Batteriespeicher für Großanlagen – Anwendungsfälle im Vergleich

Im Gegensatz zum Hausenergiespeicher „Behind the Meter“, dessen Betriebsstrategie in aller Regel eine lokale wirtschaftliche Optimierung des Stromverbrauchs anstrebt, werden die Anwendungsfälle für Batterietechnologien im industriellen Maßstab vorrangig durch die Bedürfnisse der elektrischen Versorgungsnetze bestimmt, insbesondere der regionalen Verteilnetze.

Durch die Verschärfung der Netzanschlussbedingungen wurde im vergangenen Jahrzehnt in einigen Regionen mit besonders schwachen Netzen der Weg für Pilotapplikationen in diesem Bereich geebnet. So können erneuerbare Erzeuger beispielsweise in den französischen Überseegebieten seit einigen Jahren nur noch ans Netz angeschlossen werden, wenn ein signifikanter Anteil der täglichen Energieproduktion in die Abendstunden verschoben wird – und zeitliche Verschiebung lässt sich nur über einen Speicher realisieren. In diesem Fall stabilisiert der Speicher die Netze statisch, indem er Verbrauch und Erzeugung im Tagesgang ausgleicht, man spricht von einer Energieapplikation.

Länder wie Puerto Rico oder Mexiko sehen eher die dynamische Stabilität der Netze in Gefahr, sie definieren zulässige Rampensteilheiten für den Anstieg oder den Abfall erneuerbarer Erzeugung. Während man beispielsweise bei zunehmender Einstrahlung den Anstieg der Erzeugung aus Photovoltaik regelungstechnisch noch relativ einfach begrenzen kann, ist einem plötzlichen Rückgang der Erzeugung bei Wolkenzug kaum anders als durch einen Speicher zu begegnen  – wobei in diesem Fall die Leistung des Speichers im Vordergrund steht, weniger Energie tatsächlich gespeichert wird und kleinere Kapazitäten benötigt werden.

Beiden angesprochenen Applikationsbeispielen ist gemeinsam, dass die Volatilität der Erzeugung am Entstehungsort reduziert wird. Und ähnlich wie beim „Behind the Meter“-Speicher muss diese lokale Optimierung nicht unbedingt die beste Lösung sein – durch eine geschicktere Anordnung im Netz könnte wahrscheinlich in den meisten Fällen eine insgesamt wirtschaftlichere Auslegung der Speicher gefunden werden, als Betreiber kommt der Eigner der Erzeugungsanlage allerdings nicht mehr in Frage.

Erbringung von Regelleistung – ein nahezu generischer Anwendungsfall für Batteriespeicher

Die Bereitstellung von Regelleistung erfüllt grundsätzlich auch den Zweck der dynamischen wie auch der statischen Stabilisierung von Netzen. Auch im Verbundnetz werden die Kraftwerke zunächst entlastet, wenn große Lasten abgeschaltet werden oder zusätzliche erneuerbare Erzeugung eingespeist wird. Der Überschuss muss durch Reduktion der Erzeugung anderer Kraftwerke oder eben durch Energiespeicher aufgenommen werden, man spricht von negativer Primärregeleistung. Fällt hingegen Erzeugung weg, beispielsweise durch Abschattung von Photovoltaik-Anlagen oder eine plötzlich auftretende  Windflaute, muss kurzfristig Ersatz, in diesem Fall also positive Primärregelleistung, bereitgestellt werden. Auch die längerfristigen Ausgleichsvorgänge lassen sich unter den Begriffen Sekundärregelung und Minutenreserve zusammenfassen. Diese Applikationen sind ebenfalls für den Einsatz von Batteriespeichern geeignet, ohne direkt den verursachenden Erzeugungsanlagen oder Lasten zugeordnet sein zu müssen.

In Europa und den USA werden Batteriespeicher bereits in ersten kommerziellen Anwendungen für die Erbringung von Regelleistung genutzt, als Beispiel sei hier der 10 MWh-Speicher von UK Power Networks in Bedfordshire genannt. Viel häufiger allerdings werden heute noch Demonstrationsanlagen wie etwa das von der deutschen Regierung geförderte M5BAT-System in Aachen mit etwa 5 MWh realisiert. Der kritische Punkt ist selbstverständlich die Wirtschaftlichkeit, noch immer scheitern Projekte an zu langen Amortisationszeiten.

