Im Hintergrund links die neue Regelspeichereinheit ©AÜW

Großspeicherprojekte werden im Rahmen der Energiewende oft propagiert, aber selten realisiert. Belastbare Wirtschaftlichkeitsmodelle sind gefragt! In diesem Zusmmanhang ist beim hier vorgestellten Projekt die Kombination mit einer vorhandenen Gasturbine der Allgäuer Überlandwerke interessant.

Mit 16 MW Leistung und 8,536 MWh Energieinhalt wurde im August 2018 auf dem Gelände der Allgäuer Überlandwerk GmbH (AÜW) in Sulzberg bei Kempten einer der größten Energiespeicher in Deutschland in Betrieb genommen. „Derzeit nutzen wir den Batteriespeicher im Primärregelenergiemarkt für die Stabilisierung des Stromnetzes. Die gemeinsame Arbeit, den Großspeicher mit unserer Gasturbine zu verknüpfen und somit Deutschlands erstes Hybridkraftwerk mit Genehmigung zum Regelbetrieb in Betrieb zu nehmen, hat sich gelohnt.“, so Thorsten Häusler, Projektleiter und Leiter Erzeugung bei AÜW. Die entsprechende Präqualifizierung wurde durch den Übertragungsnetzbetreiber Amprion im Februar erteilt. „Somit haben wir die Erlaubnis das erste Hybridkraftwerk in Deutschland, bestehend aus einem Großspeicher in Verbindung mit einer Gastrubine im Sekundärregelenergiemarkt zu vermarkten“ so Häusler weiter. Die Idee dabei ist, die Zeiten, die die Gasturbine benötigt um anzufahren, mit dem Batteriespeicher zu puffern und somit im Sekundärregelenergiemarkt teilnehmen zu können. Geliefert wurde der Speicher vom Systemanbieter Smart Power GmbH aus dem oberbayrischen Feldkirchen bei München, Hersteller der Batterien und Wechselrichter ist die Sungrow Samsung SDI Energy Storage Power Supply Co., Ltd. Das Projekt wurde ohne Förderung durch öffentliche Gelder finanziert.

Die Projektidee.

Leider meist unrentabel: Der Betrieb von Gasturbinen Das Problem ist allgemein bekannt: Im Zuge der Energiewende ist es notwendig, immer mehr fossile Kraftwerke vom Netz zu nehmen und durch Erneuerbare Energieträger zu ersetzen, denn nur so kann dem inzwischen immer deutlicher erkennbaren Klimawandel entgegengewirkt werden. Die Herausforderung der Erneuerbaren Energien ist, dass sie wesentlich volatiler und schlechter prognostizierbarer sind, als die konventionellen Energieträger. Auch die räumliche Verteilung ist nicht immer optimal. Benötigt werden für diesen Umbau des Energiesystems deshalb mehr Intelligenz in den Stromnetzen, vor allem aber auch Speicher und flexibel steuerbare Kraftwerke.

Es gibt verschiedenste Modelle, wie die Systeme in Zukunft aussehen werden, in den meisten Szenarien sollen aber Gaskraftwerke und Gasturbinen eine wichtige Rolle in der Umbauphase spielen. Doch hier gibt es ein Problem: Im momentanen Strommarktdesign ist nicht nur die Investition in Gaskraftwerke unrentabel, sondern auch der Betrieb vorhandener Gaskraftwerke ist für die Betreiber im Allgemeinen nicht kostendeckend. Hinzu kommen noch emissionsschutzrechtliche Einschränkungen und hohe Kosten für ein ständiges Hochfahren der Turbinen, sollen sie für Spitzenlasten eingesetzt werden. Mehrere tausend Euro können für einen Startvorgang je nach Größe des Aggregates durchaus anfallen. Das Problem kennt man mittlerweile sogar aus der Tagespresse, denn große Energieversorger drohen damit, unrentable Gaskraftwerke vom Netz zu nehmen, falls sie nicht entsprechende Ausgleichszahlungen für den Weiterbetrieb bekommen. Kommt hier die Energiewende ins Stocken?

Rentabilität durch intelligente Hybridkonzepte.

Auch bei AÜW in Kempten kennt man dieses Problem. Aus früheren Projekten gab es im Bestand des Allgäuer Energiedienstleisters, der rund 90.000 private Haushalte und Gewerbebetriebe in der Region versorgt, eine Gasturbine. Seit einigen Jahren wurde diese aber aus den besagten Gründen nur noch für den Notbetrieb vorgehalten. Michael Lucke, Geschäftsführer AÜW, gab sich aber zusammen mit seinem Team nicht mit dieser Situation zufrieden, sondern suchte nach innovativen Konzepten, wie man um diese Gasturbine herum sozusagen ein Hybridkraftwerk aufbauen und so einen wirtschaftlichen und zugleich netzdienlichen Betrieb ermöglichen könnte. Da kam die Firma Entelios AG aus München zum Einsatz. Diese stellte AÜW die grundsätzliche Idee vor, die dann gemeinsam mit den Ingenieuren von AÜW verfeinert, detailliert und auf die Gegebenheiten im Allgäu angepasst wurden. Mit dem Ziel: Intelligente Vermarktung von Regelenergie, um die Wirtschaftlichkeit der Gasturbine zu verbessern und langfristig zu sichern.

