Im Duett am Netz

Sven Ullrich

Voigdehagen ist ein Kleinod im Süden von Stralsund - und das Örtchen ist nicht nur idyllisch, sondern auch innovativ. So gibt es hier zum Beispiel auch einen Solarpark mit einer Leistung von gut zehn Megawatt. Um den Solarstrom in Zeiten hoher Gewinne einspeisen zu können, hat Tesvolt zwei 40-Fuß-Container mit jeweils 572 Batteriemodulen und der dazugehörigen Leistungselektronik in direkter Nähe des Solarparks installiert. Jedes der Batteriemodule kann acht Kilowattstunden Sonnenstrom zwischenlagern. Damit summiert sich das Speichervolumen auf 9,152 Megawattstunden.

Mehrmals vermarkten

Solche sogenannten Co-Location-Anwendungen von Batteriespeichern werden immer beliebter – und wichtiger. Stephan Nusseck, Projektmanager Batteriespeicher bei Baywa RE, betont, dass die Co-Location nicht nur eine technische Lösung sei, sondern zunehmend ein wirtschaftlicher Schlüssel für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren. Dabei reicht die einfache Verschiebung der Solarstromeinspeisung in der Regel nicht aus. Die Speicher müssen ihr Geld mit unterschiedlichen Geschäftsmodellen verdienen.

Denn die Vergütungssätze, die für solche Projekte über die Innovationsausschreibung möglich werden, sinken kontinuierlich, und die Wirtschaftlichkeit wird immer mehr auf Kante genäht. Das war bei dem Projekt in Stralsund nicht anders. „Zum Zeitpunkt der Planung lag die Vergütung bei acht Cent pro Kilowattstunde. Damit hätte sich die Anlage erst in rund 20 Jahren amortisiert“, sagt Sebastian Jänig, der beim Wittenberger Systemanbieter Tesvolt den Fachbereich Großspeicher leitet.

Unsere Steuerung achtet immer darauf, dass im Sinne des Netzbetreibers nicht aus Versehen mehr Leistung eingespeist oder bezogen wird als vom Netzbetreiber vorgegeben.

Genehmigung vom Netzbetreiber

Das ist wirtschaftlich nicht tragbar. Deshalb wurde das Geschäftsmodell erweitert. Neben der Zwischenlagerung des Solarstroms vermarktet Tesvolt über einen Handelsbereich den Speicher am Intraday-Markt der Strombörse.

Während der Innovationsspeicher nur einspeisen darf, benötigt der Trading-Speicher sowohl eine Einspeise- als auch eine Bezugsgenehmigung vom Netzbetreiber. Nur so kann er Strom aus dem Netz einlagern, wenn die Preise niedrig sind, und verkaufen, wenn sie hoch sind. „Durch die Kombination beider Ansätze erreichen wir einen Return on Invest von weniger als zehn Jahren“, sagt Sebastian Jänig.

Zwei Technologien kombiniert

Einen ähnlichen Ansatz verfolgt auch EnBW mit seinem Projekt in der Nähe von Heilbronn. In Gundelsheim hat der Energieversorger einen Solarpark gebaut und diesen mit einem Hybridspeicher kombiniert. Hybrid bedeutet in diesem Falle, dass zwei verschiedene Speichertechnologien zum Einsatz kommen. Der größere der beiden Speicher nutzt die Natrium-Ionen-Technologie. Ergänzt wird er durch Lithium-Ionen-Batterien.

Diese Kombination hat Vorteile. Denn die Lithium-Ionen-Akkus eignen sich für das schnelle Be- und Entladen. Die Natrium-Ionen-Batterien wiederum können die Leistung stabil und lang anhaltend abgeben.

Auf diese Weise ist es gelungen, einen Speicher zu schaffen, der 2,25 Megawattstunden Strom zwischenlagern und bei Bedarf mit einer Leistung von 1,22 Megawatt ins Netz einspeisen kann. Somit kann der Speicher die eingelagerte Sonnenenergie zwei Stunden lang mit voller Leistung liefern. Das Energiemanagement für den Speicherbetrieb haben die Forscher vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) entwickelt. Sie haben sich dabei auf die Kopplung der beiden Technologien konzentriert.

Bei der Bundesnetzagentur ist der Misch­betrieb in der Co-Location des ­Speichers nur für AC-Speicher vorgesehen.

Speicher agiert unabhängig

In Stralsund haben die Projektierer von Tesvolt die bewährte Lithium-Ionen-Technologie genutzt. Denn nicht weniger entscheidend als die genutzte Technologie ist die Einbindung des Speichers in die Solaranlage. Hier gibt es zwei Optionen, die beide ihre Vor- und Nachteile haben: die Kombination auf der Wechselstromseite (AC) mit eigenem Wechselrichter oder auf der Gleichstromseite (DC), wobei hier der Speicher über den Wechselrichter der Solaranlage einspeist. „Bei der Bundesnetzagentur ist der Mischbetrieb in der Co-Location des Speichers nur für AC-Speicher vorgesehen“, betont Sven Albersmeier-Braun, Vertriebschef für Zentraleuropa bei Sigenergy.