Doch es tut sich was: Im heutigen Primärregelmarkt in Deutschland etwa können Erlöse von jährlich rund 130.000 bis 150.000 Euro pro MW installierte Leistung erzielt werden. Geht man davon aus, dass Batteriespeichersysteme derzeit bereits für unter 800.000 Euro/MW installiert werden können, ergeben sich wirtschaftlich interessante  Perspektiven. Spricht man mit kommunalen Versorgern, die ohnehin Regelleistung aus konventioneller Erzeugung bereitstellen müssen, so trifft man in aller Regel auf eine positive Grundhaltung. Ein konventionelles Kraftwerk, das nicht angedrosselt betrieben werden muss, um die Leistungsabgabe jederzeit erhöhen zu können,  könnte in Verbindung mit einem Batteriespeicher deutlich wirtschaftlicher betrieben werden, die Zusatzeinnahmen aus dem Verkauf der Überschusserzeugung helfen den Batteriespeicher zu refinanzieren. Bei all diesen Überlegungen sei jedoch davor gewarnt, diesen Markt zu überschätzen. Ganz Europa schreibt insgesamt 3 GW an Primärregelleistung aus, davon entfallen beispielsweise auf Deutschland gerade einmal 600 MW. Kommen tatsächlich in Zukunft noch all die virtuellen Kraftwerke aus Haushaltsspeichern hinzu, die ebenfalls an diesem Markt teilnehmen wollen, kann es schnell zu einem Preiskampf kommen, der den Markt nachhaltig schädigt.

Wirtschaftliche Bereitstellung von Regelleistung in großem Stil in Südkorea

Offenbar noch wirtschaftlicher ist die Bereitstellung von Regelleistung in Südkorea. Gerade hat der dortige staatliche Energieversorger KEPCO den zweiten Tender zur Installation von Großbatteriespeichern im Netz geschlossen. Nach 50 MW im vergangenen Jahr sollen noch 2015 insgesamt 200 MW/200 MWh installiert werden. Warum aber geht ausgerechnet Südkorea hier so entschieden voran? Hier greifen zwei Effekte ineinander. Zunächst ist Südkorea aus energietechnischer Sicht eine Insel: an drei Seiten vom Meer umgeben, existiert auch zum benachbarten Nordkorea keine Verbindung der Versorgungsnetze. Darüber hinaus erwartet die südkoreanische Regierung anhaltendes Wirtschaftswachstum, also auch wachsenden Energiebedarf. Und der soll überwiegend aus erneuerbaren Energien gedeckt werden.

Aufgrund der Insellage kann Südkorea keine Regelleistung im Ausland einkaufen, sondern muss sie komplett selbst bereitstellen. Ebenso wenig ist es möglich, Überschüsse ins Ausland zu verkaufen. Dass im Land auch eine starke Industrie hochwertige Batteriespeicher produziert, hat die Auswahl des technischen Konzepts mit größter Wahrscheinlichkeit begünstigt. In den kommenden Jahren soll die Speicherkapazität auf über 1 GWh ausgebaut werden, mehr als beispielsweise in Deutschland an Primärregelleistung ausgeschrieben wird.

Fazit

Technisch gesehen eignen sich große Batteriespeicher ideal für die Erbringung von Regelleistung. Neben den dynamischen Vorteilen der leistungselektronischen Anbindung sprechen auch die schnelle Realisierbarkeit, die quasi beliebige Standortwahl und die einfache Skalierbarkeit für den Einsatz von Batterien zur Netzstabilisierung. Für die Wirtschaftlichkeit muss allerdings ein Rahmen bestehen, der eine nachhaltige Investitionssicherheit garantiert, woran zumindest in Europa noch Zweifel geäußert werden. Ist die Not hingegen groß genug, und kommt wie in Korea – aber auch in Kalifornien, wo der Gesetzgeber Ausbauziele für Energiespeicher vorgibt –  neben dem Markt auch noch ein Regulator hinzu, der die langfristige Stabilität der Netze im Auge hat, stehen dem Ausbau von Batteriegroßspeichern kaum Hürden im Weg.

Ko-Autorin:  Dr. Alexsandra Sasa Bukvic-Schaefer, Experting für Hybride Energiesysteme & Speicherintegration bei SMA

Der Beitrag ist erstmals im PV Tech Storage Blog erschienen. 

Bildquelle: Image: S&C Electric