Batteriespeicher „Der Netzanschluss beinhaltet ein Riesenpotenzial“

Batteriespeicher sind heute zentrale Flexibilitätswerkzeuge, mit denen das volatile Angebot an erneuerbaren Energien in immer größerem Maße ausgeglichen sowie Netze stabilisiert und die Versorgungssicherheit garantiert werden. Über Speicher als langfristige Infrastrukturprojekte, über zugehörige Finanzierungsmodelle, Arbitrage sowie Batterien als Anlageklasse sprach r.energy mit Sascha Koberstaedt, Founder und CEO von encosa energy.

Herr Koberstaedt, wo sehen Sie aktuell die Haupttendenzen bei der Entwicklung und dem Betrieb von Großbatteriespeichern?

Sascha Koberstaedt: Ich möchte vorausschicken, dass es für Großbatteriespeicher keine klare Definition gibt. Meist aber geht man von Größenordnungen über 10 MW aus, die stand-alone auf Freiflächen verbaut sind. Ein wichtiger Trend bei Batteriespeichern ist aus meiner Sicht, dass sie sich zu einem neuen Asset beziehungsweise einer neuen Investitionsmöglichkeit entwickeln, wobei es streng genommen nicht der Speicher ist, sondern der Netzanschluss. Der Netzanschluss ist oft ein limitierender Faktor, gerade bei Großbatteriespeichern. Denn große Zugänge zu bekommen, ist häufig schwierig. Anders sieht es bei mittelständischen Unternehmen aus. Deren Netzanschlüsse sind deutlich kleiner, aber auch viel zahlreicher. Nach unserer Einschätzung sind sie das zentrale Element für Batteriespeicher. Doch egal, ob Großbatteriespeicher oder kleinere Anschlüsse: Vielen ist gar nicht bewusst, dass sie damit auf einer ungenutzten Assetquelle sitzen.

Können Sie auf den letzten Punkt noch etwas differenzierter eingehen?

Sascha Koberstaedt: Nehmen wir ein mittelständisches Unternehmen. Solche Unternehmen besitzen fast immer einen Netzanschluss, mit dem man traden kann. Technische Voraussetzung ist hier ein Mittelspannungsanschluss – anders als die Niederspannung bei Haushalten oder die Hochspannung großer Stand-alone-Speicher, für die zusätzlich ein Umspannwerk benötigt wird. Das ist das eine. Zum anderen gibt es rund um Lastspitzen oder Optimierungen des Eigenverbrauchs eine Reihe von Möglichkeiten, Kosten einzusparen. Während sich also mit Batteriespeichern Front of the Meter Geld generieren lässt, kommt Behind the Meter die Kostenminderung dazu. Das ist das Neue, was bisher noch zu wenig betrachtet wird – beziehungsweise dessen Potenzial bisher kaum genutzt wird.

Sind damit mittelständische Unternehmen schlechthin das Kundenklientel von encosa?

Sascha Koberstaedt: Zu einem großen Teil ja. Behind the Meter sind die meisten unserer Kunden tatsächlich mittelständische Unternehmen. Prinzipiell richten sich unsere Leistungen aber an jedes produzierende Unternehmen, das Energie benötigt. Front of the Meter kommen zudem private Grundstückseigentümer, Landwirte sowie Immobilien- und Bestandshalter als Zielgruppen hinzu. Anders als bei Großspeichern, wo es meist um Greenfield-Projekte geht, ist bei uns ein vorhandener Netzanschluss die Voraussetzung. In solche Projekte gehen wir dann unabhängig von der Unternehmensgröße hinein.

Zurück zu den Trends bei Batteriespeichern: Wie spiegeln sich diese im Leistungsspektrum Ihres Unternehmens wider?

Sascha Koberstaedt: Das Spektrum klang bereits an. Um es auf den Punkt zu bringen: Wir ermöglichen es Anlegern – auch kleineren – aufgrund des Assets, das sie besitzen, wertschöpfend Front of the Meter zu agieren. Das ist das eine. Zum anderen schaffen wir die Möglichkeit, Batteriespeicher quasi wie ein Schweizer Taschenmesser einzusetzen: in Kombination mit einer PV-Anlage, zur Glättung von Netzentgelten, für Peaks, Hochlastzeitfenster, dynamische Stromtarife – alle Möglichkeiten, wenn man so will, die es Behind the Meter gibt. Mit Blick auf die eingesetzten Batteriespeicher agieren wir dabei technologie- und herstelleroffen.

