Spezial Hybrid-Kraftwerke 2023

The smarter E
Europe
2023
Hybridkraftwerk:
Gemeinsam stark
Solar, Wind, Batteriespeicher und Elektrolyseur
vereinen sich für eine stabile Zukunft.
Power-to-X für
alle Sektoren
Kombikraftwerke von
Enertrag erzeugen Strom,
Wasserstoff und Wärme. | 6
Service und
Fulfillment
Hybridspeicher von den
ersten Steps bis zur Wartung
umsetzen. Wie geht das? | 10

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Impressum
2023
Herausgeber und Verlag:
TFV Technischer Fachverlag GmbH
Ein Unternehmen der Gentner Verlagsgruppe
Postfach 10 48 36, 70042 Stuttgart
Forststraße 131, 70193 Stuttgart
Telefon (07 11) 6 36 72-0
Telefax (07 11) 6 36 72-747
www.erneuerbareenergien.de
Verleger:
Robert Reisch
Redaktion:
Redaktion ERNEUERBARE ENERGIEN
Wörther Straße 1
10435 Berlin
Telefon (030) 23 36 75 99
Nicole Weinhold (nw) –
(Chefredaktion, V.i.S.d.P.)
weinhold@erneuerbareenergien.de
Anzeigenleitung:
Patrick Krumbach
Telefon +49 (0) 511 / 2 70 47 17
krumbach@erneuerbareenergien.de
Auftrags-Management:
Melanie Schweigler (Leitung)
Telefon +49 (0) 7 11 / 6 36 72-862
schweigler@erneuerbareenergien.de
Carmen Welte
Telefon +49 (0) 7 11 / 63 67 2-828 | Telefax -760
welte@erneuerbareenergien.de
Layout und Gestaltung:
GreenTomato GmbH, Stuttgart
Druck:
Silber Druck, Lohfelden
04 Editorial
05 Speicher für den Eigenverbrauch
06 Das Referenzkraftwerk Lausitz
08 Vier PV-Speicher-Projekte mit
60 MW
10 Hybridspeicher im Wärmenetz
12 Hybridlösung mit Wärme für
Kommunen
14 EEG-Vorgaben für Speicher
optimieren
16 Sichere Verbindungen für
H2-Tankstellen
17 PV und Speicher für eine
Pazifik-Insel
18 Intelligente Batteriespeichersysteme
06
Foto: Leipziger Gruppe

Special
Netzinfrastruktur
optimal ausnutzen
Die Branche der erneuerbaren Energien hat schon
lange vor der Politik erkannt, dass die Einspeisung
volatiler Erneuerbarer ins Energiesystem intelligenter
Technologien und Speicher bedarf, um für
Versorgungs- und Netzsicherheit zu sorgen.
Entsprechend kombinieren Projektierer weltweit
inzwischen Solar, Wind, Bioenergie, Batteriespeicher
und Elektrolyseure in den unterschiedlichsten
Konstellationen - immer mit dem Ziel, die Netzkapazitäten
optimal auszunutzen und dabei gleichzeitig
eine stabile Versorgung zu gewährleisten.
In dieser Spezial-Ausgabe zu Hybridkraftwerken
erfahren Sie mehr über die unterschiedlichen
Projekte, Ansätze und Überlegungen, die Unternehmen
hier verfolgen - vom Referenzprojekt mit
Wasserstoff von Enertrag in der Lausitz bis zum
Hybridspeicher von Intilion mit Wärmenetz und
Batterie.
Aber wir erhalten auch wichtige Hinweise darauf,
wie die politische Gesetzgebung jetzt optimiert
werden muss, damit die Speicher im
Netz ihre positive Wirkung voll entfalten
können. Sowohl Abo Wind als
auch Trianel haben hier die entspechenden Empfehlungen
parat. Es kann nicht sein, dass wertvolle
Flexibilitätspotenziale ungenutzt bleiben.
Viel Spaß beim Lesen wünscht Ihnen
Nicole Weinhold,
Chefredakteurin ERNEUERBARE ENERGIEN
Flexibilitätspotenzial
Werde Teil unseres Teams! ABO Wind denkt die Energiewende ganzheitlich.
Daher zählen wir zu den Vorreitern für Hybridprojekte, in denen wir Wind- oder Solaranlagen mit Batteriespeichern
kombinieren. Hast du Lust, uns bei dieser Mission zu unterstützen? Dann bewirb Dich jetzt!
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4 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
Ideale Kombi: PV-Dach, Heimspeicher und
E-Ladesäule für solaroptimiertes Laden.
Häusliche
Energie wende
360°-Entscheidungshilfe für die Solarstrom-Eigenversorgung
Foto: SENEC
Die Elektrifizierung von Strom, Wärme
und Mobilität rund ums Eigenheim
sollte möglichst passgenau, individuell
und zukunftsfähig gestaltet werden.
Und die Angebotspalette wächst unaufhörlich
- kein Wunder, wenn man hier
im Angebotsdschungel den Überblick
verliert. Wer noch auf der Suche nach
einer 360°-Entscheidungshilfe ist, der
wird bei Senec fündig: Denn der Leipziger
Spezialist für Solarstrom-Eigenversorgung
bietet Hausbesitzer*innen ein
vollständiges Ökosystem mit allen Komponenten,
welche für die Energiewende
im eigenen Zuhause relevant sind.
Herzstück der nachhaltigen Rundum-Eigenversorgung
ist ein smarter
Heimspeicher, mit dem Hausbesitzer:innen
nicht nur effizient ihren wachsenden
Strombedarf – durch Elektroauto
oder Wärmepumpe – steuern, sondern
auch zur größtmöglichen CO 2 -Reduktion
am schönsten Ort der Welt beitragen
können – dem eigenen Zuhause.
