Über die Geschäftsmodelle für Batterien ist schon viel berichtet worden, sei es die Verschiebung des Solarerzeugungspeaks, Peak Shaving zum Beispiel beim Laden von Elektroautos oder die Teilnahme auf dem Frequency Containment Reserve Markt. Doch wo sollen die Batterien stehen, damit sie das Verteilnetz nicht zu sehr belasten, besser, dort auch noch Netzausbau reduzieren können, und gleichzeitig in ihrer lokalen Umgebung die genannten Dienstleistungen verrichten können? Die Unternehmen egrid und ads-tec Energy haben in ihrer Einreichung beschrieben, wie sie mit dem „Allgäu DESS“ solch eine Aufgabe geleistet haben, und es damit unter die fünf Gigawatt-Gewinner der pv magazine storage highlights auf der Energy Storage Europe geschafft.
Die Top 5 Speicher-Highlights stellen sich vor
pv magazine hat gemeinsam mit der Messe Düsseldorf im Vorfeld der Energy Storage Europe, die vom 10. bis 13. März in Düsseldorf stattfindet, eine Sonderausgabe produziert und eine unabhängige Jury aus renommierten Analysten und Industrieexperten (siehe unten) damit betraut, die 22 eingereichten Messehighlights zu bewerten. Zunächst stellen wir in einer Artikelserie die fünf besten „Gigawatt-Gewinner“ vor, danach die 5 „Megawatt-Gewinner“.
Am zweiten Messetag der Energy Storage Europe in Düsseldorf, am 11. März von 10:05 bis 11:25 Uhr, pitchen die 5 Gigawatt-Gewinner ihre Konzepte und Produkte auf dem Messeforum in Halle 8b, gefolgt von jeweils einer Diskussion mit dem Publikum und den Juroren. Für Besucher der Messe ist die Veranstaltung kostenlos.
Dort können Sie auch mit Thomas Speidel, CEO von ads-tec, über Schwarmkonzept diskutieren.
In dem Projekt haben sie im Allgäu, einer Region im Süden Deutschlands mit rund 1600 Solaranlagen, über das Netzgebiet verteilt sechs Batteriespeicher mit je 336 Kilowattstunden Kapazität und 500 Kilowatt Leistung installiert. Kunde war der dortige Verteilnetzbetreiber, die Muttergesellschaft von egrid. Im Unterschied zu anderen Schwarm-Modellen handelt es sich also nicht um Heimspeicher, sondern um mittelgroße Netzspeicher. Und im Unterschied zu den Heimspeichern werden sie vom Netzbetreiber betrieben. Theoretisch könnten zwar auch Heimspeicher genutzt werden, um die Herausforderungen im Verteilnetz zu adressieren, wie sie bei dem “Allgäu DESS”-Projekt beschrieben werden, erklärt Juror Julian Jansen von IHS Markit. Dies wäre aber nur möglich, wenn die Verteilnetzbetreiber für solche Dienstleistungen einen Markt schaffen und diese auch entlohnen würden.
Cover: pv magazine energy storage highlights 2020
Vorteile gegenüber zentralen Großspeichern
Das Konzept habe auch gegenüber einem zentralen Großspeicher einige Vorteile, erklärt Thomas Schönland von egrid. Wenn man einige Megawatt Speicher an das Netz anschließen wolle, müsse man einen neuen Netzanschlusspunkt bauen oder einen bestehenden erweitern. Das sei sehr kostspielig. Die Anschlusskosten hätten in dem Projekt reduziert werden können, indem die Ingenieure die Batterieleistung auf sechs Standorte verteilt haben. Um diese Standorte zu finden, habe das Unternehmen eine Methode entwickelt, mit der es 1700 mögliche Anschlusspunkte evaluieren konnte. Wichtig sei auch gewesen, die Speicher klein genug zu bauen, da an geeigneten Standorten der Platz teilweise sehr begrenzt sei.
Die größte Herausforderung sei jedoch die Entwicklung der Steuerung gewesen, so Schönland, mit der Speicher sowohl lokal operieren können als auch im Schwarm Netzdienstleistungen anbieten können. Abhängig vom Einsatzfall erfordert ein Schwarm lokaler Batterieeinheiten verschiedene Betriebsmodi und unterschiedliche Schnittstellen, um mit den diversen Marktteilnehmern zu kommunizieren. Das Wiederaufladen muss dann ebenso optimiert werden. Langfristig ist es auch wichtig, dass das Batterie-Kontrollsystem leicht auf neue Märkte und Geschäftsmodelle adaptiert werden kann.
Es ist nämlich absehbar, dass sich die Geschäftsmodelle wandeln werden. Das hat auch mit der Regulierung zu tun, durch die Geschäftsmodelle für solche Speichersysteme in Deutschland nicht so einfach umzusetzen sind. Bei Allgäu DESS wurde nach Aussage der Unternehmen jedoch eines gefunden. „Die Intention war, keine Förderung zu benötigen – ein Ziel, das wir durch eine schlanke Projektrealisierung erreichen konnten, beispielsweise die Suche nach geeigneten Partnern, die Auswahl der besten Standorte und die Schaffung eines intelligenten Kontrollsystems“, heißt es in der Bewerbung der Unternehmen. Sie lieferten das System Turnkey, wobei von egrid die Steuerung und von ads-tec die Batteriesysteme kommen. Für das Geschäftsmodell sei wiederum ihr Kunde zuständig, daher können sie diesbezüglich nicht so viel verraten.