Regelleistung als Geschäftsmodell.

Die Regelleistungserbringung stellt einen der am häufigsten genannten Erlöskanäle beim Betrieb von Speichern oder Verbundkraftwerken dar. Im Europäischen Verbundnetz werden Differenzen zwischen Stromeinspeisung und Stromentnahme im Allgemeinen durch netzdienliche Speicher oder Kraftwerke ausgeglichen, die Regelleistung liefern. Sie erkennen anhand der Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert (50,00 Hz), ob das Angebot oder die Nachfrage an Leistung überwiegt und reagieren dementsprechend. Bei Überfrequenz wird Leistung aus dem Netz entnommen, bei Unterfrequenz wird Leistung ins Netz abgegeben. Die sogenannte Primärregelleistung (kurz: PRL) ist nach den rotierenden Massen im Netz die schnellste Form der Regelleistung. Die Erbringung der PRL wird derzeit wöchentlich an der Strombörse ausgeschrieben. Ein Kraftwerk oder ein Speicher kann demnach die Bereitschaft, Regelleistung zu erbringen, an der Strombörse anbieten und vermarkten. Vorher muss er dem ÜNB (Übertragungsnetzbetreiber) aber im Rahmen einer Präqualifizierung nachweisen, dass er die erforderlichen Rahmenbedingungen auch einhält, dass also sein System bei Anforderung ausreichend schnell und über den erforderlichen Zeitraum Leistung abnehmen oder liefern kann. Auch eine entsprechende Redundanz bzw. Ausfallsicherheit muss gewährleistet sein, die man u.U. auch über den Zusammenschluss mit anderen Anbietern über einen Vermarkter nachweisen kann.

Ausgeschrieben wird nur eine begrenzte Menge an Regelleistung, was den Börsenpreis für diese Leistungsbereitstellung auch in den letzten Monaten unter Druck gesetzt hat. Der PRL-Erlös ist also einerseits recht einfach anhand des jeweiligen Marktpreises zu berechnen, andererseits ist die Preisstabilität für längere Zeiträume nur schwer abzuschätzen. Wirtschaftlich sinnvoll ist PRL im Allgemeinen nur bei größeren Einheiten, denn der Aufwand zur Präqualifizierung und zur Vermarktung ist für kleinere Systeme in der Regel zu hoch.

Neben der Primärregelleistung kann auch die Erbringung von Sekundärregelleistung am Markt angeboten werden. Während die PRL versucht, das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in den ersten Sekunden und Minuten auszugleichen, wird die Sekundärregelleistung dann aktiv angesteuert, wenn die Reserven der PRL auf Dauer nicht ausreichen.

Auch konventionelle Energieerzeuger wie z.B. auch eine Gasturbine können Regelleistung erbringen, aber nur dann, wenn Sie bereits in Betrieb sind. Die Erzeugungsleistung wird dann um den Betrag der Regelleistungsvorgabe erhöht oder verringert, dabei muss aber die maximale Reaktionszeit eingehalten werden. Ist z.B. eine Gasturbine aber vorher nicht in Betrieb, benötigt sie zum Hochfahren typischerweise 12 bis 15 Minuten. Dies ist aber selbst für SRL zu langsam, denn hier lautet die Vorgabe maximal 5 Minuten von Null auf Vollastbetrieb. Außerdem wäre es vollkommen unwirtschaftlich, eine Gasturbine bei jeder Regelleistungsvorgabe zu starten.

Schnelle Reaktion – der Speicher machts möglich.

Die Lösung dafür bietet der Speicher als optimale Ergänzung im Rahmen des Hybridkraftwerks. Für den Speicher ist es vollkommen unerheblich, wie oft er unterschiedlichen Regelleistungsvorgaben folgen muss. Es ist also der zuverlässige Part für die schnelle Reaktion des Hybridkraftwerkes. Die Gasturbine dient hingegen als „stille Reserve“ und wird nur dann angesteuert, wenn entweder die abgerufene Leistung oder auch deren Gradient von Anfang an einen gewissen Schwellwert überschreitet, also die Netzfrequenz vom Sollwert um einen entsprechenden Betrag abweicht, oder wenn die Einsatzzeit des Regeleingriffes länger anhält. Unter Berücksichtigung der unterschiedlichen Parameter (Speicherdimensionierung, Startkosten der Turbine, Lebensdauer der Turbine, Brennstoffkosten usw.) wird der Regelalgorithmus für das Hybridkraftwerk optimiert; wenn sich einzelne Parameter im Laufe der Zeit ändern, kann die Betriebsweise jederzeit neu angepasst werden.