Der smarte Heimspeicher speichert
überschüssigen Strom aus der
obligatorischen Photovoltaik-Dachanlage,
damit er dann genutzt werden
kann, wenn er wirklich gebraucht wird:
Beispielsweise am Abend, wenn der
Eigenverbrauch des Haushalts durch
die Anwesenheit der ganzen Familie
besonders hoch ist. Oder auch in den
Stunden, in denen die Sonne nicht
genügend Licht zur Wandlung in Strom
liefert. Ergänzt wird die Lösung aus
Photovoltaik-Dachanlage und Heimspeicher
um eine Heimladestation, die
„solaroptimiertes Laden“ ermöglicht,
diversen Wärmelösungen sowie die
Senec Cloud, einem virtuellen Stromkonto,
mit dem die Eigenversorgung
noch flexibler wird: Überschüssiger
Solarstrom wird auf das Konto eingespeist
und ist später bei Bedarf wieder
abrufbar – beispielsweise als Stromguthaben
zum Laden des Elektroautos im
EnBW Hyper Netz.
Das Komplettangebot der 100%igen
EnBW-Tochter Senec bietet somit viel
mehr als nur die Summe ihrer Einzelkomponenten.
Im Rahmen der The
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Foto: ENERTRAG
RefLau: Wasserstoff bleibt
bei Enertrag wichtiges
Thema.
Enertrag zeigt in der
Lausitz, was H2 ermöglicht
Grünen Wasserstoff ist als Energiespeicher Teil der Energiewende.
Mit dem Referenzkraftwerk Lausitz
verbindet sich für mich der unbedingte
Wille, hier Zukunft entstehen
zu lassen“, so Minister Habeck
bei der Übergabe des Fördermittelbescheids an die
RefLau GmbH im Februar 2023. Dass zum zukünftigen
erneuerbaren Energiesystem in jedem Fall
grüner Wasserstoff gehört, war für Jörg Müller,
Gründer und Aufsichtsratsvorsitzender von Enertrag,
schon seit Jahrzehnten klar. Während andere
Wasserstoff für ein Trendthema hielten, ließ er ein
grünes Wasserstoffkraftwerk bauen. 2011 wurde
es in Betrieb genommen, mit 0,6 MW Elektrolysekapazität
– eine Pionierleistung.
Die Dimension des Referenzkraftwerkes,
das in der Lausitz errichtet wird, ist mit 12 MW
Elektrolyseleistung eine ganz andere. Enertrag ist
hier in einer Partnerschaft mit dem Industriepark
Schwarze Pumpe (ZVISP) und Energiequelle, mit
dem Fraunhofer IEG, der TU Dresden und der
BTU Cottbus.
Um die Systemintegration der erneuerbaren
Energien ins Stromnetz voranzutreiben, umfasst
das Referenzkraftwerk neben Speichern auch eine
Baugruppe zur Erbringung von Momentanreserve
und eine Brennstoffzelle zur Rückverstromung des
Wasserstoffs. „Für den geplanten Ausstieg aus der
Kohleverstromung ist eine deutliche Erhöhung der
Flexibilität der Stromnetze und künftiger Kraft-
12
MEGAWATT
Elektrolyseleistung
wird das Referenzkraftwerk
in der
Lausitz haben. Das
Pionierprojekt von
2013 hatte 0,6 MW.
werksanlagen nötig“, so Manuela Blaicher, Abteilungsleiterin
PtX Projektentwicklung Deutschland
bei Enertrag SE und Mitglied im Projekt-Lenkungskreis.
„Am Standort Schwarze Pumpe wollen wir
demonstrieren, was Wasserstoff möglich macht.“
Der Ort in der Lausitz ist nicht zufällig gewählt.
Dort gibt es eine langjährige Tradition als Kraftwerkstandort,
der Menschen und Industrie in einer
weitläufigen Region versorgt. Auch in Zukunft soll
Energieerzeugung und -nutzung eine wichtige Rolle
spielen. „Und damit das möglich wird, brauchen
wir neben Flächen für erneuerbare Energien auch
einen Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur“, erläutert
Manuela Blaicher. Wasserstoffnetze können die
Industrie in ganz Deutschland versorgen.
„Mit unserem Projekt Elektrolysekorridor
Ost gehen wir noch einen Schritt weiter und
werden eine Gesamtelektrolysekapazität von
210 MW an verschiedenen Standorten in Mecklenburg-Vorpommern,
Brandenburg und Sachsen-Anhalt
erreichen“, erklärt Manuela Blaicher.
Die Wasserstoffproduktion in dieser Größenordnung
setzt maßgeblich auf länderübergreifende
Wasserstoffpipelines von Nord nach Süd. So kann
ein echter Markt entstehen und Wasserstoff wird
zum alltäglichen Rohstoff. W
Weitere Informationen:
https://www.reflau.com/
6 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
„Ohne grünen Wasserstoff
geht es nicht“
Sarah Weltecke, Spezialistin für
politische Kommunikation, über
regulatorische Entwicklungen im
Bereich grüner Wasserstoff.
2011 hat Enertrag das erste Hybridkraftwerk
in Betrieb genommen, aber
erst jetzt haben Politik und Wirtschaft
erkannt, wie wichtig grüner Wasserstoff
ist. Was hat sich verändert?
» Sarah Weltecke: Insbesondere das letzte
Jahr hat allen deutlich vor Augen geführt, dass
kein Weg daran vorbeiführt, schnellstmöglich
von Öl und Gas auf grünen Wasserstoff umzusteigen.
Die Regierung hat mittlerweile einige
Bremsklötze beseitigt und überarbeitet ihre nationale
Wasserstoffstrategie. Darin verdoppelt sie
die Ausbauziele für grünen Wasserstoff bis 2030,
setzt den Rahmen für eine Wasserstoffinfrastruktur
und für Maßnahmen, die grünen Wasserstoff
in unterschiedlichen Anwendungsbereichen zum
Einsatz bringen sollen.
Außerdem hat die EU-Kommission im Februar
den lang erwarteten delegierten Rechtsakt
für grünen Wasserstoff bekanntgegeben. Hier
wird definiert, was grüner Wasserstoff ist und
die Grundlage für den Wasserstoffmarkthochlauf
in ganz Europa gelegt. Oberste Prämisse dabei
ist, dass grüner Wasserstoff ausschließlich aus
Wind- und Solarstrom erzeugt wird.
