Batterie-Speicherkraftwerk

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Batterie-Speicherkraftwerk

Ein Batterie-Speicherkraftwerk ist eine Form des Speicherkraftwerks, welches zur Energiespeicherung Akkumulatoren verwendet, d. h. wiederaufladbare elektrochemische Zellen. Wichtige Kenngrößen von Speicherkraftwerken sind die Leistung und die Speicherkapazität. Letztere gibt an, welche Menge an Energie der Speicher aufnehmen kann (z. B. in MWh). Die installierten Leistungen von Batterie-Speicherkraftwerken bewegen sich im Bereich von einigen Kilowatt (kW) bei Batteriespeichern bis in den dreistelligen Megawatt-Bereich (MW). Das leistungsstärkste Batteriespeicherkraftwerk (Stand Januar 2021) befindet sich in Kalifornien, leistet bis zu 300 MW und hat eine Kapazität von 1200 MWh.[1] Im Vergleich dazu sind die größten Pumpspeicherkraftwerke deutlich leistungsstärker, da über 90 Pumpspeicherkraftwerke Leistungen von 1000 MW[2] und mehr haben, mit Kapazitäten im GWh-Bereich. Zusätzlich zu Leistung und Kapazität sind auch Start- bzw. Regelzeigen wichtige Kenngrößen von Speicherkraftwerken. Diese bewegen sich im Bereich von 20 ms auf Volllast, wenn Akkumulatoren genutzt werden, was im Vergleich zu anderen Speicherkraftwerken extrem kurz ist: Bei Pumpspeichern liegen sie im einstelligen Minutenbereich[3].

Im Jahr 2016 waren weltweit Batteriespeicher mit einer Leistung von 1,5 GW installiert,[4] mit stark steigender Tendenz: die im Jahr 2017 neu installierte Leistung wurde auf über 0,9 GW geschätzt.[5][6] Weltweit waren im Mai 2017 etwa 700 Batteriespeicherkraftwerke in Betrieb.[2] Davon nutzen 461, also etwa zwei Drittel der Werke, Lithium-Ionen-Akkumulatoren, 85 Bleiakkumulatoren, 70 Natrium-Schwefel-Akkumulatoren oder Natrium-Nickelchlorid, 69 Redoxflusszellen und sechs Nickel-Cadmium-Akkumulatoren.[2]

Beispiele von realisierten Anlagen findet sich in der Liste von Batterie-Speicherkraftwerken.

Geschichte

Batterie-Speicherkraftwerke wurden bereits gegen 1900 eingesetzt, um in vielen der damaligen dezentralen Gleichstromnetze die Lastspitzen zu decken. Während Schwachlastzeiten speicherten sie elektrische Energie ein, die sie später bei hoher Nachfrage wieder abgaben. Um 1905 stellten derartige Akkumulatorstationen mit rund 100 MW rund 15 % der installierten elektrischen Gesamtleistung in Deutschland. Ihr Nutzungsgrad betrug ca. 70 bis 80 %.[7]

Anwendung

Akkumulatoren zur elektrischen Energiespeicherung

Batterie-Speicherkraftwerke dienen primär zur Erbringung von Systemdienstleistungen. Eine Anwendung im kleineren Rahmen ist die Netzstabilisierung in Stromnetzen mit ungenügender Regelleistung. Ein weiterer, wesentlicher Anwendungsbereich ist der Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch, insbesondere der Leistungsausgleich von nicht nachfragorientierten erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solarstromkraftwerken. Speicherkraftwerke erlauben in diesem Anwendungsbereich die Einsetzung höherer Anteile erneuerbarer Energieträger.[8] Neben Regelleistung können Batteriespeicher aufgrund der praktisch trägheitslosen Steuerung und schnellen Reaktionsfähigkeit auch zur Spannungsregulierung in Wechselspannungsnetzen eingesetzt werden. Sie dienen dabei der Steuerung der Blindleistung und können statische Blindleistungskompensatoren in deren Funktion ergänzen. Außerdem sind Batterie-Speicherkraftwerke grundsätzlich schwarzstartfähig.[9]

Der Übergang von Batterie-Speicherkraftwerken zu den kleineren Batteriespeichern mit ähnlichem Anwendungsgebiet ist fließend. Sogenannte Solarbatterien mit wenigen kWh Speicherkapazität werden zumeist im privaten Bereich im Zusammenspiel mit kleineren Photovoltaikanlagen betrieben, um Ertragsüberschüsse tagsüber in ertragsärmere bzw. ertragslose Zeiten am Abend bzw. in der Nacht mitzunehmen, den Eigenverbrauch zu stärken, die Autarkie zu erhöhen oder die Versorgungssicherheit zu erhöhen.[10] Mit Stand März 2018 liegen bei größeren Lithium-Ionen-Batterie-Speicherkraftwerken die Kosten für eine gespeicherte kWh elektrischer Energie bei ca. 10 ct/kWh, Tendenz fallend.[11]

Aufbau

Akkumulatoren für die Notstromversorgung eines Rechenzentrums

Vom Aufbau sind Batterie-Speicherkraftwerke mit unterbrechungsfreien Stromversorgungen (USV) vergleichbar, wenngleich die Ausführungen größer sind. Die Akkus werden aus Sicherheitsgründen in eigenen Hallen, oder bei provisorischen Anlagen in Containern, untergebracht. Wie bei einer USV besteht das Problem, dass elektrochemische Energiespeicher grundsätzlich nur in Form von Gleichspannung Energie speichern bzw. abgeben können, während elektrische Energienetze im Regelfall mit Wechselspannung betrieben werden. Aus diesem Grund sind zusätzliche Wechselrichter nötig, welche bei Batterie-Speicherkraftwerken aufgrund der höheren Leistung und Anbindung mit Hochspannung arbeiten. Es kommt dabei Leistungselektronik mit GTO-Thyristoren zur Anwendung, wie sie auch bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ) üblich sind.

Als Akkumulatoren werden je nach Anlage verschiedene Systeme eingesetzt. Waren es seit den ersten Batterie-Speicherkraftwerken in den 1980er-Jahren überwiegend Bleiakkumulatoren, fanden in den Folgejahrzehnten auch zunehmend Nickel-Cadmium-Akkumulatoren und Akkumulatortypen wie der Natrium-Schwefel-Akkumulator Anwendung.[12] Durch fallende Preise in den 2010er Jahren sind Lithium-Ionen-Akkumulatoren die mittlerweile am häufigsten eingesetzten Akkumulatoren, wie beispielsweise bei dem Batteriepark Schwerin, Batterie-Großspeicher Dresden oder dem Speicher von BYD in Hongkong der Fall. Allerdings kommen auch weitere Technologien wie Redox-Flow-Batterien zum Einsatz.[13]

Betriebsverhalten

Der Vorteil von Batterie-Speicherkraftwerken sind die für energietechnische Systeme extrem kurzen Regelzeiten und Startzeiten im Bereich von 20 ms auf Volllast, da keine mechanisch zu bewegenden Massen vorhanden sind. Damit können diese Kraftwerke nicht nur zur Abdeckung von Spitzenleistung im Minutenbereich dienen, sondern auch zur Dämpfung von kurzfristigen Oszillationen im Sekundenbereich, bei an den Kapazitätsgrenzen betriebenen elektrischen Energienetzen. Diese Instabilitäten äußern sich in Spannungsschwankungen mit Perioden bis zu einigen 10 Sekunden und können sich in ungünstigen Fällen zu hohen Amplituden aufschwingen, welche zu überregionalen Stromausfällen führen können. Dem können ausreichend stark dimensionierte Batterie-Speicherkraftwerke entgegenwirken. Daher finden sich Anwendungen primär in jenen Regionen, wo elektrische Energienetze an ihrer Kapazitätsgrenze betrieben werden und in der Netzstabilität gefährdet sind. Weitere Anwendung sind Inselnetze, welche zur Stabilisierung nicht mit Nachbarnetzen elektrische Energie kurzfristig austauschen können.

Ein Nachteil, insbesondere bei der Verwendung von Bleiakkumulatoren, ist die begrenzte Lebensdauer der als Verschleißteil ausgelegten Akkumulatoren und die damit verbundenen Kosten, welche diese Systeme oft unwirtschaftlich werden lassen. Durch Überbeanspruchung wie Tiefentladung und vergleichsweise sehr hohe Lade- und Entladeströme (Ströme über 700 A sind üblich) können Defekte wie Überhitzung an den Akkumulatoren auftreten, die Lade/Entladezyklen sind in diesem Anwendungsbereich auf einige 100 bis zu 1000 Zyklen limitiert. Durch mechanische Schäden an den Gehäusen kann weiters Säure oder Elektrolyt aus dem Inneren der Akkuzellen austreten. Bei der elektrischen Ladung bilden sich je nach Akkutyp mit Luft explosive Gase wie Knallgas, welches aus den Hallen permanent abgesaugt werden muss. Lithium-Ionen-Akkumulatoren mit einer geeigneten Steuerelektronik haben diese Probleme nicht, auch die Zyklenfestigkeit ist gegenüber Bleiakkumulatoren verbessert. Die Preise von Lithium-Ionen-Akkus sind mit Stand 2016 sinkend, so dass diese Systeme wirtschaftlicher betrieben werden können als noch einige Jahrzehnte zuvor.

Marktentwicklung

2016 schrieb der britische Netzbetreiber National Grid technologieoffen 200 MW an Regelleistung aus, um die Systemstabilität zu erhöhen. Hierbei setzten sich ausschließlich Batterie-Speicherkraftwerke durch.[14] In den USA ist der Markt für Speicherkraftwerke 2015 um 243 Prozent gegenüber 2014 gestiegen.[15]

Auf dem Markt für Konsumenten gibt es eine Vielzahl von Speichersystemen. In Untersuchungen der HTW Berlin wurden im Rahmen der Inspektion im Jahr 2018[16] und 2019[17] derartige System untersucht sowie die Gesamteffizienz mit dem englisch System Performance Index (SPI) bewertet.

Im Rahmen des Wandels von Förderung der reinen Erzeugungskapazität klimafreundlicher Energie hin zur netzdienlichen Erzeugung fördern zahlreiche Länder die dezentrale Errichtung vergleichsweise kleiner Batteriespeicher (bis ca. 10 kWh) insbesondere als Ergänzung zu PV-Anlagen.[18] Dies hat zu einen deutlichen Anstieg der Anzahl an Batterie-Specherkraftwerken, bei gleichzeitiger Verringerung der durchschnittlichen Kapazität geführt.

