20.10.2023 – Für das Verteilnetz, aber auch für Stromversorger besitzen Großspeicher enorme Potenziale. Projektierer wie Kyon Energy Solutions aus München machen diese nutzbar, drängen jedoch auf die Beseitigung von regulatorischen Hürden.
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Energie speichern, wenn sie im Überschuss vorhanden ist, und sie bereitstellen, wenn Mangel besteht – mit diesem einfachen Prinzip lassen sich Ungleichgewichte zwischen volatiler Einspeisung aus Erneuerbaren Energien und (steigendem) elektrischen Verbrauch ausgleichen. Nicht umsonst erleben wir aktuell einen regelrechten Speicher-Boom in Privathaushalten: Allein im Netzgebiet der SH Netz sind – Stand heute – rund 135.000 Heimspeicher mit einer Leistung von etwa 90 MW angeschlossen, bei Bayernwerk und LEW waren es schon Ende 2021 sogar 400 MW.
Die Entlastung der Verteilnetze ist dabei ein erfreulicher Nebeneffekt, doch sicher nicht das Hauptanliegen der privaten Nutzer:innen, wenngleich erste Anbieter die gebündelten Flexibilitäten der Heimspeicher bereits vermarkten. Im großen Maßstab funktioniert das analog: Großspeicher in der Mittel- und Hochspannung können viele Risiken kontrollieren, die beim Umbau unseres Energiesystems für die Netze entstehen – und dabei am Strom- und Regelenergiemarkt durchaus nennenswerte Erträge erzielen. Große Investoren haben das längst erkannt und bei den neuen Innovationsausschreibungen, die die Kombination aus Erneuerbaren und Speicher in die Fläche bringen sollen, beteiligen sich inzwischen auch Energieversorger.
Großspeicher schlüsselfertig
Der Großspeicher in Iphofen (Leistung 20,7 MW, Speicherkapazität 24 MWh) wird zur Erbringung von Systemdienstleistungen (insbesondere Primärregelleistung) eingesetzt und erzielt Erlöse aus der Optimierung am Spotmarkt und aus vermiedenen Netzentgelten (§ 18 StromNEV). Er ist am Netz der N-Ergie Netz GmbH angeschlossen. (Foto: Kyon Energy Solutions GmbH)
Projektierer von Batteriespeichern wie Kyon Energy aus München etablieren sich vor diesem Hintergrund als wichtige Akteure. Das Unternehmen realisiert aktuell zum Beispiel das Projekt Tangermünde in Sachsen-Anhalt für den dänischen Entwickler und Betreiber von Solarkraftwerken Obton. Das Projekt hat eine Speicherleistung von 15,8 MW sowie eine Kapazität von 32 MWh. Es ist Teil eines Rahmenvertrags, über den bis 2026 insgesamt 600 KW Speicherkapazität aufgebaut und Investitionen im hohen dreistelligen Millionenbereich in die deutsche Energieinfrastruktur fließen sollen.
Kyon Energy betreut das Projekt über sämtliche Phasen – von der Standortentwicklung über die Technologieauswahl bis hin zur Generalunternehmerschaft in der Bauphase des Speichers. „Zugleich verantworten wir Prozesse wie die Baurechtsentwicklung und Geschäftsmodellentwicklung“, erläutert Benedikt Deuchert, Head of Business Development & Regulatory Affairs bei Kyon, und verweist auf einige Meilensteine im Projekt, die innerhalb von nur zehn Monaten erreicht wurden: „Nach der Flächensicherung im Juni 2022 und der positiven Netzverträglichkeitsprüfung im Oktober konnte bereits im Dezember 2022 der Bauantrag gestellt werden. Im April 2023 wurde schließlich mit positivem Bauantrag der Ready-To-Build-Status erreicht.“ Der Baubeginn ist für das vierte Quartal 2023 angesetzt, die Inbetriebnahme des Projekts für 2024 geplant. Dieser Batteriespeicher fährt bis zu 550 Zyklen pro Jahr, was etwa 1,5 Zyklen pro Tag entspricht, um bei einem Überangebot Energie zu speichern und sie später wieder ins Netz einzuspeisen. „Speicherprojekte erhöhen sehr effizient die Flexibilität in den Stromnetzen und flankieren damit den Netzausbau, der sehr lange Vorlaufzeiten benötigt und dem Ausbau der Erneuerbaren auch perspektivisch hinterherhinken wird“, fasst Deuchert zusammen.
