Enercity erweitert sein Portfolio an Flexibilitäten. In Lehrte-Ahlten soll ein bestehender Batteriespeicher deutlich wachsen, in Hannover-Misburg entsteht ein neuer Stand-alone-Speicher. Eine konkrete Investitionssumme nennt das Unternehmen nicht. Im Mittelpunkt steht der Ausbau eines Asset-Portfolios, das Erzeugung, Speicherung und Vermarktung stärker zusammenführen soll.
Mehr Leistung am Energiepark Lehrte-Ahlten
Am neu entwickelten Energiepark Lehrte-Ahlten wird das bestehende batterieelektrische Speichersystem von bislang 40 Megawatt Leistung und 80 Megawattstunden Kapazität um weitere 115 Megawatt und 230 Megawattstunden ergänzt. Damit steigt die Gesamtleistung des Speichers auf 155 Megawatt, die Gesamtkapazität auf 310 Megawattstunden.
Enercity will die Anlage sowohl am Regelenergiemarkt als auch an den Spotmärkten einsetzen. Im Regelenergiemarkt können Batteriespeicher innerhalb von Millisekunden Leistung aufnehmen oder abgeben und damit zur Stabilisierung der Netzfrequenz beitragen. Im kurzfristigen Stromhandel geht es dagegen vor allem um die zeitliche Verschiebung von Energie: geladen wird bei hoher Verfügbarkeit und niedrigen Preisen, entladen bei steigender Nachfrage oder entsprechend attraktiveren Marktsignalen.
Die gemeinsame Nutzung des Standorts könne zudem bestehende Netzanschlüsse und Infrastruktur besser auslasten. Dass der Netzanschluss bei Großspeichern zunehmend zu einer zentralen Integrationsfrage wird, zeigt auch die Debatte über flexible Anschluss- und Betriebskonzepte.
Stand-alone-Speicher in Misburg
In Hannover-Misburg plant Enercity einen weiteren Großbatteriespeicher mit 20 Megawatt Leistung und 40 Megawattstunden nutzbarer Kapazität. Der Zwei-Stunden-Speicher ist nicht unmittelbar mit einer Erzeugungsanlage gekoppelt. Er soll Strom bei hoher Verfügbarkeit aufnehmen und zu Zeiten höherer Nachfrage wieder ins Netz einspeisen. Auch die Bereitstellung von Regelleistung ist vorgesehen.
Auf rund 2000 Quadratmetern sollen elf Batteriecontainer mit insgesamt 45.760 Lithium-Eisenphosphat-Zellen errichtet werden. Die Inbetriebnahme ist für Ende dieses Jahres geplant. Ab 2027 sollen jährlich rund 21.900 Megawattstunden Strom durch die Anlage fließen. Enercity vergleicht diese Menge mit dem Jahresverbrauch von etwa 5500 Vier-Personen-Haushalten.
Der Standort zeigt zugleich, dass Enercity verschiedene Speichertypen parallel verfolgt: In Lehrte-Ahlten wird ein Speicher in ein Energiepark-Konzept integriert, in Misburg entsteht eine eigenständige Flexibilitätsanlage. Der Blick auf alleinstehende Speicher entspricht einem Markttrend, den die ZFK bereits bei Direktvermarktern beobachtet hat.
Speicher als Teil einer größeren Systemsteuerung
Die Investitionen stehen im Zusammenhang mit einer breiteren Flexibilitätsstrategie. Enercity arbeitet seit diesem Jahr mit dem Technologieanbieter Kraken an einem virtuellen Kraftwerk. Dabei sollen erneuerbare Erzeugungsanlagen, Batteriespeicher und steuerbare Verbrauchseinrichtungen digital vernetzt und gemeinsam optimiert werden.
Für den Energiekonzern geht es damit nicht allein um zusätzliche Batteriekapazität. Entscheidend ist die Fähigkeit, Anlagen automatisiert auf Markt- und Systemsignale reagieren zu lassen. Neben dem Spot- und Regelenergiemarkt kommen perspektivisch auch die Direktvermarktung erneuerbarer Energien sowie die Kopplung von Strom- und Wärmeerzeugung in Betracht.
"Die Energiewende braucht mehr als zusätzliche Erzeugungsleistung. Sie braucht Flexibilität, damit erneuerbarer Strom genau dann genutzt werden kann, wenn das Energiesystem ihn benötigt", sagt Enercity-CEO Aurélie Alemany. Das Unternehmen wolle mit den neuen Großbatteriespeichern gezielt in ein dezentral getragenes Energiesystem investieren.
Wirtschaftliche Resilienz bleibt Prüfstein
Der Ausbau folgt einem Marktumfeld, in dem Batteriespeicher durch volatile Strompreise und den wachsenden Bedarf an kurzfristiger Systemdienstleistung an Bedeutung gewinnen.
Gleichzeitig ist die Wirtschaftlichkeit nicht allein durch technische Flexibilität gesichert. Erlöse aus Regelenergie, Spotmarktoptimierung und weiteren Vermarktungsmodellen hängen von Preisvolatilität, Marktregeln, Degradation und den Kosten für Netzanschluss und Finanzierung ab.
Enercity setzt deshalb auf die Kombination verschiedener Assets. Wind- und Solarstrom liefern unterschiedliche Erzeugungsprofile, Speicher verschieben Energie zeitlich und können kurzfristig auf Markt- und Netzsignale reagieren. Die gemeinsame Optimierung verschiedener dezentraler Anlagen ist auch ein Kern des von Enercity geplanten virtuellen Kraftwerks.
"Wir verbinden Versorgungssicherheit und Systemstabilität mit wirtschaftlicher Resilienz", erklärt Alemany. Ob dieses Versprechen aufgeht, wird sich daran messen lassen, wie zuverlässig die Speicher in den unterschiedlichen Märkten eingesetzt werden können – und ob ihre Erlöse die Investitions- und Betriebskosten dauerhaft tragen.
