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Impulse geben
Mit der Erklärung, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien im überragenden öffentlichem Interesse liegt, hat die Bundesregierung ein starkes Signal gesetzt, und tatsächlich ist der Zubau der Erneuerbaren im vergangenen Jahr um 9,6 Gigawatt und damit um 61 Prozent gewachsen. Auch im Segment der Speicher – inzwischen als vierte Säule des Energiesystems festgelegt – gibt es in allen Größenklassen Bewegung. All dies ist Grund zu vorsichtigem Optimismus, der allerdings gedämpft wird durch deutlich unterzeichnete Ausschreibungen. Bedenkt man, dass die Inbetriebnahme eines Windrades hierzulande mindestens fünf Jahre, die einer PV-Freiflächenanlage zwei bis drei Jahre in Anspruch nimmt, kann man unschwer ausrechnen, wie sich die Kapazitäten in den nächsten Jahren entwickeln.
Durch die Anhebung der Höchstsätze bei den Ausschreibungen für 2023 versucht die Bundesnetzagentur gegenzusteuern. Doch es gilt, weitere Impulse zu setzen. So wartet die Branche weiter auf das geplante Beschleunigungspaket, das ursprünglich als Teil des Sommerpakets 2022 angekündigt wurde. Für die Windenergie braucht es vor allem Flächen sowie die bereits angekündigten Erleichterungen für Repoweringprojekte. Beim dezentralen Ausbau von Solaranlagen könnten Versorger und Stadtwerke die Kommunen, Privat- und Gewerbekunden noch deutlich wirksamer unterstützen. Die Nachfrage ist hoch und am Markt stehen erfahrene Kooperationspartner für eine gemeinsame Umsetzung bereit, aber man muss es tun. Netzseitig gilt es, Anschlussgenehmigungen und Netzanschlüsse zügiger zu realisieren. Konzepte und Tools dafür existieren und die von der Bundesnetzagentur geforderten „pragmatischen Lösungen“ sollten nicht nur bei der Bereitstellung von Messeinrichtungen gefunden werden. Gerade angesichts der Herausforderungen durch Materialknappheit, höhere Investitionskosten infolge der Inflation sowie Fachkräftemangel müssen die Kräfte gebündelt werden. (ds)
„Creating a new energy world“
dieses Ziel verfolgt The smarter E Europe, Europas größte energiewirtschaftliche Plattform. Im Fokus stehen erneuerbare Energien, Dezentralisierung und Digitalisierung der Energiewirtschaft sowie branchenübergreifende Lösungen aus den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr.
Die Innovationsplattform The smarter E Europe vereint die vier Fachmessen Intersolar Europe, ees Europe, Power2Drive Europe und EM-Power Europe.
Die Messen finden vom 14.–16. Juni 2023 auf der Messe München statt.
Kontakt: info@thesmartere.de
IM GESPRÄCH MIT
Jonas Holtz, CEO JES Group
Herr Holtz, Ihr Unternehmen stattet seit über zehn Jahren Privat- und Gewerbekunden sowie landwirtschaftliche Betriebe mit PV-Anlagen aus. Wie entwickelt sich die Nachfrage?
Sehr positiv! Die Versorgung mit Strom vom eigenen Dach ist ja nicht nur mit Blick auf die Klimaziele sinnvoll, sie spart erhebliche Energiekosten ein. Hinzu kommen gesetzliche Vorgaben wie die Solardach-Pflicht für bestimmte Gebäude, die in einigen Bundesländern schon seit 2022 besteht, sowie spezielle Förderprogramme. Konkret planen wir, im kommenden Jahr 7.500 Solaranlagen zu errichten.
Das sind doch gute Nachrichten für die Energiewende…
Ja und nein. PV-Anlagen zu installieren, ist natürlich ein wichtiger Schritt, sie müssen aber dann irgendwann auch Strom ins Netz einspeisen. Und das geht hierzulande nicht immer so schnell wie es möglich wäre.
