Batterierausch in Texas: Energieprobleme im Ölstaat befeuern den Boom bei der Energiespeicherung

Jun 01, 2023

[1/5] Arlo Brownlee, ein Ingenieur, überprüft Batteriebänke im Energiespeicher Byrd Ranch von GlidePath in Sweeny, Texas, USA, 23. Mai 2023. REUTERS/Adrees Latif

31. Mai (Reuters) – BlackRock, Koreas SK, die Schweizer UBS und andere Unternehmen streben laut Projekt nach einem Investitionsboom in Batteriespeicherkraftwerke in Texas, angelockt durch die Aussicht auf zweistellige Renditen aus den Stromnetzproblemen, die den Staat plagen Eigentümer, Entwickler und Lieferanten.

Laut Rhett Bennett, CEO von Black Mountain Energy Storage, einem der Top-Entwickler im Bundesstaat, erwirtschaften Projekte, die online gehen, Renditen von rund 20 %, verglichen mit einstelligen Renditen für Solar- und Windprojekte.

„Die Lösung von Netzproblemen durch Energiespeicherung im Versorgungsmaßstab ist wahrscheinlich das heißeste Ding, das es gibt“, sagte er.

Der rasche Ausbau der Batteriespeicherung könnte dazu beitragen, eine Wiederholung des Eissturms und Netzzusammenbruchs vom Februar 2021 zu verhindern, bei dem 246 Menschen ums Leben kamen und Millionen Texaner tagelang ohne Strom waren.

Durch den Batterieansturm steht der von den Republikanern kontrollierte Staat auch an der Spitze der Bemühungen von Präsident Joe Biden, die Nutzung erneuerbarer Energien auszuweiten.

Reuters stützte sich für diesen Bericht auf zuvor nicht veröffentlichte Daten und befragte mehr als ein Dutzend Führungskräfte von Private-Equity-Unternehmen, Versorgungsunternehmen und Energiespeicheranbietern, die an einigen der größten Batteriespeichergeschäfte beteiligt waren. Sie beschrieben einen Ansturm darauf, von den hohen Renditen zu profitieren, bevor diese erodieren.

Laut einer Simulation der US Energy Information Administration der Bundesregierung können die Strompreise in Texas von Höchstständen von etwa 90 US-Dollar pro Megawattstunde (MWh) an einem normalen Sommertag auf fast 3.000 US-Dollar pro MWh schwanken, wenn die Nachfrage an einem Tag mit weniger Windkraft steigt .

Diese Volatilität, ein Produkt der Nachfrage und der stärkeren Abhängigkeit von intermittierender Wind- und Solarenergie, hat zu einem Ansturm auf die Installation von Batteriekraftwerken geführt, die Strom speichern, wenn er billig und reichlich vorhanden ist, und ihn verkaufen, wenn das Angebot knapp wird und die Preise steigen.

Nach Angaben des Energieforschungsunternehmens Wood Mackenzie entfielen im vergangenen Jahr 31 % der neuen Energiespeicher im Netzmaßstab in den USA auf Texas und liegen damit an zweiter Stelle hinter Kalifornien, das seit einem Jahrzehnt über ein staatliches Mandat für die Batterieentwicklung verfügt.

Und Texas dürfte in den nächsten fünf Jahren fast ein Viertel des US-amerikanischen Grid-Scale-Storage-Marktes ausmachen, so die Prognosen von Wood Mackenzie, die Reuters mitgeteilt wurden.

Entwickler und Energiehändler sagten, Standorte mit den höchsten Erträgen – in angespannten Netzbereichen – werden immer knapper, da mehr Speicher ans Netz gehen und sich die Strompreise stabilisieren.

Die texanischen Gesetzgeber haben diese Woche dafür gestimmt, neue Subventionen für Erdgaskraftwerke bereitzustellen, um die Zuverlässigkeit zu erhöhen. Die Gesetzgebung enthält aber auch Bestimmungen, die laut Branchenverbänden Investitionen in Batteriespeicher fördern könnten.

Inmitten des Batteriebooms erwarb BlackRock Ende letzten Jahres den Entwickler Jupiter Power von der Private-Equity-Gesellschaft EnCap Investments. Das koreanische Unternehmen SK E&S erwarb 2021 Key Capture Energy von Vision Ridge Partners und UBS kaufte letztes Jahr fünf Projekte in Texas von Black Mountain für insgesamt 700 Megawatt (MW) Energiespeicherung. Zu den Verkaufspreisen wurden keine Angaben gemacht.

SK E&S sagte, die Übernahme von Key Capture sei Teil einer Strategie zur Investition in die Ausfallsicherheit des US-Netzes.

