Schaulaufen der Projekte

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Im Rahmen unserer Marktübersicht über Großspeichersysteme und bei den pv magazine energy storage highlights haben teilnehmende Unternehmen auch in diesem Jahr wieder aus ihrer Sicht herausragende Projekte eingereicht. Im Folgenden finden Sie eine Auswahl.

Die Anwendungen sind inzwischen vielfältig. Zu den weiteren Projekten, die die Unternehmen in unserer Marktübersicht vorstellen und die wir hier nicht ausführlicher beschrieben haben, gehören zum Beispiel ein Lidl-Großmarkt in Berlin, für den das Unternehmen Smart Power im Jahr 2018 einen Speicher für das Peak-Shaving und zur Schnellladung von Elektroautos installiert hat. IBC Solar stellt ein Projekt vor, bei dem ein Lithium-Speicher mit 80 Kilowattstunden die Verbrauchsspitzen der Akkumulatorenfabrik Moll in Bad Staffelstein senken soll. Fenecon nennt eine Batteriespeicher-/BHKW-Containerlösung zur Unterstützung von Ladestationen für Elektroautos. Solarwatt beschreibt ein 26,4-kWh-Speicherprojekt mit 30-kW-Photovoltaikanlage für ein Mehrfamilienhaus mit 24 Wohneinheiten, das in naher Zukunft noch erweitert werden soll. Varta Storage hat im Jahr 2018 einen Geflügelhof in Österreich mit einem 120 kW/375 kWh-Speicher zur Lieferung von Notstromfunktion und zur Erhöhung des solaren Eigenverbrauchs ausgestattet. Socomec beschreibt ein Projekt auf der französischen Île de Sein, bei dem ein 200 kW/185 kWh-Batteriesystem zum Einsatz kommt, das das Stromnetz der Insel stabilisieren und die Integration von mehr Erneuerbaren ermöglichen soll. Enerox hat einen Redox-Flow-Speicher für ein Microgrid in­stalliert, mit dem der schwedische Ort Simris zu 100 Prozent mit Solar- und Windenergie versorgt wird. Und der Energieversorger Wemag nennt als interessantes Referenzprojekt einen Ortnetzspeicher am Geothermiekraftwerk Neustadt-Glewe, der im Standardbetrieb in das virtuelle Kraftwerk von Wemag integriert ist, im Bedarfsfall aber auch eine Notstromversorgung für das nahe gelegene Geothermiekraftwerk bereitstellt. In der Online-Datenbank der Marktübersicht haben die Hersteller teilweise Links zu den Projektbeschreibungen und technische Details zu den Geräten angegeben: www.pv-magazine.de/marktuebersichten/grosse-batteriespeicher/

Gemietetes Mikronetz für eine Goldmine

Der britische Anbieter Aggreko setzt gemeinsam mit dem im Jahr 2017 übernommenen Tochterunternehmen Younicos ein Projekt für einen australischen Minenbetreiber um. Dabei soll eine 7,3-Megawatt-Solaranlage zusammen mit einem Großspeicher und mehreren Gas- und Diesel-Generatoren eine Goldmine in der Region Eastern Goldfields in Westaustralien mit Strom versorgen. Die Batterie hat zwei Megawatt Leistung bei einer Kapazität von einer Megawattstunde und soll unter anderem die Frequenzregelung und Spannungssteuerung im autarken Mikronetz übernehmen, um den vor Ort erzeugten Solarstrom zuverlässiger zur Verfügung zu stellen.

Aggreko und Younicos bieten das System als sogenannte Microgrid-as-a-Service-Lösung an, einschließlich Betrieb und Wartung. Das heißt, das Speichersystem wird an den Goldminenbetreiber Gold Fields vermietet. So soll das Unternehmen die Vorteile hybrider Energieerzeugung mit sehr geringen Investitionskosten nutzen können. Gold Fields will mit der Hybrid-Lösung den eigenen CO2-Fußabdruck reduzieren. Das Unternehmen hat sich verpflichtet, 20 Prozent des Strombedarfs neuer Bergbauprojekte mit erneuerbaren Energien zu decken. Der von Aggreko ausgehandelte Mietvertrag beinhaltet eine Laufzeit von mindestens fünf Jahren.

