EnBW plant bei Batteriespeichern immer öfter groß. Für Anfang 2025 hat der Konzern den Bau eines Puffers mit 100 Megawatt Leistung und 100 Megawattstunden Kapazität angekündigt. Rechnerisch kann er 24 Stunden lang den Strombedarf von rund 12.500 Haushalten decken. EnBW installiert den Strompuffer am eigenen Kraftwerksstandort in Marbach.
Schon das veranschaulicht die Dimensionen der Anlage. Der Speicher wird durch seinen Anschluss an das Übertragungsnetz von Transnet BW eine bedeutende Größe im gesamten süddeutschen Stromnetz darstellen. Er wird damit der bislang größte Batteriespeicher von EnBW sein. Der Bau der Anlage soll im kommenden Jahr starten; sie soll Ende 2025 in Betrieb gehen.
EnBW baut Solarparks immer mit Speicher
Ein regelrechter Boom von Netzspeichern wird erwartet. „Denn Batteriemodule sind durch die Skalierung der Produktionskapazitäten in den letzten Jahren deutlich günstiger geworden. Das macht deren Einsatz auch zunehmend wirtschaftlicher“, erklärt Arnim Wauschkuhn, Leiter Batteriesystemlösungen bei der EnBW. Das gilt sowohl für Stand-alone-Lösungen, wie beim Großbatteriespeicher, die der Energiekonzern in Marbach errichtet, als auch für Co-Location-Projekte, bei denen etwa an Solarparks größere Batteriespeicher installiert werden. An Solarparks können die Batteriespeicher zusätzlich den Eigenbedarf der Anlage decken. Bereits Ende 2023 verkündete EnBW, grundsätzlich Batteriespeicher in ihren Solarparks einzuplanen.
Deutschland hat sich insgesamt als dynamischster Markt für stationäre Großbatteriespeicher in Europa etabliert. „Diese Entwicklung ist kein Zufall, sondern das Ergebnis einer Kombination aus technologischem Fortschritt, günstigen politischen Rahmenbedingungen, Markttiefe und einer starken Marktdynamik“, erklärt Philipp Merk, Geschäftsführer von Kyon Energy. Die rasanten Zubauraten und Investitionsankündigungen in Milliardenhöhe unterstreichen das riesige Potenzial. Derzeit wurden in Deutschland 1,8 Gigawatt an Großbatteriespeichern realisiert. Aktuell wachse der Markt jedoch um den Faktor 2,5 – und das jährlich, bestätigt Robert Busch vom Branchenverband BNE. „Wenn diese Geschwindigkeit anhält, werden bereits im Jahr 2028 mehr als zehn Gigawatt pro Jahr neu errichtet“, meint Busch.
160 Gigawatt oder nur ein Bruchteil?
Diese Dynamik zeigt sich auch bei den Netzanschlussanfragen. Für stationäre Batteriespeicher auf Übertragungsnetzebene wurden laut Montel News bis Ende Oktober 160 Gigawatt angefragt. Das sind natürlich nur Anfragen – und die Substanz dahinter lässt sich schwer genauer beziffern. Andere Experten schätzen den Zubau eher auf knapp 40 Gigawatt. Allerdings: Auf Verteilnetzebene liegt noch mal ein zusätzliches Potenzial, das sogar noch deutlich größer sein könnte. Um die Zielsetzung von 80 Prozent erneuerbaren Energien in den nächsten sechs Jahren zu erreichen, prognostiziert der Netzentwicklungsplan bis 2037 einen Bedarf von mindestens 32 Gigawatt Speicherleistung – alleine aus Großbatteriespeichern. Zahlreiche Studien, darunter auch die des Fraunhofer ISE, gehen jedoch von einem Bedarf aus, der weit über diesen Prognosen liegt: bei bis zu 104 Gigawatt bis zum Jahr 2030.
Das Stromsystem gerät zeitweise durch die starke Solareinspeisung unter Druck und die Anzahl der Stunden mit Nullpreisen oder sogar Negativpreisen steigt stetig. Dadurch rücken Flexibilitätsoptionen und hier vor allem Speicher ins Interesse von Investoren. Statkraft erwartet, dass in den nächsten zehn bis 15 Jahren mehrere Zehn-Gigawatt-Großspeicher hierzulande installiert werden. Der norwegische Konzern hat bereits im vergangenen Jahr ein Team von Speicherspezialisten aufgebaut, das sich um die Entwicklung flexibler Kapazität kümmert.