Simulation – der Schlüssel zur optimalen Dimensionierung.

An sich ist so ein Hybridkraftwerk ein Abbild jeder funktionierenden technischen oder auch wirtschaftlichen Einheit, denn sie ist ein typisches Beispiel für Arbeitsteilung. Ein Part ist für die schnelle Reaktionszeit zuständig, der andere für die längerfristige „Nachlieferung“ der fehlenden Energie im Netz, jeder kann so seine Stärken optimal ausspielen. Aber wie erreicht man nun das Optimum, um mit begrenzter Investition in einen immer noch vergleichsweise teuren Energiespeicher das Beste aus dem Kombikraftwerk herauszuholen? Der zuständige Projektleiter bei AÜW, Thorsten Häusler, holte sich hier bereits 2016 Unterstützung der Entelios AG sowie bei der Smart Power GmbH, die 2014 aus einer Abteilung des oberbayrischen Solarprojektierers MaxSolar ausgegründet worden war und sich auf Planung und Bau von Großspeichern spezialisiert hatte. Die Spezialisten der Entelios AG brachten die Idee zum Hybridkraftwerk und vertieften diese. Smart Power brachte seine Kompetenz mit Batterie-Speichern in das Projekt ein. Dort hatte man schon sehr früh erkannt, dass die Simulation des Speicherbetriebs anhand des konkreten Einsatzfalles den Schlüssel zur wirtschaftlichen Optimierung von Speicherprojekten darstellt. Für diese Simulation hatte man bereits damals sehr leistungsfähige Software entworfen, um den Speicher nicht nur technisch passend zu dimensionieren, sondern auch die Wirtschaftlichkeit des Speicherbetriebes für jeden Einsatzfall bereits vorab genau prognostizieren zu können. Diese Entwicklungen wurden und werden weiterhin in einigen Forschungsprojekten gemeinsam mit der TU München vertieft und detailliert. „Das A und O für den wirtschaftlichen Speichereinsatz“ so Uli Bürger, technischer Leiter und Prokurist bei Smart Power, „ist immer die Kombination möglichst vieler Erlöskanäle“. So war dieses Kombikraftwerk bei AÜW natürlich auch für Smart Power ein ideales Projekt, um die Wirtschaftlichkeitsprognosen in der Realität zu validieren. Gleichzeitig konnte Smart Power nun 2018 gemeinsam mit dem Kunden AÜW das bisher größte Referenzprojekt erfolgreich in Betrieb nehmen.

Beeindruckendes Zahlenwerk.

Als Ergebnis der Simulation entstand mit 16 MW Leistung bei 8,5 MWh Energieinhalt eine eher unübliche Speicherdimensionierung. Während übliche Großspeicher meist nahe einer sogenannten C-Rate von 1 arbeiten (also in minimal ca. 1 Stunde ge- oder entladen werden können), wurde hier eine C-Rate von annähernd 2 realisiert. Möglich wurde dies durch spezielle hochperformante Li-NMC-Zellen (Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxide) des Herstellers Samsung SDI. Die Zellen sind dabei in insgesamt 1.344 aktiv gekühlten Batteriemodulen untergebracht. Jeder der vier 44-Tonnen-Container ist einzeln klimatisiert und beinhaltet neben den Batterieracks auch die zugehörigen Wechselrichtereinheiten. Über insgesamt acht Mittelspannungstransformatoren ist die Anlage ans Stromnetz der AllgäuNetz GmbH & Co.KG angeschlossen. Die zugehörige Schaltanlage ist zusammen mit der übergeordneten Steuerung und Fernwirktechnik in einem weiteren Gebäude untergebracht. Die spezielle Dimensionierung mit Batteriezellen vom Typ 2C wurde exakt für das geplante Betriebskonzept zugeschnitten, denn für die Vermarktung wird nie die Batterie alleine angemeldet, sondern immer die sinnvollste Kombination aus Batteriespeicher und Gasturbine für eine optimale Kombination von Angebotsleistung aus PRL und SRL+. So ist ein variabler Anteil zwischen 0 und 7 MWh der Batteriekapazität für die Schnellstartfunktion in der SRL vorgesehen, möglich wird damit für das Hybridkraftwerk eine Präqualifikation von 16 MW. Für PRL wird ein variabler Anteil zwischen 0 und 8,536 MWh der Speicherkapazität reserviert, das Hybridkraftwerk kann damit 6,4 MW PRL zur Präqualifikation anmelden und vermarkten.