Sicheres Stromnetz für eine Halbinsel

Der Schweizer Anbieter ABB installiert derzeit eine Microgrid-Lösung mit einem 30-Megawatt-Batteriespeicher in Südaus­tralien. Damit soll das Stromnetz in einem Bereich mit hoher erneuerbarer Einspeisung gestärkt und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung verbessert werden. Der ABB Ability Power Store wird im Umspannwerk Dalrymple auf der Yorke Peninsula in Südaustralien installiert und soll unter anderem den Stromtransfer mit dem Bundesstaat Victoria unterstützen. Im Falle eines Ausfalls der Übertragungsleitung gewährleistet die inselfähige Mikronetz-Lösung eine unterbrechungsfreie Stromversorgung bis zur Wiederherstellung des Netzanschlusses.

In das Mikronetz sind ein 90-Megawatt-Windpark und mehrere Photovoltaikanlagen integriert. Wenn kein Strom aus diesen erneuerbaren Energiequellen eingespeist wird, können die Speicher etwa 400 Haushalte für rund 24 Stunden mit Energie versorgen. Das Projekt wird teilweise von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA) finanziert und von der Engineering and Procurement Company, Consolidated Power Projects (CPP) in Zusammenarbeit mit ABB umgesetzt. Der Netzbetreiber Electra Net ist Eigentümer der Anlage, wobei der tägliche Betrieb in die Verantwortung des Energieversorgers AGL fällt. ABB hat für die Mikronetz-Lösung auch einen Trockentransformator und eine Schaltanlage geliefert.

Autarke unbemannte Nordsee-Plattform

Der Speicherhersteller ASD Automatic Storage Device hebt in unserer Übersicht ein Projekt hervor, das konventionelle und erneuerbare Energien verbindet. Seit Ende des Jahres 2016 unterstützt ein Speichersystem mit 60 Kilowatt Leistung und 192 Kilowattstunden Kapazität die Energieversorgung einer unbemannten Gasförderplattform in der Nordsee. Laut ASD ist die Plattform eine der ersten, die hauptsächlich mit erneuerbaren Energien versorgt wird. Zum Einsatz kommen fünf Windturbinen mit jeweils einem Kilowatt Nennleistung und eine Solaranlage mit 15 Kilowatt Nennleistung. Ein Dieselgenerator springt an, wenn die Batterie nach längeren Flauten und wenig Sonnenschein leergelaufen ist. Dann lädt er die Batterie automatisch mit 60 Kilowatt Leistung.

Der mit der Steuerung ausgerüstete Stromspeicher muss einen selbstständigen Dauerbetrieb der Plattform ermöglichen. Dennoch kommt er laut ASD ohne Redundanz aus, also ohne eine zweifache Ausstattung als Reserve. Die Steuerung schalte die Module durchgängig parallel, was die Kapazität und Leistungsfähigkeit dauerhaft auf hohem Niveau halte, weil schwache Module auf diese Weise nicht das Gesamtsystem beeinträchtigen. Über Schnittstellen zur Plattformsteuerung sei auch eine Wartung aus der Ferne möglich.

Autarke Versorgung von Industriebetrieben

In einem Pilotprojekt, das im Jahr 2016 begann, entwickeln die Partnerunternehmen Digital Energy Solutions und Spanner Re² ein Konzept für die autarke Versorgung von Industriebetrieben. In einem auf vier Jahre angelegten Feldversuch wollen die Partner zunächst den Gesamtenergieverbrauch bei Spanner Re² in Neufahrn senken, ihn intelligent steuern und nachhaltiger gestalten. Das Unternehmen ist ein Hersteller von holzbasierten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und bringt diese Technologie auch in das Projekt mit ein. Der sogenannte EnergyBlock erzeugt Strom und Wärme aus Holz – im gemeinsamen Pilotprojekt mit einer Leistung von 45 Kilowatt elektrisch und 102 Kilowatt thermisch. Dazu kommt eine Photovoltaikanlage mit 62 Kilowattpeak Leistung.

