Batteriespeicher-Ausschreibungen: Welche Regeln Kosten senken

Der saudische Großtender ist als Fallbeispiel interessant, weil er ein Grundproblem sichtbar macht: Bei Batteriespeichern hängt der Preis nicht nur an der Technik, sondern stark an der Beschaffungslogik. Nach übereinstimmenden Branchenberichten hat Saudi-Arabiens Beschaffer SPPC die Präqualifikation für sechs Projekte mit jeweils 500 Megawatt und 2.000 Megawattstunden gestartet. Das entspricht einem standardisierten Vier-Stunden-Produkt. Schon diese eine Festlegung verändert, welche Projekte bankfähig sind, welche Anbieter mitbieten können und wie hoch die Risikoprämien ausfallen.

Für Projektentwickler, Investoren und Netzbetreiber ist das kein Detail. Batteriespeicher leben von mehreren Erlösquellen zugleich: Energiehandel, Netzdienstleistungen, Kapazitätswert und im Einzelfall Ersatz für Netzausbau oder Spitzenlastkraftwerke. Eine Ausschreibung muss deshalb präziser definieren, was eigentlich gekauft wird. Genau daraus ergibt sich der zentrale Unterschied zu Wind- und Solartendern.

Bei Wind- und Solarausschreibungen steht meist die Stromerzeugung im Mittelpunkt. Bewertet wird in der Regel, zu welchem Preis über Jahre Energie geliefert werden kann. Ein Batteriespeicher funktioniert anders: Er erzeugt keinen Strom, sondern verschiebt ihn zeitlich und stellt Leistung genau dann bereit, wenn das System sie braucht. Deshalb reichen Megawatt allein nicht aus. Ausschreibungen müssen fast immer auch die Energiemenge hinter der Leistung definieren, also etwa zwei, vier oder mehr Stunden Entladedauer.

Dazu kommt ein Punkt, den klassische Erneuerbaren-Tender kaum in dieser Form kennen: die Alterung. Wie oft ein Speicher geladen und entladen wird, wie tief die Zyklen sind und welche Verfügbarkeitsgarantien verlangt werden, beeinflusst die wirtschaftliche Lebensdauer direkt. Wenn eine Ausschreibung zwar hohe Einsatzpflichten fordert, aber den zulässigen Betriebsmodus, die Referenzzyklen oder den Umgang mit Degradation nicht sauber beschreibt, wird das Projekt für Banken schwerer kalkulierbar.

Hinzu kommt die Systemperspektive. Ein Netzbetreiber oder staatlicher Beschaffer kauft Speicher oft nicht nur für Arbitrage, also günstiges Laden und teureres Entladen, sondern für Reserve, Lastverschiebung, Netzstabilität oder lokale Engpassentlastung. Deshalb sind Standortvorgaben, Netzanschlussbedingungen, Testprotokolle und Verfügbarkeitsdefinitionen bei Speichertendern wichtiger als bei vielen Solar- und Windauktionen.

Am stärksten sinken Kosten dort, wo eine Ausschreibung ein klares Produkt mit klarer Risikozuordnung schafft. Dazu gehören standardisierte Verträge, eindeutige technische Mindestanforderungen und eine Vergütung, die zum Systemzweck passt. Wenn der Beschaffer vor allem gesicherte Verfügbarkeit in kritischen Stunden braucht, ist eine kapazitäts- oder verfügbarkeitsorientierte Vergütung oft bankfähiger als ein Vertrag, der wesentliche Erlöse dem volatilen Markt überlässt.

Wichtig ist dabei nicht nur die Zahlungsform, sondern auch die Detailtiefe. Für Banken und Investoren senken transparente Regeln zu Ladeenergie, Wirkungsgrad, garantierter nutzbarer Kapazität, Testverfahren und zulässiger Degradation die Unsicherheit. Ebenso relevant sind realistische Sicherheitsleistungen und Präqualifikationsanforderungen. Eine gute Präqualifikation filtert unreife Projekte heraus, ohne den Bieterkreis künstlich zu verengen. Wird sie zu hart, sinkt der Wettbewerb; wird sie zu weich, steigen später Bau- und Ausfallrisiken.

Das saudische Beispiel deutet zudem auf einen Trend zu stärker standardisierten Vier-Stunden-Tendern hin. Solche Formate sind für Beschaffer attraktiv, weil sie Vergleichbarkeit schaffen und Kapazitätswert leichter bewertbar machen. Sie können Kosten senken, wenn das Netz tatsächlich genau dieses Produkt braucht. Sie sind aber kein Selbstzweck: Für kurzfristige Regelenergie, lokale Netzengpässe oder besonders volatile Märkte können andere Dauerprofile sinnvoller sein.