Woran scheitert es denn?
Das Hauptproblem sind auch im Solarsektor die komplizierten Regularien für die Anmeldung, Genehmigung und Inbetriebnahme von PV-Anlagen. Das macht nicht nur uns eine Menge Arbeit, sondern insbesondere auch den Netzbetreibern, die personell sowieso schon längst ihre Grenzen erreicht haben.
Können Sie das näher erläutern?
Es fängt damit an, dass jeder Netzbetreiber in Deutschland seine eigenen Anschlussbedingungen für PV-Anlagen hat. Für die Genehmigung sind jedes Mal umfangreiche Einzelnachweise gefordert – und das, obwohl wir eine sehr überschaubare Anzahl von Modulen und Komponenten verbauen, die sich eigentlich auch nicht ändern. Ein typisches Formular für die Anmeldung einer kleinen privaten PV-Anlage in der Niederspannung mit unter 10 kWp umfasst daher etwa 40 bis 50 Seiten und es kann mitunter Wochen dauern, bis die Anschlussgenehmigung erteilt ist. Für die Inbetriebnahme ist ein Termin mit einem Mitarbeiter des Netzbetreibers erforderlich – unter anderem, um die zertifizierten Messgeräte zu installieren, ohne die die Anlage nicht einspeisen darf. Darauf wartet man ebenfalls.
Und wie sieht es bei größeren Anlagen in der Mittelspannung aus?
Bei den leistungsstärkeren Anlagen, die ja eigentlich die Energiewende voranbringen sollen, ist natürlich alles noch einmal komplizierter. Es sind allein vier Termine mit dem Netzbetreiber erforderlich, die oft einfach nicht zu bekommen sind. Bei vielen Projekten kommunizieren wir hier nur noch mit Anwälten, denn für unsere gewerblichen Kunden geht es ja um nennenswerte Investitionen, die sich irgendwann refinanzieren müssen.
Was wäre zur Abhilfe erforderlich?
Wir brauchen zum Beispiel ganz dringend bundesweite Standards, etwa bei den Anschlussregeln, aber auch praxistaugliche Vorgaben für den Netzanschluss. Ich hielte es zum Beispiel für sehr sinnvoll, die Anbieter stärker einzubinden. Wir haben in unserem Unternehmen 400 geschulte Mitarbeiter, die bei den Projekten sowieso vor Ort sind. Nach entsprechender Zertifizierung könnten sie zumindest einen Teil der Dokumentation und technischen Arbeiten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss erledigen. Zudem müsste bei den Netzbetreibern die Digitalisierung vorangebracht werden, um Standardprozesse wie etwa die Bearbeitung von Anschlussanfragen zu beschleunigen, oder die Verfügbarkeit von Daten zu erhöhen. (pq)
Bewertungsraster für Ausbauflächen
Welche Flächen sind für den Ausbau Erneuerbarer Energien geeignet und welche ökonomischen, ökologischen und sozialen Rahmenbedingungen sowie Konflikte bringen mögliche Standorte mit sich?