Kombination mit Gasturbine

Die Technischen Werke Ludwigshafen haben ein Patent angemeldet auf ein Regelkraftwerk, das auf Batterie (mit 8 MW Leistung) für Kurzzeitbedarf plus Gasturbine (5 MW) für beliebig lange Leistungslieferung basieren wird. Der Bau, Teil des bundesdeutschen Forschungsprojekts SINTEG, startete 2017.[19]

Literatur

  • Speicher oder Netzausbau: Batteriespeicher im Verteilnetz. In: netzpraxis Nr. 10/2018, S. 80–83
  • E. Schoop: Stationäre Batterie-Anlagen: Auslegung, Installation und Wartung, Huss, Berlin, 2. Auflage von 2018, ISBN 978-3-341-01633-6
  • B. Riegel, W. Giller: Bleibatterien als stationäre Anwendung im Wettbewerb zu stationär eingesetzten Lithium-Ionen-Batterien. In: E. Fahlbusch (Hrsg.): Batterien als Energiespeicher: Beispiele, Strategien, Lösungen, Beuth, Berlin/Wien/Zürich 2015, ISBN 978-3-410-24478-3, S. 353–374
  • Jörg Böttcher, Peter Nagel (Hrsg.): Batterie-Speicher: Rechtliche, technische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen, De Gruyter Oldenbourg, Berlin/Boston 2018, ISBN 978-3-11-045577-9
  • Chapter 30: Abbas A. Akhil, John D. Boyes, Paul C. Butler, Daniel H. Doughty: Batteries for Electrical Storage Applications. In: Thomas B. Reddy (Hrsg.): Linden’s Handbook of Batteries. 4. Auflage. McGraw-Hill, New York 2011, ISBN 978-0-07-162421-3
  • Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage, Berlin Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-48893-5.
  • Lucien F. Trueb, Paul Rüetschi: Batterien und Akkumulatoren. Mobile Energiequellen für heute und morgen. Springer, Heidelberg u. a. 1998, ISBN 3-540-62997-1.

Weblinks

Quelle: Seite „Batterie-Speicherkraftwerk“. In: Wikipedia – Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 17. Januar 2021, 17:09 UTC. URL: https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Batterie-Speicherkraftwerk&oldid=207766913 (Abgerufen: 24. August 2021, 09:45 UTC)

Liste von Batterie-Speicherkraftwerken

Die Liste von Batterie-Speicherkraftwerken enthält einzelne Beispiele von Batterie-Speicherkraftwerken aus Deutschland oder weltweit. Batterie-Speicherkraftwerke sind Speicherkraftwerke, die zur Energiespeicherung Akkumulatoren und damit elektrochemische Systeme verwenden. Hauptaufgabe des Speichers ist die preisgünstige Erbringung von Systemdienstleistungen. D. h. Lastspitzen in der Energienachfrage abzufedern, Spannungs- und Blindleistungsregelung, Frequenzstabilisierung des Stromnetzes und Vermeidung von zusätzlichem Netzausbau.

Weltweit sind über 700 solcher Anlagen im Rahmen der elektrischen Energietechnik, also für die Stromnetze, in Betrieb.[1] Daher kann hier nur eine kleine Auswahl aus der Vielzahl von Kraftwerken vorgestellt werden, darunter besonders leistungsstarke oder für den deutschsprachigen Raum bedeutende Anlagen. Eine Liste, die sämtliche Systeme erfassen will, wird als Datenbank des Energieministeriums der Vereinigten Staaten online zugänglich gemacht.[1]

Batterie-Speicherkraftwerk in Schwerin

Australien

Im Juli 2018 waren in Australien insgesamt 147 Megawatt elektrische Leistung aus Batteriespeichern für das Stromnetz installiert und betriebsbereit.[2]

Windpark Hornsdale

Ende 2017 wurde nach weniger als 100 Tagen Bauzeit das zu diesem Zeitpunkt größte auf Lithium-Ionen-Basis beruhende Batterie-Speicherkraftwerk der Welt in Betrieb genommen. Die von Tesla gelieferte Anlage verfügte über eine Leistung von 100 MW und eine Kapazität von 129 MWh. Installiert wurde die Anlage im Windpark Hornsdale, betrieben wird sie von Neoen.[3] Bereits wenige Wochen nach Inbetriebnahme sprang sie zweimal ein, als es jeweils im Kraftwerk Loy Yang, einem Braunkohlekraftwerk in Victoria, zu Problemen mit schlagartigen Leistungsabfällen kam. Die Reaktionszeit des Batterie-Speicherkraftwerks lag mit 0,14 bzw. unter 4 Sekunden deutlich niedriger als bei konventionellen Kraftwerken.[4] Im ersten halben Jahr nach Inbetriebnahme sanken die Kosten für Systemdienstleistungen in South Australia um ca. 90 %, da das Batterie-Speicherkraftwerk unter anderem viel schneller und präziser eingreifen kann als konventionelle fossile Kraftwerke. Alleine für diesen Zeitraum wurden die durch den Speicher vermiedenen Kosten für Systemdienstleistungen auf mehr als 30 Mio. Dollar geschätzt.[5] Zugleich erwirtschaftete der Speicher in diesem ersten halben Jahr bereits 14 % seiner Investitionskosten.[6] Das Projekt wurde 2020 um zusätzliche 50 MW und 64,5 MWh erweitert, so dass die Hornsdale Power Reserve nun eine Leistung von 150 MW hat. Die Batteriekomponenten der Erweiterung wurden bis März 2020 installiert[7] und die gesamte Installation bis September 2020 fertiggestellt.[8]

Weitere Projekte

Ebenfalls mit Batterien von Tesla ausgestattet wurde ein Folgeprojekt im Bundesstaat Victoria, das östlich von Kerang installiert wurde.[9] Es hat eine Leistung von 50 MW und eine Kapazität von 50 MWh und ist seit November 2018 in Betrieb; es ist an einen Solarpark angeschlossen.[10] Ein weiterer Speicher im Bundesstaat Victoria, genauer im Gebiet von Ballarat, hat im Dezember 2018 seinen Betrieb aufgenommen. Er leistet bis zu 30 MW und speichert eine Energie von 30 MWh.[11]

2018 wurde ein Projekt über den Bau von 50.000 Photovoltaikanlagen incl. Batteriespeicher für Wohn- und Gewerbegebäude gestartet. Partner ist die Firma Tesla, Inc., mit Stand Juli 2018 wurden 100 Haushalte mit entsprechender Technik ausgestattet. Im Endausbau, der für 2022 erwartet wird, sollen die Speicher bei einer Speicherkapazität von 650 MWh eine Leistung von 250 Megawatt bereitstellen. Das Gesamtsystem soll als Virtuelles Kraftwerk arbeiten und das südaustralische Stromnetz stabilisieren.[12]

China

Shenzhen

Das chinesische Unternehmen BYD betreibt seit 2014 in Shenzhen (auf dem Festland nördlich von Hongkong) einen Batteriespeicher mit 40 MWh Kapazität und 20 MW Maximalleistung. Die Batterie ist aus insgesamt knapp 60.000 einzelnen Lithium-Eisenphosphat-Zellen mit je 230 Ah aufgebaut. Die Nutzung von Preisunterschieden zwischen Beladen und Entladen durch Tag- und Nachtstrom, ein vermiedener Netzausbau für Spitzenlasten und Einnahmen für Netzdienlichkeit wie z. B. Frequenzstabilisierungen ermöglichen einen wirtschaftlichen Betrieb ohne Förderung oder Subventionen.[13]

Golmud

In Golmud im autonomen Bezirk Haixi wurde ein Energiepark, in dem sich Windkraftwerke mit 400 MW, ein Solarpark mit 200 MW und ein Sonnenwärmekraftwerk mit 50 MW befinden, mit einem Batteriespeicher ausgerüstet.[14][15] Die 2019 eröffnete Anlage wurde von CATL geliefert und hat eine Kapazität von 100 MWh.[14] Sie ist für Temperaturen von −33 bis +35 °C ausgelegt.[14]

Dänemark

Großbatterie im Smart City EnergyLab in Nordhavn (Kopenhagen)

Im Februar 2017 wurde in Nordhavn (Kopenhagen) ein Lithium-Ionen Batteriespeicher mit 630kW Leistung und einer Kapazität von 460kWh[16] installiert.

RISO Syslab Redox Flußbatterie 15kW

15 kW / 120 kWh vanadium redox flow battery[17]

Vestas Lem Kær ESS Demo 1.2 MW

1.2MW / 300kWh Lithiumionenakku[18]

Vestas Lem Kær ESS Demo 400 kW

400kW / 100kWh Lithiumionenakku[19]

Deutschland

Im Juli 2018 waren allein in Deutschland 42 Batteriespeicherkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 90 MW im Betrieb, davon 26, d. h. etwa zwei Drittel der Werke, mit Lithiumionenbatterien, fünf mit Bleibatterien, fünf Redox-Flussbatterien und zwei Natrium-Schwefel-Akkumulatoren.[1]

Nicht zu den Batteriespeicherkraftwerken zählen die zahlreichen kleinen Batterien in Privathäusern und in Betrieben, von denen allein in Deutschland im Mai 2017 etwa 54.000 betrieben wurden.[20] Ihre Gesamtleistung liegt mit 188 MW mehr als doppelt so hoch wie die der o. g. kommerziellen Großspeicher.[21] Es gibt Projekte, diese zu einem Schwarm zu bündeln und als virtuelles Kraftwerk zu betreiben.

Batterie-Speicherkraftwerk Berlin-Steglitz (bis 1994)

Vor der Wiedervereinigung Deutschlands wurde das Stromnetz in West-Berlin als Inselsystem von der Bewag betrieben. 1986 wurde in Berlin-Steglitz () das bis heute in Deutschland größte Batterie-Speicherkraftwerk als Energiereserve und zur Frequenzstabilisierung in Betrieb genommen. Die Anlage hatte eine Spitzenleistung von 17 MW, welche nach Vollladung 20 Minuten lang abgegeben werden konnte, und konnte im optimalen Fall in Summe 14,4 MWh an elektrischer Energie speichern. Die Batterie bestand aus 7080 Bleiakkumulatoren in 12 parallelen Strängen zu je 590 Zellen.[22][23]

Nach der Wiedervereinigung und dem Synchronschluss ging die Anlage Ende 1994 wegen Unwirtschaftlichkeit außer Betrieb. Auf dem Gelände befindet sich nun das Energie-Museum Berlin.

