Energiewende 01.09.2019, 00:00 Uhr

Erstes Hybridkraftwerk im Regelbetrieb

Für die Energiewende werden vielfach Kombikraftwerke propagiert. Die Anzahl der Projekte ist aber überschaubar. In Sulzberg bei Kempten läuft seit einem halben Jahr wirtschaftlich erfolgreich eines mit Gasturbine und Batteriespeicher.

Im Juni 2018 nahmen Bernd Brennauer vom Strombetreiber AllgäuNetz (rechts außen) mit Uli Bürger (links daneben) und Elise Lebossé (vorne) von Smart Power für die Allgäuer Überlandwerke die Batteriemodule der Firma Sungrow Samsung SDI in Hefei bei Shanghai ab. Bild: AÜW

Im Juni 2018 nahmen Bernd Brennauer vom Strombetreiber AllgäuNetz (rechts außen) mit Uli Bürger (links daneben) und Elise Lebossé (vorne) von Smart Power für die Allgäuer Überlandwerke die Batteriemodule der Firma Sungrow Samsung SDI in Hefei bei Shanghai ab. Bild: AÜW

Im Zuge der Energiewende müssen fossile Kraftwerke vom Netz genommen und durch erneuerbare Energieträger ersetzt werden. Doch die Erneuerbaren sind volatiler und schlechter prognostizierbarer. Auch deren räumliche Verteilung ist nicht immer optimal. Benötigt werden für den Umbau des Energiesystems mehr Intelligenz in Stromnetzen, Speicher und flexibel steuerbare Kraftwerke.

Es gibt mehrere Modelle, wie dies aussehen kann. Vielfach spielen Gaskraftwerke und -turbinen eine wichtige Rolle. Im aktuellen Strommarkt rentiert sich eine Investition in neue Gaskraftwerke aber nicht und der Betrieb vorhandener deckt selten die Kosten.

Intelligentes Konzept

Auch das Allgäuer Überlandwerk (AÜW), das im Allgäu knapp 90.000 Haushalte und Industriekunden mit Strom versorgt, weiß darum. Im Bestand gab es eine Gasturbine, die seit Jahren für den Notbetrieb vorgehalten wurde. Michael Lucke, AÜW-Geschäftsführer, suchte mit seinem Team nach neuen Konzepten, wie sich um diese Turbine herum ein Hybridkraftwerk aufbauen ließe, das zugleich netzdienlichen Betrieb ermöglicht.

Die acht Transformatoren für das Kombikraftwerk werden angeliefert und montiert. Bild: AÜW

Die acht Transformatoren für das Kombikraftwerk werden angeliefert und montiert. Bild: AÜW

AÜW gewann 2016 die Münchener Firma Entelios als Partner. Dies ist ein Spezialist für Technologielösungen, um Flexibilitätspotenziale dezentraler Stromerzeuger und industrieller Lasten auszunutzen. Entelios erarbeiteten mit AÜW die grundsätzliche Idee, die Gasturbine mit einem Energiespeicher zu kombinieren. Das Ziel: Regelenergie intelligent vermarkten, um die Wirtschaftlichkeit der Turbine zu verbessern und langfristig zu sichern. Die Idee wurde dann mit AÜW-Ingenieuren verfeinert, detailliert und auf die Gegebenheiten im Allgäu angepasst.

Den Speicher lieferte der Systemanbieter Smart Power. Die oberbayrische Firma aus Feldkirchen wurde 2014 aus einer Abteilung des Solarprojektierers MaxSolar ebenfalls aus Feldkirchen ausgegründet und hat sich auf Planung und Bau von Großspeichern spezialisiert.

Auf einem Platz der AÜW bei Sulzberg stehen nebeneinander vier Container mit Batteriespeichern. Direkt davor steht die Mittelspannungsstation. Bild: AÜW

Auf einem Platz der AÜW bei Sulzberg stehen nebeneinander vier Container mit Batteriespeichern. Direkt davor steht die Mittelspannungsstation. Bild: AÜW

Die benötigten Batterien und Wechselrichter stammen von der chinesischen Firma Sungrow Samsung SDI Energy Storage Power Supply. Die Batterien sind spezielle Li-NMC-Zellen der chinesischen Firma. Die Zellen bestehen aus Mischoxiden der Metalle Lithium (Li), Nickel (Ni), Mangan (Mn) und Kobalt (Co).