Foto: zhengzaishuru / shutterstock.com
Dies erforschen Geographen der Universität Augsburg in einem neuen Projekt. Erfasst werden Rahmenbedingungen wie Sonnenscheindauer, Nebelaufkommen, Temperatur, Niederschlagsmenge, durchschnittliche Windgeschwindigkeit über das Jahr, Turbulenzen, tageszeitliche und saisonale Schwankungen sowie die vorherrschende Vegetation und Flächennutzung. In einem zweiten Schritt wird die naturwissenschaftliche Analyse mit einer sozialwissen- schaftlichen Herangehensweise verknüpft. (ds)
Strompreisbremse: Überschusserlöse für Wind- und Solarparks berechnen
Betreiber von Windkraftanlagen und Solarparks müssen durch das geplante Strompreisbremsegesetz einen Teil ihrer Erlöse abgeben. Diese sogenannten Zufallsgewinne sollen zur Finanzierung der Entlastungen für Verbraucher:innen dienen. Um Betreibern die komplexe, aufwändige und fehleranfällige Berechnung zu erleichtern, entwickelt node.energy eine Softwarelösung. (ds)
Verzögerte Bereitstellung von Messeinrichtungen
Die Bundesnetzagentur hat im vergangenen Jahr vermehrt Beschwerden erhalten, wonach sich der Einbau von Messeinrichtungen im Zuge der Inbetriebnahme von Erneuerbare-Energien-Anlagen teilweise um mehrere Monate verzögere oder Messstellenbetreiber auf entsprechende Anfragen überhaupt nicht reagieren würden. In einem Positionspapier stellt die Bundesnetzagentur heraus, dass der Messstellenbetreiber verpflichtet ist, notfalls auch andere als die sonst üblichen Messgerätetypen einzubauen. Stellt der Messstellenbetreiber innerhalb eines Monats keinen Zähler bereit, besteht dem Positionspapier zufolge ein Recht des Kunden auf Ersatzvornahme. (ds)
Neue Methode für Netzintegration
Während des Entwicklungsprozesses und der Markteinführung
sind die Nachweise von Systemeigenschaften und die das Netz
stützenden Eigenschaften von Windkraftanlagen zu erbringen.
Bisher haben Hersteller mit einem umfangreichen Messaufbau
diese Eigenschaften an Prototyp-Anlagen im Feld nachgewiesen.
Das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) und die
Nordex Group sind einen neuen Weg gegangen. Auf einem „Hard-
ware-in-the-Loop Prüfstand“ wird der elektrische Triebstrang der
Windkraftanlage isoliert an einem Netzsimulator getestet. Der
Vorteil liege darin, dass alle anderen Komponenten der Windkraft-
anlage in Echtzeit simuliert werden und der Prüfstand wetterun-
abhängig betrieben werden kann. Während eine Messung der netztechnischen Eigenschaften einer Anlage im Feld über 12 Monate
bis zur Zertifizierung beanspruche, hätten die Projektpartner den
gleichen Test auf dem Prüfstand vom IWES in drei Monaten absolviert. Eine erste Generator- und Umrichterkonfiguration sei bereits erfolgreich getestet und zertifiziert. (ds)
www.iwes.fraunhofer.de
www.nordex-online.com
Schnellerer Ausbau auf See geplant
Die Bundesregierung, mehrere Bundesländer sowie die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion und TenneT wollen den Ausbau der Windenergie auf See schneller vorantreiben. Nach dem neuen Windenergie-auf-See-Gesetz 2023 sollen bis zum Jahr 2030 mindestens 30 Gigawatt an Leistung installiert sein, bis 2035 mindestens 40 Gigawatt und bis 2045 mindestens 70 Gigawatt. Das jährliche Ausschreibungsvolumen ab dem Jahr 2027 soll auf vier GW erhöht werden. Der Plan des Bundeswirtschaftsministeriums sieht vor, dass 2035 bereits 50 GW installiert sind. Zuvor lagen die Ziele bei 20 Gigawatt bis 2030 und bei 40 Gigawatt bis 2040. (ds)
Wettkampf um leistungsstärkste Offshore-Turbine
1.098 Balkonkraftwerke wurden 2022 allein im Netzgebiet der Schleswig- Holstein Netz in Betrieb genommen, 2019 waren es genau sechs. Der VDE empfiehlt jetzt in einem Positionspapier, die Regeln für die Genehmigung solcher Mini-Erzeugungsanlagen bis 800 Wp zu vereinfachen.
Rund 15 MW Photovoltaikleistung liefern in Berlin auf Mehrfamilienhäusern Mieterstrom. Das Potenzial ist etwa 100-mal so hoch.
