Wirsol Energy, eine Tochtergesellschaft des deutschen Konzerns für erneuerbare Energien Wircon, teilte mit, dass das Department of Planning, Industry and Environment (DPIE) des australischen Bundestaates New South Wales (NSW) dem Projekt „Maryvale Solar and Energy Storage“ zugestimmt hat. Es sieht einen 175-Megawatt-Solarpark in Verbindung mit einem Batteriepeicher von bis zu 270 Megawattstunden Kapazität vor.
Das Photovoltaik- und Speicherprojekt, das auf einem 360 Hektar großen Gelände in der Nähe von Wellington, etwa 37 Kilometer südöstlich von Dubbo, entwickelt wird, baut auf dem ursprünglichen Vorschlag für einen 125-Megawatt-Solarpark auf. Das erweiterte Projekt wird etwa 235 Megawatt Photovoltaik-Leistung umfassen, die mit 190 bis 270 Megawattstunden Speicherkapazität „gleichstromgekoppelt“ sind.
Wirsol, das Ende letzten Jahres eine Mehrheitsbeteiligung an dem ursprünglichen Projekt von dem niederländischen Entwickler von erneuerbaren Energien Photon Energy erworben hat, erklärte, die Genehmigung bringe das Unternehmen einen Schritt näher an den Bau der ersten Hybrid-Photovoltaik- und Energiespeicheranlage auf dem Markt.“ Nach Angaben des Unternehmens werden bei der DC-Kopplung von Solarstromerzeugung und Energiespeicherung beide Elemente direkt mit den Wechselrichtern am Standort verbunden, so dass das Kraftwerk als berechenbare und abschaltbare Erzeugungsanlage funktioniert.
„Dies bedeutet, dass Solar- oder Netzenergie effizient gespeichert werden kann, um sie später zu nutzen, wenn der Markt dies erfordert“, teilte Wirsol mit. „Es ermöglicht auch die Speicherung von so genannter ‚geclippter‘ Energie, wodurch die effektive Produktion der Photovoltaik-Komponenten im Vergleich zu einer herkömmlichen Solaranlage erhöht wird.“
Das Unternehmen erklärte weiter, dass die Flexibilität, die sich aus der Kombination von erneuerbarer Energieerzeugung und Speicher ergibt, den Anforderungen des australischen Strommarktes weitaus besser gerecht wird. „Die Kombination bedeutet, dass die Einspeisung der Anlage in das Netz vollständig steuerbar ist, wodurch die Versorgungsstabilität gewährleistet wird, während gleichzeitig die Möglichkeit besteht, auf Märkten mitzubieten, die bisher für variable erneuerbare Energieanlagen nicht zugänglich waren“, so Wirsol.
Der Baubeginn des Projekts ist für 2023 vorgesehen, der kommerzielle Betrieb soll Anfang 2025 aufgenommen werden. Nach seiner Fertigstellung wird das Kraftwerk genug saubere Energie erzeugen, um das Äquivalent von etwa 82.000 Haushalten pro Jahr zu versorgen. Das Projekt in der Central-West Orana Renewable Energy Zone des Bundesstaates, die mindestens drei Gigawatt erneuerbare Energie in das Netz einspeisen wird, ist das jüngste Projekt von Wirsol, das seit seinem Markteintritt im Jahr 2017 eine starke Präsenz auf dem australischen Markt aufgebaut hat. (David Carroll)
