Wie schnell aus einem Forschungsprojekt ein zukunftsfähiger Business-Case werden kann, beweist die EWE-Tochter be.storaged mit ihrem Hybridspeicher in Varel. Ende 2018 wurde die Kombination aus Lithium-Ionen- und Natrium-Schwefel-Batterien in Betrieb genommen – damals noch im Auftrag der Mutter EWE und drei japanischen Partnerunternehmen, darunter zwei Töchter des Mischkonzerns Hitachi. Seit vergangenen April gehört der Speicher mit knapp zwölf MW Leistung und 25 MWh Kapazität nun allein be.storaged und die haben längst ihre Lehren aus dem gut 1,5-jährigen Demonstrationsbetrieb gezogen.
Entstanden sind verschiedene Vermarktungsoptionen für Speicherbetreiber in ganz Deutschland. Nun geht es darum, Partner zu finden, die neben dem klassischen Peak-Shaving mit ihrem Speicher Flexibilitäten für Netzbetreiber und Direktvermarkter bereitstellen und damit Geld verdienen wollen. Umgekehrt müssten auch Netzbetreiber und Aggregatoren die Chancen der Speicher für ihr Portfolio-Management und die Systemstabilität stärker wahrnehmen, so Hendrik Brockmeyer, einer der beiden Geschäftsführer von be.storaged.
Option für Netzbetreiber
So könnten Batteriespeicher künftig zur Reduzierung von Ausgleichsenergierisiken oder zur Optimierung von Reststromlieferung im Rahmen von PPAs genutzt werden, erklärt Brockmeyer. Ein Thema das in Anbetracht der vielen Umbrüche und Verwerfungen an den Regelenergiemärkten der letzten eineinhalb Jahre wohl an Bedeutung gewinnen dürfte. Die Preise für Ausgleichsenergie sind zwischenzeitlich immer wieder explodieret. Zuletzt hat die Bundesnetzagentur sogar jene Preisobergrenze, die sie mit dem neuen Regelarbeitsmarkt vermeiden wollte, wieder eingeführt. Die Volatilität an den Märkten steigert das Risiko für die Direktvermarkter und führt letztlich zu höheren Preisen für die Kunden. Abgesehen davon, verliere die „klassische“ Vermarktung von Primär- und Sekundärregelleistung aufgrund der großen Konkurrenz und der vergleichsweise längeren, verpflichtenden Einsatzbereitschaft an Attraktivität, so Brockmeyer.
Doch nicht nur Vermarkter werden dank Speichertechnologien Geld sparen können, sondern auch die Verteilnetzbetreiber haben die Chance ihren Netzbetrieb im Rahmen der zunehmenden Elektrifizierung in den verschiedenen Versorgungsbereichen zu optimieren. Durch eine intelligente Orchestrierung von Erzeugung, Speicherung und Verbrauch lassen sich letztlich auch Netzausbaukosten sparen, was wiederum den Endverbraucher entlastet. Wie das in großem Maßstab künftig aussehen kann, wurde bereits vergangenes Jahr im Rahmen der einzelnen Sinteg-Schaufenster gezeigt. Vier der fünf Modellregionen haben Flexibilitätsplattformen aufgebaut. Über den Enera-Flexmarkt hatte be.storaged bis zu fünf MW über eine Stunde zur Beseitigung von Transportengpässen im Verteilnetz bereitgestellt.
Markt entwickelt sich langsam
So vielfältig die Einsatzmöglichkeiten sind, ein Selbstläufer sind Speichertechnologien deshalb noch lange nicht. „Langsam kommt zwar Bewegung in den deutschen Markt, es ist allerdings noch anspruchsvoll wirklich Geld mit Flexibilität verdienen zu können“, so Magnus Pielke ebenfalls Geschäftsführer von be.storaged. Hinzu kommt die Coronakrise, die die Investitionsbereitschaft von potenziellen Industriekunden derzeit hemmt. Die ersten Vorzeichen einer Trendwende würden sich jedoch unter anderem aufgrund des steigenden CO2-Preises ankündigen.
Trotz der vielen Vermarktungsmöglichkeiten steht für die Oldenburger fest, dass der jeweilige Anwendungsfall beim Kunden wie z.B. Peak-Shaving nach wie vor oberste Priorität in der Optimierung haben muss. Weitere Einsatzmöglichkeiten werden dann darum herum aufgebaut. Wie das aussehen kann, zeigt die EWE-Tochter in Verwaltungsgebäudekomplex im Landkreis Düren. Dort wird aktuell ein Batteriespeichersystem mit 2,1 MWh Kapazität und 560 kW Leistung installiert.
Kundenanwendung hat höchste Prio
Der primäre Einsatzzweck ist kurze Verbrauchsspitzen aus dem Stromnetz abzufedern und durch hierdurch finanzielle Einsparungen zu erzielen. Nach einer ersten Betriebsphase ist im weiteren Projekt das Ziel, das Batteriesystem zusätzlich in den Flexibilitätspool der be.storaged zu überführen und gemeinsam mit weiteren Lastflexibilitäten des Kunden in Kooperation Mehrerlöse zu erzielen. Entscheidend hierbei ist die Sammlung hochaufgelöster Verbrauchsdaten um hieraus entsprechende Prognosemodelle für den Stromverbrauch zu trainieren.
Mit einem Gewerbeunternehmen ist be.storaged derzeit in Gesprächen über die Eigenverbrauchsoptimierung. Hierbei soll der Eigenbedarf stärker über erneuerbare Energien gedeckt werden. Möglich wird das über die direkte Kopplung von Speicher und Erzeugungsanlagen – die örtliche Nähe zu Wind- oder PV-Anlagen ist hierfür Voraussetzung. Aktuell stellt die Regulatorik noch sehr hohe Anforderungen an diesen Anwendungsfall der Eigenverbrauchsoptimierung durch ein komplexes Messkonzept sowie bei der Anwendung der Multi-Use Konzeptes. In diesem Bereich muss auf der politischen Ebene zeitnah ein Umdenken stattfinden, damit Batteriespeicher auch in diesem Segment nachhaltige Versorgungskonzepte auf Basis regional erzeugtem grünen Strom auch wirtschaftlich unterstützen können.
Know-how von EWE
Auch mit Stadtwerken sind die Oldenburger aktuell im Gespräch. Hier ergeben sich interessante Kooperationsmodelle, in denen der Batteriespeichereinsatz sowohl den lokalen Netzbetreib optimieren kann und zugleich ausreichend Flexibilität für die Vermarktung bereitstellt. „In diesem Kontext ist es insbesondere sehr wichtig den weiteren Ausbau der Ladeinfrastruktur für Elektromobilität in solchen Analysen zu berücksichtigen, da sich hierdurch nochmal deutlich höhere Anforderungen an den Netzbetrieb stellen können“ so Pielke.
Realistisch sind die Multi-Use-Cases allemal, denn mit EWE als starker Mutter im Rücken, kennt das Team Direktvermarktung, Netzbetreib und Endkundenlieferung von der Pieke auf. Nun braucht es weitere Stadtwerke und Industriekunden die sich trauen verschiedene Anwendungsfälle zu kombinieren. (lm)
