Alternative innerhalb der Übertragung und Verteilung: Energiespeicher als Asset im Netz

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Alternative innerhalb der Übertragung und Verteilung: Energiespeicher als Asset im Netz

Die mehrheitlichen Diskussionen über den Einsatz von Energiespeichern konzentrieren sich auf die Möglichkeiten zur Flexibilisierung der Erzeugung oder des Verbrauchs von Energie. Ist diese Flexibilisierung nicht möglich, erfahren Übertragungs- und Verteilnetze deutlich erhöhte Anforderungen an ihre Zuverlässigkeit und Betrieb. In der ursprünglichen Betriebsplanung der Netze konnten diese meist nicht in ausreichendem Maße berücksichtigt werden. Jährliche Zuwachsraten im zwei- bis dreistelligem Gigawatt-(GW-)Bereich von zumeist volatilen erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen (Bild 1) verdeutlichen den Bedarf an Flexibilität und Steuerbarkeit der Energieerzeugung, des Energieverbrauchs oder einer effizient Alternative innerhalb der Übertragung und Verteilung von Energie – namentlich den Einsatz von elektrischen Energiespeichern.

Der Einsatz von alternativen elektrischen Energiespeichern wird zunehmend bei Übertragungsnetz- und Verteilnetzunternehmen auf der ganzen Welt diskutiert und in die Planungsphasen mit aufgenommen. Die traditionellen Maßnahmen wie der Leitungsaus- oder Neubau werden hierbei durch Flexibilitätsoptionen für die Betriebsführung erweitert.

Der batteriebasierte Energiespeicher bietet eine Lösung, die benötigten Übertragungs- und Verteilkapazitäten in überlasteten Übertragungs- und Verteilkorridoren (»virtuelle Übertragung« oder »Netzbooster«; Bild 2) zu erhöhen [2]. Dies verbessert sowohl die Systemzuverlässigkeit als auch die Fähigkeit, Elektrizität zeitgesteuert in eine Region zu transportieren; mit den Vorteilen einer deutlich kürzen Planungs- und Bauzeit und teils erheblich geringeren Kosten für Infrastrukturmaßnahmen.

Bild 1. Jährliche Zubau von erneuerbaren Energien, weltweit [1]

Ein Netz mit Hochleistungseigenschaften, jedoch nicht optimierter Auslastun

Weltweit wird das traditionelle Verständnis von elektrischen Netzwerken hinterfragt und neu definiert, da sich der Ort der Elektrizitätserzeugung und der Ort, an dem die Elektrizität verbraucht wird, entfernt bzw. nicht mehr direkt koordiniert werden kann. Die Netze auf Basis zentralisierter, konventioneller Energieerzeugung erfahren eine immer höhere Durchdringung von dezentralen Erzeugungseinheiten und erneuerbaren Energien, die weit entfernt von den typischen
Lastzentren liegen können. Erneuerbare Energien werden an Orten installiert, an denen die natürlichen Ressourcen maximal ausgenutzt werden können. Jedoch häufig in Gebieten in denen bisher keine ausreichend dimensionierten Übertragungs- oder Verteilnetze ausgelegt sind; mit einer Auslastung der Netze im kleinen zweistellen Prozentbereich. Diese Veränderungen des bisherigen Stromnetzes führen zu zwei Haupttrends:

• Für wichtige Übertragungs- und Verteilnetzleitungen sind zusätzliche Leitungskapazitäten erforderlich und
• überschüssige Leitungskapazitäten in anderen Teilen der Netze können verloren gehen und übererfüllen ihren bisherigen Verwendungszweck.