Um die verschiedenen Geschäftsmodelle abdecken zu können, hat Tesvolt den Speicher in Stralsund auf der AC-Seite eingebunden. Der Vorteil: Der Speicher agiert unabhängig von der Solaranlage und deren Erzeugungsprofil. Diese Unabhängigkeit eröffnet Zukunftsoptionen: Minutenreserve, Primär- und Sekundärregelleistung, Blindleistungsbereitstellung. Die DC-Kopplung hätte zwar den Vorteil, dass technisch sichergestellt ist, dass die genehmigte Anschlussleistung nicht überschritten werden kann. Doch sie bindet den Speicher fest an den Wechselrichter der Solaranlage.

Netzbetreiber kann jederzeit eingreifen

Wenn zwei Komponenten – Solarpark und Speicher – mit unterschiedlichen Geschäftsmodellen denselben Netzanschluss nutzen, stellt sich unweigerlich die Frage, wer wann einspeist. Zudem muss verhindert werden, dass die genehmigte Anschlussleistung überschritten wird. Dazu nutzt Tesvolt einen EZA-Regler. Das ist die Steuerung des Einspeisemanagements des Netzbetreibers. „Diese Steuerung ist genau dazu eingerichtet, dass der Netzbetreiber immer noch die letzte Entscheidung hat und eingreifen kann“, erklärt Jänig.

Denn mit dem EZA-Regler unterliegt die Anlage der Steuerung des Netzbetreibers, der jederzeit regulierend eingreifen kann. „Unsere Steuerung achtet aber immer darauf, dass im Sinne des Netzbetreibers nicht aus Versehen mehr Leistung eingespeist oder bezogen wird als vom Netzbetreiber vorgegeben, obwohl mehr Leistung installiert ist, als am Netzverknüpfungspunkt vorhanden ist oder uns der Netzbetreiber genehmigt hat“, betont der Tesvolt-Experte.

Der Eingriff des Netzbetreibers ist auf diese Weise nur in Ausnahmefällen notwendig. In der Regel gibt es keine Konflikte bei der Einspeisung aufgrund der verschiedenen Geschäftsmodelle – Verschiebung der Solarstromvermarktung und Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Das liegt an der Marktlogik selbst. Wenn viel Solarenergie verfügbar ist, sind die Strompreise niedrig. Genau dann will der Trading-Speicher Strom kaufen, nicht verkaufen.

Speicher ausreichend dimensionieren

In dieser Zeit ist die Produktion des Stroms durch den Solarpark in der Regel am höchsten. „In solchen Fällen ist es aber meist besser, den Strom aus dem Netz einzuspeichern, weil dieser preiswerter ist als der Sonnenstrom aus dem Solarpark“, erklärt Sebastian Jänig.

Umgekehrt sind die Preise am höchsten, wenn wenig erneuerbare Energie im Netz ist, typischerweise in den Abendstunden. „Zu den Zeiten mit hohen Preisen ist in der Regel keine Energie aus der Solaranlage vorhanden. Dann ist die komplette Leistung am Netzverknüpfungspunkt frei, um maximal mit dem Speicher einzuspeisen, wenn wir die Energie zum Zeitpunkt mit hohen Preisen verkaufen wollen.“ Im Unterschied zum reinen Zwischenspeicher für den Solarstrom aus der Photovoltaikanlage liefert der Trading-Speicher aber nicht schon Strom, wenn die Solaranlage mit der Produktion aufhört. Er liefert erst Strom, wenn die Preise am Markt steigen, weil dann auch der Bedarf an Energie vorhanden ist.

Vermarkter steuert die Energieflüsse

Die Priorisierung der Energieflüsse gibt letztlich der Vermarkter vor. „In der Regel ist es sinnvoll, dass ein Vermarkter beide Anlagen – sowohl Solarpark als auch Speicher – steuert. Denn letztlich hat dieser dann das Interesse, aus beiden Geschäftsmodellen immer das Optimum zu ziehen“, betont Sebastian Jänig. „Bei zwei verschiedenen Vermarktern könnten Interessenkonflikte entstehen.“

Tesvolt stellt dazu eine Schnittstelle wie Modbus-Register und TCP/IP-Schnittstellen zur Verfügung, über die die Vermarkter die beiden Einheiten steuern können. „Je nachdem, an welchem Markt oder an welcher Kombination aus verschiedenen Märkten die Anlage teilnimmt, werden Solarpark und Speicher geregelt“, erklärt der Jänig. „Der Vermarkter kann sich auf diese Weise frei auf dem Markt bedienen und das Optimum aus der Anlage herausholen, wobei die letzte Entscheidung weiterhin beim Netzbetreiber bleibt“, sagt Jänig.