Batteriespeicher sind Infrastrukturprojekte, die je nach zugrunde liegender Technologie eine Lebensdauer von 15 bis 20 Jahren aufweisen. Die einzelnen Phasen erstrecken sich von der Planung bis zum laufenden Betrieb. Wo in diesem Zyklus verorten sich die Leistungen von encosa?

Sascha Koberstaedt: Zur Einordnung sei erwähnt, dass wir eine Kundengruppe mit Projekten bis 10 MW adressieren. Als wir encosa gegründet haben, war die zentrale Überlegung: Was wollen unsere Kunden? Unsere Antwort lautet: Der Kunde will nicht den Batteriespeicher an sich. Er will Geld einsparen oder Geld verdienen. Deshalb sagen wir: Wir verkaufen nicht den Speicher, wir verkaufen Einsparung. Dafür nutzt der Kunde seinen Netzanschluss. Und wir ermöglichen es ihm, seine Kostenstruktur zu verbessern und/oder Geld zu verdienen. Man muss allerdings klar sagen: Ein Batteriespeicher ist ein sehr komplexes Gebilde. Auf Wunsch übernehmen wir deshalb in Speicherprojekten die komplette Kette von der Auslegung und Planung, über die Installation und den Betrieb bis zum After Sales. Hat ein Speicher sein Lebensende erreicht, lässt sich der Netzanschluss problemlos weiter nutzen.

Das Leistungsportfolio von encosa ist schon heute sehr weitreichend. Soll es künftig noch ausgebaut werden?

Sascha Koberstaedt: Ja. Und zwar in der Kombination von FTM und BTM. Aktuell ist es bei Front of the Meter und Behind the Meter noch ein Entweder-oder, weil eine Verbindung technologisch nicht möglich ist. Die beiden Welten zu verbinden, birgt jedoch ein Riesenpotenzial. Deshalb beschäftigen wir uns derzeit sehr intensiv mit diesem Thema und bauen softwaretechnisch an dieser Verbindung. Am Ende kann ein Speicher mehr als doppelt so performant werden, wie er es heute ist.

Der Netzanschluss gilt für die Erneuerbaren aktuell als Nadelöhr und Reifegradverfahren. Stichwort „first ready“ statt „first come“. Wie agiert encosa in dieser Situation strategisch?

Sascha Koberstaedt: Projekte zu Großbatteriespeichern machen mit dem Netzanschluss mechanisch das Gleiche wie wir. Inhaltlich sind sie aber komplett anders gelagert. Abweichend zu Greenfield-Projekten haben wir keinen zentralen Approach an einem bestimmten Ort, sondern viele dezentrale. Es gibt zigtausend Firmen in Deutschland, die solch einen Netzanschluss besitzen, ihn aber nicht nutzen. Mit unseren Projekten sind wir quasi immer im Gewerbe, Industrie- oder Mischgebiet. Eine Baugenehmigung ist daher für uns selten ein Hindernis. Dadurch gehen unsere Projekte viel schneller und haben eine höhere Wahrscheinlichkeit der Umsetzung. Wir docken auch immer an bestehende Ressourcen an. Zum Beispiel an Umspannwerke, meistens haben Kunden einen Trafo. Bei einer Brauerei, in der ich kürzlich war, war der Ausgangspunkt eine vorhandene PV-Anlage. Das ist typisch: Viele Kunden kommen über ihre PV-Anlage zum Thema Batteriespeicher – in Analogie zu Solar und Heimspeicher im Privaten. Der Nutzen für das Unternehmen ist am Ende aber fast immer deutlich größer, als den meisten anfangs bewusst ist.

Können Sie auf dieses Beispiel näher eingehen?