Hybridbatterie-Kraftwerk Braderup

In Braderup in Schleswig-Holstein betreibt die Energiespeicher Nord GmbH & Co. KG seit Juli 2014 eine Anlage besteht aus einem Lithium-Ionen-Akkumulatoren, mit 2 MW Leistung und einer Speicherkapazität von 2 MWh Speicherkapazität, und einem Vanadium Redox-Flow-Batteriespeicher mit 330 kW Leistung, 1 MWh Speicherkapazität aufgebaut. Die hierbei verwendeten Lithium-Ionen Module stammen von Sony, die Redox Flow Batterie kommt von der Firma Vanadis Power GmbH.

Das Speichersystem ist mit dem örtlichen Bürgerwindpark mit einer installierten Leistung von 18 MW gekoppelt. Je nach Windstärke und Ladestatus der jeweiligen Akkumulatoren verteilt eine Steuerung die von den Windrädern generierte Energie. Über ein rund zehn Kilometer langes Erdkabel ist die Hybridbatterie an das Stromnetz angebunden, sodass bei einer Stromnetzüberlastung die Batterie die Energie des Windparks aufnimmt und später zu einem passenden Zeitpunkt in das Netz zurück speist. Durch dieses Verfahren kann ein Abschalten von Windenergieanlagen bei Netzüberlastung vermieden werden, wodurch die Energie des Windes nicht ungenutzt bleibt.[24]

Batterie-Speicherkraftwerk Schwerin

Batterie-Speicherkraftwerk in Schwerin, Obergeschoss

In Schwerin () betreibt der Stromversorger WEMAG einen Lithium-Ionen-Batteriespeicher zum Ausgleich kurzfristiger Netzschwankungen. Lieferant des Batterie-Speicherkraftwerks ist die Berliner Firma Younicos. Das südkoreanische Unternehmen Samsung SDI lieferte die Lithium-Ionen-Zellen. Der Speicher mit einer Kapazität von 5 MWh und einer Leistung von 5 MW ging im September 2014 in Betrieb.[25] Der Lithium-Ionen-Batteriespeicher besteht aus 25.600 Lithium-Manganoxid-Zellen und ist über fünf Mittelspannungs-Transformatoren sowohl mit dem regionalen Verteilnetz als auch mit dem nahegelegenen 380-kV-Höchstspannungsnetz verbunden.[26] Im Juli 2017 wurde der Batteriespeicher auf 10 MW / 15 MWh erweitert. Die Erweiterung besteht aus 53.444 Lithium-Ionen-Zellen, 18 Wechselrichtern und neun Transformatoren.[27]

Solarpark Alt Daber

Hauptartikel: Solarpark Alt Daber

Das bestehende Photovoltaik-Kraftwerk Alt Daber bei Wittstock in Brandenburg wurde 2014 um ein Batterie-Speicherkraftwerk erweitert. Der Speicher ist modular aufgebaut, für die Bereitstellung von Regelleistung konzipiert und soll speziell Primärregelleistung zum schnellen Ausgleich der Netzfrequenz liefern, was bisher durch konventionelle Kraftwerke erfolgt. Er wurde von einer Tochter von Belectric entwickelt und verfügt über eine Kapazität von ca. 2 MWh. Technisch besteht er aus Bleiakkumulatoren, die günstiger sind als die Lithium-Ionen-Akkumulatoren. Untergebracht sind die Akkus mitsamt der zugehörigen Leistungselektronik in zwei Containern auf dem Kraftwerksgelände. Das Besondere ist, dass dies eine Fertiglösung ist, die in Containern geliefert und installiert wird und ohne aufwendige Fertigungsarbeiten vor Ort sofort einsatzbereit ist. Die offizielle Inbetriebnahme fand im November 2014 statt.[28][29][30][31]

Batterie-Großspeicher Dresden

Die Stadtwerke Dresden (Drewag) haben am 17. März 2015 einen Batteriespeicher mit einer Spitzenleistung von 2 MW in Betrieb genommen. Die Kosten beliefen sich auf 2,7 Millionen Euro. Verwendet wurden Lithium-Polymer-Akkus. Die Akkus inklusive Regleranlage sind auf zwei 13 m lange Container verteilt und können 2,7 MWh speichern. Insbesondere die Leistungsspitzen einer in der Nähe befindlichen Photovoltaikanlage können so ausgeglichen werden.[32]

Batteriespeicher Feldheim

Im brandenburgischen Feldheim wurde im September 2015 ein Batteriespeicher mit 10 MW[33] Leistung und einer Speicherkapazität von 5 MWh[34] in Betrieb genommen. Das Projekt kostete 12,8 Millionen Euro. Der Speicher stellt Regelenergie für das Stromnetz bereit, um damit Schwankungen, die durch Windkraft- und Solarkraftanlagen entstehen, ausgleichen zu können. Der Speicher wird von der Firma Energiequelle betrieben.[35][36]

Solarpark Neuhardenberg

Hauptartikel: Solarpark Neuhardenberg

2015 wurde auf dem Gelände des Solarparks ein Batterie-Speicherkraftwerk auf Basis von Lithium-Ionen-Akkumulatoren mit einer Leistung von 5 MW und einer Speicherkapazität von 5 MWh errichtet, der im Juli 2016 nach 15 Monaten Probebetrieb eröffnet wurde. Hauptaufgabe des Speichers ist die Erbringung von Systemdienstleistungen.

Steag Großbatterie-Systeme

Die Steag, der fünftgrößte deutsche Stromerzeuger, errichtete bis Anfang 2017 sechs Großbatterie-Systeme an sechs deutschen Kraftwerksstandorten: Lünen, Herne und Duisburg-Walsum in Nordrhein-Westfalen sowie Bexbach, Völklingen-Fenne und am Weiher im Saarland. Jedes Großbatterie-System besteht aus zehn Containern und kann 15 MW Primärregelleistung erbringen. Die Gesamtkapazität beträgt mehr als 120 MWh bei einer Investitionssumme von 100 Mio. €.[37]

Mit dem am Kraftwerk Völklingen-Fenne installierten LESSY-System hat Steag als einer der ersten Anbieter überhaupt von Februar 2014 bis Ende Februar 2016 eine Großbatterie (1 MW Leistung) für die Primärregelleistung genutzt.

Batteriespeicher Chemnitz

Anfang August 2017 ist ein Batteriespeicher zur Erbringung von Primärenergieleistung in Chemnitz eröffnet worden. Betreiber ist Eins Energie in Sachsen. Er besteht aus 4008 Batteriemodulen auf Lithium-Ionen-Basis von Samsung SDI und weist eine Gesamtkapazität von 15,9 MWh bei einer Vermarktungsleistung von 10 MW auf.[38]

Hybrid-Großspeicher Brilon-Hoppecke

Der Batteriehersteller Hoppecke hat im September 2017 am Hauptsitz einen Hybrid-Speicher auf Blei- und Lithium-Ionen-Basis in Betrieb genommen. Der Speicher hat eine Gesamtleistung von 1,5 MW mit einer Kapazität von 2,6 MWh.[39]

Stadtwerke Schwäbisch Hall

Die Stadtwerke Schwäbisch Hall haben im Oktober 2017 einen Batteriespeicher mit einer Kapazität von 1,4 MWh und einer Leistung von 1 MW in Betrieb genommen. Die Investitionskosten belaufen sich auf rund 900.000 €. Das System ist in einem Container untergebracht und basiert auf Batterien von LG Chem.[40]

SchwarmStrom Allgäu

Im Allgäu hat die egrid applications & consulting GmbH im Versorgungsgebiet des Verteilnetzbetreibers AllgäuNetz fünf regional verteilte Lithium-Ionen-Batterien mit einer Leistung von je 500 kW (280 kWh Kapazität) projektiert und aufgestellt. Das System ist seit Dezember 2017 in Betrieb. Durch eine intelligente Steuerung können die einzelnen Batterien “im Schwarm”, also als gemeinsames Kraftwerk, betrieben werden. So kommt das System auf eine Gesamtleistung von 2,5 MW und eine Kapazität von 1,4 MWh. Damit können mehrere verschiedene Anwendungen gefahren werden. So kann der Schwarmspeicher u. a. Systemdienstleistungen erbringen, USV-Funktionen in bestehenden Kraftwerken erfüllen und standortspezifische Betriebsweisen (z. B. Blindleistungsbereitstellung) optimieren.[41]

Industriepark Brunsbüttel

Im Januar 2018 hat Ads-Tec einen Batteriespeicher mit einer Leistung von 2,5 MW und einer Kapazität von 2,5 MWh ans Netz gebracht. Dieser Speicher im Industriepark Brunsbüttel ist Teil des Forschungsprojekts Norddeutsche Energiewende 4.0. in das das Fraunhofer-Institut ISIT eingebunden ist.

Pumpspeicherkraftwerk Herdecke

RWE hat im Februar 2018 einen 6 MW/7MWh-Batteriespeicher am Pumpspeicherkraftwerk Herdecke in Betrieb genommen. Der Speicher wurde von Belectric errichtet, besteht aus 552 Batteriemodulen auf Lithium-Ionen-Basis, die sich in drei Containern befinden, und dient der Bereitstellung von Primärregelleistung.[42]

Pfenning: Batteriespeichersystem Container, Aub – Bayern

Erster modularer 2,5 MW Batteriespeicher in Bayern seit 2017 in Betrieb. Im unterfränkischen Aub, ist Bayerns erster  2,5 MW Batteriespeicher und 2,5 MWh in Container eingebaut ist errichtet worden. Der Batteriespeicher nimmt am Primärregelleistungsmarkt teil, und unterstützt somit das Stromnetz in der Stabilisierung der Netzfrequenz. Der Errichter und Hersteller ist Pfenning Elektroanlagen GmbH, der im Verteilnetz der N-Ergie Netz GmbH angeschlossen ist und Primärregelleistung für den Übertragungsnetzbetreiber 50-Hertz erbringt.[43][44]

EnBW Kraftwerk Heilbronn

Am Kraftwerk Heilbronn hat EnBW im April 2018 ein von Bosch Energy Storage Solutions zugeliefertes Batterie-Speicherkraftwerk aus 768 Lithium-Ionen-Batteriemodulen in Betrieb genommen. Die Anlage verfügt über eine Leistung von 5 MW und eine Kapazität von 5 MWh und soll Primärregelleistung erbringen.