Nicht jede strenge Regel macht ein Projekt besser. Manche Vorgaben sehen nur auf dem Papier nach Kostendisziplin aus und landen am Ende als Aufschlag im Angebotspreis. Das gilt vor allem dann, wenn eine Ausschreibung Markt- oder Betriebsrisiken beim Betreiber belässt, obwohl gleichzeitig ein stark standardisiertes Produkt verlangt wird. Ein typisches Beispiel ist die Ladeenergie: Muss der Betreiber sie selbst beschaffen, ohne Preisabsicherung oder klare Vergütungslogik, bleibt ein erheblicher Teil des Commodity-Risikos im Projekt.

Ähnlich problematisch sind starre Performance-Garantien ohne Bezug zum realen Einsatzprofil. Ein Speicher, der täglich für andere Zwecke eingesetzt wird als ursprünglich modelliert, altert anders. Wenn Verträge zwar harte Verfügbarkeits- und Effizienzwerte fordern, aber keine saubere Referenz für Zyklen, Temperatur, Auslastung oder Ersatzinvestitionen setzen, verschiebt die Ausschreibung das Risiko nur in Richtung Entwickler und Finanzierer. Das macht Angebote nicht zwingend effizienter, sondern oft nur vorsichtiger kalkuliert.

Auch De-Rating-Regeln, also Abschläge auf die anrechenbare Kapazität je nach Entladedauer, können in die richtige oder falsche Richtung wirken. Sie sind sinnvoll, wenn sie den realen Systemwert eines Speichers abbilden. Werden sie unklar definiert oder kurzfristig verändert, entsteht Regulierungsrisiko. Gerade in Europa ist das relevant, weil Speichermodelle immer häufiger an die Schnittstelle von Kapazitätsmechanismen, Systemdienstleistungen und Energiehandel rücken.

Ausschreibungen sind vor allem dort sinnvoll, wo ein Staat, ein Netzbetreiber oder ein regulierter Abnehmer einen klaren Systembedarf decken will: gesicherte Leistung in Engpassregionen, Reserve für ein schnell wachsendes Erneuerbaren-System oder Speicher an Standorten, die sich rein marktlich nicht schnell genug entwickeln würden. In solchen Fällen kann ein Tender Investitionen beschleunigen, weil er Erlöse planbar macht und den Netznutzen explizit vergütet.

Merchant-Modelle sind dagegen dort im Vorteil, wo Märkte ausreichend liquide sind und Speicher mehrere Erlösströme flexibel kombinieren können. In solchen Umfeldern lässt sich Wert nicht immer in ein starres Ausschreibungsprodukt pressen. Das gilt auch für bilaterale Verträge, etwa wenn ein Versorger, ein Industriekunde oder ein Betreiber eines Erneuerbaren-Portfolios Speicher gezielt für Absicherung, Lastmanagement oder Hybridisierung einkauft. Bilateralmodelle sind oft präziser auf einen konkreten Bedarf zugeschnitten, tragen aber ohne Standardisierung meist höhere Vertrags- und Gegenparteirisiken.

Für Deutschland und Europa folgt daraus kein Entweder-oder. Merchant-finanzierte Batteriespeicher können in reiferen Strommärkten sinnvoll sein. Sobald jedoch Netzdienlichkeit, regionale Steuerung, Versorgungssicherheit oder langfristige Kapazitätswerte im Vordergrund stehen, gewinnt das Design von Ausschreibungen an Gewicht. Dann entscheidet weniger die Batterie als solche über die Kosten, sondern die Regel, nach der sie bezahlt und betrieben wird.

Der saudische 3-GW-/12-GWh-Tender zeigt vor allem eines: Batteriespeicher-Ausschreibungen formen den Markt, bevor der erste Container aufgestellt ist. Gute Tender senken Kapitalkosten, weil sie Produkt, Pflichten und Vergütung sauber aufeinander abstimmen. Schlechte Tender wirken zwar streng, verteuern Projekte aber über Unsicherheit, überzogene Garantien oder falsch verteilte Marktpreiseffekte. Je größer der Speicheranteil im Stromsystem wird, desto wichtiger wird deshalb nicht nur die Menge ausgeschriebener Megawattstunden, sondern die Qualität der Regeln dahinter.