„SK E&S betrachtet Energiespeicherlösungen in Texas und in den gesamten USA als eine Kerntechnologie, die ein neues Energieinfrastruktursystem unterstützt, um sicherzustellen, dass amerikanische Haushalte und Unternehmen bezahlbaren Strom haben“, sagte das Unternehmen in einer Erklärung.

UBS und BlackRock lehnten eine Stellungnahme ab.

Nach Angaben der Mercom Capital Group haben US-amerikanische Energiespeicherunternehmen im vergangenen Jahr Investitionen in Höhe von 5,5 Milliarden US-Dollar angezogen. Laut Wood Mackenzie werden die USA in den nächsten fünf Jahren voraussichtlich 65 Gigawatt (GW) Netzspeicher installieren, das 15-fache der 4 GW, die letztes Jahr hinzugefügt wurden, unterstützt durch eine Steuergutschrift von 30 % für Energiespeicher im Bidens Inflation Reduction Act ( IRA).

Der Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), der das Netz betreibt, das den größten Teil des Staates versorgt, verfügt nach eigenen Angaben über eine Energiespeicherkapazität von 3,2 GW.

Die Behörde sagte in einer Erklärung, dass mehr Speicher in der Entwicklung sei. Laut ERCOT-Daten liegen noch ausstehende Anträge für den Netzanschluss von Kraftwerken mit einer Speicherkapazität von mehr als 96 GW vor. ERCOT lehnte eine Interviewanfrage ab.

„Es ist billiger, dort zu bauen, die Einnahmen sind höher und die Probleme sind real“, sagte Andrew Waranch, Präsident von Spearmint Energy, das im letzten Jahr etwa 1 GW an Projekten in Texas erworben hat.

Während sich einige Investoren auf bestimmte Standorte mit maximaler Volatilität konzentriert haben, stammen laut David Miller, Vizepräsident für Geschäftsentwicklung bei Gridmatic, mehr als 80 % der Einnahmen aus dem Markt für Ancillary Services, der darauf abzielt, die Stromversorgung im gesamten Netz zu stabilisieren nutzt künstliche Intelligenz, um den Batterieverbrauch zu optimieren.

Miller sagte, er gehe davon aus, dass die Nebenmarktpreise „einbrechen“, wenn mehr Batteriespeicher online gehen.

Laut einer Gridmatic-Analyse sind die durchschnittlichen Energiespeichereinnahmen im vergangenen Jahr bereits um etwa 18 % gesunken.

Waranch sagte, dass es bis zu acht Jahre dauern könnte, bis Batteriespeicherkraftwerke, die im Jahr 2025 ans Netz gehen, die Gewinnschwelle erreichen, verglichen mit vier oder weniger Jahren bei Anlagen, die im Jahr 2023 ans Netz gehen.

Die Dringlichkeit hat zu einem Ansturm bei der Installation von Projekten geführt, die eine schnellere behördliche Genehmigung ermöglichen können.

Stem Inc (STEM.N) und andere Entwickler gaben an, dass sie sich auf kleine Projekte mit weniger als 10 MW konzentrieren, da sie weniger regulatorischen Anforderungen unterliegen.

Die sinkenden Erträge hätten auch den Wettbewerb um Standorte in Gebieten mit den stärksten Schwankungen bei den Stromgroßhandelspreisen verschärft, sagten Branchenvertreter.

„Wir wollen maximale Volatilität erreichen“, sagte Dick Lewis, Vorsitzender von American Enerpower, der Texas nach Grundstücken in der Nähe von eingeschränkten Teilen des Stromnetzes absucht, um Batteriewerke zu entwickeln. „Die Platzierung ist sehr wichtig.“

Das gilt auch für das Timing, sagte Andrew Tang, Vizepräsident für Energiespeicherung und -optimierung beim finnischen Unternehmen Wartsila, das etwa ein Drittel des texanischen Batteriemarktes beliefert hat.

„Es gibt ein bisschen Geheimhaltung“, sagte er. „Wenn sie denken, dass sie eine Handelsmöglichkeit auf dem Markt gesehen haben, wollen sie nicht offen damit prahlen, weil sonst jemand anderes einspringen und dadurch die Arbitragemöglichkeit vernichten würde“, sagte er.

Chris McKissack, CEO des Speicherentwicklers GlidePath, sagte, dass Batterien wahrscheinlich noch lange eine gute Wahl bleiben werden – auch wenn Texas versucht, traditionelle Energieformen wie Erdgas zu stärken.

„Wenn keine neue Generation gebaut wird und man nur die alte Generation und Lastwachstum hat, ist die Volatilität noch größer“, sagte McKissack. Und das, sagte er, könnte zu mehr Lagermöglichkeiten führen.

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