„Wir werden die Herausforderungen der Energiewende nur dann erfolgreich meistern, wenn wir mit Kreativität, Mut und Weitsicht die bestehenden Vorgehensweisen und System ständig überprüfen und Neues ausprobieren. Gemeinsam mit unseren Partnern Smart Power und Entelios haben wir wieder einmal bewiesen, dass wir nicht auf Lösungen warten, sondern diese aktiv entwickeln. Wir sind davon überzeugt, dass dieses Konzept, wenn es an weiteren Standorten in Deutschland umgesetzt wird, einen wichtigen Beitrag zur EnergieZukunft Deutschland beitragen wird. Mit Blick auf unsere Region, leisten wir mit diesem Projekt einen wichtigen Beitrag für die Versorgungssicherheit für unsere rund 90.000 privaten und gewerblichen Stromkunden“, so Michael Lucke, Geschäftsführer AÜW.

Das wird die Zukunft bringen.

Der 16 MW-Großspeicher ist nicht das erste innovative Speicherprojekt, das AÜW in seinem Netz betreibt. Zusammen mit egrid, einem Gemeinschaftsunternehmen der SIEMENS AG und der Allgäuer Überlandwerk GmbH, wurden im Allgäuer Stromnetz bereits 5 Batterie-Großspeicher installiert. Diese optimieren bereits seit Anfang 2018 die Stabilität des Stromnetzes der AllgäuNetz. Ein weiteres Speicherprojekt von AÜW kombiniert ein Mieterstromprojekt in Kempten mit Second-Life-Batterien aus der Automobilindustrie. ELSA ist ein Projekt, welches AÜW gemeinsam mit verschiedenen Partnern in drei Europäischen Städten umsetzt.

Mit dieser adaptiven Optimierung der Verteilnetze konnten in den vergangenen Jahren bereits erste Einsparungen realisiert werden. Speicheranwendungen unterstützen das innovative Netzmanagement bei AÜW also bereits an verschiedenen Stellen. Der neu in Betrieb genommene Großspeicher ist hier die logische Fortsetzung der konsequenten Innovationspolitik des mittelständischen Allgäuer Versorgers.

Auch bei Smart Power sieht man die Entwicklung rundum positiv, denn Speicheranwendungen werden in jedem Fall rapide zunehmen, daran herrscht kein Zweifel. Wer allerdings in den nächsten 2 bis 3 Jahren weiter sinkende Preise erwartet, der hat wohl eher mit Zitronen gehandelt, denn durch die Nachfrage aus dem Automobilbereich arbeiten inzwischen alle Zellhersteller an der Kapazitätsgrenze. Erst in zwei bis drei Jahren, wenn neue Produktionskapazitäten aufgebaut sind, wird sich hier die Situation weiter entspannen. Die aktuelle Stagnation der Preisdegression stellt aber momentan nach Ansicht von Smart Power noch keinen Engpass dar, denn intelligente Einsatzfälle bei Energieversorgern, Stadtwerken und auch in Industriebetrieben sind bereits jetzt in vielen Fällen sehr wirtschaftlich.

Die nächste Runde an Kostensenkungen wird aber kommen, denn weltweit werden derzeit zahlreiche Zellfertigungen geplant bzw. in Betrieb genommen, bis 2020 rechnet man derzeit mit Fertigungskapazitäten in Höhe von 176 GWh/a gegenüber 28 GWh/a im Jahr 2016. Die Kostenentwicklung von Speichern kann man inzwischen durchaus recht gut mit der Kostenentwicklung von PV-Modulen vor rund 10 Jahren vergleichen. Diese Kostendegression führte damals dazu, dass heutzutage PV-Strom fast in allen Regionen der Erde letztendlich fast die günstigste Form der Energiegewinnung darstellt und die Basis für den Energiemix der Zukunft bildet. Eine ähnliche Marktentwicklung für Speicher, sowohl für Netzanwendungen, als auch insbesondere für die E-Mobilität steht uns sicher bevor. Interessante Entwicklungen, gerade auch im Blick auf das passende Zitat von Albert Einstein: „Mehr als die Vergangenheit interessiert mich die Zukunft, denn in ihr gedenke ich zu leben.“

Ausgearbeitet hat dieses Konzept bei Smart Power Elise Lebossé, als zuständige Projektleiterin war sie auch für die komplette Koordination bei der Realisierung verantwortlich.

Die Autoren des Artikels alphabetisch: Dipl.-Ing. Bernd Brennauer Leiter technische Anlagen, AllgäuNetz GmbH&Co.KG; Georg Gallmetzer, Senior Manager Business Development, Entelios AG; Dipl.-Wirtsch.-Ing. (FH) Thorsten Häusler, Projektleiter und Leiter Erzeugung, Allgäuer Überlanderk; Dipl.-Ing. Hans Urban, Business Development Smart Power.

Quelle: AÜW / Alle Grafiken & Fotos: © AÜW