Investoren investieren Milliarden in Japans aufstrebenden Markt für Stromspeicher, da die Stromnachfrage nach jahrelangem Rückgang wieder wächst. Doch geplante Änderungen zur besseren Netzintegration und Preissenkung könnten die Renditen schmälern.

Japan, das rund 70 % seines Stroms aus importierten fossilen Brennstoffen bezieht, baut erneuerbare Energien aus, um die Energiesicherheit zu erhöhen. Allerdings kommt es auf dem fragmentierten Übertragungsnetz immer wieder zu Abschaltungen, besonders in den nördlichen Regionen Tohoku und im südlichen Kyushu.

Deshalb steigt das Interesse an Batteriespeichersystemen (BESS), die Angebot und Nachfrage ausgleichen sollen.

Seit Dezember 2023 wurden laut Berechnungen von Reuters Investitionen von mindestens 2,6 Milliarden US-Dollar in japanische Batterieprojekte angekündigt. Dazu zählen 677 Millionen US-Dollar des Immobilienunternehmens Hulic (Januar) und 1,3 Milliarden US-Dollar des Handelskonzerns Sumitomo (Vorjahr).

,,Wenn Japan seine Ziele für erneuerbare Energien erreichen will, muss es das Problem der Abschaltungen lösen - und Energiespeicher sind die offensichtliche Lösung", sagt Franck Bernard, Geschäftsführer für Energiespeicher und Flexibilität beim in Singapur ansässigen Unternehmen Gurin Energy.

Gurin plant ab kommendem Jahr den Bau eines Speichers mit einer Kapazität von 1 Gigawattstunde (GWh), der in der Präfektur Fukushima vier Stunden lang 240 Megawatt (MW) liefern kann.

Für das 91 Milliarden Yen (618 Millionen US-Dollar) teure Projekt kooperiert Gurin mit Saft, einer Tochter von TotalEnergies.

Das Vorhaben umfasst etwa 200 eigenständige Installationen, die Überseecontainern ähneln und 2028 in Betrieb gehen sollen - mit der Möglichkeit, die Kapazität zu verdoppeln.

Unternehmen mit Batteriespeicherprojekten beantragten im Geschäftsjahr bis März laut Daten des Ministeriums für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI) Netzzugänge mit einer Gesamtleistung von 113 GW.

Obwohl dies nur Interessensbekundungen sind, ist das fast dreimal so viel wie im Vorjahr. Das meiste Interesse kommt aus Tohoku, Tokio, Kyushu und der westlichen Chugoku-Region, wo ebenfalls häufig Abschaltungen auftreten.

,,Die Regionen Tohoku und Kyushu verfügen über viele erneuerbare Energien - das macht sie für Batterieprojekte sehr attraktiv. Deshalb gibt es dort bereits viele geplante und laufende Projekte", erklärt Uranulzii Batbayar, Analystin beim Beratungsunternehmen Rystad Energy in Tokio.

Laut Rystad könnte Japans Batteriespeicherkapazität auf etwa 4 GW steigen, basierend auf Projekten in Bau, Planung oder bereits vergeben - das würde Investitionen von rund 6 Milliarden US-Dollar erfordern.

Japans niedriger Ausgangswert an netzgekoppelten BESS bietet Wachstumspotenzial, so Batbayar. Das jüngste Scheitern des Offshore-Windmarktausbaus durch Mitsubishis Rückzug dürfte die Entwicklung von Batterieprojekten kaum beeinträchtigen.

Im März verfügte Japan laut METI über 0,23 GW netzgekoppelter BESS.

Zum Vergleich: China hat 75 GW und die USA fast 26 GW installierte Batteriespeicherkapazität, so das Energy Institute.

ÄNDERUNGEN BEI DEN AUKTIONEN

Geplante Änderungen bei den langfristigen Auktionen für dekarbonisierte Kapazitäten (LTDA), die Projekteinnahmen für bis zu 20 Jahre nach Inbetriebnahme garantieren, könnten jedoch die Attraktivität von Batteriespeichern gefährden.

Die 2023 eingeführte LTDA sollte mehr Projekte für erneuerbare Energien anregen. Die Regierung hat jedoch den Einsatz fossiler und nuklearer Energiequellen in den Auktionen ausgeweitet.

METI will im nächsten Auktionszyklus nur noch 800 MW Batteriespeicherkapazität anbieten - nach 1,7 GW im letzten Durchgang.

Die Kapazität für Gaskraftwerke wird hingegen von 1,3 GW auf 3 GW erhöht, für Atomkraftwerke auf 1,5 GW.

Außerdem soll die Mindestdauer für BESS von bisher drei bis sechs Stunden auf mindestens sechs Stunden steigen.

Laut METI-Dokumenten vom Mai ist diese Änderung notwendig, damit länger laufende Batterien besser auf den Zubau volatiler erneuerbarer Energien reagieren und Abschaltungen reduzieren können. So soll der Stromfluss ins Netz stabilisiert und die Preise für Endverbraucher gesenkt werden.

Batterieunternehmen bevorzugen jedoch eher kurzzeitige Speicher, um von lukrativen Spitzenlastzeiten zu profitieren.

Eine Sechs-Stunden-Anforderung würde bedeuten, dass Betreiber von Drei-Stunden-Systemen mehr Fläche und neue Anschlussgenehmigungen bräuchten, falls sie umziehen, erläutert Kentaro Ono, Geschäftsführer Japan beim Speicherentwickler Eku Energy, der in Kyushu einen Standort für 2025 baut.

Dies erschwere die kurzfristige Einhaltung und berge das Risiko, die Registrierungsfrist im Oktober für die nächste LTDA-Runde zu verpassen, da die Änderungen erst im Mai und Juni vorgeschlagen wurden, so Ono.

Auch Analysten sehen die Gefahr, dass die Änderungen die Dekarbonisierungsziele der LTDA untergraben.

,,Statt alte Kapazitäten zu ersetzen, könnten bestehende Stromquellen erhalten bleiben", schreibt Mika Kudo, leitende Forscherin am Renewable Energy Institute (REI) in Japan.

Mahdi Behrangrad, Leiter Energiespeichersysteme und virtuelle Kraftwerke bei Pacifico Energy, einem frühen Akteur im japanischen Batteriespeichersektor mit Projekten in Kyushu und Hokkaido, stimmt zu: Die LTDA-Änderungen begünstigten bestehende Erzeugungsanlagen und könnten zusätzliche Batterie-Investitionen in Japan behindern.

,,Wir dürfen nicht vergessen: Investitionen sind global, Investoren haben viele Märkte zur Auswahl. Wir müssen sie überzeugen, hier zu investieren ... Es wird immer schwieriger, zu erklären, ob Japan wirklich der beste Standort ist."

($1 = 147,3300 Yen)