Dessau elektrisiert

Gut 200 Meter von der Adria entfernt hat die viel beschworene Verkehrswende schon begonnen. Auch wenn die Adria in diesem Fall nur ein kleiner See ist, der neben einem Gewerbegebiet in Dessau-Roßlau liegt, beschreitet das mittelständische Unternehmen Gress + Zapp einen ganz neuen Weg. Denn das Transportgeschäft steht vor einem gewaltigen Umbruch. Dazu gehören in erster Linie die Kosten für die Energieversorgung. Außerdem gilt es, frühzeitig Erfahrungen mit strombetriebenen Lkw zu sammeln. Es geht darum, die Kohlendioxidemissionen der Flotte zu senken. Voraussetzung dafür ist natürlich, dass die Elektroflotte mit Ökostrom geladen wird.

Das Projekt wurde eigenständig und ohne Fördergelder gebaut – Idealismus und Tatendrang der Unternehmer Hubert Gress und Heinz Zapp waren die Triebkräfte. Die Firmenchefs haben insgesamt 1,625 Millionen Euro in die Hand genommen. Vor rund zweieinhalb Jahren kamen die ersten Ideen für ein Gesamtkonzept auf. „Dass hiermit ganz nebenbei die Forderungen unserer Kunden nach Innovation und ökologischer Nachhaltigkeit erfüllt werden, ist gut für das Image des Unternehmens“, berichtet Gerhard Dettelbacher, der das Projekt geplant hat und die gleichnamige Firma Dettelbacher Energiesysteme leitet.

In 15 Jahren amortisiert

Er sieht besonders die höhere Energieautarkie und die damit verbundene bessere Planungssicherheit für die Energiekosten als ein Plus. Aber auch der Grundstein für ein neues Wärmekonzept mit der Integration von Wärmepumpen spielt eine weitreichende Rolle für die Sektorenkopplung. Die Amortisationszeit der einzelnen Komponenten hängt von vielen Faktoren ab. „Sie liegt zwischen zehn und 15 Jahren“, schätzt er.

Für den Standort in Dessau gibt es verschiedene Varianten, die das Finanzierungskonzept absichern sollen: Die Teilnahme des Speichers über einen Vermarkter am Regelenergiemarkt soll zusätzliche Erlöse bringen. Im entwickelten Konzept wurden bereits heute viele künftige Ausbauszenarien integriert und berücksichtigt. Dazu gehört die Eigenverbrauchsoptimierung. Besonders konstant ist der Energiebedarf der 24 Stunden geöffneten MAN-Werkstatt. Aber auch der Ausbau mit E-Lkw spielt eine Rolle.

75 Prozent Eigenverbrauch

Unter der Berücksichtigung eines optimalen Eigenverbrauchs wurde der Batteriespeicher mit 500 Megawatt Leistung und 500 Kilowattstunden Kapazität bestückt. Der Größe war dabei für den Eigenverbrauch leicht überdimensioniert, um noch Strom am Regelenergiemarkt anzubieten. Derzeit kann die Eigenverbrauchsquote aber nur prognostiziert werden. „Wir rechnen hier mit einer durchschnittlichen Eigenverbrauchsquote von 70 Prozent der erzeugten Energie aus den Trackern“, sagt Dettelbacher.

Insgesamt versorgen 57,4 Kilowatt Trackerleistung und 92 Kilowatt Dachanlagenleistung den Bedarf. Der Überschuss wird ins Netz gespeist. Dabei liefern die Nachführsysteme 50.000 bis 65.000 Kilowattstunden, die Dachanlage produziert zusätzlich 7.000 bis 11.000 Kilowattstunden für den Eigenbedarf, was rund 13 Prozent des Anlagenertrags entspricht. Das Messkonzept wurde so ausgelegt, dass die Leistung der Tracker vorrangig und von der Dachanlage nachrangig in den Eigenverbrauch läuft. Vorteil der Tracker ist, dass sie relativ gleichmäßig über den Tag Strom erzeugen. Zudem gib es keinen Erzeugungsausfall im Winter durch Schneebedeckung, weil eine eingebaute Steuerung den Schnee abwirft.