Digital Energy Solutions hat einen Batteriespeicher mit einer Leistung von 280 Kilowatt eingebracht und übernimmt mittels eines sogenannten Energy Monitors auch das digitale Netzmanagement inklusive Verbrauchsregelung. Digital Energy Solutions testet in diesem Projekt verschiedene Anwendungsfälle, zum Beispiel die Eigenverbrauchsmaximierung der Photovoltaikanlage in Kombination mit dem Blockheizkraftwerk, den Inselbetrieb, das glätten von Verbrauchsspitzen und die Inte­gration von Ladestationen. Mit den Erkenntnissen aus dem Projekt sollen Lösungen für die autarke Versorgung von Industriebetrieben mit schwierigen Umgebungskonditionen entwickelt werden.

Alpines Wohnen mit Solar und Speicher

„SonnenparkPLUS“ in Wetzikon in der Schweiz bietet seit Mai 2018 Wohnungen für zehn Familien und wird sich nach der Prognose der Planer zu circa 63 Prozent autark versorgen können. Ein wesentliches Element ist der Batteriespeicher mit einer Kapazität von 78 Kilowattstunden, den E3/DC geliefert hat. Dieser Autarkiegrad wird erreicht, obwohl allein die Wärmepumpen für das Haus mit der Grundfläche von 1.705 Qua­dratmeter 15.000 Kilowatt Strom benötigen. Insgesamt liegt der Strombedarf bei vermutlich sogar 65.000 Kilowattstunden.

Damit zeigt das Vorzeigeprojekt, dass sich auch bei fünfstöckigen Mehrfamilienhäusern – bei denen die Dachfläche im Verhältnis zur Bewohnerzahl geringer ist als im Eigenheim und bei einem effizienten, auch auf hohen Komfort ausgerichteten Wohnkonzept – eine hohe Eigenversorgung erreichen lässt.

Das Haus wurde von Arento geplant; nach eigenen Angaben mit einem ganzheitlichen Ansatz, mit ökologischen Materialien, möglichst energieeffizient und mit erneuerbaren Energien. Außerdem werden die Bewohner „in Bezug auf den Energieverbrauch geschult“, sagt Franz Schnider von Arento. Das Haus verfügt über eine Photovoltaikanlage mit 45 Kilowattpeak auf dem Dach und mit 37 Kilowatt an den Fassaden. Der Solarstrom wird bevorzugt für den Eigenverbrauch im Haus, für die Wärmeerzeugung und für die Klimatisierung mit den Wärmepumpen genutzt. Als Nächstes wird der Batteriespeicher geladen. Überschüsse speist das Gebäude ins Netz ein.

Für alle Bewohner gibt es nur einen Netzanschlusspunkt. Mit einem internen Abrechnungssystem werden die Kosten aufgeteilt. Stromverbrauch zu Zeiten, wo Solarstrom zur Verfügung steht, ist dabei günstiger als zu Zeiten, wenn er aus dem Netz bezogen werden muss. Für die Bewohner bedeutet diese Priorisierung durchaus eine Umstellung, denn wegen der Niederstromtarife, die es in der Schweiz gibt, legen Netzstromkunden den Gebrauch der Haushaltsgeräte oft in die Abendstunden, so E3/DC. Das Konzept in dem Mehrfamilienhaus fördere also kluges Verhalten, indem man zum Beispiel Hausarbeit tagsüber erledigt.

Außerdem sind vier Elektroauto-Ladestationen installiert und es gibt ein Elektrofahrzeug zum kostenfreien Carsharing. Die Energie für die Elektroautos wird ebenfalls so gut wie möglich von dem Photovoltaik- und Speichersystem bereitgestellt.