Beide Trends sind für Übertragungs- und Verteilnetzunternehmen herausfordernd. Während die zusätzliche Bereitstellung von neuer Übertragungskapazität leichter angegangen werden kann, ist die Weiterverwendung von unterausgelasteten Kapazitäten eine große Herausforderung. Im Zuge der kontinuierlichen Veränderung der Erzeugungszusammensetzung werden Risiken für Assets mit langer Planungs- und Bauphase und eines anschließend jahrzehntelangen Betriebes höher. Der Zeitrahmen für die Bewertung, die Genehmigung und die Lieferung konventioneller Erweiterungsmaßnahmen liegt einschl. aller Genehmigungsprozesse i. d. R. zwischen zwei und sechs Jahren, in Einzelfällen länger als zehn Jahre. Weitere Unwägbarkeiten bringen der fehlende Nachweis der Dienstbarkeiten, die ausgedehnte Konsultationen in Gemeinden, der Notwendigkeit behördliche Genehmigungen oder Rechtsstreitigkeiten.

Unterdessen bieten sich Netzbetreibern bereits jetzt Lösungsmöglichkeiten an, um die Netzwerkzuverlässigkeit als auch die Agilität bei der Investitionsplanung zu verbessern.

Bild 2. Netzbetrieb: A) traditioneller Ansatz; B) innovativer Ansatz mit Speichersystemen um die Übertragungskapazität virtuell mit Speichern (BESS) zu erhöhen

Die Lösung – batteriebasierte Speicher im Übertragungs- und Verteilnetz

Die Bereitstellung von Speichernals »virtuelle Übertragung« oder »Netzbooster« ist ein noch weniger bekanntes jedoch einfaches Konzept, das Netzen neue Flexibilität bei der Erfüllung der Kapazitätsanforderungen bietet. Der Energiespeicher befindet sich entlang einer Übertragungsleitung und wird so betrieben, dass er Wirkleistung einspeist oder absorbiert und die Übertragungsleitungsflüsse nachahmt. Auf diese Weise kann der bereitgestellte Speicher im Wesentlichen den Platz eines vorgeschlagenen Leitungs-Upgrades oder einer neuen Leitung einnehmen (Bild 2), die ansonsten erstellt werden müsste. Die Wirkleistungsbereitstellung wird durch die vorher bestimmte und installierte Energiemenge der Batterien zeitlich definiert.

Zu den vielen Vorteilen eines Batteriespeichers zählen neben der verbesserten Verteilbarkeit der Erzeugung, auch die Bereitstellung von Blindleistung (MVar), sodass die Netzbetreiber die Systemleistung bei vorübergehenden Übertragungsausfällen besser erhalten können – hochgradig skalierbare, risikoärmere und ausgereifte technologische Optionen.

Der Energiespeicher bietet eine Reihe von Vorteilen gegenüber der herkömmlichen Übertragungsinfrastruktur:

• Batteriebasierte Energiespeicherprojekte (Bild 3) weisen eine kompakte Grundfläche auf – entweder ein Gebäude vergleichbar mit einem Rechenzentrum oder eine containerbasierte Lösung – mit einer landschaftsverträglichen Einbindung, einem minimierten Einfluss auf Flora und Fauna, keiner Durchquerung von Wasserschutzgebieten oder anderer geschützter Gebiete.
• Energiespeichersysteme können in kürzeren Zeiträumen bereitgestellt werden – bei Anlagen mit einer Leistung von 100 MW oder mehr ist mit einer Bauzeit von nur einem Jahr zu rechnen.
• Die Bauzeit des Speichers bietet zudem einen erheblichen wirtschaftlichen Wert. Am Beispiel Australien ergeben sich bei einem Speichersystems mit 100 MW Leistung Einsparpotentiale von 34 Mio. US-$. Dies wird durch eine zwei Jahre kürzere Bauzeit im Vergleich zu herkömmlichen Lösungen erreicht.
• Zur Reduzierung der Redispatch-Kosten wird derzeit in Deutschland eine höhere Kapazitätsausnutzung im Übertragungsnetz
  diskutiert. Nach öffentlich zugänglichen Informationen kann eine Installation von 1,3 GW Kapazität die Redispatch-Kosten um jährlich 130 Mio. € senken.
• Batteriespeicher können in Bezug auf Leistung und bereitgestellter Energiemenge vergrößert, verkleinert oder neu konfiguriert werden, um je nach Netzwerkbedarf unterschiedliche Dienste bereitzustellen. Keine andere Technolo-
  gie bietet diese Flexibilität, sowohl in Bezug auf Umfang und Einsatz als auch im operativen Bereich.
• Da Speicher schneller als andere Assets reagieren können (im Bereich von 100 ms) stellen diese Systeme eine sehr schnell reagierende Einheit für Wirkleistung dar.
• Die Produktion von Lithium-Ionen-Batterien hat in den letzten Jahren dramatisch zugenommen. Jährlich können mehr als 100 GWh Batteriezellen hergestellt werden, und die Preise sind in den letzten acht Jahren um über 80 % gesunken.
• Schließlich hat sich die Leistung von Lithium-Ionen-Batterien kontinuierlich verbessert, da die heutigen Zellen über eine Lebensdauer von mindestens 15 Jahren hinweg mehr als 5 000 Entladezyklen ermöglichen und eine höhere Sicherheit, Qualität und Homogenität für den Einsatz gewährleisten.
• Die Leistungsfähigkeit von Speichersystem wird durch die Regelgeschwindigkeit und die Einsatzflexibilität bestimmt und ermöglicht unterschiedlichste Anwendungsfälle, z. B.:
  • Back-up-Funktionalität,
  • Black start,
  • Handelsgeschäfte,
  • Systemdienstleistungen,
  • Spannungshaltung,
  • … und eine Kombination aus den genannten Funktionen.

Alle diese Elemente tragen zu einem geringeren Projektrisiko bei. Im Gegensatz zu fest installierten Leitungen oder anderen Assets, kann der Speicher an verschiedenen Punkten im Netzwerk mit verfügbarer Netzanbindung angebunden werden. Außerdem kann er an Ort und Stelle erweitert oder räumlich verschoben werden, wenn sich die Anforderungen ändern. Die Ortsveränderbarkeit der Batterieinstallation stellt hierbei einen erheblichen Vorteil für die stetig sich verändernden Anforderungen dar. Kurz gesagt, Energiespeicher bieten Netzwerkbetreibern und Netzwerkplanern ein leistungsstarkes und flexibles neues Werkzeug zur Optimierung des Betriebs von Übertragungs- und Verteilnetzen.

Bild 3. 30 MW/30 MWh-Batterieinstallation in Australien neben einer Verteilstation

Technische Leistungsfähigkeit und Projekte weltweit

Die technischen Möglichkeiten von batteriebasierten Energiespeicher sind mittlerweile im ausgereiften Zustand, auch für Anlagen mit Größen von deutlich über 50 MW Leistung (Bild 4). Hierbei werden Anlagen parallel zu Kraftwerken oder im virtuellen Kraftwerksverbund betrieben, als Speicheranlagen um Systemdienstleistung wie Frequenzregulierung zu leisten oder auf der Verbraucherseite Lastspitzen abzufedern. Die weltweit bereits installierte Leistung von groß-skaligen, batteriebasierten Energiespeichern übersteigt mehrere Gigawatt [3].

Die technische Verfügbarkeit und Machbarkeit hat dazu geführt, dass in mehreren Ländern – u. a. Australien, Deutschland, Frankreich und Indien – über die Leistungsfähigkeit von Speichern im Übertragungs- oder Verteilnetz diskutiert wird. Navigant Research geht hierbei von einer kumulierten Installation von 35,5 GW Speicherleistung für den Bereich elektrische Infrastruktur bis zum Jahr 2027 aus.

