Mit Trading und Stromspeicher Geld verdienen: Ein Guide zum Einsatz des Stromspeichers
Der Wandel hin zu erneuerbaren Energien und die steigende Volatilität der Strompreise eröffnen neue Möglichkeiten im Stromhandel. Batteriespeicher spielen dabei eine zentrale Rolle, da sie kurzfristig auf Handelssignale reagieren und von Preisschwankungen profitieren können. Dieser Blogbeitrag beleuchtet, wie sich Stromspeicher im Trading optimal einsetzen lassen. Zudem erfahren Sie, welche Vermarktungsmodelle derzeit am Markt verfügbar sind und wie Speicher auch bei verschärften EEG-Regelungen unterstützen können.
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Inhalt - Auf einen Blick
Welche Vorteile hat der Speicher in dem aktuellen Strommarkt-Design?
Der Umbau der Stromerzeugung, weg von steuerbaren Großkraftwerken hin zu dezentralen fluktuierenden Erzeugern, bringt einen erhöhten Flexibilitätsbedarf für das zukünftige System der Stromversorgung mit sich. In den vergangenen Jahren konnten die verbliebenden dezentralen Erzeugungseinheiten die benötigte Flexibilität liefern und somit ausregeln. Um die fluktuierende Einspeisung der erneuerbar produzierten Strommengen besser zu integrieren und die Bilanzkreisabweichungen gering zu halten, wurde vor einigen Jahren der Intraday Continous (IDC) Markt geschaffen, damit Prognosefehler kurzfristig ausgeglichen werden konnten. Mit dem weiter fortschreitenden Zubau der erneuerbaren Erzeugung treten vermehrt Gebote im IDC auf, die für Batteriespeicher ein lukrativer Markt sind. Die beiden folgenden Tabellen stellen hohe Ausreißer in den negativen Preisbereich dar, die von der EPEX so notiert wurden.
Stromspeicher sind sehr kurzfristig in der Lage sich auf derartige Handelssignale einzustellen und wirtschaftlich davon zu profitieren.
Die zuvor beschriebenen Effekte im Intraday Continous treten regelmäßig auf. Eine besondere Marktsituation ergab sich hingegen am 25.06.2024 mit Lieferung für den 26.06.2024. Ein technischer Fehler bei der EPEX führte zu einer Marktentkopplung zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern, die zu extremen Stundenpreisen im Day Ahead Markt geführt hat.
Die vorstehende Grafik zeigt den Verlauf der Day Ahead Stundenpreise für die Lieferung am 26.06.2024 im Marktgebiet Deutschland und Luxemburg. Man erkennt, dass sich zwei Preisspitzen und ein Preistal mit Nebentälern ausgebildet haben.
Das Ereignis lässt zwei Schlussfolgerungen zu. Zum einen hat das deutsche Stromversorgungssystem an diesem Tag die Ungleichgewichte ausgeglichen, so dass die Stromversorgung stabil geblieben ist. Für einige Kunden, die mit Spotmarktlieferverträgen ausgestattet waren, sind hohe Kosten in den besonders teuren Stunden entstanden. Zum anderen stellt der Preisverlauf auch dar, welche Preisspitzen an einem Sommertag entstehen können, wenn kein Stromaustausch mit den Nachbarländern erfolgen kann. Ebenso kann ein künftiger Umbau der Energieerzeugung der Nachbarländer, wie im EU Green Deal angelegt, dazu führen, dass derartige Preisverläufe zur Normalität werden. Nur kurzfristige Flexibilitäten wie Batteriespeicher sind in der Lage, derartige Preisspitzen zu glätten und die erneuerbare Stromproduktion zu verstetigen. Alleine die zeitliche Verschiebung der zwei Preistäler in der Nacht und am Nachmittag auf die beiden Preisspitzen am Morgen und am Abend hätten einem Batteriespeicher mit der Kapazität von 1 MWh und 1MW Leistung an diesem Tag rd. 3.000 € Erlöse am Strommarkt gesichert.
Wie kann ein Speicher im optimierten Stromhandel eingesetzt werden?
