Batteriespeicher können auf verschiedene Arten für Stabilität sorgen

Sie können Lastspitzen glätten, nachts den Strom ins Netz einspeisen, wenn PV-Anlagen tagsüber zu viel produziert haben, sie können netzdienlich zum Einsatz kommen oder dafür sorgen, dass die Nord-Süd-Stromtrassen höher ausgelastet werden. Batteriespeicher sind so etwas wie das „Schweizer Taschenmesser der Energiewende“, wie es Franco Gola, Geschäftsführer von Bayernwerk Natur, anlässlich der Vorstellung des jüngsten Gemeinschaftsprojekts von der Bayernwerk Natur GmbH und der Lechwerke AG (LEW) fomulierte.

Im oberbayerischen Meitingen nahe Augsburg haben die Energieversorger, die beide zum Eon-Konzern gehören, gemeinsam einen 7-MW-Batteriespeicher gebaut. Der steht zwar unmittelbar neben einer Photovoltaikanlage, speichert aber nicht deren Solarstrom, sondern kauft Strom aus dem Netz: Vollautomatisch reagiert die Software der Anlage auf die Strompreisschwankungen am Intraday-Markt, speichert ein, wenn viel Strom auf dem Markt und damit günstig ist, und speichert aus, wenn die Nachfrage steigt. Auch am Regelenergiemarkt kann die Anlage teilnehmen, deren 700 Lithium-Ionen-Akkuelemente eine Gesamtspeicherkapazität von 7.442 kWh bereitstellen. Die Vermarktung übernimmt das Handelsteam der Lechwerke, die technische Federführung hat Bayernwerk Natur inne.

Für die Augsburger Lechwerke sind Batteriespeichersysteme ein wichtiger Baustein im Energiesystem der Zukunft. „In Zukunft soll der Strom für Mobilität, Raumwärme und -kälte sowie Industrieprozesse durch erneuerbare Energiequellen bereitgestellt werden. Diese fluktuieren im Angebot“, heißt es aus Augsburg. „Daher ist die Speicherung von Energie und die Nutzung von Flexibilität ein wichtiger Erfolgsfaktor für eine erfolgreiche Abkehr von fossilen Energieträgern.“ Auch in den kommenden Jahren plane man, sukzessiv weitere Speichersysteme in dieser Größenordnung zu errichten und kommerziell zu betreiben.

Etliche Fragen noch offen

Tatsächlich könnten Batteriespeichersysteme angesichts ihrer enorm schnellen Reaktionsfähigkeit sehr gut für den Ausgleich kurzfristiger Schwankungen des Stromnetzes geeignet sein. Verschiedenste Untersuchungen errechnen − abhängig vom Fortschritt des Erneuerbaren-Ausbaus − einen Bedarf an flexibler Batteriespeicherkapazität in zweistelliger GWh-Größe, um Deutschlands Klimaziele bis 2030 zu erreichen und gleichzeitig Netzstabilität zu gewährleisten.

Noch allerdings sind etliche Fragen zum wirtschaftlichen Betrieb und zum optimalen regulatorischen Rahmen der Errichtung und des Betriebs der Anlagen ungeklärt. So sind Energiespeicher regulatorisch sowohl als Letztverbraucher − in dem Moment, in dem sie Strom einspeichern − als auch im Moment der Ausspeicherung als Erzeuger zu betrachten. Fragen hinsichtlich Netzentgelten, Stromsteuer und EEG-Umlage sind zwar bereits weitgehend geklärt, etliche Punkte aber noch offen.

Ein Kritikpunkt der Lechwerke: Nach dem Energiewirtschaftsgesetz dürfen Netzbetreiber derzeit zwar eine im Eigentum Dritter stehende Energiespeicheranlage ausschreiben und netzdienlich einsetzen oder im Fall einer erfolglosen Ausschreibung eine solche − nach Genehmigung durch die Regulierungsbehörde − auch selber besitzen. Dieser Prozess sei aber mit hohem bürokratischem Aufwand, hohen Kosten und Planungsunsicherheiten seitens des Netzbetreibers verbunden.

„Wir wünschen uns eine Vereinfachung des Ausschreibungsprozesses mit dem Ziel einer schnelleren Nutzung in der Praxis. Der Besitz durch den Netzbetreiber ist nicht die oberste Priorität, sondern vorhandene Speichersysteme dort netzdienlich einsetzen zu können, wo sie (übergangsweise) eine sinnvolle und günstige Alternative zum Netzausbau darstellen und eine schnelle EE-Integration unterstützen“, so die Lechwerke.