Kommentare der Juroren
Julian Jansen: „Das Allgäuer DESS-Projekt könnte den Nachweis für die Nutzung von Batterie-Speichern am Verteilungsnetz bringen, wenn es um wichtige Dienstleistungen auf der Verteilungsebene geht. Zwar ist die Aggregation von Energiespeichersystemen an sich keine Innovation, doch der weltweit wachsende Bedarf an Ausfallsicherheit und intelligenten lokalen Netzwerken unterstreicht die Bedeutung von Versuchsprojekten wie diesem, um einen Weg für die langfristige Integration der Speicher zu ermöglichen.“
James Frith: „Lokale Flexibilitätsmärkte werden in zukünftigen Stromnetzen eine immer wichtigere Rolle spielen. Das Projekt von ads-tec und egrid ist ein wichtiger Meilenstein in dieser Entwicklung. Indem das System in einem Aggregat, dem so genannten „Schwarm“-Modus, oder unabhängig davon agieren kann, können die Einnahmen je nach den lokalen Bedingungen maximiert werden.“
Xavier Daval: „Dank ihrer Erfahrung im Bereich der Industrieinformatik haben ads-tec und egrid eine innovative dezentrale Speicherlösung entworfen, die für Energiewende erforderlich ist. Mit intelligenteren Systemen stellen intermittierende Energien wie Photovoltaik oder Windkraft keine Bedrohung mehr für das Netz dar. Das „Schwarm“-Konzept ermöglicht es, Speichereinheiten zu bündeln, die dann entweder einzeln arbeiten, um die Energie zu kanalisieren, oder als eine große Einheit funktionieren, um die Peak-Leistung zu absorbieren.“
Die pv magazine storage highlight Jury:
Nina Munzke arbeitet seit 2012 am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und ist dort Teamleiterin des Bereichs „Systemsteuerung und Analyse“. Am Elektrotechnischen Institut des KIT legte sie ihren Schwerpunkt auf Energiespeichersystemen. Munzke hat umfangreiche Erfahrung auf dem Gebiet der Dimensionierung und Simulation, zusätzlich zur Entwicklung von intelligente Systemsteuerung für die stationäre Speichersysteme. Sie ist außerdem Expertin für die Bewertung der Leistung stationärer Speichersysteme.
Xavier Daval ist ein internationaler Photovoltaik- und Speicherexperte, und der CEO der französischen solartechnischen Beratungsfirma Kilowattsol SAS, die die er 2007 gegründet hat. Daval ist Ingenieur und der ehemalige EMEA-Direktor eines börsennotierten Herstellers in der Elektronikbranche. Er ist auch Vizepräsident der französischen Verband für erneuerbare Energien Syndicat des Energien Renouvelables (SER), der Vorsitzende der Solarkommission SER-SOLER, und der Direktor des Global Solar Council.
Julian Jansen leitet bei IHS Markit Technology die weltweite Forschung der Gruppe zu stationären Energiespeichern. Er bietet Einblicke zu den Triebkräften am Markt und zu neu aufkommenden Geschäftsmodellen, , die zu einem beschleunigen Zubau in ganz Europa und Nordamerika führen. Jansen liefert auch strategische Beratung für Projekte mit neuen Energietechnologien.
James Frith führt das Energiespeicher-Team bei BloombergNEF. Er leitet die Berichterstattung über Energiespeichertechnologien und die Lithiumbatterie-Versorgungskette, die Erkenntnisse über Technologie, Märkte, Politik und Regulierung liefert. Er nutzt seinen Hintergrund in Batterieforschung, um wichtige Fakten zu den chemischen Zusammensetzungen, Anwendungen und Märkte für Lithium-Ionen-Batterien zu analysieren.
Florian Mayr ist Partner bei Apricum und Experte für Energiespeicher, erneuerbare Energien und Elektromobilität. Mayr unterstützt Unternehmen auf der ganzen Welt, um im Bereich Cleantech zu wachsen, indem zu Strategie und zu Transaktionen in diesem Sektor berät. Vor seinem Eintritt bei Apricum war Mayr acht Jahre in leitender Position bei McKinsey & Company und dem Energiekonzern RWE tätig.
Mark Higgins ist der COO von Strategen. Das Unternehmen fokussiert sich auf professionelle Dienstleistungen für die Marktentwicklung im Bereich Dekarbonisierung der Netze. Higgins ist auch im Vorstand der Vehicle-Grid-Integration Council, einer gemeinnützigen Organisation, die sich für die Förderung des intelligenten Ladens von Elektrofahrzeugen verschrieben hat. In der Vergangenheit war er als Netzbereich West bei SunEdison bei Sunedison tätig, als Vizepräsident für Finanzen bei Hu Honua Bioenergy und als Leiter für die Bereiche Politik, Zusammenschaltung und Übertragungsplanung bei Pazifik Gas & Elektrik.
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