Vermarktung stabilisiert Preise und Netzentgelte
Im Bereich des Intraday-Handels sind Batteriespeicher im kurzfristigen Stromhandel aktiv, um entstandene Defizite oder Überschüsse auszugleichen. Das zahlt sich für den Betreiber/Vermarkter aus und hilft zudem, heftige Preisschwankungen zu vermeiden, die auf Spotmärkten in Deutschland und in Europa in jüngster Zeit stark zunehmen. „Ohne den Ausbau von Speicherkapazitäten könnten diese Fluktuationen weiter ansteigen, was für die Energiebeschaffung der Stromlieferanten und für viele Verbraucher, die nicht flexibel auf Marktsignale antworten können, problematisch wäre“, fasst Benedikt Deuchert zusammen.
Indem Speicher zügig, exakt und kosteneffizient Energie bereitstellen oder aus dem Netz beziehen, können Sie zudem den Übertragungsnetzbetreibern Regelenergie anbieten, um Frequenzabfälle im System zu kompensieren oder reduzieren. Lokal helfen Speichersysteme im Bereich des Engpassmanagements dabei, den Energiefluss stabil zu halten. „Im breiten Einsatz tragen Großspeicher also dazu bei, die Kosten für Systemdienstleistungen und Redispatch und den Handlungsdruck beim Netzausbau zu senken, was sich positiv auf die Netzentgelte auswirkt“, sagt der Kyon-Manager.
Technische Potenziale ungenutzt
Das Batteriespeicherprojekt in Elsteraue (Leistung: 13,8 MW, Speicherkapazität: 15,2 MWh) ist am Netz der Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH angeschlossen. Es erbringt Systemdienstleistungen (insbesondere PRL) und erzielt Erlöse aus der Optimierung am Spotmarkt und aus vermiedenen Netzentgelten. (Foto: Kyon Energy Solutions GmbH)
Während Großspeicher an den Märkten für Strom und Systemdienstleistungen heute sehr erfolgreich agieren, werde ihr netzdienlicher Einsatz jedoch durch die regulatorischen Rahmenbedingungen massiv behindert, sagt Benedikt Deuchert. „Netzbetreiber stehen dadurch vor großen operativen Herausforderungen, weshalb viele technische Potentiale von Speichern weiterhin ungenutzt bleiben.“ Zwar gelte seit dem 1. Juli 2023 die neue Definition der Energiespeicheranlage gemäß § 3, Nr. 15d, die anerkennt, dass es sich bei Speichern weder um Letztverbrauchseinrichtungen noch um Erzeugungsanlagen handelt. Die konsequente Umsetzung dieser neuen Rolle im Energierecht und den technischen Richtlinien stehe jedoch noch aus. „Dies betrifft unter anderem den Netzanschluss von Speichern. Bislang gibt es nur für Letztverbraucher und Erzeugungsanlagen Regelwerke, die aber auf Speicher nicht unbedingt anwendbar sind“, erklärt Deuchert. Das sorge für Unsicherheit und verzögere die Genehmigung und Umsetzung des Netzanschlusses. „Wird bei der Netzplanung eine völlig unrealistische ‚Worst Case‘- Betrachtung des Speichers – dauerhafter Bezug und gleichzeitig dauerhafte Einspeisung mit voller Leistung – zugrunde gelegt, kann der Anschluss auch verweigert werden.“ In einzelnen Punkten erzeuge der bisherige Rechtsrahmen unmittelbar nachteilige Effekte für Speicherprojekte: So führe die aktuelle Verpflichtung zur Zahlung von Baukostenzuschüssen im Zuge des Netzanschlusses zu Fehlanreizen bei der Auswahl von Standorten. Noch schwerer wiege das drohende Auslaufen der Netzentgeltbefreiung nach Paragraph 118 Absatz 6 EnWG, welches die Wirtschaftlichkeit von Speichern im Grundsatz gefährde. „Die hieraus resultierenden Unsicherheiten sind bereits per se investitionshemmend“, sagt Deuchert und mahnt dringend Anpassungen an.
Für Stromversorger und Netzbetreiber böten Batteriespeicher zudem vielfältige Möglichkeiten, sich aktiv an der Gestaltung der zukünftigen Energielandschaft zu beteiligen. Es sei daher von größter Bedeutung, deren Ausbau weiterhin zu fördern, in innovative Lösungen zu investieren und dabei insbesondere bestehende regulatorische Hürden abzubauen, um die Energiewende erfolgreich umzusetzen und einen nachhaltigen, stabilen und wirtschaftlichen Energiemarkt zu gewährleisten. (pq)