Speicher schafft Zeit für Gegenmaßnahmen

Eine Einsatzmöglichkeit ganz anderer Art wurde im Juli im Fluence-Technologiezentrum in Erlangen (Bayern) vorgestellt. Hier unterzeichnete der Ãœbertragungsnetzbetreiber Tennet einen Vertrag mit dem Speicherspezialisten Fluence Energy über den Bau von zwei sogenannten Netzboostern. Schon jetzt gehören Netzengpässe beim Nord-Süd-Transport von Windkraftstrom zu den größten Problemen der Energiewende. Immer wieder müssen wegen fehlender Kapazitäten Windräder an der Küste abgeregelt und fossile Kraftwerke im Süden hochgefahren werden, weil einfach nicht genug Ãœbertragungskapazität zur Verfügung steht. Diese Maßnahmen, die man unter dem Begriff Redispatch zusammenfasst, kosten mehr als 1 Milliarde Euro jährlich und werden auf die Verbraucher umgelegt. Erst mit den großen Gleichstromverbindungen Südostlink und Südlink wird es Entspannungen geben. Aber die werden nicht vor 2027/28 fertig.
 
Um im Ãœberlastungsfall Zeit für die genannten Austarierungsmaßnahmen zu haben, werden die Netze normalerweise nicht voll ausgelastet, sondern es bleiben Notkapazitäten frei. An diesem Punkt kommen die Netzbooster ins Spiel. Sie können, an strategisch günstigen Netzknoten installiert, im Fall des Falles in Millisekunden reagieren und − zum Beispiel in Oberbayern − Strom abgeben, beziehungsweise im Norden in den Lademodus gehen und Strom aus dem Netz ziehen. Das Freihalten von Kapazitäten kann entfallen: Bis die konservativen Maßnahmen greifen, sorgen die Booster für stabile Verhältnisse.

„Durch die Booster ist auch weniger Netzausbau nötig“, hebt Georg Praehauser, Direktor für Wechselstromprojekte bei Tennet, hervor. Ihr Bau sei ein wichtiger Schritt, die klimapolitischen Ziele zu unterstützen und bei der Versorgung unabhängiger zu werden. Den Netzausbau nennt Florian Martin ein essenzielles Element der Energiewende. Durch das Netzbooster-Konzept und andere innovative Lösungen ließen sich aber auch die bestehenden Netze besser auslasten, betont der Leiter Asset Management bei Tennet. Roman Loosen, Chief Business Operations and Transformation Officer bei Fluence, verweist darauf, dass die Booster in nur 150 Millisekunden Energie zur Verfügung stellen oder aus dem Netz nehmen können. „Netzbooster können schneller, kostengünstiger und flexibler als traditionelle Netzinfrastrukturmaßnahmen eingesetzt werden“, ist er überzeugt.

Die von Tennet geplanten Netzbooster basieren auf der Ultrastack-Technologie von Fluence. Sie bestehen aus je 210 Speicherwürfeln, den sogenannten Cubes. Die wiegen je 3 Tonnen und haben eine Kapazität von 750 kWh. Hergestellt werden sie in Asien. Durch die modulare Bauweise und die Vorfertigung der Cubes lässt sich ein Booster relativ schnell realisieren. Die Anlagen in Ottenhofen (Oberbayern) und Audorf (Schleswig-Holstein) können eine Leistung von 100 MW für rund eine Stunde zur Verfügung stellen beziehungsweise aufnehmen. Die Booster sollen bereits 2025 in Betrieb gehen, Baubeginn soll 2024 sein.

Das Konzept wird in den kommenden Jahren noch anderweitig zum Einsatz kommen, ist es doch wesentlich schneller und preisgünstiger zu realisieren als neue Stromleitungen. Im aktuellen zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045 gehen die Ãœbertragungsnetzbetreiber in einem Szenario von 54.500 MW an großen Batteriespeichersystemen aus. Bei Tennet heißt es, der erfolgreiche Einsatz der beiden Netzbooster werde den Weg für weitere Großprojekte dieser Art ebnen.

Der baden-württembergische Ãœbertragungsnetzbetreiber Transnet BW etwa plant bereits in Kupferzell im Nordosten Baden-Württembergs einen großen Booster, der ebenfalls mit der Ultrastack-Technik von Fluence aufgebaut werden soll. Und auch LEW Verteilnetz plant mit Eon und dem Ãœbertragungsnetzbetreiber Amprion ein Pilotprojekt: einen großen, dezentralen Batteriespeicher als Netzbooster in Bayerisch-Schwaben, der bis 2026 verwirklicht werden soll. „In Zukunft werden innovative Betriebsmittel wie beispielsweise dezentrale Netzbooster dabei helfen, das Netz besser auszulasten und Engpässe zu beseitigen“, so Hans-Jürgen Brick, der Vorsitzende der Geschäftsführung von Amprion.