Foto: Slavun / shutterstock.com
Quelle: Marktstammdatenregister und Recherche vom Institut für ökologische Wirtschaftsforschung GmbH, Stand Oktober 2022
Energiegewinnung und Landwirtschaft auf ein und demselben Acker – wie das funktionieren kann, will RWE gemeinsam mit dem Forschungszentrum Jülich im Vergleich von drei unterschiedlichen Agri-PV-Konzepte untersuchen. Am Rand des Braunkohlentagebaus Garzweiler soll auf einer rund sieben Hektar großen Rekultivierungsfläche Solarstrom erzeugt und gleichzeitig Acker- und Gartenbau betrieben werden. Ziel ist es, geeignete Bewirtschaftungsmethoden und Betreiberkonzepte für Agri-PV-Anlagen zu entwickeln. (ds)
www.rwe.com
www.fz-juelich.de/de
Foto: Enercity AG
Rund 30.000 Quadratmeter Dachflächen auf rund 150 potenziell geeigneten städtischen Liegenschaften will enercity im Rahmen einer Kooperation mit der Stadt Hannover mit Solaranlagen ausstatten. Der Energiedienstleister mietet die Dachflächen, errichtet und betreibt die Anlagen und vermarktet den erzeugten Solarstrom. Der Umfang der entstehenden PV-Anlagen soll eine Gesamtleistung von sechs MWp haben. (ds)
Schlüssel zur Stabilität
Speicher in Verbindung mit intelligenten Energiemanagementsystemen sind im Zuge der Energiewende unverzichtbar, um volatile Energieeinspeisung und Verbrauch zu harmonisieren, den Eigenverbrauch aus Erneuerbaren Energieanlagen zu steigern und teure Lastspitzen zu kappen. Bei Privatkunden und im Gewerbe hat sich diese Erkenntnis bereits durchgesetzt. Kaum eine private PV-Anlage wird heute noch ohne Speicher installiert, bei der Ladeinfrastruktur ermöglichen integrierte Speicher häufig sogar den Betrieb ohne Netzerweiterung. Großspeicher rechnen sich zunehmend für Investoren, denn im Intraday-Stromhandel lassen sich hohe Einnahmen erzielen. Laut Branchenbeobachtern dürften 2022 hierzulande rund 500 MWh an netzdienlichen Großspeichern ans Netz gegangen sein – auch gekoppelt mit Solar- und Windparks.
Vorrangig sind aktuell Lithium-Ionen-Speicher im Einsatz, die bekanntermaßen nicht nur Vorteile haben. Daher sollten auch andere Speichertechnologien im Blick bleiben. Zudem sind Marktmechanismen, die solche Dienste entsprechend vergüten, sowie eine angepasste Regulierung überfällig. (ds)
Der Wartburg-Speicher soll im Fall eines Stromausfalls zur Sicherung der Stromversorgung beitragen. (Foto: Smart Power GmbH)
Der neue Großspeicher in Eisenach verfügt mit 1500 Volt Batteriespannung über 60 MW Anschlussleistung und eine Kapazität von 67 MWh. Der Speicher wird zur Bereitstellung von Primärregelleistung sowie im Intradayhandel eingesetzt und liefert Erlöse durch vermiedene Netzentgelte. Systemtechnikanbieter SMA liefert 20 schlüsselfertige Systemlösungen mit Batterie-Wechselrichtern und abgestimmter Mittelspannungstechnik für das Projekt. Errichtet und betrieben wird der Speicher von der Smart Power GmbH. (ds)
www.sma.de
www.smart-power.net
Speicher mit Schwung
Kern der Lade- und Speichertechnologie von Adaptive Balancing Power ist ein magnetisch im Hochvakuum gelagerter Schwungmassenspeicher, um Rotationsenergie zu speichern. Angeschlossene Schnellladestationen können mit bis zu 350 kW Ladeleistung für E-Autos, -Busse und -Lkw versorgt werden. (ds)
Hybridspeicher beim Versorger
Der vom Batteriespeicherhersteller Intilion gelieferte Hybridspeicher für die Stadtwerke Bielefeld umfasst mehr als 1.000 Batteriemodule. Der Speicher kann in Kombination mit E-Heizern Wärme für das Fernheiznetz liefern und Regelenergie bereitstellen. Das Power-to-Heat-System wurde in einem Gebäude installiert. Die Stadtwerke Bielefeld vermarkten die Energie des Hybridspeichers im PRL-Markt des ÜNB Tennet. (ds)
Potenziale erschließen
Knapp 100 TWh Strom erzeugten Onshore-Windkraftanlagen bundesweit im vergangenen Jahr. 770 TWh wären laut einer aktuellen Potenzialstudie jährlich möglich. Den Berechnungen zufolge benötige Deutschland dafür 30.000 bis 35.000 WEA nach heutigem Stand der Technik, aktuell sind bereits 28.287 installiert – darunter allerdings auch viele ältere, weniger leistungsfähige Anlagen. Das neue gesetzlich vorgegebene Flächenziel von zwei Prozent müsste aber in jedem Fall ausreichen und die Raumbewertung zeigt, dass in allen 16 Bundesländern bei konsequenter Ausweisung ausreichend Flächen verfügbar sind, um dieses Ziel zu erreichen.
