Photovoltaik-Anlagen wurden bislang nicht für die Erbringung von Sekundärregelleistung genutzt. Das ändert sich nun, wie der Direktvermarkter Sunnic Lighthouse – ein Tochterunternehmen des auf Freiflächenanlagen fokussierten Projektierers und Betreibers Enerparc – und der Flexibilitätsvermarkter Entelios heute bekanntgaben. In Kooperation mit dem Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz haben sie die zur Teilnahme am Regelenergiemarkt erforderliche Präqualifizierung des 37,4 Megawatt-Solarparks Schkölen umgesetzt. Seit Montag stellt die Anlage sowohl positive als auch negative aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) im Umfang von maximal 25 Megawatt bereit.
Damit setzen die Unternehmen nach eigener Einschätzung „neue Maßstäbe in der Integration erneuerbarer Energien“ – und sie wollen das Konzept zügig weiterverfolgen. Drei Solarparks aus dem Portfolio des Direktvermarkters befinden sich bereits in der Vorbereitung. Tendenziell, so Sunnic Lighthouse-Geschäftsführer Arved von Harpe, könne jede größere Anlage auf diesem Markt aktiv werden, und auch kleinere seien geeignet, „wenn wir sie gebündelt bekommen“. Grundsätzlich ist für diesen Einsatzzweck die Vernetzung mehrerer Anlagen ein Vorteil, weil sie sich so untereinander als Backup dienen können. Dass die aFRR-Bereitstellung mit Photovoltaik keine ganz triviale Aufgabe ist, lässt sich bereits daran erkennen, dass in Schkölen bei 25 Megawatt maximaler Sekundärregelenergieleistung eine deutliche Sicherheitsreserve verbleibt.
Paradigmenwechsel auf dem Energiemarkt
aFRR ist eines von vier Segmenten des Regelenergiemarktes und muss innerhalb von 5 Minuten für 15 Minuten bereitgestellt werden. Zurzeit erfolgt die Ausschreibung jeweils am Vortag für 4-Stunden-Blöcke, ab dem kommenden Frühjahr hat die Bundesnetzagentur die Ausschreibung in 15-Minuten-Blöcken vorgesehen – eine Änderung, die Photovoltaik- und Windkraftanlagen entgegenkommt. Der aFRR vorgelagert ist die Primärreserve (FCR, Frequency Containment Reserve), die innerhalb von 30 Sekunden bereitgestellt werden muss, nachgelagert ist die Tertiärreserve (manual Frequency Restoration Reserve) mit 12,5 Minuten Bereitstellungsfrist.
Photovoltaik-Anlagen haben das Potenzial sowohl für negative wie für positive aFRR, der Solarpark Schkölen ist auch für beides präqualifiziert. Wenn die Einspeisung von Energie ins Netz den Verbrauch übersteigt und deshalb die Frequenz ansteigt, kann die Leistung des Solarparks kurzfristig reduziert werden. Drückt hingegen ein Leistungsdefizit die Netzfrequenz nach unten, kann ein zuvor abgeregelter Solarpark sehr schnell wieder einspeisen. Passen die aktuellen Wetterbedingungen, ist das Regelpotenzial einer solchen Anlage damit sogar besser als durch Hoch- und Runterfahren fossiler Kraftwerke oder kurzfristiges Zuschalten großer Verbraucher. Die Ausschreibungsmechanismen sind indes auf diese Art von Marktteilnehmern ausgerichtet.
