Südkorea wird noch Ende des Jahres 2015 das weltweit größte Batteriespeichersystem in Betrieb nehmen. In der ersten Ausbaustufe werden 200 Megawatt an Reserveleistung zur Stabilisierung des dortigen Stromnetzes bereitgestellt. Der SMA Solar Technology AG ist es als einzigem nicht koreanischen Hersteller gelungen, den Zuschlag für eine von sieben Tranchen zu bekommen. In der Installation binden 24 Batterie-Wechselrichter des Typs Sunny Central Storage 1000 Lithium-Ionen-Batterien in das dortige Verbundnetz ein. Die Anschlussleistung beträgt zusammen rund 24 Megawatt.
Südkorea ist für solche Projekte nicht ohne Grund Vorreiter. Netztechnisch ist das Land eine Insel. Mit den Versorgungsnetzen im Norden besteht keine Verbindung. Ansonsten ist das Land von Meer umgeben. Das ist besonders wichtig, wenn die fluktuierenden erneuerbaren Energien weiter ausgebaut werden. Das Land kann also keinerlei elektrische Leistung mit Nachbarn austauschen und ist deshalb darauf angewiesen, die gesamte benötigte Reserveleistung selbst bereitzustellen. Das ist die Aufgabe der neuen Batteriespeicher.
Südkorea plant ein Gigawatt Batteriespeicher-Kapazität
Die südkoreanische Regierung plant für die kommenden Jahre Ausschreibungen für weitere große Batteriespeicherkraftwerke im Multi-Megawatt-Bereich, da die Wirtschaft und damit der Strombedarf vermutlich wachsen. Außerdem wird der Anteil der erneuerbaren Energien zunehmen. Die Kapazität an Batteriespeichern für die Reserveleistungsbereitstellung soll landesweit sogar auf ein Gigawatt gesteigert werden.
Batteriespeicherkraftwerke sind dabei nicht nur für so abgeschlossene Netzgebiete wie in Südkorea interessant. In zahlreichen Ländern werden der Einsatz und die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeicherkraftwerken erforscht. In Deutschland zum Beispiel mit demM5BAT-System in Aachen. Darin geht es um Anwendungsmöglichkeiten und um die Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Batterietechnologien für die Bereitstellung von Regelleistung. Das macht es nötig, Projektpartner aus verschiedenen Technologiebereichen zusammen zu bringen. Die Unterstützung der Regierung hat das Projekt hierzulande ebenfalls. Es wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert. Außerdem gibt es auch in Europa schon etliche Installationen in der Megawattklasse im kommerziellen Einsatz, zum Beispiel im englischen Bedfordshire und der Wemag-Speicher in Schwerin.
Für den Dauerbetrieb bei Nennlast und Umgebungstemperaturen von −40 Grad Celsius bis 50 Grad Celsius optimiert und mit verschiedenen Batterie-Technologien kompatibel: Der SMA Sunny Central Storage ist unter anderem im weltweit größten PV-Diesel-Hybridkraftwerk mit Batteriespeichern im bolivianischen Cobija im Einsatz. Foto: SMA
Bisher ist die Bereitstellung von Netzsystemdienstleistungen Aufgabe konventioneller Kraftwerke. Neben der Regelleistung beinhalten diese Systemdienstleistungen weitere für das Übertragen und Verteilen elektrischer Energie notwendige intelligente Funktionen zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs. Die Anpassung von Erzeugung und Verbrauch geschieht in einem mehrstufigen Verfahren, je nach Zeitfenster wird Regelleistung aus den Dampfkreisläufen von Grundlastkraftwerken, aus Pumpspeicherkraftwerken oder aus schnell regelbaren Spitzenlastkraftwerken bezogen. Für den längerfristigen Ausgleich kann die überschüssige Energie auch in benachbarte Netze verkauft oder aus diesen zugekauft werden.
Mit Batterie-Wechselrichtern und Speichern Must-Run-Units reduzieren
Mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien an der Energieversorgung und deren fluktuierender Einspeisung steigt auch der Bedarf an Flexibilität und damit an Regelenergie. Große Batterie-Wechselrichter wie der SMA Sunny Central Storage können in Zusammenarbeit mit netzgekoppelten Speichern die für einen sicheren Netzbetrieb erforderlichen Systemdienstleistungen auch ohne konventionelle Kraftwerke erbringen. Sie können die frequenzabhängige Regelung der Wirkleistungseinspeisung übernehmen, die Spannung mit Blindleistungseinspeisung stabilisieren und nach einem Netzausfall helfen, die Versorgung wieder aufzubauen. Übertragungsverluste und ein aufwändiges Netzengpassmanagement können dadurch ebenso vermieden werden wie kostspielige Investitionen in die Netzinfrastruktur.
Batteriespeicher machen volatile Erzeuger also regel- und kontrollierbarer, die Zahl konventioneller „must-run-units“, meist Kohlekraftwerke, kann durch ihren Einsatz damit reduziert werden. Netzanforderungen werden erfüllt und Versorgungssicherheit jederzeit garantiert. Darüber hinaus können Speicher zur unterbrechungsfreien Stromversorgung in schwachen Netzen sowie an der Strombörse zum Handel mit günstig eingekauftem Strom aus Tiefpreisphasen eingesetzt werden.
Würden Betreiber von Dampfkraftwerken diese bei maximaler Last betreiben, die Erbringung der Regelleistung aber – anders als heute –über einen Batteriespeicher realisieren, würden diese Kraftwerke deutlich wirtschaftlicher arbeiten: Aus der gleichen Menge Brennstoff wird mehr Strom erzeugt, und der Batteriespeicher finanziert sich so praktisch aus den Zusatzeinnahmen durch Effizienzsteigerung.
Was aber für den Betrieb von Batteriespeichern am Netz in den meisten Märkten noch fehlt, sind ausreichende wirtschaftliche wie regulatorische Rahmenbedingungen, um für Betreiber eine langfristige Investitionssicherheit zu garantieren. In diesem Aspekt ist das Beispiel Südkorea doch noch eine Ausnahme. Doch das wird sich vermutlich ändern. Damit stehen die mittelfristigen Chancen, dass für den Einsatz von großen Batteriespeichern zur Netzstützung ausgesprochen gut. Volker Wachenfeld
Volker Wachenfeld leitet bei SMA den Geschäftsbereich Off-Grid & Storage
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