Gute Nachrichten also, doch in den letzten Jahren war selbst der Zubau geringer Mengen schwierig. Zwischenzeitlich hat die Politik viele Weichen neu gestellt. Die Windenergiebranche kann sich über deutlich gestiegene Vergütungssätze freuen und blickt vorsichtig optimistisch auf das neue Jahr. Sicher notwendig ist eine Vereinfachung und Beschleunigung der Genehmigungsverfahren sowie mittelfristig ein neues Strommarktdesign.
Die nächsten Jahre werden zeigen, ob die Branche das Vertrauen wiedererlangt, um der Windkraft den dringend benötigten Schub zu geben. (ds)
Jährliche Entwicklung der
Windenergieleistung an Land in Deutschland
Bürgerbeteiligungen,
die als sogenannte „Nachrangdarlehen mit eigenkapitalähnlicher Haftungsfunktion“ eine schnellere Finanzierung der Projekte ermöglichen, erleben ebenfalls eine Renaissance. So hatte beispielsweise die STAWAG bereits 2020 ein Projekt zur finanziellen Beteiligung an einem Windpark aufgelegt, das innerhalb weniger Tage ausgeschöpft war. Nun vergibt der Regionalversorger Beteiligungen in einem Volumen von maximal sechs Millionen Euro an seinem Windpark in Beltheim. Stromkund:innen der STAWAG, Anwohner:innen des Windparks und später auch Interessierte im Großraum Aachen können sich ab 500 Euro aufwärts bis zu maxi- mal 25.000 Euro beteiligen. Das Darlehen läuft bis Ende Juni 2029, der Zinssatz beträgt 3,5 Prozent pro Jahr. (pq)
Kommunale Beteiligungen an Windparks werden durch das EEG 2023 erleichtert, damit die Akzeptanz des Ausbaus vor Ort steigt. Erste Versorger haben sich bereits zu entsprechenden Zahlungen verpflichtet. Das soll die Akzeptanz erhöhen. (pq)
Katja Wünschel, CEO Onshore Wind und Solar Europa & Australien, RWE Renewables. Foto: RWE AG
„Wir unterstützen jede Kommune mit einem RWE-Windpark oder einer unserer Freiflächensolaranlagen im Sinne des EEG 2023 ab dem kommenden Jahr finanziell. Dabei unterscheiden wir nicht, ob sich das Windrad bereits dreht oder es sich um ein neues Projekt handelt: Wir zahlen 0,2 Cent pro Kilowattstunde.“
Premiere für Offshore-Regelleistung
Mit Borkum Riffgrund 1 von Ørsted ist der erste Offshore-Windpark für die Bereitstellung von Regelleistung in Form von Minutenreserve und Sekundärreserve in allen vier Regelzonen präqualifiziert und kann damit systemstabilisierend ins deutsche Stromnetz einspeisen. Der Offshore-Windpark passt für die Bereitstellung den sogenannten Arbeitspunkt kontinuierlich an. Auf Basis dessen wird die erbrachte Regelenergie bestimmt, die als Reserve die Schwankungen bei der Stromnetzfrequenz ausgleichen kann. Für den Leistungsfrequenzregler in der Leitwarte des Übertragungsnetzbetrei- bers TenneT stellt der Windpark sich daher wie ein konventionelles Kraftwerk dar.(ds)
www.orsted.de
www.e2m.energy
www.tennet.eu
Sonnige Zeiten?