Technisch ist die Nutzung des Photovoltaik-Potenzials indes anspruchsvoll. Der Übertragungsnetzbetreiber muss insbesondere zu jedem Zeitpunkt wissen, wieviel Regelenergie ein Solarpark bereitstellen kann – dies ist logischerweise abhängig von Tages- und Jahreszeit sowie vom Wetter. Wegen dieser Anforderungen sind bislang Windkraftanlagen nur in minimalem Umfang auf dem Regelenergiemarkt vertreten und – vor dem Eintritt des Solarparks Schkölen – Photovoltaik noch gar nicht. Die Beteiligten Unternehmen sprechen deshalb mit einigem Stolz von einem „innovativen Leuchtturmprojekt“. Es stelle einen „Paradigmenwechsel“ dar, so von Harpe, „nicht nur für Sunnic und unsere Branche, sondern auch für das gesamte Energiesystem.“
Ein Anruf von 50 Hertz
Entelios fiel hierbei die Aufgabe zu, die Parksteuerung so zu modifizieren, dass sie aFRR-tauglich ist. Das Projekt sei „ein echter Meilenstein – und ein Beleg dafür, was möglich ist, wenn technologische Innovationskraft auf partnerschaftliche Zusammenarbeit trifft“, sagt Fabian Becker, Vorstand der Entelios. Das erforderliche Gesamtkonzept aus Messtechnik, Datenmanagement und einem KI-gestützten Prognosemodell entstand in Abstimmung zwischen Sunnic Lighthouse, Entelios und 50 Hertz. Ohnehin loben die beiden Erneuerbare-Energien-Unternehmen ausdrücklich die Kooperation mit dem Übertragungsnetzbetreiber, von dem auch die Initiative für das Projekt ausging, wie von Harpe berichtet. Anläufe für aFRR mit Photovoltaik habe es bereits mehrere gegeben. Man habe aber bei den Übertragungsnetzbetreibern hierfür keine offenen Türen gefunden, „bis vor zwei Jahren ein Anruf kam“: 50 Hertz habe zugesichert, die Erbringung von Regelenergie durch Photovoltaik wohlwollend zu begleiten.
Energiewirtschaftlich hat dies gute Gründe. So kann vor allem zu Zeiten mit Photovoltaik-Überschuss im Netz ein Solarpark zu Marktprämien- oder PPA-Preisen Sekundärregelleistung erbringen und ist damit um Faktoren günstiger als ein Gaskraftwerk. Zwar ist der Bedarf hierfür insgesamt begrenzt, doch auch für die Anlagenbetreiber eröffnen sich gute Erlöschancen: „Regelenergie ist ein kleiner Markt, aber milliardenschwer“, so von Harpe. Und Photovoltaik-Anlagen können dort gerade dann aktiv sein, wenn sie ansonsten wegen negativer Strompreise keine Erlöse erwirtschaften.
Darüber hinaus ist die Mobilisierung von Wind- und Solarkraft für den Regelenergiemarkt auch deshalb geboten, weil Wasserkraft nur beschränkt verfügbar ist und auch Batteriespeicher wohl kaum das gesamte Volumen werden decken können – und fossile Erzeuger perspektivisch immer weniger zur Verfügung stehen.
Perspektivisch sollen deshalb auch bei anderen Übertragungsnetzbetreibern Photovoltaik-Anlagen präqualifiziert werden. Die Bündelung mehrere Anlagen ist eine weitere Stufe, sie bietet zum Beispiel dann Vorteile, wenn ein kurzfristiges Ereignis – etwa eine spontan auftauchende Wolke – die Erzeugung einer Anlage beeinträchtigt. Mit der jetzt umgesetzten Lösung, davon sind die Beteiligten überzeugt, eröffnen sich viele Möglichkeiten – auch wenn der Eintritt in den Markt im November zunächst einmal das potenzielle Volumen einschränkt: Es sei leider nicht die Zeit der höchsten Leistungen von Solarkraftwerken, so von Harpe, „aber wir hoffen, dass wir in den nächsten Wochen das eine oder andere Megawatt vermarkten können“.
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Wie sinnvoll ist das ganze denn? Der Umstand, immer genau zu wissen wie es um den Solarpark steht, und die begrenzten Möglichkeiten der Steuerung machen das doch am Ende komplizierter, als es sein muss.
Wir haben >76 GW an Netzanschlusszusagen über TSOs/DSOs hinweg für Batteriespeicher, ein großer Teil davon wird auch in Regelleistungsmärkten aktiv sein. Wie tief ist der Sekundärregelleistungsmarkt denn? Ist hier nicht von einer grundsätzlichen Kannibalisierung der Profite auszugehen, dass sich der Aufwand für Solarparks doppelt nicht lohnt?
Ich denke hier geht es vor allem darum, dass man viel günstiger sein kann mit PV als mit BESS. Wie im Artikel erwähnt, kann hier auch Geld verdient werden wenn PV-Strom im Überfluss vorhanden und daher quasi wertlos ist, deutlich günstiger als ein Batteriespeicher das könnte.
Die BESS werden schon genug zu tun haben mit Arbitragehandel, soweit ich weiss sind auch garicht mal soo enorm viele Batteriespeicher präqualifiziert für die Erbringung von Regelleistung. Viele werden rein für Arbitragehandel gebaut.