Arealnetz aufgebaut

Auf dem Gelände ist derzeit eine Ladesäule installiert. Das Konzept sieht aber vor, dass weitere Ladesäulen beim späteren Aufbau der E-Flotte integriert werden können. Einer der Tracker wird dabei nicht nur für die Stromerzeugung genutzt, sondern dient auch als Überdachung für die öffentliche Lkw-Tankstelle. Außerdem dienen die Nachführsysteme in Zukunft als Standort für weitere Ladesäulen, da Fahrzeuge direkt darunter oder neben dem Mast parken können.

Der Tracker verfügt sogar über einen Regensensor und stellt sich bei Niederschlag automatisch als Dach in Position. Solartracker sind zudem ein Blickfang und geben dem Gelände ein futuristisches Design. Und nicht nur das: Die Erträge erhöhen sich um 30 bis 40 Prozent. Durch permanentes Wachstum des Unternehmens Gress + Zapp wurden in den letzten Jahren umliegende Firmengebäude aufgekauft. Jedes Gebäude hatte natürlich einen Stromanschluss. Eine große Herausforderung bestand daher auch darin, bei laufendem Betrieb ein Arealnetz zu bauen. Pro Tag kamen bis zu 100 Fahrzeuge zur Werkstatt oder zum Speditionshof, um zu parken oder umzuladen. Vier Stromanschlüsse wurden deshalb im neuen Arealnetz zusammengefasst.

Wie wurde das gemacht? Spülbohrungen unter den Verkehrsflächen und Kabelgräben in den Randbereichen der Grünflächen waren der Schlüssel. Das Grundwasser in Verbindung mit Sandboden stellte die Akteure bei der Bohrung vor besondere Herausforderungen. Durch das Eindringen von Grundwasser in den Bohrtunnel musste eine spezielle Emulsionsmischung eingesetzt werden, um den Bohrtunnel kurzfristig bis zum Einzug des Leerrohres stabil zu halten. Insgesamt wurden gut 6.500 Meter Kabel in Leerrohre und Kabelgräben eingezogen.

489 Kilowatt auf der Lagerhalle

Eine Eigenverbrauchsanlage auf dem Dach aus dem Jahr 2011 wurde aufgrund der EEG-Vergütung auf Volleinspeisung umgestellt. In naher Entfernung von drei Kilometern wurde als Teil des Projektes eine Photovoltaikanlage mit 489 Kilowatt auf einer Lagerhalle des Unternehmens zur Volleinspeisung installiert. Eine bilanzielle Durchleitung auf Basis gleichzeitiger Erzeugung und Verbrauchs dieser Solaranlage wäre zwar denkbar und auch durchführbar, es fallen hier aber Netznutzungsgebühren an. Jedoch besteht die Möglichkeit, die Solaranlage nach dem EEG für den Eigenverbrauch zu nutzen – beispielsweise um die Elektrolaster zu laden.

Nicht von der Strange

Langfristige Planung heißt auch, sich zukünftige Optionen nicht zu verbauen. Deshalb wurde im Speichergebäudecontainer eine Niederspannungshauptverteilung integriert. So ist der Speicher innerhalb eines Tages von der Regelenergiedienstleistung wieder zur Eigenverbrauchsoptimierung einzusetzen. Marco Schmidt ist Projektmanager für Speicher bei Pfenning Elektroanlagen aus Ochsenfurt. Er weiß, dass Gewerbespeicher immer im Einklang mit den individuellen Anforderungen des Auftraggebers geplant werden müssen. Es gibt keine Lösungen „von der Stange“, meint Schmidt.

In Dessau sollte der Speicher mehrere Aufgaben erfüllen. Dazu gehören das integrierte Energiemanagement und die schnelle Anpassungsfähigkeit an sich ändernde Rahmenbedingungen. Der Kunde bevorzugte zudem, nur einen Projektverantwortlichen als Ansprechpartner zu haben.