1. Standalone
Der Standalone-Betrieb eines Batteriespeichers ist die klassische Betriebsweise eines Speichers. Hier wird der Speicher als alleinstehendes Geschäftsmodell auf der „grünen Wiese“ installiert und betrieben. Wichtige Voraussetzung ist die Beantragung der entsprechenden Netzanschlussleistung (Bezug und Einspeisung), sowie das Einholen der Baugenehmigung bei der örtlichen Behörde. Außerdem muss das Konzept aus Speicherhardware, Serviceleistung und Vermarktung aufgestellt werden. Dann kann der Speicher zum Stromhandel und zur Bereitstellung von Regelenergie genutzt werden.
2. Colocation
Der Speicher kann auch in Verbindung mit einer PV- oder Windkraftanlage betrieben werden (Colocation). Dabei gibt es unterschiedliche Betriebsweisen dieser Kombination. Die erste Option ist die reine Colocation. Hier teilen sich Erneuerbare-Energien-Anlage (EE-Anlage) und Speicher einen Netzanschluss, werden aber separat voneinander optimiert. Wird der Speicher zu einer Bestandsanlage am Netzanschluss integriert, hat dieses Modell den Vorteil, das bereits die entsprechende Netz-Infrastruktur vorhanden ist. Der Speicher kann in einem 1:1 Verhältnis mit der EE-Anlage am Netzanschlusspunkt betrieben werden. Das heißt, ist beispielsweise eine 5 MWp PV-Anlage am Netzanschlusspunkt und der Betreiber möchte einen Speicher dazu bauen, kann auch dieser eine Leistung von 5 MW haben. Der Netzanschluss ist in diesem Modell der begrenzende Faktor. Daher muss vorher definiert werden, welche Anlage der beiden Vorfahrt hat, sollte der Fall eintreten, dass beide Anlagen gleichzeitig einspeisen wollen. Der Speicher ist in diesem Konstrukt ein zusätzliches Geschäftsmodell. Die EE-Anlage erzielt ihre Erlöse separat, genau wie vorgesehen. Der Speicher ist also eine wirtschaftliche Ergänzung. Vorteil dieses Modells ist neben der doppelten Nutzung nur eines Netzanschlusspunktes für zwei Geschäftsmodelle, auch der ausgebaute Standort und die Infrastruktur. Bei bestehenden EE-Anlagen gibt es in der Regel keine technischen Hürden, den Speicher räumlich zu integrieren. Fragen zum Baurecht und der gemeinsamen Nutzung des Netzanschlusspunktes sind zu klären. Bei neu geplanten EE-Anlagen muss der Standort ggf. vorbereitet werden. Das müsste für die Errichtung der EE-Anlage aber ohnehin passieren. Die doppelte Nutzung bedeutet immer, dass ein Standort und die entsprechende Infrastruktur zwar ggf. beantragt und entwickelt werden muss, sie aber von zwei Geschäftsmodellen genutzt wird und dadurch Synergien entstehen. In dem Colocationkonstrukt spielt außerdem das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) keine Rolle. Sollte die EE-Anlage EEG-gefördert sein, kann sie trotzdem in diesem Konstrukt betrieben werden, da es sich um verschiedene Marktlokationen handelt und der erzeugte EEG-Strom nicht mit dem Strom aus dem Speicher gemischt wird.
Wird die EE-Anlage nicht über das EEG gefördert, gibt es noch eine weitere Konstellation, in der eine EE-Anlage mit Speicher betrieben werden kann. Dabei handelt es sich um die hybride Optimierung. Hier findet eine gesamtheitliche Optimierung der beiden Anlagen innerhalb einer Marktlokation statt. Das heißt, der Strom, der von der EE-Anlage erzeugt wird, kann auch im Speicher zwischengespeichert werden und von da, bei geeigneten Preisen, eingespeist werden. Die zentrale Voraussetzung dafür ist, dass es keine EEG-Förderung in der Kombination gibt. Grund für diese Voraussetzung ist das Ausschließlichkeitsprinzip des EEG. Das besagt, dass Anlagen mit EEG-Förderung ausschließlich grünen Strom einspeisen dürfen. Würde man eine EEG-Anlage mit Speicher kombinieren und die beiden Anlagen innerhalb einer Marktlokation betreiben, könnte nicht mehr sichergestellt werden, dass reiner Grünstrom ins Netz gespeist wird. Der Speicher ist als Geschäftsmodell erst besonders interessant, wenn auch mit Netzstrom nachgeladen werden darf, um die entsprechenden Zeitfenster am Strommarkt flexibel ausnutzen zu können. Dieses Nachladen aus dem Netz wäre nicht mehr gestattet, wenn die reine Grünstromeinspeisung garantiert werden soll. Das bedeutet, eine hybride Optimierung von EE-Anlage und Speicher in einer Marktlokation ist wirtschaftlich nur sinnvoll, wenn keine EEG-geförderte Anlage dabei ist. Anlagen der Innovationsausschreibung bilden die einzige Ausnahme.