Vergeuden wir nicht grünen Strom,
wenn wir daraus Wasserstoff machen?
» Sarah Weltecke: Nein. Erstens brauchen wir
grünen Wasserstoff als Energiespeicher, um
die CO 2 -Emissionen in der Industrie oder im
Verkehrssektor in den Griff zu bekommen. In
der Stahl- und Zementindustrie, aber auch im
Sarah Weltecke,
Referentin Politik,
Enertrag SE
Foto: Silke Reents
Flug-, Schienen- und Schwerlastverkehr gibt es
keine Alternativen, die fossile Energie ersetzen.
Deshalb brauchen wir auch große Mengen an
grünem Wasserstoff.
Zweitens funktioniert der nötige Ausbau
von Wind- und Solarenergie nur, wenn gleichzeitig
auch genug grüner Wasserstoff produziert
wird. Ein flexibler Betrieb von Elektrolyseuren
sorgt dafür, dass die schwankende Stromerzeugung
aus Wind und Sonne mit dem Verbrauch
zusammenpasst und das Stromnetz stabil bleibt.
Das heißt, dass ein Elektrolyseur in den Phasen
läuft, in denen der erneuerbare Strom günstig
ist und im Netz nicht benötigt wird. Ein flexibler
Betrieb ist deshalb auch die Voraussetzung für
einen niedrigen Wasserstoffpreis und eine effektive
CO 2 -Reduktion im Energiesystem. Rechtlich
steht dem flexiblen Betrieb jedoch noch ein
scheinbar kleines, aber gewichtiges Relikt im EEG
entgegen, das dringend geändert werden sollte.
Was brauchen Unternehmen jetzt
konkret, um in grünen Wasserstoff zu
investieren?
» Sarah Weltecke: Wir warten darauf, dass der
delegierte Rechtsakt final beschlossen und möglichst
schnell in deutsche Verordnungen umgesetzt
wird. Außerdem sollte die Bundesregierung
ihren Handlungsspielraum nutzen, strengere
Vorgaben zur Entfernung zwischen Elektrolyseuren
und erneuerbaren Stromerzeugern zu
machen. Liegt zwischen Stromerzeugung und
Elektrolyse aufgrund der großen Entfernung ein
Netzengpass, steigen der Netzausbaubedarf und
die volkswirtschaftlichen Kosten enorm. Sinnvoller
ist es, grünen Wasserstoff in der Nähe
von Wind- und PV-Anlagen herzustellen und
diese bestenfalls mit einer Direktleitung zu verbinden.
Der Wasserstoff kann dann in großen,
effizienten Wasserstoffleitungen gespeichert
und zu den Abnehmern transportiert werden.
Umso wichtiger sind daher verbindliche
Aussagen zur Planung und Finanzierung der
Wasserstoffnetze. W
HYBRIDKRAFTWERKE 2023 7

Special
Trianel-Projekt mit 19.750 PV-Modulen
oberhalb eines Weinanbaugebietes im
rheinland-pfälzischen Schleich an der Mosel.
Foto: Trianel
Trianel setzt auf
Innovationsprojekte
Die Trianel Energieprojekte GmbH & Co. KG hat das Potenzial von
Hybridkraftwerken früh erkannt.
Seit September 2020 veranstaltet die Bundesnetzagentur
in regelmäßigen Abständen
Innovationsausschreibungen. Diese
vom EEG vorgesehenen Ausschreibungsrunden
sollen vor allem neue Preisgestaltungsmechanismen
und Ausschreibungsmodalitäten
testen, sowie neuartige Betriebskonzepte für regenerative
Erzeugungsanlagen fördern. Die Projektierer
bewerben sich hier mit Kombinationsanlagen
von erneuerbaren Energien und Speichern um
Fördergelder. Der kommunale Projektentwickler
Trianel Energieprojekte GmbH & Co. KG (TEP)
hat das Potenzial solcher Kombinationsanlagen
früh erkannt und plant noch in diesem Jahr vier
Innovationsprojekte in Baden-Württemberg,
Sachsen-Anhalt und Brandenburg zu errichten.
Bei den zukunftsweisenden Projekten handelt es
sich um Solaranlagen mit einer Gesamtleistung
von 60 MW, die in Kombination mit 40 MWh
Speicherkapazität die natürliche Angebotsfluktuation,
die durch die wachsende Anzahl von Erneuerbare-Energien-Anlagen
entsteht, abfedern kann.
Mehr als das EEG zulässt
Die Projektierer der dringend benötigten Kombinationsanlagen
stoßen aktuell jedoch auf eine
„Durch den
Bau eigener
Umspannwerke
entlasten
wir die
Verteilnetze.“
Andreas Lemke,
Abteilungsleiter
Solar bei Trianel
Energieprojekte
herausfordernde Marktlage und lange Genehmigungszeiten.
„Kapazitätsprobleme bei Material
und Personal, steigende Zinsen und allgemein
steigende Preise erschweren uns im Moment
eine zügige Realisierung unserer Projekte. Dazu
kommen noch die langen Genehmigungszeiten, die
anstatt der Zielmarke von drei Monaten teilweise
ein ganzes Jahr in Anspruch nehmen“, bestätigt
Andreas Lemke, Abteilungsleiter Solar bei TEP.
Durch die strengen Vorgaben des EEG, die besagen,
dass ein Speicher nur durch den jeweiligen
lokalen PV-Park geladen werden darf, bleiben wertvolle
Flexibilitätspotenziale, die durch die Batteriesysteme
im Netz entstehen, ungenutzt. Die Einschränkung,
keinen Strom zu speichern, der nicht
selbst erzeugt wurde, verhindert eine effiziente
Nutzung des Gesamtprojekts. Der Intraday-Handel
ist dadurch nur eingeschränkt möglich und die
Teilnahme am Primärregelleistungsgeschäft wird
vollständig unterbunden. Die strikten Vorgaben
des EEG führen somit unweigerlich dazu, dass das
Potenzial der Kombinationsanlagen wirtschaftlich
und technisch nicht vollständig erschöpft wird.