Im Januar 2019 schlug die indische Andhra Pradesh Transmission Company, ein öffentliches Versorgungsunternehmen, einen Energiespeicher von 250 bis 500 MW vor, um die Kapazität des Übertragungsnetzes zu erhöhen. Ziel dieses Großprojekts ist es, die Einschränkung der erneuerbaren Energien entlang eines wichtigen Korridors abzumildern und die Pönalen für die Abweichung von der geplanten Belastung der Übertragungsnetze zu verringern. Der Beschaffungsprozess umfasste einen innovativen Kostendeckungsmechanismus: die Aufteilung der Kosten zwischen Entwicklern für erneuerbare Energien, die einen Netzanschluss suchen, und Verteilungsunternehmen, die zum Anschluss verpflichtet sind.

In dem deutschen Netzentwicklungsplan, der von allen Übertragungsnetzbetreibern des Landes erstellt wurde, wurde im Jahr 2019 ein umfangreiches 1,3-GW-Portfolio an Anlagen für die Erprobung von innovativen Konzepten zur Netzführung für eine höhere Auslastung beantragt [4]. In der Weiterentwicklung zur klassischen präventiven Auslegung des (n – 1)-Kriteriums wird eine reaktive Betriebsführung mit dem Netzbooster-Konzept bei einer kurzfristigen Überlastung angestrebt. Die Einhaltung der (n – 1)-Sicherheit geschieht dabei reaktiv, ausgeführt durch schnell aktivierbare Speichersysteme und ermöglicht somit eine höhere Auslastung im Normalbetrieb (n – 0). Darüber hinaus bietet die Fähigkeit des Speichers, im Laufe der Zeit weiter zu skalieren oder im Falle von Änderungen verschoben zu werden, eine beispiellose Flexibilität, um künftige Anforderungen zu erfüllen.

Der französische Energieversorger RTE plant bereits sein erstes 40-MW-Projekt für eine »virtuelle Übertragungsleitung« mit dem Codenamen »Ringo«. Ziel ist es, die Netzintegration erneuerbarer Energien zu verbessern und die Ströme in seinem Netz zu optimieren.

In den Vereinigten Staaten wählte Pacific Gas & Electric aus Kalifornien im Rahmen seiner regionalen Übertragungsplanung ein Energiespeicherprojekt als Teil eines Portfolios von Übertragungslösungen aus. Dieses Projekt war das erste, das zur Entlastung von Engpässen auf den US-Märkten im elektrischen Netz ausgewählt wurde.

Der US-amerikanische PJM-Markt – der größte Strommarkt der Welt – hat im vergangenen Jahr Vorschläge mehrere batteriebasierte Speicherprojekte für die Vermeidung von Netzengpässen mit 25 bis 50 MW erhalten. Dabei wurden mehrere Anschlusspunkte im Netzwerk untersucht, an denen Speicher eingesetzt werden können, um die Übertragungskapazität zu erweitern oder als Kombination in einem hybriden Ansatz weitere Systemdienstleistungen zu erbringen [5].

Schließlich werden in Australien batteriebasierte Speichersysteme als virtuelle Übertragungsleitungen neben herkömmlichen leitungsgebundenen Installationen in Betracht gezogen. Die Kapazität auf wichtigen Verbindungsleitungen zwischen Queensland und New South Wales sowie zwischen Victoria und New South Wales soll erhöht werden. Die Verbindungsleitungen ermöglichen den Import/Export von Energie zwischen unterschiedlichen staatlichen Elektrizitätsnetzen im Fall einer Überlastung des nationalen Elektrizitätsmarkts. Diese Überlastung hat zur Drosslung von überschüssiger Erzeugung geführt. Die australischen Versorgungsleitungen wurden mehrmals im Jahr eingeschränkt betrieben – besonders während der Sommerhitze – und wurden somit zum Nadelöhr der importierten/exportierten Energiemenge.