In der Innovationsausschreibung nach EEG wird die Anlagenkombination aus regenerativer Erzeugungsanlage, in der Regel eine PV-Anlage, und dem Batteriespeicher gebildet. Für diese EEG-geförderte Anlage gilt das Ausschließlichkeitsprinzip, so dass der Stromspeicher ausschließlich mit Strom aus der benachbarten Erzeugungsanlage beladen werden darf und zeitversetzt ins Netz einspeist. Die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagenkombination resultiert in dieser Konstellation über eine erhöhte Marktprämie nach EEG. Die Höhe der Marktprämie wird über ein Auktionsverfahren der Bundesnetzagentur bestimmt, bei dem die Marktprämiengebote der Projektentwickler auf die ausgeschriebene Leistung der Bundesnetzagentur treffen. Bezuschlagt werden die Gebote mit den niedrigsten gebotenen Marktprämien bis zur gesamten ausgeschriebenen Leistung der Innovationsausschreibungsrunde. In den vergangenen Jahren waren diese Innovationsausschreibungen häufig unterzeichnet, so dass eine Gebotsobergrenze für die Marktprämie zum Tragen kam. Aktuelle Gebotsrunden sind bis zu mehr als dreifach überzeichnet, so dass sich ein harter Wettbewerb der Projektentwickler um den Gebotszuschlag entwickelt hat.
Vorteil des Speichers ist seine Flexibilität in verschiedenen Geschäftsmodellen zu agieren. So kann zunächst die Colocation Option mit Einzeloptimierung umgesetzt werden. Vorteilhafte regulatorische Änderungen am EEG könnten zu einem späteren Zeitpunkt die hybride Option als wirtschaftlichste Variante darstellen, so dass die Anlagenkombination dann in dieses Geschäftsmodell wechseln kann.
2.1. Wie kann der Stromspeicher im Kontext der Verschärfung des §51 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) unterstützen?
Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlage), die nach dem EEG 2023 vergütet sind, werden mehr und mehr mit der zunehmenden Anzahl von negativen Stunden-Strompreisen im Day Ahead-Markt konfrontiert. Das bedeutet, es gibt immer mehr Stunden im Jahr, in denen mehr Strom am Spotmarkt angeboten als nachgefragt wird. In dieser Situation sinkt der Strompreis in den negativen Bereich. Im EEG 2023 werden diese Stunden aktuell weiterhin vergütet, sofern nicht mehr als drei aufeinanderfolgende Stundenpreise negativ sind (vgl. §51 EEG 2023). Bis zum Jahr 2027 wird diese Regelung auf eine Stunde reduziert, womit dann keine Marktprämie in negativen Stunden mehr ausgezahlt wird. Ein aktueller Referentenentwurf zur Änderung des EEG sieht nun vor, dass alle negativen Stunden schon ab Inkrafttreten der Novelle nicht mehr vergütet werden. Das gilt für Anlagen, die nach Inkrafttreten der Gesetzesänderung, in Betrieb genommen werden. Für alle bestehenden Anlagen gilt das jeweilige EEG, das zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme in Kraft war. So kann es sein, dass Bestandsanlagen noch für eine gewisse Zeit, eine Förderung für produzierten Strom während Negativpreisphasen bekommen. Die Verschärfung des Gesetzes bedeutet für viele Anlagen eine deutliche Verschlechterung des Erlösstroms und damit eine Gefahr für das Geschäftsmodell. Ein Speicher kann hier unterstützen. Der Speicher kann als zusätzliches Geschäftsmodell integriert werden und sich einen Vorteil durch die negativen Stunden verschaffen, indem er Geld für den Bezug aus dem Netz erhält. Alternativ kann geprüft werden, ob die EE-Anlage überhaupt einen Vorteil durch das EEG hat, wenn negative Stunden nicht vergütet werden. Das kann insbesondere bei PV-Anlagen der Fall sein. Sollte dann entschieden werden, dass die PV-Anlage außerhalb des EEG laufen soll, kann ein Speicher die PV-Anlage direkt in der gemeinsamen Kombination optimieren.