„Uns ist bewusst, dass das EEG hier noch
eine umfassendere Nutzung unserer Projekte
verhindert. Trotz dieser herausfordernden Situ-
8 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
ation freuen wir uns auf die Realisierung unserer
Innovationsprojekte, die wir als unverzichtbaren
Bestandteil für das Gelingen der Energiewende
betrachten. Als Treiber der kommunalen Energiewende
fokussieren wir uns darauf, die Technologien
und Projekte in direkter Nähe zu den
Stadtwerken zu verwirklichen. Neben der Projektierung
und dem Bau von Solar- und Windparks,
Batteriespeichern und Elektrolyseuren, wenden
wir uns durch den Bau von eigenen Umspannwerken
vermehrt auch der Entlastung der Verteilnetze
zu. Bei diesem vielseitigen Aufgabenspektrum
können wir auf unser stetig wachsendes
und weit verzweigtes Netzwerk zurückgreifen,
bei dem wir auf lokale Zusammenarbeit setzen“,
erläutert Andreas Lemke. Als Tochterunternehmen
der Stadtwerke-Kooperation Trianel bietet
die TEP neben der Identifizierung von Ausbaupotenzialen
auch den Erwerb von bereits bestehenden
Parks im Rahmen des Repowering an, um
an gleicher Stelle neue und effizientere Anlagen
zu errichten. Neben den Flächeneigentümern,
die von regelmäßigen Pachteinnahmen finanziell
profitieren und zu einer klimafreundlichen Energieversorgung
in ihrer Region beitragen, werden
60
MEGAWATT
Solarleistung und
40 Megawattstunden
Speicherkapazität
erreichen
vier Innovationsprojekte
von Trianel
Energieprojekte, die
noch in diesem Jahr
errichtet werden.
auch die Kommunen beim Erreichen ihrer jeweiligen
selbstgesteckten Klimaziele unterstützt.
Zudem erhalten die Standortgemeinden neben
der Gewerbesteuer, die auf den Ertrag der Anlage
erhoben wird, auch eine Zuwendung von 0,2 ct
pro erzeugter Kilowattstunde Strom gemäß § 6
des EEG und können somit gleich in zweifacher
Hinsicht von der Erweiterung des klimaneutralen
Erzeugungsportfolios profitieren.
TEP setzt auf Bürgerbeteiligungen
Um die Bürgerinnen und Bürger vor Ort auch auf
monetärer Ebene an den Projekten teilhaben zu
lassen, prüft die Trianel Energieprojekte für jedes
neue Engagement die Möglichkeit zur Umsetzung
von Bürgerbeteiligungsmodellen. „Bei der
Standortwahl unserer Projekte stellen wir Naturund
Artenschutz in den Vordergrund – auch über
die gesetzlichen Vorgaben hinaus. Einer der
ersten Schritte eines jeden Projektes besteht
deshalb aus umfangreichen artenspezifischen
Untersuchungen, die mögliche Auswirkungen
auf Mensch, Tier und Natur genau analysieren“,
schildert Herbert Muders, Geschäftsführer der
TEP, die Herangehensweise an die Projekte. W
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HYBRIDKRAFTWERKE 2023 9
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Special
Foto: INTILION
Stadtwerke Bielefeld
nutzen Fernwärmenetz
André Haubrock, CEO bei der Intilion AG, berichtet über ein
kommunales Hybridkraftwerk mit Batterie- und Wärmespeicher.
NICOLE WEINHOLD
Intilion hat mit der Umsetzung eines komplexen
Hybridspeicher-Projektes die Blaupause
für eine kommunale Energiewende
inklusive sauberer Wärme geliefert.
Worum geht es in Ihrem Projekt mit den
Stadtwerken Bielefeld?
» André Haubrock: Das ist in unserem Verständnis
ein klassischer Hybridspeicher, weil wir die
erzeugte Leistung zwischenspeichern können,
einmal in dem elektrochemischen Speicher, aber
auch in dem Wärmespeicher im Fernwärmenetz
der Stadtwerke Bielefeld. Bei diesem Projekt ist
es so, dass wir die gesamte Anlage konzeptioniert,
geplant und aufgebaut haben und auch den
entsprechenden Wartungsservice anbieten. Der
Kunde hatte die Erwartung, dass eine Gesamtanlage
von einem Turnkey-Lösungsanbieter aufgebaut
wird. Das bedeutet auch, dass die Anlage
mit Anschluss ans Wärmenetz vollständig vom
Projektierer – in diesem Fall Intilion - zu reali-
sieren war. Tatsächlich war es bei der Vergabe
essenziell jemanden zu haben, der das Projekt
vollumfänglich bewältigen kann. Wenn wir uns
die Projektrealisierung anschauen, haben wir es
mit einem Gebäude auf einem ehemaligen Kraftwerksgelände
zu tun. Trafo, Umrichter und Batterien
mussten in eine bestehende Gebäudeinfrastruktur
eingebunden werden – inklusive
der gesamten Verkabelung. Die Räumlichkeiten
waren auch nicht voll erschlossen, sondern wir
waren aufgefordert, drei Batterieräume aufzubauen.
Dafür musste ein großer Raum gedrittelt,
die Wände gezogen, die Lüftung eingebaut und
der Brandschutz berücksichtigt werden. Dann
wurden die Racks aufgebaut und die Module
mussten eingebracht werden. Die Umrichtertechnik
steht im Außenbereich. Die Heizelemente
befinden sich auf einer anderen Ebene.
Da mussten Traglasten, Statik und Deckenhöhe
berücksichtigt werden. Die Durchgänge waren
teilweise zu schmal.
10 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
Klingt, als wäre es mehr Aufwand gewesen
als bei einem Greenfield-Projekt.