Im Gewerbebereich sind die unternehmerischen Ziele des Betriebs ganz entscheidend für das Speicherkonzept: Welche Entwicklungsschritte plant das Unternehmen und welche Ressourcen sollen mittelfristig investiert werden? Hinzu kommen unter Umständen spezielle Anforderungen, wenn das Unternehmen eine unterbrechungsfreie Stromversorgung oder Blindleistung wünscht. „Dies spiegelt sich dann in der Auslegung der Leistungselektronik und Steuerung wider“, erklärt Schmidt. Bei diesem Projekt wurde zudem ein neuer Mittelspannungsanschluss mit Trafo installiert.

Fit für den Regelenergiemarkt

Wenn der Speicher vom Übertragungsnetzbetreiber für den Markt der Primärregelleistung zugelassen ist, arbeitet er 24 Stunden, sieben Tage die Woche autonom. Der Speicher nimmt also entsprechend der Frequenz Energie auf oder gibt sie bei Unterschreiten der 50 Hertz entsprechend wieder ab. „Er kann nach Bedarf innerhalb einer Netzschwingung, also 20 Millisekunden lang, die volle Leistung abgeben oder aufnehmen“, weiß Schmidt. Das ist deutlich schneller, als es thermische Großkraftwerke oder Pumpspeicherkraftwerke schaffen.

Für das Teilprojekt Speicher in Dessau galt es, den Transmission Code 2007 sowie die Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber einzuhalten. Aber auch die bekannten Netzanschlussbedingungen der Verteilnetzbetreiber sind hier besonders im Fokus. „Nicht alle Verteilnetzbetreiber in Deutschland behandeln Speicher diskriminierungsfrei und ermöglichen einen einfachen Zugang“, kann Projektmanager Schmidt berichten. Man versuche fälschlicherweise Speicher immer in die Kategorie Erzeuger zu stecken. Ein Speicher erzeuge aber keine Energie. Die Stadtwerke Dessau zeigten sich sehr kooperativ und haben das Projekt von Anfang an unterstützt.

Belastung mit EEG-Umlage

Im Projektverlauf wurden die Genehmigungen für die baurechtlichen Anforderungen abgearbeitet. Hier spielen neben dem Standort grundsätzliche Überlegungen des Kunden eine Rolle. Voraussetzung für die Aufstellung eines Großspeichers ist ein abgeschlossener elektrischer Betriebsraum oder Batterieraum für den Speicher und dessen Systemkomponenten. Dieser darf nur für geschultes Personal zugänglich sein. Ein Großspeicher kann in jeder Art von Gebäude, freistehend oder im Container untergebracht werden. In diese Überlegungen muss ebenso ein Brandschutzkonzept integriert werden, um die Planungen abzurunden.

Im Speicher werden Module aus Lithium-Ionen-Eisenphosphat mit 200 Amperestunden eingesetzt. Der Eigenverbrauch des Speichers durch das eingebaute Batteriemanagementsystem ist stark von der Betriebsweise sowie den äußeren Randbedingungen abhängig. Das EEG belastet zudem gemischte Betreibermodelle, also eine Mischung aus Einspeisung und Eigenverbrauch, mit der EEG-Umlage. „Der komplette im Speicher eingelagerte Strom wird damit EEG-umlagepflichtig“, sagt Schmidt. Schmidt gab verschiedene Rechtsgutachten in Auftrag, um eine mögliche Befreiung zu prüfen, musste die Umlage aber erst mal berücksichtigen. Aber auch nach der Inbetriebnahme treten Fragen auf. Dies erfordert eine konkrete Planung, welche neben Fernwartung auch mit einem Wartungskonzept untermauert werden muss. Die wirtschaftlichen Herausforderungen sind sicher anspruchsvoll in Dessau, urteilt Schmidt. Im technischen Bereich liegt die Besonderheit im Detail. Neben Kundenwünschen müssen gleichzeitig die Anforderungen der Verteilnetzbetreiber und Vermarkter erfüllt werden. Neben dem Energiewirtschaftsgesetz und den Normen im Anschluss kommen noch ergänzende Themen seitens Versicherungen und Banken hinzu. Für diese sind solche Projekte aber noch Neuland, entsprechend vorsichtig agieren die Banker.

www.gress-zapp.de

„Anschluss für die Mittelspannung nicht zwingend“

Herr Feilmeier, was muss bei der Auslegung eines Gewerbespeichers beachtet werden?