Bereits im August 2018 konnte AÜW dann einen der größten Energiespeicher in Deutschland in Betrieb nehmen. Seine Leistung beträgt 16 MW, der Energieinhalt gut 8,5 MWh. „Derzeit nutzen wir den Speicher im Primärregelenergiemarkt für die Stabilisierung des Stromnetzes“, erklärt Thorsten Häusler, Projektleiter und Leiter Erzeugung bei AÜW. Und er ist stolz darauf, dass das ganze Projekt ohne Förderung durch öffentliche Gelder finanziert wurde.

Geschäftsmodell Regelleistung

Regelleistung zu erbringen, ist vielleicht der wichtigste Erlöskanal im Betrieb von Speichern oder Verbundkraftwerken. Im europäischen Verbundnetz werden Unterschiede zwischen Stromeinspeisung und -entnahme meist durch Speicher oder Kraftwerke, die diese Leistung liefern, ausgeglichen. Sie erkennen anhand der Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert (50 Hz), ob Angebot oder Nachfrage an Leistung überwiegt und reagieren dementsprechend. Ist die Frequenz zu hoch, wird Leistung entnommen, bei Unterfrequenz wird Leistung ins Netz abgegeben.

Jeder Container enthält 336 aktiv gekühlte Batteriemodule. Bild: AÜW

Jeder Container enthält 336 aktiv gekühlte Batteriemodule. Bild: AÜW

 

Die sogenannte Primärregelleistung (PRL) ist die schnellste Form der Regelleistung. Ihre Erbringung wird auf Tagesbasis ausgeschrieben. Die PRL wird fortlaufend, abhängig von der Frequenz, erbracht. Ein Kraftwerk oder ein Speicher kann die Bereitschaft, Regelleistung zu erbringen, den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) anbieten und vermarkten. Vorher muss der Anlagenbetreiber dem ÜNB im Rahmen einer Präqualifizierung nachweisen, dass sein System bei Anforderung ausreichend schnell über den erforderlichen Zeitraum Leistung abnehmen oder liefern kann.

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber schreiben eine begrenzte Menge an Regelleistung aus. Die begrenzt bezuschlagte Menge sowie veränderte Marktmechanismen in der Leistungsbereitstellung haben in den letzten Monaten einen Druck auf den Preis ausgeübt. Der PRL-Erlös ist also einerseits recht einfach anhand des jeweiligen Marktpreises zu berechnen, andererseits ist die Preisstabilität für längere Zeiträume schwer abzuschätzen. Wirtschaftlich sinnvoll ist PRL meist bei größeren Einheiten, denn der Aufwand zur Präqualifizierung und zur Vermarktung ist für kleinere Systeme in der Regel zu hoch.

Neben der PRL kann eine Sekundärregelleistung (SRL) angeboten werden. Während die PRL versucht, das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in den ersten Sekunden und Minuten auszugleichen, wird die SRL aktiv angesteuert, wenn die Reserven der PRL auf Dauer nicht reichen.

Konventionelle Gasturbinen können Regelleistung erbringen. Dazu müssen diese in (Dauer-)Betrieb sein. Sind sie es nicht, benötigen sie zum Hochfahren meist 12 bis 15 Minuten. Dies ist für SRL zu langsam, denn hier lautet die Vorgabe: maximal 5 Minuten von Null auf Vollastbetrieb.

Speicher macht es schnell

Ein Speicher ist die Lösung. Für ihn ist unerheblich, wie oft er Regelleistungsvorgaben folgen muss. Der Batteriespeicher ist der zuverlässige Part für die schnelle Reaktionszeit des Hybridkraftwerks in den ersten Minuten, während die Gasturbine, bedingt durch die langsamere Reaktionszeit als „stille Reserve“ dient und die Lieferung der Leistung nach einer gewissen Zeit komplett übernimmt um die Leistung kontinuierlich und unbegrenzt zu liefern.

Simulation als Schlüssel

Ein Hybridkraftwerk ist ein typisches Beispiel für Arbeitsteilung: Ein Part ist für die schnelle Reaktionszeit zuständig, der andere für die längerfristige Nachlieferung der Energie. Aber wie ist das Optimum zu erreichen, um mit begrenzten Investitionen in einen vergleichsweise teuren Energiespeicher das Beste aus dem Kombikraftwerk herauszuholen?