» André Haubrock: Es war tatsächlich mehr
Aufwand, aber die Stadtwerke Bielefeld sind
natürlich mitten im Stadtbereich. Da müssten
Sie sonst erstmal eine Freifläche und den Netzanschluss
finden. Hier haben die Stadtwerke
Bielefeld gesagt: Wir wollen die Anlage auf unserem
Werksgelände implementiert haben, weil wir
da auch die Anbindung an das Fernwärmenetz
haben. Da haben wir unter anderem auch die
Leistungsanschlüsse. Diese Kundenvorgaben
haben wir in Kauf genommen.
War das Ihr erstes Wärmehybridprojekt?
» André Haubrock: Ja. Noch ist das selten. Die
Stadtwerke Bielefeld sind sehr innovativ. Wir
gehen davon aus, dass weitere Stadtwerke jetzt
nachziehen. Im Süden gibt es Stadtwerke, die die
Speicher zum Beispiel an Wasserkraft anbinden
wollen. Aber das war tatsächlich für uns das erste
Fernwärmenetz. Ich glaube, das ist eine sehr gute
Kombination. Die Energienetze, die wir haben
– Wärme, Strom und perspektivisch auch Gas
– miteinander zu vernetzen, ist ein wichtiger
Schritt, um daraus eine ganzheitliche energetische
Optimierung zu erreichen.
Die Stadtwerke suchen nach Lösungen…
» André Haubrock: Das ist richtig. Aber wenn es
ums Investment geht, sind die Versorger sehr verhalten.
Die Industrie ist da schneller und hat mehr
Druck. Aber seit etwa einem Jahr findet auch bei
den Stadtwerken ein deutliches Umdenken statt,
weil sie ihre Energieversorgungsstruktur umstellen
und damit auch eine hohe Bereitschaft für
derartige Projekte mitbringen. Stadtwerke und
Asiatische
Zellhersteller
planen
Produktionsstätten
in
Europa.
André Haubrock,
CEO, Intilion
Foto: Martin Birkner
Co. betreiben ja zudem oft auch die Verteilnetze.
Und auch da lohnen sich ja Speichersysteme, um
die Netzkapazitäten besser auszunutzen.
Wo sehen Sie Herausforderungen?
» André Haubrock: Eine Projektabwicklung
besteht aus drei Phasen: Beschaffung, Montage
und Inbetriebnahme. Viertens dann der nachgelagerte
Service. Bei der Beschaffung geht es um
die zeitliche Komponente, die Qualität und die
Menge, die passen müssen. Da hatten wir in der
Vergangenheit durch Covid u. a. in China und die
Blockade des Suezkanales Herausforderungen
beim Bezug von Batteriezellen von Elektronikbaugruppen.
Das konnten wir aber abfedern, weil
wir die Zellen und Module frühzeitig beschafft
und einen guten Zugang zu den chinesischen Lieferanten
haben. Es gab kleine Verzögerungen,
die aber keine größeren Auswirkungen auf das
Projektgeschäft hatten. Gleichwohl ist es herausfordernd,
wenn Sie eine Komponente nur aus
Asien bekommen. Wir suchen nach Zulieferern
in Europa, um die Logistikwege kürzer zu halten
und das Supply-Chain-Risiko zu minimieren.
Das ist heute noch nicht ganz möglich, weil alle
Zellhersteller in China sitzen.
Sehen Sie denn eine Veränderung?
» André Haubrock: Langfristig ja, kurzfristig
nein. Viele asiatische Zellhersteller planen Produktionsstandorte
in Europa, was Logistikwege
verkürzt und CO2-Emissionen deutlich reduziert.
Das ist allerdings zu 95 Prozent auf Automotive
ausgerichtet und nicht auf stationäre Systeme.
Und das wird wohl in den nächsten drei bis fünf
Jahren so bleiben. Das hängt aber auch von der
Dynamik im stationären Speichermarkt ab. W
Wir sorgen für den
reibungslosen Betrieb
Ihres Batteriespeichers.
Unsere Serviceangebote umfassen Wartung,
Instandsetzung und Störungsbehebung.
HYBRIDKRAFTWERKE 2023 11
www.juwi.de

Special
Foto: Kampan - stock.adobe.com
Solar und Wind gehen Hand in Hand mit Speicher und Wärmenetzen.
Wind, Wärme, Speicher
und PV für Nordostbayern
31 Städte und Gemeinden setzen als Zenob die
Energiewende mit Sektorkopplung gemeinsam um.
In dem Gemeinschaftsunternehmen
ZukunftsEnergie Nordostbayern GmbH
(Zenob) treiben 31 Städte, Gemeinden
und kommunale Betriebe sowie vier
Landkreise die Umsetzung einer nachhaltigen
und dekarbonisierten Energiewirtschaft in der
Region voran. Ziel ist eine Versorgung der Bürger:innen
und Unternehmen in Nordostbayern
zu stabilen Preisen mit vor Ort erzeugtem Strom
aus erneuerbaren Energien. Die Zenob strebt die
Umsetzung von ganzheitlichen Konzepten an, die
neben Erzeugung und Verteilung auch die Kopplung
der Sektoren Strom und Wärme sowie die
Speicherung von Energie in den Blick nehmen.
Kommunen, Unternehmen und Bürger:innen
sollen weiterhin Beteiligungsmöglichkeiten an
Wind- und Photovoltaikparkinvestitionen ein-
300
MEGAWATT
Solarleistung könnte
Zenob bis 2026 in
Nordostbayern
umsetzen.
geräumt werden, damit der wesentliche Teil der
Wertschöpfung aus Energieerzeugung in der
Region realisiert werden kann.
Steffen Kölln, Unternehmensberater bei
Sterr-Kölln & Partner, einem interdisziplinären
Beratungsunternehmen, das auf erneuerbare
Energien und kommunale Energieversorgung
spezialisiert ist, berät das Gemeinschaftsunternehmen
Zenob bei Umsetzungsfragen. Für ihn
ist klar, dass nur eine ganzheitliche Umsetzung
der Regenerativziele inklusive Regenerativstrom,
Speicher und Umsetzung der Wärmewende zum
Erfolg führt. Sterr-Kölln fokussiert daher vor allem
auch das Thema Wärme und Wärmenetze in der
Kommunalen Energiewende. Das Zusammenspiel
der unterschiedlichen Technologien als virtuelles
Hybridkraftwerk entlastet gleichzeitig die Netze.