27 Microgrids auf den Malediven

Inseln mit ihren abgeschlossenen Stromnetzen sind schon seit einigen Jahren ein Markt für Batteriespeicher, mit denen der Betrieb von Dieselgeneratoren reduziert oder ganz überflüssig wird. Trina Solar hat nun ein Elektrifizierungsprojekt auf den Malediven vorgestellt, bei dem das Unternehmen besonders ganzheitlich vorgeht. Damit erreichte es den vierten Platz unseres „energy storage highlights“-Rankings (siehe Seite 54).

Die Malediven sind eine Inselgruppe, deren Fläche insgesamt etwa der von Schottland entspricht, deren Landfläche zusammengenommen aber nur so groß wie die der Stadt Edinburgh ist. Die Inseln liegen weit auseinander und sind elektrisch nicht miteinander verbunden, so dass die Photovoltaikleistung und die Speicherkapazität der Microgrids jeweils an das Lastprofil auf den einzelnen Inseln angepasst wurden. Da an Land nur wenig Platz zur Verfügung steht, verteilen sich die Anlagen auf etliche Dächer. Außerdem hat das Unternehmen Personal geschult, damit die Anlagen überhaupt installiert werden konnten.

Im ersten Teilprojekt ist die kleinste Installation 60 Kilowattpeak groß, die größte 330 Kilowattpeak. Zusammen beträgt die Anlagenleistung 2,6 Megawatt. Die Batteriespeicher haben zusammen eine Kapazität von 2,6 Megawattstunden. In einem zweiten Projektteil „2a Phase“ installiert das ausführende EPC-Unternehmen Trinabess auf 13 Inseln weitere 2,3 Megawatt Photovoltaik und 1,5 Megawattstunden Batteriespeicherkapazität. Pro Jahr könnten so 2,6 Millionen Liter Diesel eingespart werden, die Netzqualität steige und die Kosten sänken, gibt Trinabess an. Eine Kilowattstunde Dieselstrom kostet auf den Malediven durchschnittlich 0,7 US-Dollar.

Subventionsfreier kommunaler Großspeicher

Tesvolt ist mit zwei Projekten ins „energy storage highlights“-Rennen gegangen, die die große Spannbreite der eigenen Systeme zeigen. Im ersten Projekt, in Großbritannien, ist ein Tesvolt-Batteriesystem mit vier Megawattstunden Kapazität und vier Megawattstunden Leistung neben dem 7,4-Megawatt-Solarpark von Westhampnett installiert. Es ist nach Aussagen des Unternehmens der erste Solarpark in Großbritannien, der von einer lokalen Behörde mit Batteriespeicher betrieben wird. Der Solarpark sei außerdem der zweite in dem Land, der sich ohne Förderung finanziere. Der Speicher nutzt als Erlösquellen die Preisunterschiede an der Börse, Frequenzstabilisierung und Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt.

Baucontainer für Baustellen

Das zweite Tesvolt-Projekt könnte die Situation von Bauarbeitern in der MENA-Region verbessern. Die Consolidated Contractors Company hat einen Baucontainer für Baustellen entwickelt, der mit Solarstrom und Batteriespeicher netzunabhängig rund um die Uhr klimatisiert wird. Selbst bei 50 Grad Außentemperaturen würden im Innenraum 25 Grad gehalten. Tagsüber werde der Container als Büro genutzt, nachts zum Schlafen. Der Speicher hat dazu eine Kapazität von 28,8 Kilowattstunden und eine Leistung von 6,5 Kilowatt.

Brennstoffzelle im Mehrfamilienhaus

Proton Motor hat ein Mehrfamilienhaus als Projekt in das Highlight-Ranking eingereicht, das tatsächlich ohne Netzanschluss, weder Gas noch elektrisch, nur mit erneuerbaren Energien versorgt wird. Initiator des Projekts in Brütten in der Schweiz ist die Umweltarena Schweiz.