2.2. Welche Möglichkeiten gibt es in der Kombination von Wind und Stromspeichern?
Der Batteriespeicher kann auch gemeinsam mit einer Windkraftanlage betrieben werden. In diesem Fall ist der Colocationbetrieb zunächst der sinnvolle Weg. Im aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist der Betrieb von Windkraftanlagen weiterhin ein attraktives Geschäftsmodell. Daher ist es nicht ratsam, die WEA außerhalb des EEG zu betreiben, um den hybriden Betrieb mit einem Speicher zu realisieren. Für den Colocationbetrieb einer Windenergieanlage (WEA) und eines Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) gibt es zunächst keine Einschränkungen. Durch die höhere Zahl Vollbenutzungsstunden von Wind im Vergleich zu PV, wird der Netzanschluss teilweise durch die WEA belegt sein, sodass der Speicher nicht zur selben Zeit einspeisen kann. Hier ergeben sich allerdings nur geringe Abzüge. Es muss immer auch bedacht werden, dass der Strompreis nicht unbedingt sehr hoch sein muss, wenn die WEA einspeist. Der BESS speist aber nur ins Netz, wenn der Preis entsprechend reizvoll ist oder wenn bereits zugesicherte Regelenergie abgegeben wird. Der Speicher kann also in Kombination mit einer WEA als zusätzliches Geschäftsmodell betrieben werden. Sollte sich das EEG ändern oder die WEA aus dem EEG auslaufen, kann entschieden werden, ob Speicher und WEA doch in der hybriden Variante in einer gemeinsamen Marktlokation betrieben werden. Das ist dann eine rein wirtschaftliche Betrachtung, die in Zusammenspiel zwischen BESS-Integrator und Vermarkter analysiert werden kann.
Für Windpark-Projektierer kann auch Post-EEG-Infrastruktur attraktiv werden. Anlagen, die an anderen Netzanschlusspunkten oder Umspannwerken repowered werden, hinterlassen sofort nutzbare Infrastruktur. Dabei handelt es sich dann nicht mehr um Colocation-Anlagen, sondern um Standalone-Batteriespeicher. Der Vorteil dieser Situation ist, dass die Infrastruktur in Form von Netzanschlusspunkten oder Umspannwerken zur Verfügung steht, um sie für ein neues Geschäftsmodell zu nutzen.
2.3. Welche Möglichkeiten gibt es in der Kombination von PV und Stromspeichern?
Für PV-Anlagen gilt dasselbe wie für die Windkraftanlagen. Auch hier kann der Speicher in der Colocation betrieben werden. Bei PV-Anlagen kommt hinzu, dass ggf. ein hybrides Modell schon eher sinnvoll ist als bei Windenergieanlagen (WEA). Das ist mit dem sinkenden Marktwert von PV-Anlagen zu begründen. Durch den starken Zubau von PV sinkt der Marktpreis der Energie, die um die Mittagszeit ins Netz eingespeist wird. Da das die Hauptzeit der Einpeisung von PV ist, sinkt der zu erzielende Preis der PV-Energie. Ein Speicher kann diesen Wert durch den hybriden Betrieb der beiden Anlagen optimieren. Der Marktwert des PV-Stroms kann so nennenswert erhöht werden. Die nachfolgende Grafik zeigt genau diesen Effekt. Auf Basis eigener Simulation mit Day-Ahead Preisen wird deutlich, wie der Einfluss des Speichers auf den Marktwert der PV sein kann. Hier ist wichtig zu verstehen, dass es sich um eine eigene Simulation handelt, die die Optimierung auf einem Markt darstellt. Die Vermarkter, mit denen INTILION zusammenarbeitet, betreiben eine Multi-Market-Optimierung, sodass über mehrere Märkte hinweg optimiert wird. Um den Effekt des Speichers in der Kombination mit PV darzustellen, folgt hier die vereinfachte Darstellung auf Basis des Day-Ahead-Stundenpreises. Dabei wird auch deutlich, dass der Speicher sowohl positiven Einfluss auf PV als auch auf WEA hat. Hier ist die Ausgangslage und damit das Vorhandensein einer Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)-Förderung wichtig. Das EEG ist bei WEA noch sehr lohnend. Dies wird sich im PV-Bereich ädern, vor allem aufgrund des zukünftigen Ausbleibens der Zahlung bei negativen Stunden. Hier ist eher zu überlegen, ob der Betrieb außerhalb des EEG lohnender ist. Sollte sich dafür entschieden werden, spielt der Speicher eine entscheidende Rolle, was die Steigerung des Marktwerts der PV-Anlage betrifft.