Kraftwerksgruppe Pfreimd

Im Mai 2018 hat Engie einen 12,5 MW-Lithium-Ionen-Speicher an der Kraftwerksgruppe Pfreimd in Betrieb genommen. Das Batteriespeichersystem vom Typ Siestorage hat eine Kapazität von 13,7 MWh und stammt von Siemens.[45]

Batteriespeichersystem Cremzow

Der Energiespeicher in Cremzow ist eine Kooperation des Windkraftunternehmens Enertrag (10%) und Enel Green Power Deutschland (90%) mit einer Größe von 38,4 MWh und einer Leistung von 22 MW. Lieferant der Anlage ist die Schweizer Firma Leclanché SA.[46] Zunächst ging eine erste Einheit mit einer Leistung von 2 MW im Mai 2018 in Betrieb, der Endausbau mit 11 Einheiten befindet sich kurz vor der Fertigstellung.[47]

Großbatteriespeicher Langenreichenbach

Im September 2018 wurde in der Umgebung von Langenreichenbach ein Batteriesystem mit 16 MW und 25 MWh in Betrieb genommen. Die Batterien sind eine optimierte Variante des Bleiakkumulators (Blei-Kohlenstoff-Akku) und stammen von dem chinesischen Joint-Venture-Partner Narada. Die Wechselrichter wurden von SMA Solar Technology geliefert. Die 10.500 Batterien, von denen jede 90 kg wiegt, sind in 18 großen Containern untergebracht. Es soll Regelleistung für Mitnetz Strom bereitgestellt werden.[48]

Batteriespeicher Jardelund

In der Gemeinde Jardelund, nahe Flensburg, wurde im Mai 2018 das bis dato größte Batterie-Speicherkraftwerk Europas in Betrieb genommen. Die auf Lithium-Ionen-Akkumulatoren basierende verfügt über eine Leistung von 48 MW und eine Kapazität von mehr als 50 MWh. Eingesetzt werden soll sie primär für die Bereitstellung von Primärregelleistung, wo sie einen Ersatz für fossile Kraftwerke darstellen soll. Zudem soll mit der Anlage die Abregelung von Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein verringert werden.[49] Beteiligt an dem Speicher sind Eneco und die Mitsubishi Corporation. Die Projektkosten betragen gut 30 Mio. Euro, von denen das Land Schleswig-Holstein 2 Mio. Euro als Zuschuss gewährt.[50][51][52]

Bennewitz Großbatteriespeicher

Im Mai 2019 wurde im sächsischen Bennewitz ein weiterer Blei-Carbon-Speicher mit 16MW / 25MWh in Betrieb genommen. Er ist baugleich mit der Anlage in Langenreichenbach.[53]

Batteriespeicher Bordesholm

In Bordesholm, Schleswig-Holstein, wurde am 13. Mai 2019 ein Batteriespeicher mit 10MW Leistung und 15MWh Kapazität in Betrieb genommen.[54] [55]

Groitzsch Großbatteriespeicher

Im Oktober 2019 wurde in Groitzsch bei Leipzig eine weitere 16MW / 25MWh Blei-Carbon-Speicher-Anlage in Betrieb genommen. Es werden 10.584 verbaute Batterien genannt, in 40-Fuß-Containern. Die Wechselrichter sind wiederum von SMA.[56]

Hybridspeicher Bielefeld

In Bielefeld wurde von den Stadtwerken am 29. Juli 2020 ein Hybridspeicher an der Schildescher Straße in Betrieb genommen. Dieser verfügt über eine Leistung von ca. 8 MW und besteht aus 22.173 NMC-Zellen. Kombiniert wurde der Speicher mit einer Power-to-Heat-Anlage, die bei Bedarf Warmwasser für das Fernwärmenetz bereitstellen kann. Durch diese Kombination kann die gleiche Regelleistung mit einer kleineren Batterie erbracht werden. Die Kosten für das Gesamtsystem lagen bei 5,5 Mio. Euro. Die Gesamtanlage wurde durch das Hoppecke-Tochterunternehmen Intilon GmbH geplant, errichtet und in Betrieb genommen.[57]

Netzbooster Kupferzell

Die TransnetBW plant am Standort Kupferzell einen Lithium-Ionen-Batteriespeicher. Die Pilotanlage soll eine projektierte Maxleistung von 250 MW und eine maximale Energiemenge von 250 MWh speichern können. Die Kosten werden auf 188 Millionen Euro geschätzt.[58]

Batterie-Speicherkraftwerke mit Elektroauto-Akkus

Nicht in erster Linie für den stationären Betrieb konzipiert sind die Traktionsbatterien von Elektroautos. Teilweise werden alte Akkus gegen welche mit größerer Kapazität ersetzt (Beispiel Renault Zoe von 22 kWh auf 41 kWh), wobei die alten einer stationären Zweitnutzung (“Second Life”) zugeführt werden anstatt verschrottet zu werden. Aus stillgelegten Erprobungsfahrzeugen, Mietwagenflotten, Auslaufmodellen, Leasingrückläufern und dergleichen stehen den Herstellern teils vierstellige Stückzahlen nicht mehr aktueller, aber noch wertvoller Akkus zur Verfügung. Zudem werden neu produzierte Akkupakete nicht einfach in Ersatzteillagern liegen gelassen, sondern mit “Batteriejogging” aktiv gelagert. Dabei steht jedoch eine Schonung der Akkugesundheit im Vordergrund, so dass nur ein Teil der Kapazität und des Leistungsvermögens kommerziell genutzt wird.

Akkupakete aus Unfallwagen werden als Ganzes oder in Teilen für den Privatgebrauch verwendet.[59]

Daimler: Smart-Akkus in Lünen, Hannover, Werdohl-Elverlingsen

Die Daimler AG hat (Stand Juni 2018) drei Batteriekraftwerke gebaut, die Akkus aus der elektrischen Variante des Smart Fortwo nutzen.

Aus 1000 gebrauchten ab 2009 von Tesla gelieferten 16,5 kWh-Akkus von in Mietwagenflotten genutzten Smart Fortwo (451) electric drive ED2 wurde in Lünen ein 13-MWh-Stromspeicher[60] gebündelt, angeblich der weltweit größte 2nd-Use-Batteriespeicher.

Neuwertige Ersatzteil-Akkus werden in einem anderen Projekt am enercity-Standort Herrenhausen verwendet, wo die Daimler AG mit ihrer hundertprozentigen Tochter ACCUMOTIVE und enercity (Stadtwerke Hannover AG) im Jahr 2016 mit dem Bau eines neuen Batteriespeichers begannen. Es handelt sich dabei um das Ersatzteillager für die von 2012 bis 2015 verkauften Smart Fortwo (451) electric drive ED3. Es werden rund 3000 Ersatzteil-Batteriemodule vorgehalten und zu einem Stationärspeicher gebündelt. Die von Li-Tec Battery bzw. der Deutschen ACCUmotive in Kamenz hergestellten Lithium-Ionen-Akkus haben eine Nennkapazität von 17,6 kWh, von der zur Schonung nur ca. ein Drittel genutzt wird. Mit einer Speicherkapazität von insgesamt 15 MWh ist die Anlage eine der größten Europas. Der Energiespeicher wird nach Fertigstellung am deutschen Primärregelenergiemarkt vermarktet.[61][62]

Seit Juni 2018 werden im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen weitere 9,8 MWh Speicherkapazität genutzt; die Leistung beträgt rund 9 MW. Insgesamt sind in dem modular aufgebauten Speicher 1920 einzelne Batteriemodule verbaut, die für mindestens 600 Autos ausreichen sollen. Der Speicher dient u. a. zur Erbringung von Regelleistung. Zugleich verhindert der regelmäßige Einsatz eine Tiefentladung der Akkus, die einen Funktionsverlust zur Folge hätte. Die Reaktionszeit liegt im Millisekundenbereich, womit der Speicher bei weitem schneller reagieren kann als konventionelle Kraftwerke. Rechtlich gefordert ist eine Reaktionszeit im Bereich von unter 30 Sekunden.[63]

BMW: Leipzig und Hamburg

Vom BMW i3 wurden im Werk Leipzig seit 2013 über 150.000 Stück produziert. Eine mit Windrädern verknüpfte „BMW Speicherfarm Leipzig“ auf dem Werksgelände bietet Platz für bis zu 700 Akkupakete, gebrauchte oder neue. Die Gesamtkapazität entspräche “100.000 km Reichweite”.[64]

Seit September 2016 betreiben BMW, Bosch und Vattenfall in einem Gemeinschaftsprojekt den Batteriespeicher Battery 2nd Life mit einer Leistung von 2 MW und einer Kapazität von 2,8 MWh. Das System besteht aus 2.600 gebrauchten Batteriemodulen aus 100 Elektrofahrzeugen und steht im Hamburger Hafen.[65]

Audi: Wendelstein

In Wendelstein (Mittelfranken) bei Nürnberg wurde unter der Projektleitung durch das Erlangener Unternehmen Covalion ein sogenannter Second-Life-Batteriespeicher errichtet. Zum Bau des 2018 errichteten Containers haben unter anderem die Bürgerkraftwerk GmbH, ein Tochterunternehmen der Gemeindewerke Wendelstein und die Nürnberger N-Ergie Regenerativ GmbH beigetragen. Die dafür verwendeten 84 ausgedienten Autobatterien, die aus Audi-Hybrid-Testfahrzeugen (A3 und Q7) stammen, besitzen zusammen eine Speicherkapazität von etwa 1MWh.[66][67][68]

Quelle: Seite „Liste von Batterie-Speicherkraftwerken“. In: Wikipedia – Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 11. August 2021, 17:54 UTC. URL: https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Liste_von_Batterie-Speicherkraftwerken&oldid=214684128 (Abgerufen: 24. August 2021, 09:50 UTC)

Virtuelles Kraftwerk

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Dieser Artikel behandelt eine Zusammenschaltung von Kraftwerken zu einem System, das sich im Idealfall wie ein konventionelles Kraftwerk verhält. Zur Simulation von Kraftwerken siehe Kraftwerkssimulator.