Natürlich kann ein BESS das viel günstiger darstellen. Der ist nämlich nicht auf die Stunden beschränkt, in denen eine PV-Anlage ausreichend Strom produzieren würde, um am Regelleistungsmarkt mitzuspielen. Der Batteriespeicher kann Tag und Nacht, Sommers wie Winters mit voller Leistung an den Markt. Die PV-Anlage schätzt es hingegen gar nicht, wenn sie ausgerechnet in den Stunden ihrer höchsten Produktionsfähigkeit herunterregeln muss, um positive Regelleistung bereitstellen zu können. Wenn sie sowieso herunterregelt, weil sie in diesen Stunden keine Erlöse erzielen würde, dann stellt eine Teilnahme an der Regelenergieausschreibung einen kleinen Trost dar. Aber wenn es genug auf Arbitrage-Basis agierende Batteriespeicher gibt, dann schrumpfen diese Zeiten der Abregelung auf ein Zehntel oder weniger des heutigen Wertes. Für die Präqualifizierung als positive Flexibilität ist das zu wenig.
Außerdem sind BESS gemessen am Anschlusswert doppelt so flexibel wie Erzeugungsanlagen und auch das unabhängig vom Wetter. Eine Erzeugungsanlage kann nur zwischen 0 und 100 rauf und runterfahren. Dabei erreicht eine PV-Anlage die 100 nur an wenigen Tagen im Jahr zu einer bestimmten Uhrzeit, wenn da das Wetter passt. Sonst ist es noch weniger. Ein Batteriespeicher kann zwischen -100 und +100 hin und her fahren und das 24/365. Dann kann er auch mit Windstrom oder sogar mit Kohle- oder Auslandsstrom arbeiten, solange wir den noch benötigen.
Ich weiß, es gibt Dumm-Ökos, die haben immer gegen Speicher polemisiert, weil sie etwas zu idealistisch meinten, man könne alle Anpassung mit Demand-Side-Management quasi zum Nulltarif erreichen, und gleichzeitig befürchteten, die Speicherkosten würden den Erneuerbaren Erzeugern angelastet werden. Die etwas intelligenteren wissen: Ohne Speicher geht es nicht, und zumindest bei Kleinkunden sind sie auch günstiger als DSM mittels Smart-Meter. Bei den heutigen Speicherpreisen ist das auch überhaupt kein Problem und wird es in Zukunft noch weniger sein. Deshalb gehört die Zukunft der Regelenergie den Speichern. Sie muss nur noch auf etwas längere Ausschreibungszeiträume ausgedehnt werden.
JCW polemisierte:
„es gibt Dumm-Ökos, die haben immer gegen Speicher polemisiert, weil sie etwas zu idealistisch meinten, man könne alle Anpassung mit Demand-Side-Management quasi zum Nulltarif erreichen“
Ich schätze ja deine Beiträge, aber dein mit ad hominem gespicktes Gewettere gegen DSM ist schon sehr auffällig. DSM könnte schon seit Jahren, so wie in anderen Ländern, auch in Deutschland die Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage glätten. Mir scheint, du hast da keine besseren Argumente?
Das wird aber ziemlich euphemistisch dargestellt: Erst wird die negative Relleistung erläutert, und dann so getan, als würde die positive Regelleistung möglich, wenn die Anlage kurz gedrosselt wurde. Tatsächlich muss die Anlage, wenn sie am Vortag sich für positive Regelleistung bewirbt, die ganze Zeit gedrosselt fahren, für den Fall, dass die positive Regelleistung benötigt wird.
Es wäre besser, wenn man die Erzeuger erzeugen lassen würde, und nur abregelt, wenn man sie gerade nicht braucht. Die Regelleistung sollte von Speichern erbraucht werden. Das kann dann natürlich eine On-Site-Speicher sein. Organisatorisch einfacher wäre es allerdings, wenn man größere Netzspeicher hätte, bei denen die Produktion von vielen Einzelanlagen zusammenläuft.
Woher die Einschätzung kommt „Batteriespeicher würden kaum das gesamte Volumen abdecken können“ würde ich gerne wissen. Wir werden mindestens 500GW Batteriespeicher, gleichmäßig über das ganze Land verteilt, haben. Meine persönliche Schätzung liegt noch einen Faktor 3 höher, weil Speicher so billig geworden sind (und noch billiger werden), dass sie auch wirtschaftlich betrieben werden können, wenn sie im Durchschnitt nur alle drei Tage einen Vollzyklus zusammenbekommen. Und diese Schätzung ist auch nur das, was man jetzt erkennen kann. In fünf Jahren sieht das nochmal völlig anders aus.