In der obenstehenden Grafik dargestellt sind die prozentualen Anteile der Marktwerte einer PV-Anlage und einer Windenergieanlage im Verhältnis zum durchschnittlichen Spotmarktpreis des betrachteten Kalenderjahres. Für beide Anlagen werden zwei getrennte Optimierungsschritte eines Stromspeichers dargestellt. Schritt 1 ist die Beladung des Speichers ausschließlich mit dem Strom der zugeordneten Anlage, wie zum Beispiel bei der EEG-Innovationsausschreibung. Schritt 2 ist die zusätzliche Möglichkeit des Speicherladens aus dem Netz. Beide Schritte führen zu einer deutlichen Erhöhung des Marktwertes der jeweiligen Anlage. Das Jahr 2022 ist aufgrund des Krieges in der Ukraine nicht repräsentativ, da in diesem Jahr die Spotmarktpreise im Sommer höher waren als im Winter und damit die Haupterzeugung von PV mit extremen Preisspitzen korrelierte. Diese Situation wird sich in einem üblichen Jahr nicht zeigen, da hier die Sommerpreise in der Regel niedriger sind als die Preise im Winter.
3. Wie kann ein Stromspeicher den Energiebezug optimieren?
Die geänderten Rahmenbedingungen wirken sich ebenfalls auf die Kundenseite aus. Die mit der Preisvolatilität verbundenen Unsicherheiten führen bei Stromlieferanten mehr und mehr zum Rückzug aus Festpreis- und Tranchenverträgen mit Mengenflexibilität oder alternativ zu einer Bepreisung des Risikos. Die Möglichkeit Stromverbrauch in günstige Zeiten zu verlagern, kann mit dem entsprechenden Stromliefervertrag, der an Spotmarktnotierungen indiziert ist, zu einer Kostenreduzierung führen. Sofern der Strombezug nicht ausreichend flexibilisierbar ist, kann die Flexibilität durch einen Stromspeicher bereitgestellt werden, der sich zu Zeiten günstiger Preise lädt und bei Preisspitzen entlädt und somit eine konstante Versorgung des Abnehmers gewährleistet. Ebenso erwägt die Bundesnetzagentur zukünftig die Netznutzungsentgelte zu flexibilisieren und an die Preissignale des Spotmarktes zu koppeln. Dadurch entstünde ein doppelter Hebel aus Energiemarkt und Netzentgeltoptimierung mit einer Flexibilisierung des Strombezugs.
3.1. Welche Vermarktungsmodelle einer Multi-Market-Optimierung gibt es aktuell am Markt und wie sehen die Vor- und Nachteile dieser Modelle aus?
Im aktuellen Markt haben sich drei wesentliche Erlösmodelle etabliert, das Fully-Merchant-Modell, Floor und Tolling. Die drei unterscheiden sich im Risiko- und Erlöscharakter.
Das Fully-Merchant-Modell umfasst die volle Ausschüttung der erzielten Erlöse pro Monat durch den Vermarkter. Von diesen Erlösen wird ein Profit Share als Dienstleistungszahlung für den Vermarkter abgezogen. Das heißt das volle Erlöspotential und damit auch das volle Marktrisiko besteht.
Im Floor-Modell ist eine Sicherheitsstufe eingebaut. Hier sichert der Vermarkter einen Basisbetrag pro MW im Monat zu. Sollte der Fall eintreten, dass der Vermarktungserlös unterhalb dieses zugesicherten Betrags fällt, so tritt der Vermarkter ein und leistet eine Ausgleichszahlung. Dieses Modell bietet die Möglichkeit einen Sicherheitsfaktor einzubauen. Im Gegenzug für diese Absicherung, verlangt der Vermarkter meist einen höheren Profit Share als im Fully-Merchant-Modell.