Franz-Josef Feilmeier: Die Auslegung eines Speichers basiert auf der Anwendung und dem zur Verfügung gestellten Lastprofil, bei Industriekunden liegt immer eine registrierte Leistungsmessung vor. Wir stellen dem Interessenten einen Gewerbespeicher-Fragebogen zur Verfügung, der das Interesse an verschiedenen Anwendungen abfragt. So stehen meist eine gesicherte Stromversorgung und/oder die Reduzierung der Leistungspreise im Vordergrund. Zunehmend werden auch Lösungen zur Steigerung der Stromqualität nachgefragt. Der Speicher stellt den Mittelpunkt eines betrieblichen Energiedatenmanagements dar. Solarer Eigenverbrauch ist ebenso wie der gesteigerte Eigenverbrauch aus BHKW häufig nicht der zentrale Treiber, aber sicherlich sinnvoll zu kombinieren. Wenn möglich, bieten wir auch die Flexibilitätsvermarktung an den Regelleistungs- und Energiemärkten an, um eine zusätzliche Wertschöpfung zu erzielen.

Ist ein Anschluss für die Mittelspannung nötig? Falls ja, wer übernimmt die zusätzlichen Kosten, wenn ein Transformator installiert werden muss?

Der Mittelspannungsanschluss ist nicht zwingend nötig, es kommt auf die Leistungsklasse und Anwendung an. Wenn die Verbraucher auch direkt niederspannungsseitig mit dem Speicher gekoppelt sind, entfällt ein Mittelspannungsanschluss. Bei Gewerbebetrieben gibt es meist kundeneigene Trafos, ansonsten ist für Netzausbaumaßnahmen ein Baukostenzuschuss zu zahlen. Grundsätzlich kann ein Speicher auch dazu dienen, einen eigentlich notwendigen Leitungsausbau oder zusätzliche Trafos zu vermeiden. Eine Diskussion, die wir in diesem Zusammenhang derzeit häufig führen, ist, ob ein niederspannungsseitig angeschlossener Gewerbespeicher bei Kunden mit eigenem Trafo die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen muss. Die meisten Verteilnetzbetreiber verlangen das nicht, wenige jedoch schon.

Der Mittelspannungsanschluss ist nicht zwingend nötig, es kommt auf die Leistungsklasse und Anwendung an. Wenn die Verbraucher auch direkt niederspannungsseitig mit dem Speicher gekoppelt sind, entfällt ein Mittelspannungsanschluss. Bei Gewerbebetrieben gibt es meist kundeneigene Trafos, ansonsten ist für Netzausbaumaßnahmen ein Baukostenzuschuss zu zahlen. Grundsätzlich kann ein Speicher auch dazu dienen, einen eigentlich notwendigen Leitungsausbau oder zusätzliche Trafos zu vermeiden. Eine Diskussion, die wir in diesem Zusammenhang derzeit häufig führen, ist, ob ein niederspannungsseitig angeschlossener Gewerbespeicher bei Kunden mit eigenem Trafo die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen muss. Die meisten Verteilnetzbetreiber verlangen das nicht, wenige jedoch schon.

Wie schnell muss der Speicher Regelenergie liefern können und welche Normen sind zu beachten?

Die Übertragungsnetzbetreiber definieren hier die Vorgaben. Da Stromspeicher meines Erachtens aber nur im primären Regelenergiemarkt sinnvoll einsetzbar sind, ist die Reaktionszeit von 30 Sekunden entscheidend – was für Speicher gar keine Herausforderung darstellt. Die größten Hürden für Regelleistungsvermarktung aus dezentralen Speichern sind regelmäßig das IT-Konzept, das komplett losgelöst vom Kunden-DSL sein muss, sowie das Messkonzept.

