Die interne Rendite (IRR) von unabhängigen Energiespeicherprojekten in Europa beträgt bis zu 16 % – worin liegt der genaue Unterschied Chinas eigentlich?

Laut Informationen von China Energy Net veröffentlichte Bloomberg New Energy Finance kürzlich einen Bericht, dem zufolge der erwartete gehebelte interne Zinsfuß (IRR) für eigenständige Batteriespeicherprojekte in Europa, für die Mietverträge unterzeichnet wurden und die sich im kommerziellen Betrieb (COD) befinden, bis zu 16 % erreichen kann.

Diese hohe Investitionsrendite macht die Entwickler eigenständiger Speicherprojekte in China sehr neidisch.

Im Juni dieses Jahres veröffentlichte Changyuan Power (SZ: 000966), eine Tochtergesellschaft der China Energy Investment Corporation, die dritte Ausgabe der „Verwaltungsvorschriften für Investitionen“, in der die Investitionsschwelle nur wie folgt festgelegt ist: Der Eigenkapital-IRR von neu gebauten und erweiterten eigenständigen gemeinsamen Speicherprojekten im Inland beträgt ≥ 6,5 %, der IRR der gesamten Vorsteuerinvestition ≥ 6 %. Weitere Daten zeigen, dass der durchschnittliche IRR eigenständiger Speicherprojekte im Jahr 2025 landesweit bei etwa 6 % bis 8 % lag.

Der „Entwicklungsbericht für neue Energiespeicher in China (2026)“, der gemeinsam von der Nationalen Energiebehörde, dem Nationalen Entwicklungs- und Reformkomitee und anderen Einheiten verfasst wurde, zeigt, dass die installierte Kapazität eigenständiger Speicher bis Ende 2025 177,26 GWh erreichte, was 51,2 % der gesamten installierten Kapazität neuer Energiespeicher im Land entspricht. Im gleichen Zeitraum betrug die gesamte installierte Kapazität neuer Energiespeicher in Europa, einschließlich eigenständiger Speicher, nur 77,3 GWh.

Warum ist die Rendite eigenständiger Speicherprojekte in China, einem großen Land mit installierter Kapazität neuer Energiespeicher, so viel niedriger als in Europa? Gibt es in Zukunft Raum für eine Verbesserung der Rendite von Speicherprojekten in China?

Warum ist der IRR von Energiespeichern in Europa so hoch?

Bloomberg New Energy Finance erklärt in dem Bericht, dass die Erfassung fallender Strompreise die Renditeerwartungen für eigenständige Projekte mit erneuerbaren Energien in die Höhe treibt, weshalb Investoren ihr Kapital in den Bereich der Batteriespeicher verlagern. Eigenständige Speicheranlagen können einen gehebelten Eigenkapital-IRR von 8 % bis 12 % erzielen, die Rendite rein kommerzieller Projekte kann etwa 15 % oder sogar höher erreichen. In einigen Regionen wie Spanien kann dieser Wert bis zu 18 % betragen.

Warum sind die Erträge eigenständiger Speicherprojekte in Europa so gut? Das hängt mit der einzigartigen Struktur des europäischen Stromsystems und den politischen Regelungen des Strommarktes zusammen:

Erstens verfügt Europa über einen ausgereiften und vollständigen Markt für Stromspot und Hilfsdienstleistungen, der eigenständigen Speichern vielfältige Ertragsquellen bieten kann.

Mit dem EPEX-Spotmarkt als Kern verwendet der europäische Strommarkt im Allgemeinen einen Spotabrechnungsmechanismus mit einer Granularität von 15 Minuten, und alle Märkte für Hilfsdienstleistungen wie Frequenzregulierung sind für Speicheranlagen geöffnet. Speicherkraftwerke können gleichzeitig an mehreren Handelssegmenten wie Spot-Arbitrage, Hilfsdienstleistungen und Kapazitätsausgleich teilnehmen, was die Ertragsquellen diversifiziert.

Zweitens senkt die Befreiung von Übertragungs- und Verteilungsgebühren direkt die starren Betriebskosten eigenständiger Speicher.

Vor 2020 mussten Speichersysteme in vielen Teilen Europas Gebühren zahlen, egal ob sie Strom aus dem Netz luden oder Strom ins Netz abgaben. Im Jahr 2020 stellte die Europäische Kommission fest, dass die „Doppelgebühr“ für Netznutzungsgebühren nicht für Speicher gelten sollte, und trieb die Befreiung von Übertragungs- und Verteilungsgebühren in allen Ländern voran.