Sascha Koberstaedt: Gern. In diesem Fall kam der Kunde auf uns zu, weil seine PV-Anlage im Sommer aufgrund von Überkapazitäten abgeschaltet wird. Er hat einen Peak von 800 kW Netzanschluss, aber 2 MW – also 2.000 kW – zur Verfügung. Das heißt 1,2 MW liegen brach. Er hatte also investiert, ohne davon in Gänze profitieren zu können. Um dies zu ändern, will er nun mit einem Speicher arbeiten. Wie immer in solchen Projekten steht von unserer Seite dann erst einmal eine individuelle Analyse an. Wie sieht der Lastgang aus? Wie groß ist der Netzanschluss? Welchen Trafo gibt es? Zahlen, Daten, Fakten also. Im Fall der Brauerei ist es so, dass manche Betriebsteile im Drei- und manche im Einschichtbetrieb arbeiten. Hinzu kommt als Verbraucher ein Restaurant, sodass regelmäßig Peaks auftreten. An die Analysephase schließt sich dann eine Planungsphase an, etwa zur Art und Größe der Speicher, gefolgt von der Inbetriebnahme. Im Augenblick ist die Brauerei noch in der Entscheidungsphase. Sollte sie kaufen, hätte sie einen ROI von circa zwei Jahren zu erwarten, was meiner Meinung nach sehr gut ist. Dafür kann sie zum einen über Peak Shaving die Kosten senken und zum anderen den Netzanschluss für die Vermarktung nutzen.

Die Brauerei denkt also über einen Kauf nach. Kann ein Unternehmen, das seine Energieversorgung neu regeln oder optimieren möchte, auch andere Formen der Teilhabe nutzen?

Sascha Koberstaedt: Natürlich. Neben dem Kauf sind das zum Beispiel Miete, Pacht oder Co-Investition. Dabei sind stets mehrere Faktoren genau abzuwägen. Geht der Kunde zum Beispiel mit dem Kauf ins Investitionsrisiko, kann er auch die vollen Upsides mitnehmen. Zahlt er bei einem Unternehmen dagegen Miete, was wir über Partnerbetriebe realisieren, profitiert er fast immer ab Tag eins von einem positiven ROI. Darüber hinaus entwickeln wir Projekte, wo wir Unternehmen im Rahmen einer Co-Beteiligung für den Netzanschluss zahlen. Für den Kunden hat das den zusätzlichen Vorteil, dass er sofort mit jemandem kooperiert, der sich bei diesem Thema auskennt.

Angenommen, ein Unternehmen wechselt vom Modell der Investitions- zu dem der Betriebsausgaben. Was bedeutet diese Verschiebung Capex zu Opex für die Unternehmensbilanz?

Sascha Koberstaedt: Zu unseren Kunden gehören auch Family Holdings, die umfangreiche Mittel haben, in verschiedene Assets zu investieren. Dazu auch immer mehr Speicher. Bei 90 % unserer Kunden ist jedoch die Eigenkapitalquote begrenzt. Weil sie zukunftssicher aufgestellt sein wollen, setzen sie ihre Mittel meist im Kerngeschäft ein. Investitionen abseits davon finden noch immer recht wenig statt. Hier steigen wir ein, bieten Technologie sowie Einsparung und Erlöse, ohne dass das Unternehmen ein Investment tätigen muss.

Was macht einen Speicher für Investoren so interessant?

Sascha Koberstaedt: Nehmen wir ein Beispiel: Wir haben einen Kunden, das Family Office einer Milliardärsfamilie, mit dem wir gerade mehrere Projekte umsetzen. Das Potenzial liegt bei über 100 solcher Projekte. Dieser Kunde will jetzt erst einmal sehen, wie die ersten Projekte laufen, um dann gegebenenfalls die anderen zu erschließen. Man kann aber schon sagen: Für institutionelle Kapitalgeber ist die Sicherheit des Batteriespeichers als Kapitalanlage gegeben. Batteriespeicher haben sich zu einer eigenen Anlageklasse entwickelt – Marktanalysen zufolge mit einer IRR von acht bis 14 %. Zum Vergleich: Die zehnjährige Bundesanleihe bringt gut drei Prozent, der DAX über die letzten fünf Jahre rund zwölf Prozent pro Jahr, allerdings mit den bekannten Schwankungen. Hinzu kommt die Skalierbarkeit. Durchgehend bankable ist die neue Assetklasse für einzelne Kunden allerdings noch nicht.