Übersichtsdarstellung der wichtigsten Speicherfunktionen in der Mittelspannungsstation. Bild: AÜW

Übersichtsdarstellung der wichtigsten Speicherfunktionen in der Mittelspannungsstation. Bild: AÜW

 

Hier half eine Simulation. Dafür hatte Smart Power leistungsfähige Software entworfen, um den Speicher technisch passend zu dimensionieren und die Wirtschaftlichkeit des Speicherbetriebes für jeden Einsatzfall bereits vorab prognostizieren zu können. Dabei berücksichtigt das Unternehmen Parameter wie Speichergröße, Start- und Betriebskosten der Turbine, deren Lebensdauer und Brennstoffkosten. Diese Berechnungen wurden und werden weiterhin gemeinsam mit der TU München vertieft und detailliert. So war und ist das Kombikraftwerk für Smart Power ein ideales Projekt, um die Wirtschaftlichkeitsprognosen in der Realität zu validieren.

„Das A und O für den wirtschaftlichen Speichereinsatz“ so Uli Bürger, technischer Leiter und Prokurist bei Smart Power, „ist die Kombination möglichst vieler Erlöskanäle“.

Beeindruckende Ergebnisse

Als Ergebnis der Simulation war eine unübliche Speicherdimensionierung mit 16 MW Leistung bei 8,5 MWh Energieinhalt. Während Großspeicher meist nahe einer sogenannten C-Rate von „1“ arbeiten, wurde hier eine C-Rate von fast „2“ verwirklicht. Eine C-Rate von „1“ heißt, ein Speicher kann in etwa einer Stunde einmal be- oder entladen werden; beträgt die Rate „2“, kann er doppelt so schnell be- oder entladen werden.

Die Mischoxid-Zellen sind in insgesamt 1.344 aktiv gekühlten Batteriemodulen untergebracht. Diese verteilen sich auf vier 44-Tonnen-Container. Die sind klimatisiert und beinhalten neben den Batterieracks auch die Wechselrichtereinheiten. Die Anlage ist über acht Mittelspannungstransformatoren ans Stromnetz der AllgäuNetz angeschlossen.

Die gemeinsame Arbeit, den Großspeicher mit der Gasturbine zu verknüpfen und somit Deutschlands erstes Hybridkraftwerk mit Genehmigung zum Regelbetrieb in Betrieb zu nehmen, hat sich gelohnt. Die Präqualifizierung hat der 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“, betont Häusler. Die Idee dabei ist, die Zeiten, die die Gasturbine benötigt um anzufahren, mit dem Batteriespeicher zu puffern und somit im Sekundärregelenergiemarkt teilnehmen zu können.

Mehr und mehr Speicher

Der 16 MW-Großspeicher ist nicht das erste innovative AÜW-Speicherprojekt. Zusammen mit egrid, einem Gemeinschaftsunternehmen von Siemens und der Allgäuer Überlandwerk GmbH, wurden im Allgäuer Stromnetz bereits sechs große Batteriespeicher installiert. Diese optimieren seit Anfang 2018 die Stabilität des Stromnetzes. Diese 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 positiv. Speicheranwendungen werden zweifellos rapide zunehmen. Wer allerdings in den nächsten zwei bis drei Jahren weiter sinkende Preise erwartet, hat wohl eher mit Zitronen gehandelt, denn durch die Nachfrage aus dem Automobilbereich arbeiten inzwischen alle Zellhersteller an der Kapazitätsgrenze. Erst wenn neue Produktionskapazitäten aufgebaut sind, wird sich hier die Situation entspannen. Die aktuelle Stagnation der Preisdegression stellt aber 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.

Speicher werden preiswerter

Die nächste Runde an Kostensenkungen wird aber kommen, denn weltweit werden derzeit zahlreiche Zellfertigungen geplant oder in Betrieb genommen. Bis 2020 rechnet man weltweit mit Fertigungskapazitäten von jährlich 176 GWh gegenüber 28 GWh im 2016. Auch die Mischoxid-Speicher werden preiswerter. Man kann deren Kostenentwicklung mit der von PV-Modulen vor rund zehn 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.“

Von Thorsten Hääusler & Hans Urban

Thorsten Häusler, AÜW, Projektleiter und Leiter Erzeugung, Allgäuer Überlandwerk, thorsten.haeussler@aeuw.de & Hans Urban, Business Development Smart Power urban@smart-power.de.

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