LEAG: 100 Megawatt in der Oberlausitz
Am Kraftwerksstandort Boxberg in Sachsen haben derweil die Bauarbeiten für die Großbatterie Oberlausitz begonnen. Es ist bereits die zweite Großbatterie des Versorgers LEAG und sie verfügt über eine Leistung von 100 Megawatt und eine Speicherkapazität von 137 Megawattstunden. Der Puffer soll die Stromversorgung vor Ort ab 2025 stabilisieren. Die Baustelle für die Großbatterie Oberlausitz befindet sich östlich des Kraftwerksblockes R. Auf dem 136 mal 87 Meter großen Areal werden aktuell die Fertigfundamente für Batterie- und Schaltanlagencontainer sowie Umrichterstationen gelegt und Brandschutzwände errichtet. „An unseren Kraftwerksstandorten haben wir dafür ideale Bedingungen mit großen Industrieflächen, vorhandenen Kraftwerksleitsystemen und Stromanschlüssen auf der Höchstspannungsebene. Diese Chance wollen wir nutzen, um im Speichersegment zu wachsen“, erklärt auch Daniel Kosel, Leiter Projektentwicklung bei der LEAG.
Bundesnetzagentur will Speicher behindern
Das Batteriespeichersystem der Großbatterie Oberlausitz zeichnet sich durch seinen modularen Aufbau aus. Zwei separate Speicherstränge mit jeweils 50 Megawatt können sich gegenseitig absichern, aber auch parallel für unterschiedliche Anwendungsfälle eingesetzt werden. Anders als bei der Großbatterie in Schwarze Pumpe in Brandenburg mit insgesamt 13 Batteriecontainern von zwölf Metern Länge werden in Boxberg über 400 kleinere, kompakte Container mit vorinstallierten Batteriemodulen errichtet. Zur Veranschaulichung: Darin kann der Jahresstrombedarf von etwa 40 Haushalten in anderthalb Stunden gespeichert werden. Die Großbatterie Oberlausitz wird damit etwa doppelt so leistungsstark sein wie die Batterie am Standort Schwarze Pumpe.
Die Bundesnetzagentur hat aktuell ein Positionspapier zur Erhebung von Baukostenzuschüssen bei Netzspeichern veröffentlicht. Bei einer Kombination aus Speicher und Solarpark ist die Leistung des Speichers am Netzanschlusspunkt maßgeblich. Diese wird mit dem Leistungspreis des Anschlussnetzbetreibers der betreffenden Netzebene multipliziert. Hier erlaubt das neue Positionspapier der Bundesnetzagentur (BNetzA) eine Glättung des Leistungspreises bei mehr als 2.500 Benutzungsstunden über fünf Jahre.
„Für die Abschätzung eines möglichen Baukostenzuschusses kommt es also darauf an, an welchen Netzbetreiber die Anlage angeschlossen ist, wie hoch die Anschlussleistung ist und für welches Jahr der Anschlussvertrag verbindlich sein soll“, sagt Bundesnetzagentur-Sprecherin Judith Henke. Hiernach bemisst sich, welche Preisblätter zur Anwendung kommen. Die Unternehmen haben demnach einen gewissen Spielraum, den sie auch weiterhin nutzen können. Eine konkrete Beispielrechnung: Nimmt man beispielsweise einen Leistungspreis von 100 Euro je Kilowatt bei einem Netzbetreiber an, ergibt sich bei zehn Megawatt Leistung ein einmalig zu zahlender Baukostenzuschuss von einer Million Euro.
BSW-Solar kritisiert die Vorschläge
Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) kritisiert diese neuen Leitlinien der Bundesnetzagentur. Das Papier empfiehlt demnach Netzbetreibern die Erhebung von Gebühren für den Netzanschluss von Speichern ans Übertragungsnetz. Nach Auffassung des BSW-Solar blockiert dies den für den Klimaschutz dringend benötigten Ausbau von Großspeichern. Die Baukostenzuschüsse könnten bestehende Projektplanungen insbesondere in Süddeutschland nun gefährden. Denn sie sind eine Art Netzanschlusskosten, die von Anschlussnehmern an den Netzbetreiber zu bezahlen sind.
