von ESS News
In Deutschland soll eine weiteres Batteriespeicherkraftwerk als so genannter Netzbooster (Netzverstärker) entstehen. Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Amprion möchte die Technologie sowohl in Bezug auf das Projektdesign als auch die Nutzung auf innovative Weise einsetzen.
Anders als konventionelle Großbatterien werden Netzbooster so betrieben, dass sie den Stromfluss im Übertragungsnetz durch Einspeisung und Aufnahme von Energie abbilden. In solchen Anwendungen können sie Stromleitungen verstärken oder sogar ersetzen und bieten damit Infrastrukturplanern eine neue Lösung für den Ausbau der Übertragungsnetze.
Ähnlich wie die drei anderen Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland war auch Amprion wiederholt gezwungen, kostspielige Redispatch-Maßnahmen vorzunehmen, also die Stromerzeugung in bestimmten Netzgebieten zu reduzieren und in anderen zu erhöhen, um eine Überlastung einzelner Leitungen zu vermeiden. Die Kosten für solche Eingriffe belaufen sich im deutschen Übertragungsnetz auf mehrere Milliarden Euro pro Jahr.
Da der Netzausbau extrem langwierig und kostspielig sein kann, setzen die ÜNB nun auf Netzbooster, um die Schwelle, ab der ein Redispatch notwendig wird, heraufzusetzen. Im Juni begann der baden-württembergische Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW den Bau eines 250 Megawatt-Netzboosters in der Nähe von Kupferzell gesetzt. Bereits 2023 kündigte Tennet zwei 100 Megawatt-Anlagen in Audorf Süd (Schleswig-Holstein) und Ottenhofen (Bayern) an. Alle drei Projekte werden von Fluence beliefert.
Das nun von Amprion geplante System wird sich von diesen Projekten unterscheiden. Anstelle einer zentralen, direkt an das Übertragungsnetz angeschlossenen Anlage planen Amprion, der Energiekonzern Eon und der regionale Netzbetreiber LEW Verteilnetz (LVN, ein Tochterunternehmen der zu Eon gehörenden Lechwerke), den Netzbooster auf fünf Standorte in Bayerisch-Schwaben aufzuteilen. Als Netzanschlusspunkte sind bestehende Umspannwerke im LVN-Netzgebiet vorgesehen. „Dieser modulare Ansatz verringert die Anschlusskosten, erhöht die Verfügbarkeit des Netzboosters und reduziert an den einzelnen Standorten die Eingriffe in die Landschaft“, heißt es in einer Projektbeschreibung von Amprion.
Anders als bei bisherigen Projekten soll der dezentrale Netzverstärker auch nicht im Eigentum des ÜNB verbleiben, sondern von einem Dritten betrieben werden. Amprion würde dann lediglich die Netzverstärkungsleistungen bestellen. Darüber hinaus will Amprion die Anlage in einer zweiten Ausschreibungsvariante möglicherweise für „eine zeitlich begrenzte Marktnutzung“ freigeben. Stromhandel und Systemdienstleistungen könnten damit weitere Einnahmen ermöglichen, die zur reinen Netznutzung durch den ÜNB hinzukommen würden. „Dadurch soll die Auslastung und somit die Wirtschaftlichkeit der Anlage erhöht werden“, so Amprion.
Dieser Ansatz ist sinnvoll, da Netzbooster die meiste Zeit in Bereitschaft sind, um Netzengpässe zu beheben, aber bisher als „voll integrierte Netzkomponenten“ im Besitz der ÜNB betrachtet wurden und daher keine Einnahmen erzielen durften. Amprion wird jedoch erst nach einer technischen und wirtschaftlichen Bewertung der Ausschreibungsgebote über die tatsächliche Umsetzung einer solchen Doppelnutzung entscheiden.
Die Gebote sollten bis zum 3. April 2025 eingereicht werden. Der Auftrag wird im Sommer 2025 nach der Auswertung der Angebote vergeben und umfasst den Bau, das Management und den Betrieb des Energiespeichers. Das Projekt wird voraussichtlich 2027 in Betrieb gehen.