Danach legte das deutsche Energiewirtschaftsgesetz eindeutig fest, dass eigenständige Speicher, die bis August 2029 ans Netz angeschlossen werden, eine Befreiung von Übertragungs- und Verteilungsgebühren von bis zu 20 Jahren genießen können. Im Jahr 2025 veröffentlichte die rumänische Energieregulierungsbehörde ein spezielles Dokument, um die Doppelbesteuerung von Speicherkraftwerken zu beseitigen.

Drittens schaffen steigende Erdgaspreise Arbitragemöglichkeiten für Energiespeicher.

In Bezug auf die Struktur der Stromerzeugung ist die Erdgasstromerzeugung ein wichtiger Bestandteil der europäischen Stromerzeugung. In den letzten Jahren schwanken die europäischen Erdgaspreise aufgrund der anhaltenden Auswirkungen geopolitischer Ereignisse wie des Russland-Ukraine-Krieges und des Konflikts zwischen den USA und Iran lange Zeit auf hohem Niveau. Zum Beispiel lag der Referenzpreis für Erdgas in Europa zu Beginn dieses Jahres noch bei 25 Euro/MWh, aber im August überschritt er zeitweise 60 Euro/MWh. Wenn der Gaspreis steigt, steigen die Strompreise in den Spitzenzeiten, während die Grenzkosten neuer Energien (Wind- und Solarenergie) in den Tiefzeiten nahezu Null sind. Die Preisspanne weitet sich damit drastisch aus, was den Speichern einen großen Arbitrageraum bietet.

Die gemeinsame Wirkung der oben genannten Faktoren macht Europa zu einem „Wertniedriggebiet“ und einem „Hochertragsgebiet“ für globale Investitionen in Energiespeicher.

Es ist erwähnenswert, dass obwohl die durchschnittliche Rendite von Speicherkraftwerken in Europa hoch ist, sie in verschiedenen Regionen unterschiedlich ist. Relativ gesehen ist der Investitionswert von Speicherkraftwerken in Ländern wie Spanien, Deutschland und Rumänien hoch, während der Investitionswert in Ländern wie Frankreich, Norwegen, Schweden und Finnland begrenzt ist. Der Grund dafür ist, dass diese Länder entweder über reichliche Kernenergie oder reichliche Wasserkraft verfügen, die die Stabilität der Strompreise aufrechterhalten können, und die Nachfrage nach Energiespeichern unzureichend ist.

Kann der IRR chinesischer Energiespeicher dem europäischen Niveau folgen?

In China ist Energiespeicher zu einem unverzichtbaren Bestandteil zur Erreichung des „Dual-Kohlenstoff“-Ziels geworden. Als Teil des neuen Stromsystems steht Energiespeicher auf gleicher Ebene mit Erzeugung, Netz und Last. Der Entwurf des 15. Fünfjahresplans positioniert neue Energiespeicher auch als Kernstütze des neuen Energiesystems und nimmt sie in die nationalen strategischen aufstrebenden Säulenindustrien auf. Das im April dieses Jahres veröffentlichte „Weißbuch zur Erforschung der Energiespeicherindustrie 2026“ stellt klar fest, dass die kumulierte installierte Kapazität neuer Energiespeicher in China bis 2030 370 Millionen Kilowatt übersteigen wird, was mehr als das 1,5-fache des Niveaus am Ende des 14. Fünfjahresplans ist.

Die Politik unterstützt dies stark und das Ausmaß ist nicht gering, aber die Ertragssituation chinesischer Speicherkraftwerke ist nicht optimistisch – sie liegt um ganze 10 Prozentpunkte niedriger als in Europa. Wenn der IRR eigenständiger Speicherkraftwerke in China ständig auf niedrigem Niveau verharrt, wird dies die Entwicklung der Energiespeicherindustrie wahrscheinlich ernsthaft beeinträchtigen.

Gibt es Hoffnung, dass der IRR eigenständiger Speicher in China dem europäischen Niveau näherkommt?

Chinas Strommarkt hat später begonnen als der europäische, aber derzeit wird er auf nationaler politischer Ebene stark vorangetrieben. Mit der schrittweisen Verbesserung des Strommarktes werden die Ertragsquellen von Speicherkraftwerken möglicherweise nicht mehr einheitlich sein, was die Entwicklung der Energiespeicherindustrie stark fördern wird.

Allerdings gibt es derzeit keinerlei Hoffnung, die IRR-Lücke zwischen chinesischen und europäischen Speicherkraftwerken stark zu verkleinern.

