vom Netz nehmen.

Und auch auf dem Strommarkt sorgen die stetig wachsenden Solarkapazitäten für Verwerfungen. So fallen die Spotpreise im NEM zur Mittagszeit immer häufiger in den negativen Bereich, steigen zur abendlichen Spitzenlast jedoch wieder deutlich an.

Um das Netz zukunftsfest zu machen, bringt die Regulierungsstelle Australian Energy Market Commission (AEMC) eine Reihe von Reformen auf den Weg, die bessere Bedingungen und Anreize für dezentrale Stromspeicherung und zugehörige Smart-Grid-Technologien schaffen sollen.

Dazu zählen flexiblere Möglichkeiten zur Preisgestaltung durch Two-way Pricing. In Zeiten eines hohen Strombedarfs können Netzbetreiber künftig eine höhere Einspeisevergütung gewähren. Wenn hingegen beispielsweise zur Mittagszeit ein Überschuss besteht, kann für die Netzeinspeisung sogar eine Gebühr erhoben werden. Dabei besteht ein Bestandsschutz bis 2025.

Virtuelle Kraftwerke erhalten Rechtssicherheit

Zudem werden einheitliche und vereinfachte Regeln für den Betrieb von Virtual Power Plants (VPP) eingeführt. Bislang konnten VPP nur aufgrund von Ausnahmeregelungen im Rahmen von Regulatory Sandboxes betrieben werden. Für den Betrieb einer Batterie waren zudem zwei unterschiedliche Registrierungen erforderlich, eine für die Stromeinspeisung und eine weitere für die Stromentnahme.

Nun entwickelt die AEMC eine neue Kategorie für Marktteilnehmer unter der Bezeichnung Integrated Resource Providers. Dies schafft einen landesweiten Rechtsrahmen für die Bündelung von Solardachanlagen und Batteriespeichern zu VPP. Haushalte können dadurch künftig sowohl Stromabnehmer als auch Erzeuger sein und im Zusammenschluss als VPP beispielsweise Systemdienstleistungen anbieten oder am Spotmarkt teilnehmen.

Derzeit gibt es  bereits 13 operative VPP in Australien. AGL Energy will an der Ostküste bis 2024 ein VPP mit einer Leistung von 350 MW errichten. Weitere Anbieter sind Origin Energy, EnergyAustralia, Ausgrid, Sonnen oder Tesla.

Bundesstaaten stellen Fördermittel bereit

Auf nationaler Ebene werden Solardachanlagen durch das Small-Scale Renewable Energy Scheme (SRES) gefördert. Durch den stark ausgeprägten Föderalismus verfügen auch die Bundesstaaten über weitreichende Kompetenzen in der Energiepolitik. Insgesamt haben vier Staaten bereits eigene Förderprogramme für Photovoltaiksysteme und Heimspeicher gestartet.

Einen geförderten Einspeisetarif für Solarenergie gibt es dagegen nicht mehr. Die Stromversorger können ihre Einspeisevergütung selbst festsetzen, wobei diese stetig sinkt. Ein typischer Haushalt in New South Wales kauft Strom für 20 bis 30 australische Cent pro Kilowattstunde und bekommt eine Einspeisevergütung von 5 bis 10 Cent pro Kilowattstunde angeboten. Lediglich in VIC existiert ein Mindesteinspeisetarif von 6,7 Cent pro Kilowattstunde.

Im Bundesstaat Western Australia gibt es mit dem Distributed Buy Back Scheme einen auf Heimbatterien ausgerichteten Einspeisetarif. Zwischen 15 und 21 Uhr wird eine Vergütung von 10 Cent pro Kilowattstunde gewährt, zu anderen Tageszeiten sind es nur 3 Cent.

Eine interessante Neuentwicklung ist die Erprobung von Community Batteries. Dabei handelt es sich um größere Netzspeicher, in der Regel mit einer Leistung zwischen 100 KW und 1 MW, die in den Vorstädten mit großen Solarkapazitäten installiert werden. In Western Australia testen Western Power und Synergy drei Batterien, wobei Haushalte Speicherkapazitäten über ein Abonnement anmieten können (beispielsweise 1,60 $A pro 6 Kilowattstunden/Tag).

Queensland will fünf Batterien mit einer Gesamtkapazität von 40 Megawattstunden fördern. In Melbourne plant der Netzbetreiber United Energy ein Gemeinschafts-Energiespeichersystem mit 2,7 Megawattstunden.