Bild 4. Skalierbarkeit von Batteriespeichern bis zu mehreren 100 MW

Elektrische Energiespeicher als Teil der gesetzlichen Rahmenbedingungen

Der Betrieb wird maßgeblich durch die übergeordneten Gesetze bestimmt. Hierbei treten sowohl Netzbetreiber als auch Betreiber dieser Batteriespeichersysteme auf, die dann einen Service an die Netzbetreiber anbieten. Eine einheitliche Regelung über verschiedene Länder ist hier bisher nicht zu erkennen und wird in Einzelbeispielen erläutert. Die Bewertung des elektrischen Speichers als Ressource zur Netzoptimierung eröffnet eine Grundlage bei konventionelle Netzwerksplanung neue und innovativen Elemente zu berücksichtigen. Dies erfordert jedoch, dass die elektrischen Speicher in die entsprechenden Planungsprozesse einbezogen werden und als definierte Assets beschrieben sind.

In Australien gelten für Übertragungsunternehmen sog. »Ring-Fencing«-Regeln, mit denen das Eigentum an Marktgütern und ratenbasierte Vermögenswerte, die Netzwerkdienste im gemeinsamen Netzwerk bereitstellen, getrennt werden sollen. Um diesen regulatorischen Rahmen zu erfüllen, haben Netzwerkbetreiber, die Speicher als Übertragungsressource bereitstellen möchten, drei mögliche Wege in Bezug auf die Eigentumsverhältnisse:

• Eigentümer eines ratenbasierten Netzwerk-Assets – genehmigt durch ein RIT-T-Verfahren (Regulatory Investment Test for Transmission), sodass eine Rendite festgesetzt wird, aber keine Markteinnahmen erzielt werden;
• als nicht regulierte Vermögenswerte gehalten werden, der als registrierter Teilnehmer am Markt teilnehmen und auch separat Netzwerkdienste bereitstellen kann, die an das Netzwerk zurückkontrahiert wurden; oder
• ein Hybridmodell, bei dem ein Netzwerkunternehmen den Vermögenswert besitzt, um einen Zuverlässigkeitsdienst für bestimmte Zeiträume des Jahres zu erhalten, und diesen an einen Marktteilnehmer für Großhandelsumsätze vermietet (oder die Umkehrung dieser Struktur).

Fazit

Elektrische Energiespeicher auf Basis von Batterien sind in Systemgrößen größer 100 MW Leistung und 100 MWh Energieinhalt bereits heute verfügbar und werden in ersten Installationen betrieben. Kostenreduktion, Qualitätssteigerung – also auch die stetig wachsenden Produktionskapazitäten im Bereich von Batterien und Leistungselektronik – ermöglichen immer weitere Anwendungsfälle, sowohl technisch als auch ökonomisch. Besonders im Bereich elektrischer Energieüber-tragung im Übertragungs- und Verteilnetz können und sollten Speicher einen wichtigen Stellenwert einnehmen. Flexibilität in der Skalierung der Systemgröße, die Vielseitigkeit in der Betriebsführung und die schnelle als auch ortsveränderliche Installation werden den batteriebasierten, elektrischen Speicher einen Platz als Asset in der Welt der Übertragungs- und Verteilnetze einräumen.

Literatur

[1] BNEF. (2018): World Reaches 1,000 GW of Wind and Solar, Keeps Going. https://about.bnef.com/blog/world-reaches-1000gw-wind-solar-keeps-going/.
[2] Rosso, A. D.; Eckroad, S. W. (2014): Energy Storage for Relief of Transmission Congestion. IEEE TRANSACTIONS ON SMART GRID, VOL. 5, NO. 2.
[3] Longson, M.; Jansen, J. (2019): Growth in the global energy storage pipeline slows, with a total of 22.3 GW of new projects planned. Confidential. 2019 IHS.
[4] Rippel, K. M.; Wiede, T.; Meinecke, M.; König, R. (2019): Netzentwicklungsplan Strom 2030, Version 2019. 50Hertz Transmission GmbH; Amprion GmbH; TenneT TSO GmbH; TransnetBW GmbH.
[5] Abdurrahman, M.; Baker, S.; Keshavamurthy, B.; Jacobs, M. (2012): Energy Storage as a Transmission Asset. PJM.