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Grundsätzlich muss man ja sagen, und das gilt auch für den australischen Strommarkt, haben in der Peripherie bei Erzeugern und Verbrauchern angesiedelte Speicher den Nachteil, dass man damit rechnen muss, dass sie immer wieder gegeneinander arbeiten: Der Erzeuger speichert ein, weil er gerade eine Erzeugungsspitze hat, von der er annimmt, dass sie im Netz nicht gebraucht wird, der Verbraucher speichert gleichzeitig aus, weil er gerade eine Verbrauchsspitze hat, die von seinem Anschlussvertrag nicht gedeckt ist. Das Gegenteil kann genauso der Fall sein: Der Erzeuger speichert aus, weil er davon ausgeht, dass im Netz Mangel ist und er Platz im Speicher für die nächste Erzeugungsspitze machen will, der Verbraucher speichert ein, weil er gerade keinen Bedarf hat, und Reserve für seine nächste Verbrauchsspitze haben will. Dabei wäre es in beiden Fällen besser, wenn der erzeugte Strom direkt ohne doppelte Zwischenspeicherung verbraucht würde. Der einzige Grund für gleichzeitiges Ein- und Ausspeichern könnte in der gleichmäßigen Auslastung eines an seiner Leistungsgrenze betriebenen Netzengpasses bestehen. Das weiß aber der Netzbetreiber besser als Erzeuger und Verbraucher. Deshalb sollte auch der Netzbetreiber die Hoheit über den Speicherbetrieb haben. Der Speicherbetrieb in der Peripherie stellt eine Fehlallokation von Ressourcen dar. Ein Kompromiss wäre es, wenn Speicher in der Peripherie vom Netzbetreiber gesteuert werden. Dies wird aber wieder dem Speicherbesitzer nicht gefallen, ganz abgesehen von dem bürokratischen und technischen Aufwand, der dafür nötig wäre.
Der derzeitige Trend zu Speichern in der Peripherie ist ein untauglicher Versuch, die Marktverhältnisse aus der Zeit der besser regelbaren Wärmekraftwerke in die Erneuerbaren-Zeit hinüberzuretten. Wir brauchen aber eine völlig neue Marktkonzeption. Speicher sollten von den Netzbetreibern an Speicherspezialisten ausgeschrieben werden. Dann wird nur die Menge errichtet, die man einschließlich Reserve benötigt, und die Speicher werden genau dort im Netz errichtet, wo sie den größten Nutzen erbringen. Der Netzbetreiber muss seine Netzplanung von der Netzagentur absegnen lassen, um zu vermeiden, dass er die Kosten in die Höhe treibt nach dem Motto: „Je höher mein Umsatz, desto höher ist auch mein Gewinn“.
@JCW: Sehr guter Kommentar mit der klaren Antwort der völlig neuen Marktkonzeption. Speicher gehören nicht nur aus diesen Überlegungen in die Hand von Neztbetreibern, sondern auch noch aus folgendem Grund: Abwärmenutzung!! Jeder Speicher gibt beim Laden/Entladen Wärme ab. Wenn die genutzt würde, dann wäre es effizienter. Stichtwort: Königsdisziplin Abwärmenutzung.
Wärmenutzung funktioniert nur gut in der Nähe der Wärmesenken. Also gehören Speicher in die Städte und Dörfer und damit in die Hoheit von Stadtwerken (bzw. deren Netztöchter) und Kommunalwerken.
Zur Finanzierung aller Speicher schlage ich eine Speicherumlage vor, die auf jede verbrauchte Kilowattstunde eines jeden Stromabnehmers aufgeschlagen wird. Speicher in Privathaushalten – die auch noch böserweise manchmal explodieren – sowie Speicher in Wind- und Solarparks sollte es dann einfach nicht mehr geben.
Frage: was ist richtig:
1. Titel: Wirsol erhält Genehmigung für hybrides 445 Megawatt Photovoltaik-Speicher-Kraftwerk in Australien!
2. Im Text steht: … Es sieht einen 175-Megawatt-Solarpark in Verbindung mit einem Batteriepeicher von bis zu
270 Megawattstunden Kapazität vor.
Sollten solche Meldungen nicht professionell formuliert werden?
Hier werden kWp und kWh unzulässig addiert! Offen ist: was für eine Anschlussleistung hat denn der Speicher? Sind das ebenfalls 175 MW, dann ist nach 1,2 h Schluss oder ernsthaft über 8h, dann sind das nur noch 33 MW?