Ein virtuelles Kraftwerk ist eine Zusammenschaltung von dezentralen Stromerzeugungseinheiten, wie zum Beispiel Photovoltaikanlagen, Wasserkraftwerken, Biogas-, Windenergieanlagen und Blockheizkraftwerken zu einem Verbund. Dieser Verbund stellt elektrische Leistung verlässlich bereit und kann damit dargebotsunabhängige Leistung aus Großkraftwerken ersetzen.

Der Begriff Virtuelles Kraftwerk bezieht sich auf den Zusammenschluss mehrerer Standorte – aber nicht darauf, dass durch sie kein Strom erzeugt würde. Andere gebräuchliche Begriffe sind Kombikraftwerk, Schwarmkraftwerk und DEA-Cluster (= Cluster aus Dezentralen Erzeugungsanlagen). Ein wichtiger Aspekt von virtuellen Kraftwerken ist die Vermarktung des Stroms sowie die Bereitstellung von Systemdienstleistung aus einem Verbund kleiner dezentraler Anlagen.[1]

Ein virtuelles Kraftwerk aus vielen Einzelanlagen

Virtuelle Kraftwerke sind mit Kosten für Kommunikation und den Aufwand der zentralen Steuerung verbunden. Unter dem Schlagwort virtuelles Kraftwerk werden sowohl Visionen einer künftigen Stromversorgung wie auch bereits bestehende Geschäftsmodelle verbunden.

Motivation

Das erzielte Ergebnis eines Großkraftwerks hängt von dem erzeugten Stromprofil (wieviel MW in welcher Stunde) und von den zum Erzeugungszeitpunkt geltenden Preisen ab. Es lässt sich deutlich optimieren, wenn der Fahrplan des Kraftwerks in Abhängigkeit geltender Preise optimiert werden kann (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Diese wirtschaftliche Optimierung führt dazu, dass Kraftwerke dann fahren, wenn die Preise hoch sind, d. h. wenn sie benötigt werden und trägt damit zur Netzstabilität bei.

Diese wirtschaftliche, bedarfsorientierte und netztechnische Optimierung steht jedoch kleinen Erzeugungseinheiten zunächst nicht offen, da hierfür ein Marktzugang und eventuell auch teure Optimierungssoftware erforderlich ist. Weiterhin erreichen die erzeugten Mengen kleiner Erzeugungseinheiten keine handelbare Größenordnung. Somit werden kleine Erzeugungseinheiten meist von ihrem Stromversorger auf Basis eines Standardlastprofils vergütet. Hierbei bleibt die Flexibilität des Minikraftwerks, seinen Fahrplan in Abhängigkeit von Preis und Bedarf zu ändern, ungenutzt und unvergütet.

Ein weiterer zusätzlicher Ergebnisbeitrag besteht für ein Großkraftwerk in der Teilnahme am Regelmarkt. Hier kann positive oder negative Erzeugungsleistung auf Abruf des Netzbetreibers gegen Entgelt zur Verfügung gestellt werden. Auch dieser Markt steht kleinen Erzeugungseinheiten aus denselben Gründen nicht offen.

Um kleineren Erzeugungseinheiten und auch größeren Verbrauchern trotzdem die Teilnahme an diesen Märkten zu ermöglichen, können diese mit geeigneter Kommunikationstechnik zu einem virtuellen (Groß-)kraftwerk zusammengefasst werden. Gemeinsam erreicht dieser Erzeuger- und Verbraucherverbund handelbare Erzeugungsmengen und am Regelmarkt vermarktbare Flexibilitäten. Die Organisation des Verbundes, die Optimierung der Fahrweisen aller beteiligten Einheiten, die Steuerung der Anlagen, Vermarktung der erzeugten Mengen und die vertragsmäßige Verteilung daraus resultierender Erlöse übernimmt im Allgemeinen gegen Entgelt ein darauf spezialisierter Anbieter. Dieser stellt auch den Marktzugang. Entsprechende Anbieter und Geschäftsmodelle im deutschen Markt werden im Kapitel “Konkrete Geschäftsmodelle und Projekte” beschrieben.

Für Verbraucher kann ein Zusammenschluss zu einem Lastverbund sinnvoll sein, um die Kosten aus dem vom Netzbetreiber erhobenen Leistungspreis für die Leistungsspitze zu mindern. Da nicht jeder Verbraucher seine Lastspitze zum gleichen Zeitpunkt hat, ist die Lastspitze des Verbundes geringer als die Summe aller Lastspitzen, was zu einer Ersparnis führt.

Funktionsschema einer BHKW-Anlage

Mikro-Kraft-Wärme-Kopplung (MKWK) zur Energieversorgung von Gebäuden kann z. B. in ein virtuelles Kraftwerk eingebracht werden, um den Einsatz der Anlagen an aktuellen Strompreisen zu optimieren und zusätzlich Regelenergie anzubieten. Die heute verfügbaren KWK-Anlagen zur Gebäudeenergieversorgung im Verbund erfüllen bereits die technischen Anforderungen für die Bereitstellung von Regelleistung,[2] die von den Regelzonenverantwortlichen gestellt werden. So kann ein Mini-Blockheizkraftwerk Strom vorwiegend zu hochpreisigen Zeiten produzieren und die zeitweilig überschüssige Wärme in einem Wärmespeicher puffern. Der Besitzer einer dezentralen Anlage muss aber zu diesem Zweck Eingriffe in die Steuerung seiner Anlage durch den Betreiber des virtuellen Kraftwerks gestatten, was gerade von privaten Haushalten ungern akzeptiert wird.

Technische Grundlagen

Weil es bisher noch nicht ausreichend wirtschaftlich zu betreibende Energieanlagen im Kleinformat gibt und weil zwischen den Stromeinspeiseknoten und der Leitstelle auch kommuniziert werden muss, stieß das Einrichten von virtuellen Kraftwerken durch deren Verbindung zunächst auf große Hürden. Deshalb wurde in den folgenden Teilgebieten geforscht und entwickelt:

  • Kommunikationsschicht (betriebskostenminimierende WAN-Techniken wie Powerline und (Funk-)Rundsteuerung usw.)
  • Nachrichtenstandardisierung
    • Leistungsanforderungen: Energiemenge, vermutliche Dauer, spätestmögliche Lieferung;
    • Leistungsnachforderung: Energiemenge, vermutliche Dauer, höchstmögliche Ausfallzeit;
    • Leistungsangebot: Energiemenge, vermutliche Dauer, geschätzte Kosten usw.
  • Kommunikationsprotokoll (vorzugsweise ein asynchrones, asymmetrisches, ereignisgesteuertes Protokoll).

Standardisierung

Von der Europäischen Union geförderte Projekte wie z. B. DISPOWER[3], FENIX[4] und MICROGRIDS[5] entwickeln Standards für eine einheitliche Informations- und Kommunikationstechnologie in diesem Bereich. Mit diesen Standards wird sowohl die internetbasierte Steuerung eines virtuellen Kraftwerkes möglich, als auch der automatisierte Handel mit Strom. Es zeichnet sich ab, dass die Erweiterung des Kommunikationsprotokolls IEC 61850-7-420[6] leittechnischer Standard für dezentrale Energieanlagen werden wird.

Seit der Neufassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2014 müssen alle Anlagen in der Direktvermarktung die Möglichkeit der Fernsteuerung bieten.[7]

Konkrete Geschäftsmodelle und Projekte

EEG-Direktvermarktung

Ein bestehendes Geschäftsmodell in diesem Sinne sind die Dienstleister für die Direktvermarktung von EEG-Anlagen d. h. von Wind-, Solar-, Geothermie-, Biomasse- und anderen Kraftwerken, die Anspruch auf eine Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) haben.

Hintergrund

Die Regelungen des EEG sehen vor, dass solche Anlagen am Spotmarkt vermarktet werden. Die Anlagenbetreiber haben zusätzlich zu den Erlösen am Spotmarkt Anspruch auf einen Zuschlag, der die Differenz zwischen dem Spotmarkterlös einer durchschnittlichen Anlage der betreffenden Kategorie und einem festgelegten Garantiepreis für diese Anlagenkategorie ausgleicht (Marktprämie, § 20 EEG). Somit werden EEG-Anlagenbetreiber zur Teilnahme am Stromhandel verpflichtet, obwohl ihre Einspeisung sehr wenig prognostizierbar ist und der Einspeisefahrplan auch bei vielen betroffenen Anlagen keine handelbaren Produktgrößen erreicht. Mit der Teilnahme am Stromhandel sind die Anlagen ebenfalls den Regelungen des Bilanzkreismanagements unterworfen, die vorsehen, dass auf dem Strommarkt verbindliche Mengen gehandelt werden und ungeplante Abweichungen mit Ausgleichsenergie verrechnet werden. Für den typischen Betreiber von EEG-Anlagen ist die Teilnahme am Stromhandel somit mit unerwünschten Risiken verbunden.

Geschäftsmodell

Das Geschäftsmodell der Direktvermarkter besteht darin, fremde EEG-Anlagen für eine Teilnahme am Stromhandel im eigenen Bilanzkreis zusammenzuführen. Die Erzeugung des zusammengeführten Portfolios von EEG-Anlagen wird dann als ein virtuelles Kraftwerk prognostiziert und am Strommarkt vermarktet. Unplanbare Abweichungen einzelner Einspeiser gleichen sich hierbei zum Teil aus. Weiterhin ist es für ein großes Portfolio wirtschaftlich, in professionelle Prognosen zu investieren. Kurzfristige Lastprognoseanpassungen aus Änderungen der Wind- oder Solarprognosen ergeben auch für ein großes Portfolio eher handelbare Größenordnungen am Intradaymarkt. Der Vermarkter schaltet über entsprechende technische Infrastrukturen Anlagen ab, wenn der Spotpreis an der EEX negativ ist. Den EEG-Betreibern wird im Rahmen des Geschäftsmodells ein Fixpreis in Euro / MWh geboten. Die Vermarkter übernehmen alle mit der Vermarktung verbundenen Risiken aus der Zufälligkeit des Einspeiseprofils, den kurzfristigen Märkten und dem Ausgleichsenergiemarkt.

