Die Bereitstellung von Primärregelleistung (PRL) wird bei Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energie (EE) im Stromnetz immer wichtiger, um die Netzfrequenz im Toleranzbereich zu halten. Beim Einsatz von Batteriesystemen führen die neuen Regeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) jedoch zu einer signifikanten Erhöhung der Kosten.
Capex um 40 Prozent gesenkt
Die Wirtschaftlichkeit eines singulären Batteriesystems für PRL wird hierdurch grundsätzlich infrage gestellt. Die Kombination eines hybriden Batterie-Energiespeicher-Systems mit einer Power-to-Heat-Anlage hingegen reduziert die Investitionskosten deutlich.
Das neue Verfahren ist für alle Anlagen mit Wärmeanwendungen oder Wärmesenken geeignet. Ein installierter thermischer Energiespeicher, der bereits für andere Anwendungen im Einsatz ist, bietet negative Energie, die normalerweise nur in der zweiten Stufe des Reservemarktes genutzt werden darf.
Durch die Kombination des Batterie-Energiespeicher-Systems (BESS) mit der Power-to-Heat-(PtH-)Anlage addieren sich die Kapazitäten des thermischen Speichers zu denen des Batteriesystems. Die Batteriekapazität kann so deutlich kleiner ausgelegt werden. Dadurch reduzieren sich die Investitionskosten (Capex) um circa 30 bis 40 Prozent.
Die Bereitstellung der Regelleistung erfolgt normalerweise aus konventionellen Flexibilitäten, singulären Batteriespeichern oder Batteriespeichern im Pool mit konventionellen technischen Einrichtungen.
Kleinere Batterien möglich
Neuere Konzepte stellen Regelenergie aus Batteriespeichern und PtH in jeweils separaten Anlagenteilen oder – wie von AEG Power Solutions (AEG PS) – aus einer gemeinsamen technischen Anlage zur Verfügung. Ein großer Kostenfaktor bei der Bereitstellung von Primärregelleistung ist der Batteriespeicher. Dabei ist es möglich, einen Teil der erforderlichen Kapazität aus einer anderen Quelle mit signifikant geringeren Kosten zu beziehen.
Bei einer derartigen Hybridanlage, bestehend aus mehreren PRL-Quellen, die gemeinsam an einem Netzverknüpfungspunkt angeschlossen sind und als eine Einheit gesteuert werden, eignen sich besonders Wärmesysteme als Alternative.
Deren Auslegung ist einfach und sie bieten eine große Kapazität zu günstigen Preisen. Aufgrund ihrer thermisch trägen Speichercharakteristik sind sie außerdem tolerant gegenüber kurzzeitigen Schwankungen der zugeführten Leistung.
Kürzere Amortisationszeit
Aktuelle Marktpreise für Batterien variieren zwischen etwa 500 und 1.400 Euro pro Kilowattstunde. Mit dem kombinierten BESS- und PtH-Konzept wird eine deutlich geringere Batteriekapazität benötigt, wodurch sich Investitionskosten verringern und somit die Amortisationszeiten verkürzen.
Bei einem Batteriepreis von beispielsweise 600 Euro verringert sich die Amortisationszeit von 8,4 Jahren (ohne PtH) auf fünf Jahre, also um 40 Prozent, wenn zusätzlich ein thermischer PtH-Speicher genutzt wird.
Konzept eines Hybridsystems
Das hybride Speichersystem reduziert die Kosten für die Erbringung der Primärregelleistung erheblich. Zum einen ist die benötigte Batteriekapazität im Vergleich zu einem herkömmlichen reinen Batteriesystem deutlich geringer (rund 50 Prozent) und die zweite Speicherquelle (Thermie) deutlich günstiger.
Zum anderen werden die Leistungselektronik und alle Komponenten für den Netzanschluss (zum Beispiel Transformatoren) bei der Anbindung beider Speichersysteme doppelt genutzt. Das trägt ebenfalls dazu bei, die Hardwarekosten zu reduzieren.
Dies verbessert die Amortisationszeit für den Anlagenbetreiber und trägt gleichzeitig zur Senkung der Netzentgelte bei, was von allgemeinem öffentlichem Interesse ist.
Als langjähriger Lieferant von Batterie- und Stromumwandlungstechnik bietet AEG PS umfassende Lösungen mit Batteriespeicher-Containern, Zentralumrichtern und Managementeinheiten für Batteriespeicher. Hinzu kommen Planung und Projektmanagement, Wartung und Batterieservice.
Aus dieser langjährigen Erfahrung entstand das Konzept eines kombinierten Batterie- und Power-to-Heat-Systems. Mittelspannungstransformator und Mittelspannungsschaltanlage werden für beide Teilanlagen genutzt.
Die Anlage kann auch für positive oder negative Sekundärregelleistung qualifiziert und genutzt werden (zusätzliches Erlöspotenzial). Außerdem kann sie dazu beitragen, Netzausfälle zu überbrücken.
Möglichkeiten der Anwendung
Regelleistung, die dem thermischen System zugeführt wird, darf nicht an anderer Stelle im elektrischen System kompensiert werden. Ideal wäre, wenn die benötigte thermische Leistung dem Wärmesystem aus nichtelektrischen Energiesystemen (zum Beispiel Erdgasnetz) zugeführt wird.
Geeignete Anwender der Hybridtechnik sind Betreiber von Fern- und Nahwärmesystemen mit oder ohne thermischem (Groß-)Speicher (kommunale Energieversorger), Industrieunternehmen mit thermischen Prozessen (eigenes Dampfkraftwerk) und Energieversorger (Pooling mit konventionellen Erzeugungskapazitäten).
