Speichertechnik statt Netzausbau

  Bei der Umstellung auf eine Energieversorgung aus Quellen, die mittelbar oder unmittelbar aus der Sonneneinstrahlung stammen, gibt es zwei schwerwiegende Probleme. Zum einen gibt es im Tagesgang eine Ertragsspitze, wenn mittags die Sonneneinstrahlung am höchsten ist. Zum anderen können die Erträge auch je nach Wetterlage stark schwanken. Um beide Probleme zu beheben, ist es notwendig, geeignete Stromspeicher einzusetzen (Artikel dazu hier).

Windkraftanlagen oder Photovoltaikanlagen abzuregeln, ist aus ökologischen Gründen die denkbar schlechteste Reaktion auf ein zeitlich begrenztes Überangebot von EE-Strom in lokalen Stromnetzen. Jede abgeregelte Kilowattstunde EE-Strom trägt dazu bei, den Bestand fossiler Kraftwerke zu sichern. Chancen zur CO2-Reduktion werden verwirkt.

Immer wieder wird behauptet, Batterien seinen nicht in der Lage, einen Teil dieser Speicherfunktion zu übernehmen und könnten als Speicher nicht in das Netz integriert werden, da ihre Speicherkapazität zu klein sei. Dass diese Behauptung falsch ist, zeigt das nachstehende Beispiel.

Forschungsprojekt "Smart Power Flow"
(Intelligenter Energiefluss)


Berlin (pte004/28.10.2016/06:15) - Großbatterien können eine ernstzunehmende wirtschaftliche Alternative zum Netzausbau auf lokaler Ebene sein. Das ist das Ergebnis des dreijährigen Forschungsprojekts "Smart Power Flow" des Reiner Lemoine Instituts (RLI). Die Experten haben mithilfe eines eigens entwickelten Batterie-Prototyps ein Betriebsmodell mit größtmöglichem Gewinn ermittelt.

Lukrativster Anwendungsbereich

Konkret handelt es sich um eine Vanadium-Redox-Flow-Batterie, dessen Wechselrichter sowie Steuerung eigens für das Projekt entwickelt wurden. Sie wurde in das Stromnetz der LEW Verteilnetz GmbH in Bayerisch-Schwaben, einer Tochtergesellschaft der Lechwerke AG, integriert und in einer einjährigen Testphase überprüft. Eine RLI-Analyse der Geschäftsmodelle für Großbatterien hat ergeben, dass unter heutigen Rahmenbedingungen in Deutschland der Einsatz von Batterien am Primärregelleistungsmarkt der mit Abstand lukrativste Anwendungsbereich ist.

"Aus unserer Sicht ist der zunehmende Netzausbau aus volkswirtschaftlicher Sicht nicht sinnvoll, da die Netze für eine Belastung ausgelegt werden, die nur an wenigen Tagen im Jahr erreicht wird - das ist unnötig teuer und aufwendig", unterstreicht RLI-Projektleiter Jochen Bühler. "Wir haben darum in diesem Projekt Alternativen geprüft. Großbatterien stellen hierbei eine Option dar, da sie durch eine optimierte Betriebsweise die Aufnahmefähigkeit der lokalen Netze für Erneuerbare Energien erhöhen können."

Einsatz auf der Verteilnetzebene

Für die Verteilnetze verhalten sich Batterien, welche Primärregelleistung erbringen, allerdings zunächst nicht netzdienlich, da das Be- und Entladen des Speichers einzig durch die Netzfrequenz und nicht durch die lokale Netzsituation bestimmt wird. Dieses Problem wird durch die vom RLI entwickelte intelligente Batteriesteuerung gelöst, die die Spannung im Ortsnetz entsprechend regelt und so die Netzaufnahmefähigkeit für die Erneuerbaren erhöht.

"Entscheidend und neu an unserem Ansatz ist die Kombination eines marktgetriebenen und zugleich netzdienlichen Batterieeinsatzes auf Verteilnetzebene", resümiert Bühler das Projekt. "Auch für lokale Netzbetreiber lohnt sich in vielen Fällen der Einsatz von Großbatterien, sodass sehr viele von ihnen dezentral über Deutschland verteilt werden könnten. Voraussetzung ist, dass die Speicher von externen Investoren aufgrund tragfähiger Geschäftsmodelle erbaut und die Batterien mit einer netzdienlichen Regelung ausgestattet werden."

Für die Netzbetreiber sei diese Lösung, selbst unter Berücksichtigung von etwaigen Kompensationszahlungen für den Mehraufwand, die den Batteriebetreibern für das netzdienliche Verhalten ihrer Anlagen entstehen, günstiger als die eigenen Netze auszubauen. "So können Netzausbaumaßnahmen durch den Einsatz von Speichern vermieden werden, welche sowieso - nämlich aufgrund eines Marktanreizes - erbaut werden. Dies senkt die Stromkosten und kann die Energiewende schneller voranbringen", so Bühler abschließend.

Smart-Power-Flow

Projektzeitraum 01.08.2013 - 31.07.2016

Das Verteilnetz entlasten

Im Rahmen des SmartPowerFlow-Projekts wurde erstmals eine Redox-Flow-Großbatterie – die sogenannte CellCube FB200-400 DC von Gildemeister energy solutions – zur Entlastung eines Verteilnetzes mit einem hohen Anteil an Erneuerbarer-Energie-Einspeisung in das Stromnetz eines deutschen Netzbetreibers integriert. Ziel war es, zu quantifizieren inwieweit notwendige Netzausbaumaßnahmen zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit des Netzgebietes für Erneuerbare Energien, durch die Batterieintegration, vermieden werden können.

Analyse und Optimierung

Kernziel des Projektes war die technische und wirtschaftliche Analyse und Optimierung von Netzerweiterungen und lokalen Energiespeichern sowie deren Demonstration auf Basis eines Redox-Flow-Speichers. Die Firma Gildemeister energy solutions setzte dabei auf die Verteilnetzebene, welche durch den raschen Zubau von dezentralen regenerativen Anlagen an ein neues Anforderungsprofil anpasst werden sollte. Die wichtigsten Zwischenschritte: Identifikation von Netzmerkmalen zur wirkungsvollen Optimierung von Netzausbau versus dezentraler Speicherung, Entwicklung von angepassten Batteriewechselrichtern für Redox-Flow-Batterien im Leistungsbereich 200 kW DC / 630 kVA sowie konkrete Demonstration und Bestätigung der analytisch ermittelten Maßnahmen zur Netzoptimierung. Zudem entwickelten die Wissenschaftler innerhalb des Projektes ein Simulationsmodell zur optimalen Platzierung von Großbatterien in Verteilnetzen mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energieanlagen. Anhand des entwickelten Modells kann die breitflächige Integration von Großspeichern im deutschen Stromnetz vereinfacht und somit beschleunigt werden.

Das Projekt war in drei Schritte unterteilt:

Phase 1:
Bestimmung des optimalen Standorts für eine Redox-Flow-Großbatterie im Netzgebiet der LVN (LEW Verteilnetz GmbH) anhand von Simulationen und Entwicklung eines Wechselrichters für die Batterie (bis Sommer 2014);

Phase 2:
Integration und Betrieb der Batterie in das Netzgebiet der LVN und Validierung der Simulationsmodelle anhand von Messdaten (1. Jahr bis 2. Jahr)

Phase 3:
Gesamtkonzeptentwicklung zur Integration von Großbatterie in Verteilnetze und technische und wirtschaftliche Gesamtbewertung des Netzausbaus versus der Batterieintegration (2. Jahr bis 3. Jahr).

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