Energiekommune_2013_10

710/ 2013Energiekommune D O R F S P E I C H E R chen Bleibatterien und Batteriewech- selrichtern, wie sie auch zur Versor- gung abgelegener Dörfer in Entwick- lungsländern eingesetzt werden. Die Innovation steckt vor allem in der Steuerungselektronik. „Der Auf- wand, den Speicher in unsere Leit- technik einzubinden, ist nicht ohne“, sagt Höhn. Dies liege daran, dass es für die Schnittstellen im „intelligenten“ Stromnetz (Smart Grid) noch keine einheitlichen Standards gibt. Mit seiner Leistung von 52 kW und einer nutzbaren Kapazität von 120 Kilowattstunden hat der Speicher im ersten Betriebsjahr rund 30000 Kilowattstunden ein- und wieder aus- gespeichert. Er hätte sogar noch weit- aus mehr Be- und Entladezyklen schaffen können. Gerade im Winter bei geringer Sonneneinstrahlung wird die Kapazität kaum genutzt und selbst im Sommer ist er nachts leer. Könnten die Stadtwerke täglich zu Schwachlastzeiten Strom aus dem Netz einlagern, um ihn anschließend hochpreisig zu verkaufen, so würde sich die Anlage viel schneller amorti- sieren. Doch das ist nach EU-Vor- schriften nicht zulässig: Die Sparte Netzbetrieb ist vom Bereich Strom- handel strikt zu trennen. Gesetzgeber hinkt nach Und die Stadtwerke haben bei der Refinanzierung des Speichers noch ein akuteres Problem: Sie können die Kosten eines Speichers – im Gegensatz zum Netzausbau per Kupferkabel – derzeit nicht ohne Weiteres auf die Netzgebühren umlegen. Denn die neuartige Technologie ist noch nicht im Anhang A der Stromnetzentgeltver- ordnung aufgelistet. Eine entsprechende Änderung der Verordnung wünscht sich auch Daniel Schöllhorn, der bei der EnBW Regional AG das Projekt „Netzlabor Niederspannung“ leitet. Jüngst hat der Netzbetreiber im Dorf Sonder- buch einen Speicher zur Frequenz- haltung in Betrieb genommen. Zum Einsatz kommt hier im Gegensatz zu Fechheim keine Bleibatterie, sondern ein Lithium-Ionen-Akku der ads-tec GmbH. Er leistet 30 kW und spei- chert bis zu 28 Kilowattstunden. Die Anlage mit den kompakten Maßen eines Kleiderschrankes soll an sonni- gen Tagen die Leistungsspitze der Photovoltaik zur Mittagszeit kappen und für einige Stunden zwischenla- gern. „Richtig spannend sind aber die wechselhaften Tage“, sagt Schöll- horn, also jene an denen sich Sonne und Wolken schnell abwechseln und die Einspeisung der 60 Photovoltaik- Anlagen in Sonderbuch innerhalb von Sekunden stark schwankt. Dann soll der Speicher, der innerhalb einer halben Sekunde von Null auf volle Leistung hochfahren kann, Span- nungsschwankungen im Netz glät- ten. „Wir berücksichtigen dabei auch Wetterprognosen,“ berichtet Schöll- horn. „Wenn ein strahlender Sonnen- tag angesagt ist, fahren wir den Spei- cher über Nacht ganz leer, so dass er die Mittagsspitze möglichst vollständig kappen kann. An einem wolkigen Tag möchten wir den Speicher aller- dings morgens halb voll haben, da- mit wir mit ihm das Netz möglichst gut dynamisch ausregeln können.“ Perspektivisch kann sich Schöll- horn vorstellen, solche Speicherein- heiten auch als mobile Übergangslö- sung einzusetzen. „Wir haben oft Si- tuationen, wo wir auf Dauer eine neue Ortsnetzstation bauen müs- sen.“ Dort könne ein Speicher schnell Entlastung bringen, wenn neue PV-Anlagen hinzukämen. Wer- de das Netz später ausgebaut, könne der Speicher an einen anderen Brennpunkt umgesetzt werden. Für solche Zwecke gibt es aller- dings auch einfachere Lösungen. Die AEG Power Solutions empfiehlt bei- spielsweise ihre Thyrobox, einen neuartigen Längsregler, der die Span- nung in einem Teilnetz bei Bedarf flexibel absenken kann. Das Gerät, so groß wie eine Kommode, kann ir- gendwo im Leitungsstrang eingebaut werden. „Den Kasten bauen Sie auf, klemmen ihn an und das Problem ist gelöst“, wirbt Eckhard Wolf, der bei AEG für solche Smart-Grid-Lösun- gen zuständig ist. Die Box sei vergli- chen zum Netzausbau mit 20000 Euro „ein echtes Schnäppchen“. Das Netz dezentral denken! Die Ortsnetzspeicher sind für Marco Siller aber mehr als nur Problemlö- ser. Er erwartet von ihnen einen re- gelrechten Paradigmenwechsel: „Weg vom zentral aufgebauten Netz mit zentralem Regelenergiemarkt, hin zu dezentralen erneuerbaren Energien, in dem auch die Regelenergie vor Ort organisiert wird.“ Dazu bräuchte es viele Speicher wie in Fechheim und Sonderbuch, denn die anderen Netz- verstärkungsmaßnahmen zur Span- nungsregulierung würden das Pro- blem der fluktuierenden Einspeisung von Solarstrom eigentlich nur auf die nächsthöhere Netzebene verlagern, argumentiert Siller: „Nur ein Spei- cher ist in der Lage, Strommengen zeitlich zu verschieben.“ Bei den Stadtwerken Neustadt, die es sich zum Ziel gesetzt haben, bis zum Jahr 2030 sämtlichen Strom vor Ort aus erneuerbaren Energien zu erzeugen, ergäbe sich daraus ein Be- darf von 15 Megawatt Regelenergie, die sich mit 300 Speichern der Fech- heimer Klasse vor Ort erbringen ließe. Guido Bröer Es sind unterschiedliche Geschäftsmo- dellefürnetzgekoppelteSpeicherzuunter- scheiden. Speicher zur Stabilisierung des Netzeseinzusetzen,wiehierbeschrieben, wirdvonExpertenalseinerdererstenAn- wendungsfälle angesehen, die sich rech- nenkönnten.DennNetzbetreiberkönnen damit Netzausbau sparen und zusätzli- che Netzdienstleistungen bereitstellen. Auf einem anderen Blatt stehen Anwen- dungenzurSteigerungdesPhotovoltaik-Ei- genverbrauchs in Privathäusern und Un- ternehmen,dieohneFörderungnochnicht wirtschaftlich sind. Ferner werden erste Pilotspeicher für die Teilnahme am bun- desweitenRegelenergiemarktgebaut.Und schließlich dürften sich Betreiber von Wind-undSolarparksfürSpeicherinteres- sieren,umdamiterzeugteStrommengen zeitlich verschoben zu besseren Preisen verkaufen zu können. Dafür müssen sie aber noch viel günstiger werden. Geschäftsmodelle für Batteriespeicher

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