Gibt es tendenziell eine Veränderung bei den angewendeten Modellen?

Sascha Koberstaedt: Wenn man von dem Großspeicherbereich ausgeht, haben die Unternehmen Projekte ursprünglich erst über Eigenkapital finanziert, dann kam über Banken der Fremdkapitalhebel hinzu. Bis heute ist damit ein Investitionsrahmen verbunden, ab dem Unternehmen in solche Projekte reingehen. Wir haben es geschafft, den gleichen Ansatz für Projekte mit geringerem Finanzierungsvolumen umzusetzen – aber nicht zentral, sondern dezentral. Wenn der Endkunde heute zu seiner Sparkasse oder Volksbank geht, um einen Batteriespeicher zu finanzieren, wird das nicht funktionieren. Noch nicht. Meiner Ansicht nach wird sich das aber in den nächsten Jahren ändern. Bis dahin und auch darüber hinaus können wir den Finanzierungspart übernehmen.

Wir hatten schon über BTM/FTM gesprochen, die Senkung der Kosten hinter dem Zähler – Behind the Meter – und das Erzielen von Erlösen vor dem Zähler – Front of the Meter. Wie würden Sie das Umfeld aktuell beschreiben?

Sascha Koberstaedt: Während das Vorgehen Front of the Meter hochgradig regulatorisch abhängig ist, stellt sich die Regulatorik Behind the Meter quasi als unkritisch mit klaren operativen Vorgaben dar. Wir sehen den Behind-the-Meter-Markt als den langfristig größeren an: Jede Firma hat einen Netzanschluss und zahlt Stromkosten, die sich mit einem Speicher reduzieren lassen. Ähnlich wie heute bei den PV-Anlagen werden in zehn Jahren viele Unternehmen einen Batteriespeicher betreiben, ganz einfach, weil es technologisch sinnvoll ist. Gleichzeitig gilt es, diese Welten zu verbinden, was allerdings eine technologische Herausforderung ist. Hinzu kommen die besagten regulatorischen Randbedingungen. Im Augenblick läuft bei uns das erste Projekt, mit dem wir bis Ende des Jahres diese Verbindung herstellen wollen. Dafür sind viele technische, regulatorische und partnerschaftliche Herausforderungen zu lösen.

Welche Rolle spielt in diesem komplexen Gefüge regulatorische Klarheit? Macht die aktuelle Regulatorik zum Beispiel das Investment riskanter?

Sascha Koberstaedt: Mit „MiSpeL“ und „AgNes“ wurden beziehungsweise werden ganz neue Möglichkeiten für Batteriespeicher geschaffen. Während MiSpeL die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten adressiert, soll AgNes ab 2029 die Netzentgeltsystematik komplett neu strukturieren. Die zum 31.12.2028 auslaufende Stromnetzentgeltverordnung wird dafür von AgNes ersetzt. Es gibt damit regulatorischen Rückenwind, und deswegen steht das Investitionsfenster offen. Das ist natürlich sehr vorteilhaft für die Investmentbereitschaft.

Herr Koberstaedt, encosa ist ein noch sehr junges Unternehmen. Umso mehr erstaunt die Präsenz am Markt. Wo sehen Sie den Schlüssel für den Erfolg?

Sascha Koberstaedt: Das Wichtigste ist, genau zu erkennen, was der Kunde will. In unserem Fall ist das nicht der Speicher, sondern die Einsparung und der Gewinn. Darauf richten wir unsere Leistungen konsequent aus. Dafür vereinfachen wir für den Kunden das Thema Batteriespeicher, das sehr komplex ist, und bieten ihm eine Komplettlösung. Das Gesamtheitliche ist das Entscheidende. Um hierbei das riesige Potenzial abzurufen, setzen wir eine Technologie ein, die funktioniert, die kein technologisches Risiko darstellt, sondern vielmehr nachhaltig und hochgradig skalierbar ist. Verbindet man das mit dem Gesamtbild der Energiewende und der Netzflexibilität, wird der Batteriespeicher zu einer essenziellen Komponente: Die Energiewende ist ohne Solar und Wind nicht denkbar – aber eben auch nicht ohne Speicher.

Herr Koberstaedt, vielen Dank für das Gespräch.