Anbieter

Anbieter des beschriebenen Geschäftsmodells sind beispielsweise Statkraft[8], Clean Energy Sourcing[9], Energy2Market[10], Next Kraftwerke[11], E.ON[12] und in.power[13].

Regelenergiepools

Ein weiteres Geschäftsmodell ist der Zusammenschluss kleinerer Anlagen zur Bereitstellung von Regelleistung. Gemäß einem Beschluss der Bundesnetzagentur wurden die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, auch Regelenergiepools als Anbieter an der Regelleistungsauktion zuzulassen.[14] Dieses Geschäftsmodell ist für eine breites Spektrum an Erzeugungsanlagen attraktiv, da auch die typischen KWK-Anlagen der Stadtwerke die Voraussetzungen für eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt für sich alleine nicht erfüllen. Weiterhin können im Rahmen solcher Pools auch Flexibilitäten der Lastabnahme für die Regelmärkte erschlossen werden.[15][16] Im Rahmen des Poolmodells können verfügbare kurzfristige Flexibilitäten vieler Kraftwerke und Industrieabnehmer in einem “virtuellen Kraftwerk” gebündelt werden. Der Poolanbieter empfängt den elektronischen Aufruf des Netzbetreibers für die Bereitstellung eines definierten An- oder Abfahrprofils und setzt dieses in seinem virtuellen Kraftwerk technisch um. Die ökonomische Seite wird über Ergebnisteilungsverträge mit den Poolteilnehmern geregelt.[17]

Anbieter von Regelenergiepools sind beispielsweise MVV[18], Clens[19], Entelios, Next Kraftwerke[20][21] Trianel[22] und Ompex[23] in der Schweiz.

Forschungsprojekte

Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) untersuchte zusammen mit neun Partnern aus Wirtschaft und Wissenschaft in dem dreijährigen Projekt „Kombikraftwerk 2“,[24] wie man Stromversorgung sicher und zuverlässig allein mit erneuerbaren Energien erreichen kann. In Modellen und Feldversuchen verknüpfte man dabei Wind- und Biogaskraftwerke sowie Solarstromanlagen und steuerte sie zentral als virtuelles Kraftwerk. Die Forscher erhofften sich davon Erkenntnisse, wie sich der steigende Anteil von Wind- und Sonnenenergie in die Stromversorgung integrieren lässt. Darüber hinaus sollte untersucht werden, welchen Beitrag erneuerbare Energien zur Versorgungsqualität leisten können. Als Ergebnis wurde im August 2014 festgestellt, dass Netzstabilität in einer vollständig erneuerbaren Stromversorgung sichergestellt werden kann. Ein Feldtest, bei dem mehrere Windparks, Biogas- und Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von über 80 MW zusammengeschlossen wurden, demonstrierte, wie ein Verbund aus Erneuerbare-Energien-Anlagen Regelleistung und so genannte Systemdienstleistungen bereitstellen und zur Stabilität der Stromversorgung beitragen kann.[25]

Studien der TU Berlin und der BTU Cottbus zeigten, dass eine intelligente Vernetzung dezentraler regenerativer Kraftwerke einen erheblichen Beitrag dazu leisten kann, große Mengen wechselhaft anfallenden Stroms optimal in das Versorgungsnetz einzuspeisen. Die Studien wiesen außerdem nach, dass sich mit Hilfe geeigneter Steuerung Strombedarf und -produktion einer Großstadt wie Berlin gut aufeinander abstimmen lassen. Dadurch kann sowohl die höhere Netzebene entlastet als auch der Bedarf an konventionellen Reservekapazitäten deutlich verringert werden.[26]

„Ein vollständiger Umstieg auf regenerative Energien ist aus Gründen des Klimaschutzes und angesichts endlicher fossiler Ressourcen unumgänglich. Die Frage ist, was das für die heutige Struktur der Stromversorgung bedeutet, für Übertragungsnetze und Energiespeicher“, sagte Dr. Kurt Rohrig, Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) am Standort Kassel. „Unser Praxistest wird zeigen, dass eine Vollversorgung mit Erneuerbaren Energien realistisch ist und dass auch bei Flaute nicht die Lichter ausgehen“.[27]

Siehe auch

Literatur

  • Droste-Franke et al.: Brennstoffzellen und Virtuelle Kraftwerke. Springer-Verlag, Berlin 2009. ISBN 9783540857969
  • Fraunhofer IWES: Forschungsprojekt Kombikraftwerk 2. Abschlussbericht 2014 (Link)
  • Denne: Chancen und Möglichkeiten eines Virtuellen Kraftwerks: am Beispiel der Klimakommune Saerbeck. AkademikerVerlag, Saarbrücken 2015. ISBN 978-3-639-87282-8

Weblinks

Allgemein

Pilotprojekte (F&E)

In Pilotprojekten werden die Wirtschaftlichkeit und die Möglichkeit geprüft, flexibel auf Lastschwankungen zu reagieren:

  1. Das regenerative Kombikraftwerk
  2. Virtual Fuel Cell Power Plant (Vaillant) (PDF; 2,2 MB)
  3. Energiepark KonWerl (PDF; 210 kB) im Projekt KonWerl 2010
  4. Das RegenerativKraftwerk Bremen
  5. Die Regenerative Modellregion Harz – RegModHarz

Quelle: Seite „Virtuelles Kraftwerk“. In: Wikipedia – Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 17. August 2021, 21:27 UTC. URL: https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Virtuelles_Kraftwerk&oldid=214847238 (Abgerufen: 24. August 2021, 09:56 UTC)

Studie: Disponible Regelleistung von kleinen KWK-Systemen

Abstract

Mit einer auf Basis von Prüfstandsuntersuchungen validierten Simulation konnte gezeigt werden, dass die heute verfügbaren KWK-Anlagen zur Gebäudeenergieversorgung im Verbund die von den Regelzonenverantwortlichen gestellten technischen Anforderungen für die Regelleistungsbereitstellung erfüllen. Die Wirtschaftlichkeitsanalyse zeigte allerdings, dass die im Untersuchungszeitraum beobachteten Marktpreise keinen nennenswerten Beitrag aus kleinen KWK-Anlagen zur Regelleistungsbereitstellung erwarten lassen. Zudem sind die energiewirtschaftlichen Auswirkungen einer Vernetzung zu einem virtuellen Regelleistungskraftwerks hinsichtlich CO2– und Primärenergieeinsparung sowie der Substitution konventioneller Kraftwerke gering.

Allgemeiner Kontext und Zielsetzung

Aufgrund der hohen Effizienz von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird politisch ein größerer Anteil der KWK an der zukünftigen Stromversorgung gefordert. Die hieraus resultierenden gesetzlichen Förderinstrumente und die technologischen Entwicklungen im Bereich der innovativen KWK haben die Marktchancen für KWK-Anlagen zur Gebäudeenergieversorgung deutlich erhöht. Eine über die verbrauchsnahe Erzeugung von Strom und Wärme hinausgehende Aufgabe von dezentralen KWK-Anlagen könnte die Bereitstellung von Regelleistung sein. Im Rahmen des Projektes wurde daher die Eignung von kleinen KWK-Anlagen als virtuelles Regelleistungskraftwerk untersucht.

Vorgehensweise

Analyse des Regelleistungsmarktes
Es wurden die Rahmenbedingungen des Jahres 2008 zugrunde gelegt. Die durchgeführten Jahressimulationen basierten auf den Preisen und Regelleistungsabrufen des Jahres 2007. Entscheidend für die Analyse des Potenzials der Regelleistungsbereitstellung mit Mikro-KWK-Anlagen sind

  • die von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) gestellten Anforderungen zur Bewertung der technischen Machbarkeit,
  • die zu erzielenden Preise bei der Wirtschaftlichkeitsanalyse und
  • die Abrufcharakteristik zur Bewertung der veränderten Betriebsweise mit den entsprechenden Folgen für Wirtschaftlichkeit, CO2-Emissionen, Primärenergieverbrauch und Starthäufigkeit.

Für Abbildung 1 wurden die Regelleistungs- und EEX-Preise von Dezember 2007 bis Juni 2008 ausgewertet. Dieser Zeitraum wurde gewählt, da erst seit Dezember 2007 die neuen Ausschreibungsregeln für die SRL gelten.

Leistungs- und Arbeitspreise für Sekundärregelleistung und Minutenreserve

Abbildung 1: Leistungs- und Arbeitspreise für Sekundärregelleistung und Minutenreserve

Messtechnische Untersuchungen
Am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik an der TU München wurden vier KWK-Systeme unter realitätsnahen Bedingungen vermessen. Es kamen zwei verbrennungsmotorische Systeme von Senertec und Ecopower, sowie ein Stirlingmotor von Solo und ein Brennstoffzellensystem von Vaillant auf den Prüfstand. Hierbei wurden die ersten drei Anlagen als gesamtes System und die letzte lediglich als Einzelanlage messtechnisch erfasst. Es wurden jeweils die Typtage Wintertag, Übergangstag und Sommertag vermessen. Die Messergebnisse dienten im Wesentlichen der Validierung der Simulation und der Identifikation von praktischen Hürden von KWK-Anlagen zur Regelleistungsbereitstellung.

Simulation
Die Modellierung und Programmierung der Simulation erfolgte mit dem Programmpaket Matlab/Simulink. Die Simulation ermöglicht die Darstellung und Analyse der dynamischen Vorgänge bei der Interaktion der einzelnen Elemente des KWK-Systems untereinander und der Reaktion des KWK-Systems auf die Anforderungen aus Heizwärme-, Warmwasser- und elektrischer Last. Mit der Simulation sind dynamische Vorgänge zeitlich hoch aufgelöst darstellbar. Es können sowohl ausgewählte Zeitbereiche (z. B. Tage) wie auch ein ganzes Jahr simuliert werden. Für die Untersuchung des Potenzials zur Regelleistungsbereitstellung sind folgende Funktionalitäten integriert:

  • eine externe Regelung für Regelleistungsvorhaltung und –abruf,
  • die gleichzeitige Verschaltung mehrerer KWK-Anlagen zur Abbildung von  Verbundeffekten,
  • die Berechnung des dynamischen Potenzials zu jedem Zeitpunkt.