In dem neuen Positionspapier bekräftigt die Bundesnetzagentur ihre Haltung, dass die Erhebung von Baukostenzuschüssen für den Anschluss von Speichern ans Übertragungsnetz sachgerecht sei, und unterbreitet konkrete Vorschläge für die Staffelung dieser Gebühren. Die neuen Empfehlungen der Bundesnetzagentur würden die Marktbarriere für die Errichtung von Speichern sogar noch erhöhen, kritisiert der Solar- und Speicherverband. Die Behörde widerspricht mit ihrer Vorlage auch der parteiübergreifenden Einigkeit im Bundestag zur besonderen Bedeutung der Speicher. Denn erst im April beschloss das Parlament zum Solarpaket einen Entschließungsantrag, der fordert, „die regional sehr unterschiedlichen und teilweise überhöhten Baukostenzuschüsse, die die Netzbetreiber für den Anschluss von Großspeichern verlangen können, einheitlich und verhältnismäßig“ auszugestalten.
Netzentgeltbefreiung ungewiss
Aber nicht nur der Baukostenzuschuss, auch die künftige Netzentgeltbefreiung bereitet den Entwicklern von Großspeicherprojekten weiter Kopfschmerzen. „Bereits ab 2025 müssen die Weichen gestellt werden, um sicherzustellen, dass Batteriespeicher auch nach 2029 von Netzentgelten befreit bleiben“, mahnt Kyon-Energy-Chef Merk.
Andernfalls drohe ein drastischer Rückgang in der Projektentwicklung, da sich viele Projekte, die nach 2025 starten, aufgrund der Unsicherheiten nicht mehr rechtzeitig bis 2029 realisieren lassen. Es bestehe daher die Gefahr, dass die Speicherbranche in den kommenden Jahren fast ausschließlich bestehende Projekte abwickelt, während neue Vorhaben stagnieren. Merk fordert: „Klare und langfristige Regelungen sind hier essenziell, um Planungssicherheit zu schaffen.“ Ob dies im Sinne der Branche unter einer neuen, eventuell CDU-geführten Bundesregierung gelingt, ist eher fraglich.
Solar Investor’s Guide #2
Podcast: Hans Urban über Chancen für Netzspeicher
In der zweiten Folge des Podcasts geht es um neue Geschäftsmodelle, die sich durch große Batteriespeicher eröffnen. Speicherexperte Hans Urban stellt sie vor: Leistungsstarke Speichercontainer stützen das Stromnetz durch Blindleistung und Regelreserven. Sie helfen, volatile Energien aus Sonne und Wind am Strommarkt besser zu verwerten. Dadurch ergeben sich für Projektentwickler und Investoren ganz neue Chancen – aber auch Risiken.
Nach Auffassung des Branchenverbands Solarpower Europe in Brüssel gelten Netzspeicher als neue Champions der Energiewende. Ihr Einsatz wird über kurz oder lang zum Standard – am Netz, in Kombination mit Solarparks und Windrädern. Im Gespräch mit Karsten Schäfer erklärt Hans Urban, welche Früchte am tiefsten hängen und wo die Fallstricke der neuen Geschäftsmodelle lauern. Jetzt bei Spotify, Apple Podcast und Youtube reinhören.
Foto: Privat
Trina Storage
Elementa 2 mit positiver DNV-Bewertung
Hersteller Trina Storage hat in einem Bericht der Risikomanager von DNV eine positive Bewertung für sein flüssigkeitsgekühltes Batterie-Energiespeichersystem Elementa 2 erhalten. Die Experten betonen darin die Bankfähigkeit, Zuverlässigkeit sowie die Energiedichte der Lösung.
Die Plattform des Speichers ist für verschiedene netzgekoppelte Anwendungen ausgelegt und ist mit einer Kapazität von 4,073 oder 5,015 Megawattstunden erhältlich. Die Analyse bewertete insbesondere die Leistung, Sicherheit und Zuverlässigkeit der Version mit vier Megawattstunden des Elementa-Speichers. Die Lösung war auch unter den Finalisten des EES Awards m Sommer. Vorteile des Systems sind demnach das modulare Design, die LFP-Zellen und eine hohe Energiedichte. Zudem verfügt das Gerät über ein Flüssigkühlsystem, robusten Brandschutz und das mehrstufige Batteriemanagementsystem.
Darüber hinaus bestätigt der DNV-Bericht die Konformität des Systems mit internationalen Standards – darunter UL 1973, UL 9540, IEC 62619 und IEC 63056 – nach strengen Tests. Zu diesen gehören unter anderem der UL 9540A-Test zur Brandausbreitung bei thermischem Durchgehen. Diese Eigenschaften bestätigen in Verbindung mit den flexiblen Garantieoptionen und der zuverlässigen Service-Infrastruktur von Trina Storage die Bankfähigkeit des Speichers für globale Märkte.
Foto: Trina Storage