Wie hoch ist der Eigenverbrauch eines Batteriemanagementsystems?

Das ist je nach System unterschiedlich. Während das Batteriemanagementsystem alleine bei großformatigen prismatischen Zellen nur sehr wenig Strom verbraucht, brauchen dreiphasige Systeme mit eigener Sternpunkt- und damit Netzbildung in der Regel mindestens 100 Watt. Bei größeren Gewerbespeichern können es auch bis zu 500 Watt sein. Dazu kommen noch Umwandlungsverluste.

Das EEG belastet gemischte Betreibermodelle bei Speichern mit der EEG-Umlage. Der komplette im Speicher eingelagerte Strom ist damit EEG-umlagepflichtig. Wie wird in Projekten damit umgegangen?

Wir haben uns in unserem Modell damit arrangiert, dass wir für jeglichen Netzbezug, also für die lokalen Verbraucher, aber auch für die negativ erbrachte primäre Regelenergie, die EEG-Umlage komplett abführen. Es ist natürlich schade, dass dieses Modell politisch ausgebremst wird, aber dennoch kann man auch unter den gegebenen Rahmenbedingungen bereits entsprechende Modelle darstellen.

Welche weiteren Herausforderungen für Gewerbespeicher gibt es?

Die Herausforderungen sind wirtschaftlich und regulatorisch. Industriekunden erwarten Amortisationsdauern von zwei bis drei Jahren oder eine langfristige rechtliche Sicherheit für das Geschäftsmodell. Technisch lässt sich bereits heute sehr vieles darstellen, auch kombinierte Anwendungen.

Das Gespräch führte Niels H. Petersen.

Franz-Josef Feilmeier

ist Geschäftsführer der Fenecon GmbH & Co. KG in Deggendorf. Das 2011 gegründete Großhandelsunternehmen ist spezialisiert auf Photovoltaik, Energieeffizienz und Energiespeicher. Dabei agiert Fenecon als Generaldistributor für den Konzern BYD aus China. Das schnell wachsende Unternehmen verfügt über eine Niederlassung im Senegal und wurde 2012 mit dem Niederbayerischen Gründerpreis ausgezeichnet.

NRW fördert Gewerbespeicher

Das Programm „Regenerative Energien und Energiesparen“ (Progres NRW) fördert stationäre Batteriespeicher in Verbindung mit einer Photovoltaikanlage, die über mindestens 30 Kilowatt Leistung verfügt. Es werden 50 Prozent der Ausgaben bezuschusst, wobei die Fördergrenze pro Speicher bei 75.000 Euro liegt.

Dabei kann es sich sowohl um eine Neuanlage als auch um die Nachrüstung einer bestehenden Anlage handeln, die ab 2013 in Betrieb genommen wurde. Weiterhin werden die Ausgaben für Mess- und Steuerungseinrichtungen sowie für die Kommunikation der Anlage gefördert. Die technischen Spezifikationen des Speichers sind allerdings der Bewilligungsbehörde vorzulegen.

Fördervoraussetzung: Die Leistung der Photovoltaikanlage am Netzanschlusspunkt kann für die Lebensdauer des Photovoltaiksystems für 15-Minuten-Werte bei Standardtestbedingungen auf 50 Prozent der Leistung reduziert werden. Diese Verpflichtung bleibt auch nach Außerbetriebnahme des Speichersystems bestehen.

Zu den Nebenbedingungen zählt, dass für die Batteriespeicher eine Zeitwertersatzgarantie des Herstellers für zehn Jahre vorliegen muss. Dabei wird über den entsprechenden Zeitraum eine lineare jährliche Abschreibung angenommen. Pro Anlage kann zudem nur ein Speichersystem gefördert werden. Hersteller von Batteriespeichern sind von der Förderung ausgeschlossen. Eigenbauanlagen, Prototypen und gebrauchte Anlagen sind ebenfalls von der Förderung ausgeschlossen. Infos zur NRW-Speicherförderung finden Sie auf der Website:

www.umwelt.nrw.de