Validierung der Simulation auf Basis der Prüfstandsuntersuchungen
Auf Basis der Messergebnisse konnte die Simulation validiert werden. Mit Streudiagrammen wurden die wichtigsten Abhängigkeiten der Parameter untereinander analysiert. Die ermittelten Funktionen dienten einer möglichst realitätsnahen Modellierung. Die Streudiagramme stellen die gegenseitigen Abhängigkeiten von thermischer und elektrischer Leistung, Gasverbrauch, Volumenstrom und Rücklauf- und Vorlauftemperaturen dar. Es konnte gezeigt werden, dass die Simulation ausreichend genau die einzelnen funktionalen Zusammenhänge abbildet, so dass die veränderte Betriebsweise durch die Regelleistungsbereitstellung bewertet werden kann.

Methoden zur Bestimmung des Regelleistungspotenzials
Ziel des Projektes war die Bestimmung des technischen Potenzials zur Bereitstellung von Minutenreserve (MR) mit Mikro-KWK-Anlagen. Darüber hinaus wurde eine Methodik entwickelt, mit der das Potenzial von Mikro-KWK-Anlagen zur Regelleistungsbereitstellung losgelöst von den aktuellen Ausschreibungsbedingungen untersucht werden konnte. Somit ließ sich das Potenzial zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung abschätzen.

Zur Ermittlung des technischen Potenzials der Bereitstellung von MR wurden die geltenden Ausschreibungsbedingungen als Randbedingung genommen. Die MR muss somit mindestens für vier Stunden in einem der sechs Angebotsblöcke vorgehalten werden. Von den als technisch machbar bewerteten Angebotsprofilen wurde jeweils das Profil mit dem höchsten wirtschaftlichen Potenzial ausgewählt und mit dieser Auswahl eine Jahressimulation durchgeführt. Hierdurch konnte eine energiewirtschaftliche Bewertung auf Basis der veränderten Kosten-, Primärenergie- und CO2-Bilanzen durchgeführt werden.

Für eine von den aktuell geltenden Ausschreibungsbedingungen losgelöste Bewertung des technischen Potenzials wurde die Kenngröße „dynamisches Potenzial“ definiert. Auf Basis der Pufferspeichertemperaturen und der Heizwärme- und Warmwasserlastgänge kann mit dem dynamischen Potenzial für jeden Zeitpunkt berechnet werden, wie lange die zu erwartende maximale KWK-Laufzeit ab diesem Zeitpunkt sein könnte. Des Weiteren wurde eine Darstellungsform des dynamischen Potenzials für ein ganzes Jahr für verschiedene Bereitstellungszeiträume entwickelt und der „Füllungsfaktor“ definiert. Hierdurch können Modifikationen des KWK-Systems (Auslegungsleistung, Speichergröße oder Regelung) hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das technische Potenzial zur Regelleistungsbereitstellung bewertet werden.

Ergebnisse

Technisches Potenzial
Es sind bereits heute KWK-Systeme verfügbar, die die technischen Anforderungen des Regelleistungsmarktes erfüllen. In Abbildung 2 ist die elektrische Leistung eines KWK-Systems während eines Kalt- und Warmstarts dargestellt.

Der thermischer Bedarf des Versorgungsobjektes bestimmt das technische Potenzial zur Regelleistungsbereitstellung.
An Wintertagen kann die gesamte KWK-Leistung in der Zeit von 8.00 Uhr bis 20.00 Uhr als Minutenreserve vermarktet werden.

An Übergangstagen kann die volle KWK-Leistung in der Zeit von 8.00 Uhr bis 12.00 Uhr als Minutenreserve vermarktet werden.

An Sommertagen (nur Warmwasserbedarf) könnte mit der Vernetzung von etwa sieben Anlagen die elektrische Leistung einer einzigen Anlage konstant vermarktet werden.

In etwa 60 % der Zeit ist ein Betrieb mit Nennleistung über eine Stunde möglich. Hiermit ließen sich losgelöst von den aktuellen Ausschreibungsbedingungen Konzepte zur Regelleistungsbereitstellung entwickeln.

Kalt und Warmstart eines motorischen KWK-Systems

Abbildung 2: Kalt und Warmstart eines motorischen KWK-Systems

Wirtschaftliches Potenzial
Eine Verringerung der Ausnutzungsdauern der KWK-Anlagen durch die Regelleistungsvorhaltung verschlechtert die Wirtschaftlichkeit. Wird negative Regelleistung vorgehalten, läuft die KWK-Anlage, um im Falle eines Abrufs die Leistung verringern zu können. Die Energiebilanzen dieser Angebotsstrategie sind mit der wärmegeführten Fahrweise vergleichbar und das Anbieten negativer Regelleistung ist somit wirtschaftlicher als das Anbieten positiver Regelleistung.

Für die Bewertung der Wirtschaftlichkeit sind vorrangig die Leistungspreise relevant, da die Minutenreserve nur sehr selten abgerufen wird.

Die potenziellen Erlöse mit ca. 5 € pro Jahr aus der Vermarktung der elektrischen KWK-Leistung als Minutenreserve sind für den Betreiber einer KWK-Anlage von untergeordneter Bedeutung.

Modifikation der KWK-Systeme
Eine geringere Auslegungsleistung der KWK-Systeme erhöht das technische Potenzial zur Regelleistungsbereitstellung.

Ein größerer Pufferspeicher erhöht das technische Potenzial zur Regelleistungsbereitstellung bei längeren Bereitstellungszeiträumen und wirkt sich nur geringfügig für den Bereitstellungszeitraum von 4-Stunden aus.
Die modulierende Systeme sind in Zeiten mit hohen thermischen Bedarf gegenüber schaltenden Systemen nicht im Vorteil, da sie in dieser Zeit gleichfalls mit Nennleistung betrieben werden.

Energiewirtschaftliche Bewertung
Der Einsatz von Mikro-KWK-Anlagen kann im Vergleich zur ungekoppelten Erzeugung die CO2-Emissionen und den Primärenergieverbrauch um ca. 30 % verringern. Aus der Vernetzung dieser Anlagen zu einem virtuellen Regelleistungskraftwerk resultieren jedoch keine nennenswerten CO2– und Primärenergieeinsparungen.

Konventionelle Regelleistungskraftwerke könnten maximal um etwa 14 % der installierten KWK-Leistung ersetzt werden.

Fazit
Es konnte die technische Machbarkeit der Regelleistungsbereitstellung mit Mikro-KWK-Anlagen nachgewiesen werden. Die Preise für Regelleistung- und -arbeit im Untersuchungszeitraum lassen jedoch keinen nennenswerten Beitrag aus Mikro-KWK-Anlagen zur Regelleistungsbereitstellung erwarten. Die energiewirtschaftlichen Auswirkungen einer Bereitstellung von Regelleistung mit Mikro-KWK-Anlagen sind hinsichtlich der CO2– und Primärenergiebilanz gering und es ließen sich auch nur in kleinem Umfang konventionelle Regelleistungskraftwerke einsparen.

Veröffentlichungen

Quelle: https://www.ffe.de/taetigkeitsfelder/technikanalysen-und-energiemanagement/156 geladen am 24.08.2021

Power-to-Heat: Technik und Anwendungsbeispiele

Unter Power-to-Heat versteht man die Erzeugung von Wärme unter dem Einsatz von elektrischer Energie. Dies kann sowohl über Elektrokessel als auch über Wärmepumpen erfolgen. Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.Anzeige

Was versteht man unter dem Begriff Power-to-Heat?

Unter dem Begriff “Power-to-Heat” (kurz: PtH) versteht man im Allgemeinen die Umwandlung von Strom in Wärme in einem Versorgungssystem, welches Wärme entweder aus Strom oder aus fossilen Brennstoffen wie Erdgas erzeugen kann.

In kleineren privaten Anwendungen wird Wärme in der Regel mit einer Elektroheizung wie z. B. einer Nachtspeicherheizung oder mit einer Wärmepumpenheizung erzeugt. In großtechnischen Anwendungen wie z. B. in Fernwärmenetzen werden zur Wärmegewinnung hingegen zentrale Elektro- oder Elektrodenheizkessel eingesetzt.

In kleinem als auch großen Maßstab sorgen Wärmespeicher dann dafür, dass überschüssiger Strom aus Erneuerbaren Energien (EE) in Wärme umgewandelt und für einen späteren Verbrauch je nach Speichergröße über einige Stunden bis zu einigen Tagen vorgehalten werden kann.

Scheint also besonders viel Sonne und ist der Stromspeicher der eigenen Photovoltaik-Anlage voll beladen, so kann die Wärmepumpe mit Photovoltaikstrom betrieben werden, um Heißwasser zu erzeugen oder auch Räume zu kühlen. Ebenso ist es bei einem Überschuss an Ökostrom im Netz möglich, die Wärmepumpe oder eben Wärme für ein Fernwärmesystem eines Stadtwerkes zu erzeugen.

Wirtschaftliche Optionen für Power-to-Heat-Technologien

Eigenverbrauch optimieren

Für kleinere, meistens private Betreiber von konventionellen Öl- oder Gasheizungssystemen lässt sich mit einer Power-to-Heat-Nutzung der Eigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms aus der eigenen Photovoltaik-Anlage – theoretisch aber auch Mini-BHKW oder Brennstoffzellen-Heizungen – durch die Anbindung eines Heizstabes im Warmwasser- oder Pufferspeicher einfach steigern. Wenn ein Überschuss an selbst produziertem Strom besteht, wird das Brauch- oder Heizungswasser zusätzlich direktelektrisch erwärmt.

Dies kann insbesondere in den Sommermonaten wirtschaftlich lukrativ sein, in denen die Erwärmung des Brauchwassers über den Öl- oder Gaskessel erfolgt. Denn während dieser arbeiten diese Heizsysteme mit einem vergleichsweise schlechten Wirkungsgrad. Interessant ist kann ein Photovoltaik-Heizstab auch für neue Photovoltaik-Anlagen sein, die nur noch eine relativ geringe Einspeisevergütung erhalten.