12 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
„Ein wichtiger Baustein zur Erreichung
der Ziele ist der weitere Ausbau des derzeitigen
Bestandes an Erzeugungskapazitäten der Zenob“,
sagt Steffen Kölln. Im Wesentlichen bestehe dieser
aktuell aus Windenergieparks. „Künftig wird
die Zenob verstärkt auch auf den Ausbau von
Photovoltaik-Freiflächenanlagen setzen“, fügt
er an. Hierfür kooperiere die Zenob mit einem
erfahrenen Projektentwicklungsunternehmen,
das auf die Entwicklung, Errichtung und den
Betrieb von Photovoltaik-Freiflächenanlagen
spezialisiert sei.
Ambitionierte Ausbau-Ziele der
neu gegründeten Gesellschaft
Gemeinsames Ziel ist es, bis 2026 Photovoltaik-Freiflächenanlagen
in Nordostbayern mit
einer installierten Leistung zwischen 250 und
300 Megawatt zu errichten. Eine Gesellschaft,
an der sowohl die Zenob als auch das Projektentwicklungsunternehmen
beteiligt sind, wird
die Anlagen betreiben.
Die fachlich kompetente Entwicklung und
Errichtung der einzelnen Photovoltaik-Freiflächenanlagen
wird durch das Projektentwicklungsunternehmen
sichergestellt. Dieses bringt
sein hoch spezifisches Know-How und langjährige
Erfahrung in die Kooperation ein. Im
Rahmen der Projektentwicklung profitiert das
Projektentwicklungsunternehmen wiederum von
der Kooperation mit der Zenob.
Auch wenn das Beispiel der Zenob zeigt,
dass die Vorteile einer Zusammenarbeit von
kommunalen Gemeinschaftsunternehmen und
Projektentwicklungsunternehmen auf der Hand
liegen, verfolgen die Beteiligten doch zunächst
unterschiedliche Interessen. Insbesondere in
wirtschaftlicher Hinsicht gilt es zu klären, wer
wie und in welcher Höhe an der Wertschöpfung
partizipiert. Die Herausforderung liegt in
einer ausgewogenen und hinreichend klaren
vertraglichen Gestaltung, die sicherstellt, dass
die Zusammenarbeit über die gesamte Dauer der
geplanten Projekte gut gelingt. Das entwickelte
Modell muss sich für eine Anwendung auf eine
Vielzahl von verschiedenen Einzel-Projekten der
Kooperation eignen. Ein Erfolgsfaktor ist eine
sorgfältige und transparente Ermittlung der
verschiedenen Interessen der Beteiligten zum
Beginn der Gespräche. Zunächst gilt es auf genereller
Ebene, ein gemeinsames Verständnis für
die Kooperation zu erarbeiten und so gefundene
Gestaltungsansätze schrittweise weiterzuentwickeln
und zu präzisieren. W
Heute handeln.
Für die Generation
von morgen.
Mehr Sonnenenergie als Beitrag zu einer
nachhaltigen, klimafreundlichen Zukunft: Dafür
engagieren wir uns seit über 15 Jahren gemeinsam
mit Flächeneigentümern, Projektierern,
Kommunen, Solarparkbetreibern und zahlreichen
anderen Akteuren, die unsere Ziele teilen.
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HYBRIDKRAFTWERKE 2023 13

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Fixe Marktprämie fehlt bei
aktuellen Ausschreibungen
Julia Badeda, Bereichsleiterin für hybride Energiesysteme und
Speicher bei Abo Wind, über ihre Erfahrung mit Hybridkraftwerken.
NICOLE WEINHOLD
Abo Wind hat Hybridprojekte in
Deutschland umgesetzt und plant
weitere u. a. in Spanien, UK und Griechenland,
sowie kombinierte Windund
Batterieprojekte im kanadischen Alberta.
Wie definieren Sie Hybridkraftwerke?
» Julia Badeda: Viele Kombinationen von erneuerbaren
Energien mit Speichern werden heute als
Hybridkraftwerk bezeichnet, zum Beispiel auch
virtuelle Kraftwerke, bei denen die Technologien
an unterschiedlichen Standorten zu finden sind.
Nach Auffassung von Abo Wind haben „echte“
Hybridkraftwerke einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt.
Beide müssen vor Ort miteinander
kommunizieren, weil nur so die Netzinfrastruktur
optimal ausgenutzt werden kann. Ist zum Beispiel
das Netz bereits voll ausgelastet mit unserer
PV-Einspeisung, kann der Batteriespeicher das
auffangen, was nicht mehr ins Netz „passt“. Wenn
wir 50 MW PV Netzanschluss beantragen, wird
dies sehr unterschiedlich von Netzbetreibern in
Netzberechnungen berücksichtigt und berechnet.
Dadurch wird aber letztlich beeinflusst, wieviel
MW im Netz noch für weitere Projekte übrig sind.
Im Zweifel gibt es Netznutzungsbeschränkungen.
Aber mit der Zunahme an PPA-Projekten verliert
der Netzbetreiber den Überblick, zumal diese
nicht über Ausschreibungen der Bundesnetzagentur
vergeben werden. Die Anzahl der Anfragen
für Netznutzungskapazitäten wird zudem extrem
steigen. Allein bei der Edis liegen 100 Gigawatt an
Anträgen für zusätzliche Erzeugung vor. In dem
Zusammenhang spricht ein weiterer Aspekt für
Hybridkraftwerke: Wenn ich nun für gleich zwei
Erzeuger wie Wind und Solar zusammen anfrage,
muss ich nur eine einzige Anfrage stellen. Das
macht es leichter.