Bis 2030 sollen PV-Anlagen insgesamt 215 GW Leistung liefern und erstmals seit zehn Jahren wurde 2022 die Marke von 7.000 MW PV-Zubau überschritten. Trotz dieser positiven Nachricht waren in diesem Jahr alle Ausschreibungen bis auf eine unterzeichnet und auf Gewerbedächern wurden 35 Prozent weniger Solaranlagen installiert als im Jahr zuvor. Nun hat die Bundesnetzagentur die Höchstwerte für die PV-Dachausschreibungen deutlich erhöht. Viele Versorger investieren nicht nur verstärkt in den Aufbau eigener Anlagenkapazitäten, sondern unterstützen zunehmend auch Kommunen bei der Ausstattung öffentlicher Gebäude. Solarlösungen für Privat- und Gewerbekunden finden sich immer häufiger im Portfolio der Stadtwerke.
Weiteren Schub soll die Photovoltaik durch den Abbau bürokratischer Hürden im EEG 2023 erhalten. Der Netzanschluss und die Übermittlung aller Unterlagen sollen künftig über ein Webportal des Netzbetreibers abgewickelt werden können. Bei der Inbetriebnahme von PV-Anlagen bis 30 kWp soll der Netzbetreiber nur noch in Ausnahmefällen anwesend sein.
Um zusätzliche Flächen für die Solarstromerzeugung bereitzustellen, werden die Seitenrandstreifen neben Straßen und Bahngleisen verbreitert. Zudem werden neue Kategorien wie Agri-PV, Floating-PV und Moor-PV in die reguläre PV-Freiflächenausschreibung integriert. (ds)
PPA: Solarenergie für die Stahlindustrie
Die Härtha Group bezieht seit Herbst einen Teil des Stroms für ihre energieintensiven Veredelungsprozesse aus dem EnBW-Solarpark Maßbach in Bayern. Dafür schlossen die beiden Unternehmen einen 15-jährigen Industriekunden-Stromliefervertrag (Corporate Power Purchase Agreement, PPA) über zehn MW Solarenergie ab. Der Solarpark liefert insgesamt 28 MW, davon realisierte die EnBW 18,3 Megawatt ohne EEG-Förderung. (ds)
Das mit der Solardachpfanne eingedeckte Testdach. (Foto: Paul Seeger / paXos Consulting & Engineering GmbH & Co. KG)
Solardachpfannen könnten bald eine Alternative zu konventionellen Modulen bieten – etwa auf denkmalgeschützten Gebäuden. Die von der Firma paXos entwickelten und zusammen mit der TH Köln optimierten Prototypen zeigten in einem dreijährigen Leistungstest vergleichbare Werte in der elektrischen Leistungsfähigkeit wie eine Referenzanlage mit konventionellen, auf Ständern montierten Solarmodulen. Für die thermische Energieerzeugung nutzt eine angekoppelte Luft-Wärmepumpe die vorgewärmte Luft aus dem eingebauten Luftkanal der Solardachpfanne. (ds)
Solar-Pachtmodelle ermöglichen Besitzer:innen von Ein- und Zweifamilienhäusern ohne hohe Anfangsinvestitionen Solarstrom zu erzeugen. Das bieten beispielweise die Stadtwerke Andernach und Neuwied in Zusammenarbeit mit lokalen Handwerksunternehmen an. Bei EWE umfasst das Pachtmodell neben PV-Anlage und Speicher optional eine Wallbox. Als Eigentümer kümmert sich EWE um Aufbau und Inbetriebnahme. Service und Wartung obliegen den Kund:innen, die die Anlage nach 20 Jahren von EWE übernehmen können. Anbieter DZ4 wurde im Herbst letzten Jahres von EnBW übernommen und vermietet die Solaranlage mit Batteriespeicher und Energiemanagementsystem. Planung, Wartung, Versicherung sowie anfallende Reparaturen der PV-Anlage gehören eben- falls zum Angebot. Zudem garantiert das Unternehmen den Strombezug zum Festpreis für 25 Jahre. (ds)
