Laut der Studie werden ehrgeizige Netto-Null-Ziele, die Verringerung der Abhängigkeit von russischen fossilen Brennstoffen, regulatorische Änderungen und das wachsende Vertrauen der Investoren zum Einsatz von 42 GW an Energiespeichersystemen in Europa bis 2031 führen.

Die europäischen Länder haben jetzt einige ehrgeizige Dekarbonisierungsziele, und das Tempo der Energiewende beschleunigt sich: Nach dem Russland-Ukraine-Konflikt hat die Europäische Kommission einen „RePowerEU“-Plan vorgelegt, um die Energieabhängigkeit Europas von russischem Gas bis 2030 zu verringern. Der vorgeschlagene Plan würde den Anteil des aus variablen erneuerbaren Quellen erzeugten Stroms bis 2030 auf über 60 Prozent verdoppeln. Energiespeichersysteme werden bei dieser raschen Transformation eine Schlüsselrolle spielen und für die notwendige Flexibilität des Stromsystems sorgen.

Infolgedessen wächst der aufstrebende Energiespeichersektor im Netzmaßstab in Europa schnell. Laut dem Forschungsunternehmen Wood Mackenzie wird sich die Kapazität der in Europa eingesetzten Energiespeichersysteme bis 2031 verzwanzigfachen.

Die von Wood Mackenzie durchgeführte Forschung stützt sich auf die Erkenntnisse von Energiespeicherdienstleistern, um 10-Jahres-Prognosen für 18 europäische Länder zu erstellen, Treiber und Hindernisse für den Einsatz von Energiespeichern zu untersuchen und strategische Punkte für Branchenakteure und Regierungen hervorzuheben.

Bis 2031 wird der europäische Energiespeichermarkt im Netzmaßstab 45 GW/89 GWh erreichen

Die Studie legt nahe, dass allein im Jahr 2022 die Nachfrage nach Energiespeichern im Netzmaßstab in Europa im Jahresvergleich um 97 % auf 2,8 GW/3,3 GWh steigen wird. Dies spiegelt das Aufkommen von Energiespeichersystemen als Mainstream-Energietechnologie wider.

In den nächsten zehn Jahren werden die Top 10 der europäischen Märkte 73 GWh Speicher hinzufügen, was 90 % der Neuinstallationen entspricht.

Großbritannien wird bis 2031 seine Führung als führender Markt für netzgebundene Energiespeicher in der Region behalten und allein im Jahr 2022 1,5 GW/1,8 GWh hinzufügen. Da das Vertrauen der Anleger in die Rentabilität von Energiespeicheranlagen wächst, verfügt Großbritannien mit 25 Projekten mit einer installierten Kapazität von mehr als 100 MW über die größte Pipeline von Energiespeicherprojekten in Europa. Die Sättigung des Marktes für Rapid Response Support wird die Entwicklung von Energiespeicherprojekten im Vereinigten Königreich enger an das Wachstum erneuerbarer Energien binden und den Einsatz von Langzeitspeichersystemen ab 2035 vorantreiben.

Irland wird im Jahr 2022 mit 0,31 GW/0,37 GWh an Speicherinstallationen an zweiter Stelle in Europa stehen. Wie die Grafik zeigt, behauptet Italien jedoch, in den zehn Jahren bis 2031 den zweiten Gesamtrang belegt zu haben.

Bis 2030 wird Italien nach Spanien der zweitgrößte Markt für Solarenergie in Europa sein. Dieses signifikante Wachstum, kombiniert mit hohen Spotpreisen, begrenzter Konnektivität und günstigen politischen Mechanismen wie neuen Kapazitätsmarktauktionen, wird das Wachstum der netzweiten Energiespeicherung vorantreiben.

Deutschland liegt bis 2031 an dritter Stelle bei neuen Solaranlagen im Netzmaßstab. Rechnet man jedoch die Kapazität der im Land installierten Netz- und Verbrauchersysteme zusammen, wird Deutschland bis 2031 Europas führender Energiespeichermarkt sein. Wachstum in Europa Der Energiespeichermarkt ist sehr unterschiedlich.