Julia Badeda,
General Manager
of Division Hybrid
Energy Systems and
Storage Abo Wind
Foto: ABO Wind
Übrigens: Insellösungen wie Stand-Alone-Projekte
sind zwar organisatorisch einfacher
zu realisieren, aber, um lokale Abregelungen
zu vermeiden, muss ein Batteriespeicher
am Netzanschlusspunkt des Erzeugungsanlage
angeschlossen sein. Ein Zusammenschluss im
gleichen Messgebiet reicht da aktuell nicht aus,
denn jede Messstelle wird einzeln berechnet und
geregelt. Für eine Regelung über eine Messstelle
hinaus müsste der Netzbetreiber eine Echtzeitsteuerung
im Netzgebiet ermöglichen. Dies ist
jedoch aufgrund aktuell fehlender Messungen im
lokalen Netz noch Zukunftsmusik.
Wie bewerten Sie die Innovationsausschreibungen?
» Julia Badeda: Die waren zu Beginn sehr innovativ.
Damals haben Projektentwickler darüber
nachgedacht, wie man Strom aus Hybridkraftwerken
mittels PPA vermarkten kann. Sowohl Solar
als auch Speicher vermarkten sich derzeit separat
besser. Und diese marktbasierten Optionen mit
entsprechendem Risiko waren gekoppelt mit einer
fixen Marktprämie. Das hat die Risikobewertung
positiv beeinflusst und die Projekte ermöglicht.
So kamen mehr Erneuerbaren-Projekte aus der
Nische der EEG-Tarife in die freie Vermarktung.
Jetzt haben sich die Ausschreibungsbedingungen
verändert, und es hat nur ein einziges Gebot im
jüngsten Ausschreibungsverlauf gegeben. Ich wäre
für eine Rückkehr der Innovationsausschreibungen
zur fixen Marktprämie plus PPA sowie eine
Erlaubnis, Speicher aus dem Netz zu laden. Aus
meiner Sicht ein toller Schritt. So könnten die
Batteriespeicher ganzjährig Netzdienstleistungen
bereitstellen. Der Speicher darf sich derzeit
immer noch nicht aus dem Netz laden, weil man
vermeiden will, dass Strom doppelt vermarktet
14 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Special
wird. Das halte ich für archaisch, zumal man an
unterschiedlichen Punkten messen könnte, um
die Richtigkeit der Angaben zu verifizieren. Und
wenn man das tun würde, könnte man den Speichereinsatz
massiv erhöhen.
Jetzt, wo der Speicher nur aus der PV
gespeist werden darf, ist er nur wenig ausgelastet.
Volkswirtschaftlich ist das suboptimal.
Welche Kombination von Erneuerbaren
und Speicher ist zu empfehlen?
» Julia Badeda: Das kommt auf den Standort an.
Wind und Solar können durchaus komplementär
sein. Im Großraum Spanien hat sich das ganz klar
gerechnet. Das Problem ist hierbei allerdings,
dass Wind eine längere Entwicklungszeit benötigt
als Solarprojekte. In Spanien gibt es daher
ein eigenes Gesetz für dieses Problem, das Hybridisierungsgesetz.
Dort kann man später noch
nachträglich zusätzliche Erzeugungskapazität am
gleichen Netzanschlusspunkt installieren. Interessant
wäre es auch, wenn man beim Thema
Repowering auf Solar umswitchen könnte, wenn
Wind nicht möglich ist. Tatsächlich ist aber PV
mit Batteriespeicher die natürlichste Kombi. Hier
ist die volle Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt
nur selten von Bedarf für die PV und die
Batterie hat genug freie Netzanschlusskapazität,
um am Markt frei gehandelt zu werden. Bei Wind
ist eine Batterie durch höhere Volllaststundenzahlen
der Erzeugungseinheit sowie geringere
Vorhersagbarkeit und höhere Fluktuation schwieriger
zu kombinieren, aber durchaus möglich.
Apropos wirtschaftlich: Wie bewerten
Sie hier das Thema Wasserstoff?
» Julia Badeda: Wind und Elektrolyseur sind
ebenfalls eine natürliche Kombination. Dadurch
dass Wind mehr Volllaststunden generiert, wird
der Elektrolyseur besser ausgelastet. Wir sind
überzeugt, dass PV, Wind und Elektrolyseur
eine gute Kombination ergeben. Das rechnen
wir gerade für ein Projekt in Spanien. Allerdings
sind wir bei Wasserstoff nicht überzeugt, dass
eine Rückumwandlung in Strom mit der aktuellen
EE-Durchdringung sinnvoll ist, zumal H2
in Industrie und Mobilität gebraucht wird. W
Foto: ABO Wind
Die kommunale Kraft
der Energiewende.
Gemeinsam umsetzen. Gemeinsam profitieren.
Besuchen
Sie uns auf
der Intersolar,
Halle B5,
Stand 109.
Als kommunal geprägtes Unternehmen wollen wir unseren Beitrag zur Daseinsvorsorge
leisten und den Ausbau der erneuerbaren Energien forcieren. Dabei handeln wir
transparent, partnerschaftlich und auf Augenhöhe. Miteinander gestalten wir die Zukunft!
Lassen Sie uns „Ideen. Gemeinsam. Umsetzen.“ Wir freuen uns auf den Dialog mit Ihnen.
HYBRIDKRAFTWERKE 2023 15
Trianel Energieprojekte

Special
Gute Verbindung für H2-Tankstellen
Maximator Hydrogen und Lapp haben gemeinsam eine
Kabelvorschlagsliste erarbeitet.
Seit 2018 baut und produziert die in
Nordhausen ansässige Maximator
GmbH auch komplette Wasserstofftankstellen
und hat sich in kürzester
Zeit auf diesem Gebiet durch innovative
Technologien eine führende
Stellung erarbeitet.
Ähnlich wie bei gängigen Tankstellen
für Kraftstoffe wie Diesel oder
Benzin unterliegt der Betrieb von
Wasserstofftankstellen hohen Sicherheitsanforderungen.