Lastmanagement mit Wärmepumpen

Wärmepumpensysteme bieten ein großes Power-to-Heat Potenzial für das umweltfreundliche Lastmanagement in intelligenten Stromnetzen. Strom aus Wind und Photovoltaik kann so bei einem Überangebot als Wärmeenergie gespeichert werden. Wärmepumpenanlagen besitzen eine hohe Flexibilität im Angebot schaltbarer Lasten durch ihre verschiedenen Betriebsweisen. Sie können beispielsweise über ein Preissignal gesteuert werden.

Die einzelnen Wärmepumpen können auch mit weiteren Wärmepumpen oder anderen steuerbaren Geräten wie Elektroautos oder Kühlschränken zu größeren virtuellen Einheiten zusammengeschlossen werden, die mehr Speicherkapazität und -dauer bieten. Ähnliche Power-to-Heat-Anwendungen sind mit Nachtspeicherheizungen durchaus praktikabel, werden aufgrund des im Vergleich zur Wärmepumpe deutlich geringeren Wirkungsgrades nicht als langfristig sinnvolle Power-to-Heat-Option angesehen.

Aktuell gibt es noch keine flächendeckende variablen Heizstromtarife, die ein entsprechendes Preissignal an die Wärmepumpen senden können, sodass der Power to Heat-Einsatz von Wärmepumpen bislang nur im Feldtest erprobt wurde.

Bereitstellung von Regelleistung

Power-to-Heat kann in größerem Maßstab wie z.B. in einem Fernwärmenetz zum einen eingesetzt werden, um mit der Stromabnahme negative Regelleistung vorzuhalten. Zudem kann durch Power-to-Heat die Must-run-Kapazität konventioneller Kraftwerke im Strommarkt reduziert werden. Zusätzliche Power-to-Heat-Leistung im Regelleistungsmarkt kann je nach Marktsituation ein Mehrfaches an konventioneller Leistung aus dem Strommarkt verdrängen.

Viele Power-to-Heat-Projekte in Deutschland refinanzieren sich derzeit vollständig durch die Teilnahme am Regelleistungsmarkt. Ob das Anwendungs- und Erlöspotenzial von Power-to-Heat im Regelleistungsmarkt auch in der Zukunft im gleichen Ausmaß bestehen wird, ist allerdings fraglich. Denn wie das Beispiel Dänemark zeigt, induziert der zunehmende Wettbewerb im Regelleistungsmarkt eine Marktsättigung und damit sinkende Preise.

Vermeidung von Abregelungen

Zum anderen kann Power-to-Heat in größeren Wärmeanwendungen eingesetzt werden, um eine Abregelung von Erneuerbaren Energie-Anlagen im Fall von negativen Preisen an der Strombörse zu vermeiden. Dabei wird Strom für die Power-to-Heat-Anlage an der Strombörse in Situationen von stark negativen Preisen gekauft, in denen sonst Erneuerbare Energien, die in der Direktvermarktung sind, abgeregelt würden.

Solch eine Kopplung der Sektoren Strom und Wärme über Marktsignale ist sinnvoll, da es in Zukunft im Strommarkt zunehmend zu Situationen mit einem Angebotsüberschuss kommen wird. Die Benutzung von Power-to-Heat kann dann im Vergleich zu einer Abregelung von Erneuerbaren Energien ökologisch effizient zu einem höheren Erneuerbare Energien-Anteil im Wärmesektor führen. Die Reduktion negativer Preise hat zudem einen kostendämpfenden Effekt auf die EEG-Umlage. Derzeit ist ein strompreisinduzierter Betrieb von Power-to-Heat aufgrund der geringen Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen jedoch (noch) nicht wirtschaftlich.

Ersatz des Einspeisemangements

Eine weitere Option, Power-to-Heat wirtschaftlich anzuwenden, ist ihr Einsatz bei lokalen und regionalen Netzengpässen, die von den Netzbetreibern mit entsprechendem Einspeisemanagement behoben werden. Dabei werden z. B. Windenergieanlagen abgeregelt, die entgangene Vergütung an die Betreiber aber ausgezahlt. Der Einsatz von Power-to-Heat kann hier ökologisch sinnvoll eine Nutzbarmachung dieses Stroms ermöglichen und wirtschaftlich zu einer Entlastung der Netzentgelte führen.

Heutzutage (Stand 2018) ist es jedoch aus rechtlichen Gründen nicht möglich, diesen Strom direkt zu kaufen. Um das Potenzial zu heben, sind deshalb Anpassungen der Rahmenbedingungen notwendig, die es ermöglichen, Einspeisemanagement-Strom an Power-to-Heat-Anlagen zu versteigern.

AnwendungsfallMarktumfangStatus quo
Regelenergielangfristig beschränkt auf ca. 2 GW (deutschlandweit)heute primärer Anwendungsfall für Power-to-Heat, zukünftige Erträge ungewiss
Abregelung von EE durch negative Preise am Strommarktdeutschlandweiter Markt, abhängig von StrommarktentwicklungNutzung von abgeregeltem Strom heute wegen Umlagen und Steuern nicht attraktiv
Abregelung von EE durch lokale/ regionale Netzengpässelokaler/ regionaler Markt, abhängig von NetzausbauVerkauf von abgeregeltem Strom heute aus rechtlicher Sicht nicht vorgesehen

Ausgesuchte Power-to-Heat Anwendungsbeispiele

Halle (Saale): Energie- und Zukunftsspeicher von Stadtwerke Halle

Der Power-to-heat Fernwärmespeicher “Energie- und Zukunftsspeicher” wurde Mitte September 2018 in Halle (Saale) von der Stadtwerke Halle in Betrieb genommen. Der neue Power-to-heat Fernwärmespeicher mit 40 Metern Durchmesser und 45 Metern Höhe bietet ein nutzbares Speichervolumen von 50.000 Kubikmetern. Das entspricht der Füllmenge von etwa 250.000 Badewannen.

Rechnerisch reicht die Speichermenge aus, den Fernwärmebedarf der Hallenser bis zu drei Tage lang zu decken. Dank seiner technischen Auslegung kann er zudem auch überschüssige Energie aus dem Energiepark Trotha aufnehmen. Das macht die Energieerzeugung in Halle insgesamt effizienter.

 Der Power-to-heat Fernwärmespeicher in Halle (Saale) fasst 50.000 m3 und wird teilweise mit überschüssigem Strom geladen, um das Fernwärmenetz zu unterstützen. (Foto: Stadtwerke Halle GmbH)

Der Power-to-heat Fernwärmespeicher in Halle (Saale) fasst 50.000 m3 und wird teilweise mit überschüssigem Strom geladen, um das Fernwärmenetz zu unterstützen. (Foto: Stadtwerke Halle GmbH)

Darüber hinaus ermöglicht die neue „Riesen-Thermoskanne“, regenerative Energien optimal auszunutzen. Ein weiterer Vorteil: Der Speicher unterstützt die Netzstabilität und damit eine sichere Versorgung unter sich ändernden Anforderungen der Energiewende. Der Speicher führt durch eine stromgeführte Fahrweise zudem zu Kosteneinsparungen: Denn die Anlagen arbeiten dann, wenn der Strompreis günstig ist, die gleichzeitig entstehende Wärme wird gespeichert und dann als Fernwärme verwendet, wenn die Hallenser die Wärme abrufen.

Hamburg: Elektroheizkessel „Karoline“ von Vattenfall

Ende November 2018 hat Vattenfall den Betrieb eines der größten Power-to-Heat-Anlagen Deutschlands aufgenommen. Der Elektroheizkessel „Karoline“ im Hamburger Karolinenviertel verfügt über eine Leistung von etwa 45 Megawatt und kann damit bis zu 13.500 Wohnungen mit Wärme versorgen.

Besteht ein Überangebot von Windstrom – insbesondere Windkraft aus Schleswig-Holstein – kann jetzt Karoline diese Strom kurzfristig aufnehmen und in Wärme zum Heizen umwandeln. Der Kessel kann heißes Wasser von 90 bis 133 Grad Celsius erzeugen und besitzt eine Umwälzmenge von bis zu 900.000 Litern pro Stunde.

Power-to-Heat Elektroheizkessel „Karoline“ im Karolinenviertel in Hamburg (Foto: Vattenfall GmbH)
Power-to-Heat Elektroheizkessel „Karoline“ im Karolinenviertel in Hamburg (Foto: Vattenfall GmbH)

Der 20 Kubikmeter fassende und 7 Meter hohe Elektrodenheizkessel „Karoline“ von Vattenfall erfüllt eine wichtige Funktion bei der norddeutschen Sektorenkopplung. Denn bei einem Überangebot von Strom aus Windkraft aus Schleswig-Holstein kann Karoline helfen, dass weniger Windkraftanlagen abgeregelt werden müssen und sich der Redispatch-Bedarf bzw. die Redispatch-Kosten reduzieren.

Dresden: Elektrodenheizkessel am Heizkraftwerk Nossener Brücke

Die DREWAG betreibt seit 2019 einen Elektrodenheizkessel am Heizkraftwerk Nossener Brücke. Er wandelt Strom, im Wesentlichen aus erneuerbaren Energien, in speicherbare Wärme um, die in das Dresdener Fernwärmenetz eingespeist wird. Über große Elektroden fließt der grüne Strom durchs Wasser und erhitzt es auf 130 Grad Celsius.

Power-to-Heat-Elektrodenheizkessel an der Fabrikstraße direkt neben dem bestehenden Heizkraftwerk Nossener Brücke. (Foto: DREWAG - Stadtwerke Dresden GmbH)
Power-to-Heat-Elektrodenheizkessel an der Fabrikstraße direkt neben dem bestehenden Heizkraftwerk Nossener Brücke. (Foto: DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH)

Die Power-to-Heat-Anlage mit einer Maximalleistung von 40 Megawatt ist dafür ausgelegt, innerhalb von Sekunden auf ein schwankendes Stromangebot zu reagieren und hilft damit, das Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage im Stromnetz stabil zu halten. Als Nebeneffekt sinken der Erdgasverbrauch und der CO2-Ausstoß des Heizkraftwerks Nossener Brücke und der anderen DREWAG-Anlagen, denn es muss weniger Fernwärme auf konventionelle Art erzeugt werden.

Quelle: https://www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/oekostrom/sektorkopplung/power-to-heat geladen am 24.08.2021

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