Der Einsatz in Bremen
Die SWB Erzeugung AG & Co KG, ein Bremer Energieversorger, hat sich für das neue Konzept entschieden, Batteriespeicher und Power-to-Heat für die Primärregelleistung zu kombinieren. Dieser Service wird Netzbetreibern zur Stabilisierung des Stromnetzes angeboten und zunehmend benötigt, je mehr erneuerbare Energien wie Wind und Sonne integriert werden.
Die Netzstabilisierung gewinnt immer mehr an Bedeutung: Da die von Windkraft und Solarenergie bereitgestellte Energie je nach Witterung stark variieren kann, ist es wichtig, dass diese Schwankungen keinen Einfluss auf die Energieversorgung der Kunden haben – insbesondere wenn man industrielle Prozesse betrachtet.
Intelligente und kosteneffiziente Ansätze wie in Bremen sind daher gefragt. Die Anlage verfügt über eine installierte Leistung von 20 Megawatt. Sie erlaubt es, 15 Megawatt an Primärregelleistung zu liefern.
Das Netz stabilisieren
Bei diesem Hybridsystem wird die Energie sowohl in einem Batteriesystem gespeichert als auch in einem elektrischen Wärmespeicher. Beide Systeme sind mit einem Stromumrichter verbunden und werden als eine Einheit gesteuert.
Damit wird der erforderliche bidirektionale Stromfluss (zum oder vom Netz) gewährleistet, die Frequenz konstant gehalten und die Stabilisierung des Netzes ermöglicht. AEG PS liefert an SWB 24 Speicherumrichter, die in ISO-Metallcontainern mit der Hybridspeicheroption (Leistungselektronik und Umschalteinrichtung) untergebracht sind. Weiterhin gehören zum Lieferumfang Niederspannungsverteilerschränke und die Hilfsstromversorgung sowie Mittelspannungstransformatoren und Durchlauferhitzer. Sie sind in separaten Gehäusen untergebracht.
Alle Komponenten befinden sich bereits am Einsatzort. Die Inbetriebnahme begann im Januar 2019. Die Fertigstellung der Inbetriebnahme und der Abschluss finaler Tests sind für das erste Quartal 2019 geplant.
Auslegungsbeispiel 1
Batterie ohne Power-to-Heat
Präqualifizierte Leistung P-PQ = 1 MW,Wechselrichter Wirkleistung P-WR = 1,25 MW,Wechselrichter Scheinleistung S-WR = 1,6 MVA (zum Beispiel zweimal Convert SC Flex-ID-IEC),Nutzbare Kapazität der Batterie= 1,4 MWh,Nennkapazität der Batterie C-Batterie = 1,6 MWh (zum Beispiel zweimal Li-Ion-Batterie à 800 kWh).
60 bis 70 Prozent der Kosten des Batteriesystems sind durch die Batterie bestimmt!
Die Mindestanforderungen gemäß neuen ÜNB-Vorgaben bedingen eine Überdimensionierung der Batterie um mindestens 33 Prozent gegenüber einer Auslegung nach bisherigen Anforderungen. Verschiedene geplante Projekte mit singulären Batterien wurden daher zunächst „on hold“ gesetzt.
Auslegungsbeispiel 2
Batterie mit Power-to-Heat
Präqualifizierte Leistung P-PQ = 1 MW,Wechselrichter Wirkleistung P-WR = 1,25 MW,Wechselrichter Scheinleistung S-WR = 1,6 MVA (zum Beispiel zweimal Convert SC Flex-ID-IEC),Nutzbare Kapazität der Batterie = 700 kWh,Nennkapazität der Batterie C-Batterie = 800 kWh(zum Beispiel zweimal Li-Ion-Batterie à 400 kWh),Erhitzer Leistung P-PRT = 1,25 MW (25 Prozent Überdimensionierung für Ausgleich des Ladezustands).
Wirsol
Große Dachanlage mit Batteriespeicher
Eine besondere Großdachanlage wurde von Wirsol Mitte Januar auf einer Lagerhalle der Holz-Kunz GmbH in Ubstadt-Weiher im Landkreis Karlsruhe ans Netz angeschlossen. Sie hat eine Leistung von mehr als 250 Kilowatt.
Zudem wurden ein Batteriespeicher mit 134 Kilowattstunden sowie eine 630-Kilovoltampere-Trafostation installiert. Der Speicher stammt von Tesvolt. Das Projekt wurde vom Umweltministerium Baden-Württemberg unterstützt. Mehr als 930 Solarmodule wurden verbaut.
„Ergänzend kommen Ladesäulen für E-Autos sowie weitere Ladesäulen für Gabelstapler hinzu“, berichtet Johannes Groß, Vertriebsleiter von Wirsol.
Der Strombedarf der Firma Holz-Kunz wird mithilfe der Photovoltaikanlage zum Großteil selbst gedeckt. Der spezifische Ertrag liegt bei 970 Kilowattstunden pro Kilowatt, was rund 243.00 Kilowattstunden pro Jahr entspricht.
Der Autor
Georg Hillmann
studierte Elektrotechnik in Hannover und war über 30 Jahre bei AEG und Nachfolgefirmen als Diplomingenieur in der Softwareentwicklung, im Automatisierungsgeschäft, in Marketing und Vertrieb sowie in der Öffentlichkeitsarbeit tätig. Ab 2001 leitete er für sieben Jahre das Berliner Büro der Tema Technologie Marketing AG. Jetzt ist er als Fachjournalist tätig.
Schaltbild des Speichersystems für die Stadtwerke Bremen: Batterie und Wärmesenke (Erhitzer) werden durch die Leistungselektronik gesteuert. Der Anschluss an die Mittelspannungsebene des Stromnetzes erfolgt über den Transformator und die Schaltanlage mit der integrierten Sicherheitstechnik.
Vergleich der beiden Varianten bezüglich der Investitionen.