Kommerzielle Einnahmen bleiben die Haupteinnahmequelle für Energiespeicheranlagen im Netzmaßstab in Europa

Während das Vertrauen der Investoren wächst, bleiben erhebliche Herausforderungen im Finanzierungs- und Lizenzierungsprozess. Energiespeicherprojekte kämpfen darum, ihre Rentabilität über die gesamte Lebensdauer sicherzustellen. Das aktuelle Geschäftsmodell beruht stark auf volatilem Strom aus erneuerbaren Energien und Nebenmarktpreisen, die nicht stark genug schwanken, um die Rentabilität zu gewährleisten. Es wird erwartet, dass die Preise für Energiespeichersysteme im Jahr 2022 um 7 % steigen werden, was das Risiko weiter erhöht.

Zusätzliche Marktpreiserhöhungen im Jahr 2021 beweisen, dass einige riskante Geschäftseinnahmen erzielt werden können. In der Prognose von Wood Mackenzie werden jedoch 5,3 GW Speicher aufgrund von Projektfinanzierungs- und Lizenzierungsproblemen storniert oder erheblich verzögert.

Die ehrgeizigen Energiewendeziele Europas werden das ändern. Gegenwärtig sind Hilfsdienste die Hauptanwendung von Projekten im Stromnetzmaßstab. Aber die Verdoppelung der installierten Kapazität von Wind- und Solaranlagen in Europa bis 2031 wird neue Energiespeicheranwendungen erschließen – und den Energiehandel als eine wichtige Einnahmequelle. Diese Verschiebung wird mehr Sicherheit für den Bau von Energiespeicherprojekten bringen und Anreize für Investitionen in Langzeitspeichersysteme schaffen.

Virtuelle Kraftwerke (VPPS) werden ebenfalls eine Schlüsselrolle bei der Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Energiespeichersystemen spielen. Ihr erhöhter Umfang wird Eigentümern von Speicheranlagen helfen, einen Mehrwert zu erzielen.

Höhere Preise für Kobalt, Nickel und Lithium treiben die Batteriepreise 2022 in die Höhe. Von allen Komponenten eines Energiespeichersystems sind die Batteriepreise aufgrund höherer Rohstoffkosten am stärksten gestiegen.

Globale Investitionen in die Rohstoffversorgung und -verarbeitung dürften jedoch den Kostendruck bis Ende 2024 mindern. Während es bei einigen Speicherprojekten aufgrund von Lieferengpässen bei Batterien zu Verzögerungen kam, bleibt das Bereitstellungswachstum stark.

Regulierung ist der Schlüssel zur Erschließung von Europas 42 GW an Energiespeichersystemen

Damit Speichersysteme ihr Potenzial ausschöpfen können, sind politische Barrieren erforderlichzu überwinden. Die drei Haupthindernisse für den Einsatz von netzgebundenen Energiespeichersystemen in fast allen europäischen Ländern sind:

• Fehlende oder veraltete Definitionen von Energiespeichersystemen führen zu deren Einstufung als Last- oder Stromerzeugungsanlagen. Dies kann zu Doppelabrechnungen von Speichern oder unnötigen Netzentgelten führen.

• Ursprünglich für konventionelle Stromquellen entwickelte Richtlinienentwürfe und Anforderungen können zu einem eingeschränkten Zugang zu flexiblen und ausgewogenen Märkten (z. B. Nebenmärkten) führen. Dies schränkt die Wertsteigerungsmöglichkeiten in Europa ein.

• Das Fehlen eines ertragsgenerierenden Mechanismus zur Unterstützung des Geschäftsszenarios der Energiespeicherung ist eine weitere Einschränkung.

Die meisten regulatorischen Hürden werden bis 2031 überwunden sein, da die Nachfrage nach Flexibilität steigt und die Bedenken hinsichtlich der Versorgungssicherheit zunehmen.