Die risikoärmste Variante ist das Tolling-Modell. Hier zahlt der Vermarkter einen festen Betrag je Monat für die Kapazität des Speichers. Damit erhält der Vermarkter Zugriff auf das volle Erlöspotential und der Kunde erhält einen festen Betrag für einen definierten Zeitraum. Das ermöglicht einen planbaren Cash Flow und ist damit auch eine gute Grundlage für Finanzierungsgespräche. Allerdings ist das Erlöspotential nur gering.
Jedes Modell bietet seine Vor- und Nachteile. So sollte nach eigenem Ermessen und Risiko-Charakter entschieden werden. Es ist auch möglich, eine Kombination zu wählen und in den ersten Jahren der Finanzierung ein anderes Modell zu nutzen als in den weiteren Jahren. Einflussfaktoren sind hier Anforderungen der finanzierenden Bank, dem eigenen Risikocharakter und dem spezifischen Angebot des Vermarkters zu den Modellen.
Sie haben Fragen zu flexiblen Geschäftsmodellen mit Stromspeichern?
Dann vereinbaren Sie ein Beratungsgespräch mit unseren Experten.
Worauf sollte man beim Kauf des Speichers achten?
Soll der Speicher zum Stromhandel und auch zur Bereitstellung von Regelenergie genutzt werden, ist eine Mindestleistung von ca. 1,3 MW wichtig. Zur Teilnahme am Regelenergiemarkt wird mindestens 1 MW Leistung benötigt. Dazu wird i.d.R noch ein Puffer von 200-300 kW geplant. So ergibt sich eine Mindestanforderung von ca.1,3 MW.
Im Markt ist zurzeit die Dimensionierung des Speichers als 2h-System Standard. Das ist aktuell das beste Verhältnis aus genügend Kapazität zum Ausnutzen der relevanten Tradingfenster und den CAPEX. Sollte sich der Trend zum 3h oder 4h System hin entwickeln, sind die INTILION Speicher flexibel. Die Kapazität kann entsprechend zugebaut werden.
Für die Realisierung eines Speicherprojekts muss eine Netz-Anfrage beim Netzbetreiber (Bezug und Einspeisung) gestellt werden. Außerdem muss eine Baugenehmigung beantragt werden.
Wie unterstützt INTILION?
INTILION unterstützt von der Geschäftsidee bis hin zum After Sales Service. Sollten Sie als Kunde die Geschäftsidee Stromspeicher attraktiv finden oder sollten Sie sogar schon einen bestehenden PV- oder Windpark betreiben, melden Sie sich bei uns. Wir erklären Ihnen die entsprechenden Möglichkeiten am Markt und stellen Ihnen die wichtigsten Werkzeuge zum Bau des Geschäftsmodells zur Verfügung. INTILION verfügt über enge Partnerschaften zu Vermarktern von Stromspeichern. Wir bieten Ihnen daher gerne ein Gesamtkonzept aus Hardware, Vermarktung und Service an. So haben Sie ein rundes Gesamtkonzept aus einer Hand und einen Ansprechpartner, der sich um die Orchestration aller Bestandteile kümmert. INTILION bietet den Vorteil eines abgestimmten Vermarktungs- und Assetkonzept. Sie müssen sich keine Gedanken um Kompatibilität und langwierige Absprachen zwischen Hardware-Integrator und Vermarkter machen. Sprechen Sie uns gerne für einen Beratungstermin an!
Fazit
Batteriespeicher bieten eine wertvolle Möglichkeit, von der zunehmenden Volatilität der Strompreise und der steigenden Nutzung erneuerbarer Energien zu profitieren. Insbesondere im Intraday Continous (IDC)-Markt und bei negativen Stundenpreisen können Speicher durch ihre schnelle Reaktionsfähigkeit und Flexibilität wirtschaftlich agieren. Sie tragen zur Stabilisierung des Strommarkts bei und bieten zahlreiche Geschäftsmodelle, darunter Standalone-Betrieb und Colocation mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen. Zudem ermöglichen sie eine Optimierung des Strombezugs und bieten flexible Vermarktungsmodelle. Angesichts der bevorstehenden Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und der Verlagerung von negativen Strompreissituationen stellt der Einsatz von Speichern eine attraktive Möglichkeit dar, Geschäftsmodelle wirtschaftlich abzusichern und den Marktwert von PV- oder Windanlagen zu steigern. INTILION unterstützt mit einem umfassenden Konzept, das Hardware, Service und Vermarktung aus einer Hand bietet, und ermöglicht so eine effiziente Nutzung von Batteriespeichern im Stromhandel.
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