Der Faktor, der im Bericht von Bloomberg New Energy Finance erwähnt wird und die Renditeerwartungen eigenständiger Projekte mit erneuerbaren Energien in die Höhe treibt, ist das „häufige Auftreten von Null- und Negativstrompreisen“ und das „Erfassen fallender Strompreise“. Das heißt, der hohe IRR der europäischen Speicher basiert auf einem massiven Auftreten von Null- und Negativstrompreisen.

Die Wurzel des Auftretens von Negativstrompreisen liegt darin, dass der überschüssige Strom aus Wind- und Solarenergie nicht gespeichert werden kann, was den Energiespeichern Entwicklungsmöglichkeiten bietet. Speicher können bei Auftreten von Negativstrompreisen große Mengen Strom aufnehmen und dann, wenn die Sonne untergeht, der Wind aufhört oder der Strompreis seinen Spitzenwert erreicht, große Mengen Strom verkaufen, um die Preisdifferenz zu verdienen.

Daten zeigen, dass im ersten Quartal dieses Jahres die Anzahl der Stunden mit Negativstrompreisen auf dem Tagesstrommarkt der 27 EU-Länder 1223 Stunden betrug, während der Wert im gleichen Zeitraum 2025 593 Stunden lag – die Dauer hat sich direkt verdoppelt. Dies ist besonders ausgeprägt in Ländern wie Spanien, Portugal und Griechenland.

Derzeit treten in einigen Regionen Chinas ebenfalls Negativstrompreise auf, aber ihr Anteil ist noch sehr gering und die Dauer der Negativstrompreise ist sehr begrenzt. Wenn in China ähnlich massive Negativstrompreise wie in Europa auftreten, könnte der IRR chinesischer Speicherkraftwerke möglicherweise auch schnell steigen.

Vom 1. bis 2. Mai 2025 gab es auf dem Spotstrommarkt von Shandong 22 aufeinanderfolgende Stunden mit Negativstrompreisen

Allerdings sind massive Negativstrompreise in China fast unmöglich, und die zuständigen Behörden werden das Auftreten auch nicht zulassen.

Erstens würden massive Negativstrompreise die neue Energieindustrie schwer treffen.

Aus der Situation in Europa geht hervor, dass Negativstrompreise die lokale neue Energieindustrie bereits schwer getroffen haben. Das massive Auftreten von Negativstrompreisen führt dazu, dass Wind- und Solarkraftwerke „je mehr sie erzeugen, desto mehr verlieren“, und schließlich zu negativen Vermögenswerten werden, wobei Entwickler, Eigentümer und Kapitalgeber schwere Verluste erleiden. Noch schwerwiegender ist, dass wenn sich diese Situation nicht verbessert, das Kapital vor der neuen Energieindustrie zurückschrecken wird. Und das ist etwas, was die chinesische neue Energieindustrie auf keinen Fall wünscht.

Zweitens entstehen massive Negativstrompreise nur durch ein fragiles Stromsystem.

Das häufige Auftreten von Negativstrompreisen in Europa hängt eng mit der Fragilität der lokalen traditionellen Basiskraftwerke und der veralteten Netzinfrastruktur zusammen. Obwohl die installierte Kapazität neuer Energien in China derzeit rasant wächst, übernimmt die Kohlekraft immer noch die Rolle der Hauptsicherungskraftquelle und ist der „Ballaststein“ des chinesischen Stromsystems. Gleichzeitig ist das chinesische Netz auch das vollständigste und stabilste Netz der Welt, was der Schlüssel dafür ist, dass massive Negativstrompreise in China kaum auftreten können.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass mit der kontinuierlichen Verbesserung des Strommarktes in Zukunft der IRR chinesischer Speicherkraftwerke steigen wird, aber es ist schwierig, eine deutliche Steigerung zu erzielen, geschweige denn das Niveau Europas zu erreichen.

Langfristig gesehen ist die Investitionsrendite von Speicherkraftwerken nicht umso besser, je höher sie ist. Nur wenn sie in einem angemessenen Renditebereich gehalten wird, weder zu hoch noch zu niedrig, ist sie förderlicher für die Entwicklung der chinesischen neuen Energieindustrie.

Dieser Artikel stammt aus dem WeChat-Offiziellen Konto „China Energy Net“, Autor: JIANG Bo, Redakteur: HAN Chenggong, veröffentlicht mit Genehmigung von 36Kr.