PGIM: So werden Batteriespeicher großflächig investierbar
Bei der Kombination von Speichertechnologie und Erneuerbaren Energien geht es nicht mehr darum, grünen Strom funktionsfähig zu machen. Es geht darum, ihn in großem Maßstab investierbar zu machen, sagt John Ploeg von PGIM.
Eckpunkte:
- Drastische Kostenreduktion seit 2010
- Batteriespeichersysteme (BESS) können Stromnetze stabilisieren
- Risiko China und Laufzeiten als limitierender Faktor
Die drastische Kostenreduktion bei Batteriespeichern ist ein entscheidender Treiber dafür, dass sich Batteriespeichersysteme zunehmend zur investierbaren Infrastrukturanlage entwickeln (Battery Energy Storage Systems, BESS), erklärt John Ploeg, Co-Head ESG Research bei PGIM in einem Marktkommentar und erläutert die Chancen, aber auch die Risken des aktuellen Marktumfelds – und nennt dazu harte Fakten: Demnach sanken zwischen 2010 und 2024 die Installationskosten um 93 Prozent auf 197 US-Dollar je Kilowattstunde. 2025 verbilligten sich schlüsselfertige Systeme nochmals um 30 Prozent.
Damit werde die Kombination von Solar- und Windkraft mit Speichern zunehmend zum Standard. Speicher können überschüssigen Strom aufnehmen und zu Zeiten höherer Nachfrage abgeben. „Das stabilisiert Erlöse und reduziert die Folgen negativer Strompreise“, so Ploeg. Allein Deutschland habe zuletzt 573 Stunden mit negativen Strompreisen verzeichnet, Frankreich mehr als 500 Stunden.
Auch Stromgestehungskosten sinken
Auch die Kosten für zuverlässig verfügbaren erneuerbaren Strom sinken aus Ploegs Sicht deutlich. Laut der International Renewable Energy Agency (IRENA) gingen die Stromgestehungskosten für Solar-plus-Batterie-Systeme in fünf Jahren bis 2025 um fast 50 Prozent zurück und liegen in sonnenreichen Regionen bei 54 bis 82 US-Dollar/pro Megawattstunde. Bis 2035 werde ein weiterer Rückgang um rund 40 Prozent erwartet, an besonders günstigen Standorten auf unter 50 US-Dollar/ Megawattstunde. „In China werden bereits Werte von 30 US-Dollar/ Megawattstunde erreicht. Zum Vergleich: Neue Gas-Kombikraftwerke in den USA liegen bei etwa 102 US-Dollar/ Megawattstunde, neue chinesische Kohlekraftwerke bei 70 bis 85 US-Dollar/ Megawattstunde“, so Ploeg.
Langfristige Verträge mit Rechenzentren
Für Investoren gewinne neben den Kosten vor allem die langfristige Planbarkeit der Einnahmen an Bedeutung. „An die Stelle reiner Strompreis-Arbitrage treten zunehmend langfristige Verträge und gebührenbasierte Modelle, etwa mit Energieversorgern, Hyperscalern und Rechenzentren. Verträge mit Laufzeiten von 15 bis 20 Jahren können langfristige Finanzierungen ermöglichen“, schreibt Ploeg.
Optionen für Refinanzierung entstehen
Mit zunehmender Zahl etablierter Projekte entstünden zudem Refinanzierungsmöglichkeiten für langfristig orientierte Investoren. Das Marktpotenzial wachse entsprechend: „Die weltweiten Investitionen in BESS dürften 2026 die Marke von 100 Milliarden US-Dollar überschreiten“, schätzt Ploeg von PGIM.
Laufzeiten als limitierender Faktor
Ploeg nennt jedoch auch verschiedene Risiken am Markt für BESS, die Investoren im Blick behalten sollten: „Die Laufzeit bleibt ein limitierender Faktor. Die meisten Lithium-Ionen-Systeme im Großmaßstab liefern Strom für bis zu etwa vier Stunden – ausreichend für den innertäglichen Ausgleich, jedoch nicht für mehrtägige Wetterereignisse oder saisonale Lücken. Kombinierte BESS-Anlagen mindern daher das Risiko der Intermittenz, anstatt es zu beseitigen“, so Ploeg. Mit Intermittenz wird das Risiko von Stromnetzschwankungen oder Versorgungslücken durch Unterbrechungen bezeichnet.
US-Markt: Steuergutschriften mit Risiko
Auch sieht Ploeg ein weiteres Risiko in der Kannibalisierung durch zuviele Speichersysteme: „Wenn jedes Solarprojekt einen Speicher hinzufügt, könnten die Zeitfenster mit Spitzenpreisen überfüllt werden, was die Spreads verringert, die die Investition rechtfertigen“, befürchtet der Co-Head ESG Research bei PGIM. „Das dritte Risiko besteht darin, dass die Konzentration der Zellfertigung in China die Einhaltung der Vorschriften für „Foreign Entity of Concern“ (FEOC)/ Supercritical Fluid Extraction (SFE) im Rahmen des „One Big Beautiful Bill Act“ zu einer der folgenreichsten neuen Variablen bei der BESS-Risikoprüfung in den USA gemacht hat, insbesondere für Projekte, deren Bau im Jahr 2026 beginnt“, konstatiert er. In den USA müssten demzufolge mindestens 55 Prozent der Kosten für hergestellte Produkte außerhalb verbotener ausländischer Unternehmen anfallen, um die Steuergutschriften zu erhalten.
Unsicherheit über Leistungsdauer
Schließlich sei da zudem noch die Reife der Leistungsdaten. Zwar wüchsen die Betriebserfahrungen und die ersten Ergebnisse seien vielversprechend, „doch die empirischen Daten für BESS im Großmaßstab über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren sind nach wie vor begrenzt. Degradationsprofile, Austauschzyklen und langfristige Wartungskosten werden noch validiert“, so Ploeg. Eine umsichtige Risikoprüfung erfordere eine detaillierte Betrachtung des vertraglichen Rahmens, der Betriebsbedingungen und der Herstellerunterstützung durch Garantien und Betriebsvereinbarungen, so Ploeg von PGIM. (de)