Für die saisonale Speicherung des Solarstroms aus der Photovoltaik-Dach- und Fassadenanlage mit 126 Kilowattpeak lieferte Proton Motor eine Brennstoffzelle. Ein Elektrolyseur produziert zwei Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde und verbraucht dafür 14,5 Kilowattstunden Strom. Das System kann insgesamt 120.000 Liter Wasserstoff fassen. Die Brennstoffzelle von Proton Motor stellt 6,2 Kilowatt elektrische Leistung und 5,5 Kilowatt Wärme zur Verfügung. Die entstehende Wärme wird an Wärmepumpen abgegeben und für die Heizung der Räume und Warmwasser verwendet. Der Energieverbrauch des Gebäudes liege dabei mit nur 2.200 Kilowattstunden pro Wohneinheit pro Jahr bei etwa der Hälfte des Schweizer Durchschnittsverbrauchs. Das Energiesystem hat nach Aussage von Proton Motor den ersten Winter erfolgreich gemeistert, obwohl es der kälteste und dunkelste Winter in der Region seit 30 Jahren gewesen sei.

Nach Angaben der Umweltarena Schweiz liegt die Miete am oberen Ende der Skala für die Region. Der Bau wurde aber auch aus öffentlichen Mitteln unterstützt. Das Projekt zeigt nach Ansicht von Proton Motors die technische Machbarkeit. Bei höheren Stückzahlen ließe sich das Konzept auch rentabel umsetzen. Die Kosten für den Elektrolyseur würden auf ein Viertel von heute fallen. Ziel seien Kosten für den Wasserstoff zwischen zwei und drei Euro pro Kilogramm.

Im Highlight-Ranking erreicht Proton Motors mit dem Projekt den zehnten Platz. Vor allem in der Kategorie „Innovation“ schnitt es gut ab. „Solche Pilotprojekte gehen viel weiter als Projekte mit 60 oder 70 Prozent Autarkie und tragen viel zur Lernkurve auf der Systemseite bei“, sagt Juror Rolf Heynen. Dies gelte auch, obwohl es in Europa nicht sinnvoll sein werde, Mehrfamilienhäuser vollkommen unabhängig zu betreiben. Solche Projekte machten außerdem deutlich, dass es möglich sei, Wärme und Elektrizität auch in Regionen mit einem strengen Winter mit erneuerbaren Energien zu produzieren. Das hilft bei der Argumentation für eine schnelle Energiewende.

Regionaler Wind-Wasserstoff für den Verkehr

Um die Speicherung und Nutzung von Überschussstrom in Form von Wasserstoff geht es im Projekt von H-Tec Systems. Der Projektentwickler „eFarming“ baut die erste Wasserstoffmobilitätsinfrastruktur seiner Art in Ostfriesland. Das Projekt soll den öffentlichen und privaten Verkehr mit grünem Wasserstoff versorgen. Dafür lieferte H-Tec Systems fünf seiner ME 100/350 PEM-Elektrolyseure, die neben bestehenden Windparks in Containern aufgestellt werden. An den Standorten kann auch die Prozesswärme aus der Wasserstoffproduktion in das Nahwärmenetz eingespeist werden.

Das System produziert Wasserstoff nach dem SAE J2719 Standard für die Nutzung in Brennstoffzellenfahrzeugen mit einem Druck von 30 Bar. Gemeinsam sollen die Elektrolyseure 500 Kilogramm Wasserstoff pro Tag herstellen, was rechnerisch für 17 Wasserstoffbusse reichen würde. Die Elektrolyseure laufen vermutlich mit 3.000 bis 4.000 Betriebsstunden pro Jahr und können auch mit Teillast betrieben werden. Bei einem heutigen Preis von 9,50 Euro pro Kilogramm Wasserstoff ist das Ziel, dass das Projekt wirtschaftlich ist. Der Wasserstoff wird mit Behältern von den Erzeugungsanlagen zu den neuen öffentlichen Tankstellen in Niebüll und Husum gebracht.

Das Projekt sei für die Region bedeutsam, schreibt das Unternehmen, da dort Windräder aufgrund von Netzengpässen häufig abgeregelt werden und da Geschäftsmodelle für die Zeit gefunden werden müssen, wenn die EEG-Vergütung für die Erzeugungsanlagen ausläuft.

Marktübersicht-Projekte zusammengestellt von Mirco Sieg,
Highlights-Projekte von Marian Willhuhn, Michael Fuhs und Cornelia Lichner