www.stadtwerke-andernach.de
www.swn-neuwied.de
www.enbw.com
www.dz4.de
www.ewe.de
Foto: PHOENIX CONTACT Deutschland GmbH
Eine neue Verbindungstechnik speziell für Energiespeicher, ausgelegt für die jeweiligen Anforderungen von Heim-, Industrie- und Großspeichern, hat Phoenix Contact jetzt zur Marktreife gebracht. Alle Steckverbinder sind für Systemspannungen bis 1.500 V DC ausgelegt, können auf der Vorder- und Rückseite des Batteriemoduls angeschlossen werden und verfügen über einen eingebauten Berührungsschutz. (pq)
Batteriespeicher mit Wasserkraftwerken virtuell koppeln
RWE hat ein Batteriesystem mit einer Gesamtleistung von 117 Megawatt (128 Megawattstunden, MWh) errichtet, das virtuell mit Laufwasserkraftwerken von RWE entlang der Mosel gekoppelt ist. Insgesamt 420 Module mit Lithium-Ionen-Batterien verteilen sich auf die Kraftwerksstandorte Lingen in Niedersachsen (49 MWh) und Werne in Nordrhein-Westfalen (79 MWh). Der Batteriespeicher habe bereits Strom ins Netz eingespeist und befinde sich aktuell im Probebetrieb. Tests der von RWE entwickelten Software für die intelligente Kopplung mit den Moselkraftwerken verliefen erfolgreich, wie der Versorger mitteilt. Der reguläre Einsatz soll noch im Frühjahr anlaufen. (ds)
Netzbooster soll Übertragungsnetz entlasten
Der Speicherhersteller Fluence Energy baut im Auftrag von TransnetBW einen sogenannten Netzbooster nahe dem Umspannwerk bei Kupferzell in Baden-Württemberg. Der Batteriespeicher kann den Projektpartnern zufolge bei Bedarf 250 MW für die Dauer von einer Stunde in das Übertragungsnetz von TansnetBW einspeisen. Im Jahr 2025 soll die Anlage in Betrieb gehen, Kosten sparen und die Kapazität des Übertragungsnetzes erhöhen.
Durch den Batteriespeicher lässt sich das Übertragungsnetz auch höher auslasten, weil der Netzbooster bei einem plötzlichen Ausfall von Leitungen die dann fehlende Leistung sofort ersetzen könne. Dadurch könnten auch Redispatch-Maßnahmen seltener erforderlich werden. Mittel- bis langfristig werde das Ziel eines flächendeckenden Einsatzes von Netzboostern in ganz Deutschland verfolgt. Durch intelligente Steuerung und Vernetzung soll das Stromnetz insgesamt entlastet werden. (ds)
www.fluenceenergy.com
www.transnetbw.de
Foto: APT GmbH
Druckluft-Speicherkraftwerk
Die APT GmbH hat einen Druckluftspeicher entwickelt. Eine Anlage im großtechnischen Maßstab (hier als Modell) könnte 10 MWh Strom speichern und 6 MWh zurück ins Netz speisen. Auf einer Fläche von 30 x 12 Metern könnten so +/- 1 MW als Primär- und/oder als Sekundärregelleistung zur Verfügung gestellt werden. (pq)