Obwohl die Anwendung von Batteriespeicherkraftwerken als Komponenten im Übertragungsnetz noch in den Kinderschuhen steckt, sehen einige Marktteilnehmer und Analysten darin ein großes Potenzial. Die Forschungsgruppe S&P Global prognostiziert, dass bis 2030 weltweit 17 Gigawatt Leistung und 50 Gigawattstunden an Kapazität von Batteriespeichern eingesetzt werden, um Investitionen in die Modernisierung der bestehenden Stromnetzinfrastruktur effektiver zu machen oder aufschieben zu können.
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Zeit wird’s, endlich !
Die ÜNB kennen Ihre „schwarzen Schafe“, vulgo „Schwachpunkte“ im Netz. Dezentrale Großspeicher entlasten alle und verringern den überhasteten, großräumigen Netzausbau.
Dazu eine kräftige „Prise“ dezentrale PV, gerne an der 20 kV und Wind für Gewerbestandort, fertig „wird die Laube“.
Wenn jetzt noch V2H seitens der eAuto-Hersteller vollumfänglich kommt, braucht’s auch keine 10+ GW Gaskraftwerke !!
Dass V2H (H2-)Gaskraftwerke zur Überbrückung einer Dunkelflaute obsolet machen könnten, glaube ich nicht. V2H ist etwas für wohlhabende EFH-Besitzer. Etwa ein Drittel der Deutschen wohnen im EFH, aber nicht alle sind so wohlhabend, dass sie sich ein E-Auto mit einem Akku leisten könnten, der auch eine mehrtägige Dunkelflaute überbrücken kann. Und Autofahren dürften sie in einem solchen Zeitraum dann nicht wollen.
Für mich gehören solche Träumereien in den Bereich der Ablenkung von den eigentlichen Problemen. Indem sie solche Mythen in den Raum setzen, wollen interessierte Kreise erreichen, dass die eigentlich notwendigen Schritte immer weiter verzögert werden.
@JCW:
Nicht jeder im E/2FH ist eine arme Kirchenmaus, einfach mal auf die „Verpenner“ vor der Hütte schauen, gerne ab 40 k€ aufwärts.
Und wer ein geeignetes Dach hat und 10+kWp darauf setzt, gerne das Zweitauto zuerst elektrifiziert, hat dann schon mal „die halbe Miete“.
Und auch bei trüben Wetter kommt dann noch soviel, das der Tagesverbrauch gedeckt wird. Und dann steigt das eAuto „wieder ein“.
Der durchschnittliche Haushalt verbraucht ca. 10 kWh/Tag, da hilft das eAuto schon mal gerne 3 – 5 Tage aus.
Von daher machen und Erfahrungen sammeln, der Appetik kommt beim Essen.
Im Übrigen haben wir in DE ca. 13 Mio EFH und 3,3 Mio 2FH, macht ca. 20 Mio Haushalte. Da stehen dann ca. 20 Mio Auto’s, zukünftig gerne mit 27+ bis 60+ kWh (rum). Potential ist somit vorhanden.
Deutschland hat Stand heute bereits 13 GW an privaten Hausspeicherbatterien in EFH stehen. Fast alle sind über Energiedienstleister intelligent meß- und steuerbar. Genutzt werden sie nur zu wenigen Prozent, der „Smart Meter Fetisch“ verhindert es.
Vermutlich so. 5 – 10kWh / PV Haushalt.
Was soll denn davon extern nutzbar sein. Im Sommer ist der Speicher am Morgen noch fast voll und im Frühjahr/Herbst ist es im Haushalt pari und im Winter ist nichts über.
Von den Kosten der Installation der Fernsteuerung ganz zu schweigen. Viel zu komplex und aufwendig für möglicherweise 10 kWh/Jahr.
Insbesondere die sog. SmartMeter sind da keine Hilfe, die messen und schleudern die Daten in die Welt.
Die Steuerung wird teuer – und damit überflüssig.
Besser wäre es, endlich V2H offensiv anzugehen, da ist richtig Musik drin. Für den einzelnen PV-Dachhaushalt & eMobilisten und für die Gemeinschaft (weg vom Verpenner, hin zum eAuto).