So müssen auch
die elektrischen Verbindungs systeme,
die in den Wasserstofftankstellen zum
Einsatz kommen, hohe Anforderungen
erfüllen. Hierfür setzt Maximator
Hydrogen seit Jahren auf Lapp,
den Weltmarktführer für integrierte
Lösungen im Bereich der Kabel- und
Verbindungstechnologie. „Es gab nur
positive Erfahrungen – deshalb sind
Bestellungen bei Lapp einfach gute
Gewohnheit“, so Marcel Urban, der
bei Maximator mit seinem Team im
Betrieb für die Elektroplanung zuständig
ist. Als Maximator Hydrogen anfing
in Bereichen mit hohen Sicherheitsanforderungen
zu konstruieren, sah die
Zusammenarbeit wie folgt aus: Lapp
übergab eine Kabelvorschlagsliste, in
der die Produkte aufgeführt sind, die
für den jeweiligen Einsatzzweck die
gültigen Normen erfüllen. Anschließend
planten Marcel Urban und sein
Team mit den Kabeln und Leitungen
aus dieser Liste und konnten sicher
sein, dass am Ende alle Anforderungen
erfüllt wurden.
Mit der Entscheidung komplette
Tankstellen zu bauen, kamen erweiterte
Anforderungen an die Kabel und
Leitungen hinzu. Denn nun war das
Unternehmen auch für die Verkabelung
im Außenbereich zuständig, was bisher
die Bauherren der Tankstellen übernommen
hatten. „Weitere Anforderungen
waren unter anderem der Schutz
Einblick in einen Maximator-Container für einen Elektrolyseur. Zahlreiche Kabelverbindungen
sind offensichtlich im Einsatz. Das heißt, Lapp kann hier einen wichtigen Beitrag leisten.
vor Nagetieren und UV-Strahlung. Und
natürlich bestanden die Anforderungen
zum Explosionsschutz weiterhin“, so
Marcel Urban. Vor diesem Hintergrund
wendete sich das Team an René
Beitlich, den zuständigen Lapp Account
Manager. Man vereinbarte ein Treffen
in Nordhausen, wo sich Beitlich und
sein Kollege Olaf Westermann aus
der Anwendungstechnik von Lapp die
Tankstellen anschauen und bewerten
sollten, ob mit den verbauten Kabeln
und Leitungen auch im Außenbereich
alle Normen eingehalten werden. „Für
unsere Kunden sind wir oftmals im
Tandem aus Vertrieb und Anwendungstechnik
unterwegs. So unterstreichen
wir mit unmittelbarer Expertise unsere
führende Marktposition“, berichtet
Beitlich.
In den Tankstellen steckt nun
ein rundes Dutzend unterschiedlicher
Leitungen von Lapp. Eine Schlüsselrolle
kommt der Ölflex EB zu, sowohl
als geschirmte als auch als ungeschirmte
Variante, die eigensichere
Stromkreise mit hohem Zündschutz
an den Initiatoren der Hochdruckkompressoren
verbindet. Weiter dient die
Ölflex 400 als Steuerleitung für digitale
24 Volt Schaltsignale, die geschirmte
Variante für analoge Signale mit 4-20
mA und 0-10 Volt, die Ölflex 550 P versorgt
die Beleuchtung und Heizung mit
Netzspannung. Daneben gibt es diverse
Leitungen zur Datenübertragung wie
die Etherline Cat.5e flex für sämtliche
Kommunikationsverbindungen
zwischen IT-Komponenten und den
Modulen sowie Hitronic HQW3000
Lichtwellenleiter für größere Strecken
ab 100 Meter, was bei Großprojekten
wie etwa in Wien häufiger
vorkommt. W
Foto: Maximator
16 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

Spezial
„Ein echtes Abenteuer“
1.000 km östlich der Philippinen baut Juwi ein Hybridprojekt an besonderem Standort.
Mit Erfolg verhandelten Manager der Juwi-Gruppe vor vielen
Monaten auf der Pazifik-Insel Palau mit diversen Geschäftspartnern
aus Asien und Australien den EPC-Vertrag für den
Bau eines Solarparks mit Batteriesystem – nun wird das
Projekt in Palau gerade Realität. Seit Mai 2022 baut Juwi als
EPC-Partner – verantwortlich für Engineering, Procurement
und Construction – dort einen 15,3 Megawatt großen Solarpark
mit einem passenden Batteriesystem (10,2 MW / 12,9
MWh). Künftig sollen rund 20 Prozent des Strombedarfs der
Insel erneuerbar erzeugt werden. Die Inbetriebnahme wird in
diesem Sommer erfolgen. Die technische Betriebsführung der
Anlage wird Juwi übernehmen.
Palau ist vor allem deshalb ein besonderes Projekt, weil
die Inselgruppe mit über 500 Inseln, die im westlichen Pazifik
liegt und zu Mikronesien gehört, direkt vom Klimawandel
und dem damit prognostizierten Anstieg des Meeresspiegels
bedroht ist. Damit hat die Inselgruppe mittlerweile einen
gewissen Symbolcharakter in der globalen Diskussion über
die Erderwärmung erhalten. Entsprechend oft wird sie von
Politiker*innen besucht und in den Medien erwähnt.
Auch die deutschen Außenministerin Anna-Lena Baerbock
war schon vor Ort. Bedrohte Pazifiknationen hätten
bei internationalen Klimaverhandlungen immer wieder vor
den Folgen des Klimawandels gewarnt, räumte Baerbock ein.
„Aber wir müssen zugeben, dass unsere Antwort als internationale
Gemeinschaft unzureichend, unsere Unterstützung
zu begrenzt war.“ Nun sei es „wirklich Zeit, dass wir Ihnen
nicht nur aus der Ferne zuhören, sondern dass wir tatsächlich
herkommen“.
Dort, auf der Juwi-Baustelle, bereitet Juwi-Bauleiter
Pascal Thomas zusammen mit seinen Kolleg*innen gerade
alles für den Endspurt vor. Der erfahrene Manager spricht
von einem „echten Abenteuer“. Eine der größten Herausforderungen
in dem durchaus unwegsamen Gelände: alte
Bomben und Sprengköpfe aus den Zeiten des Zweiten Weltkriegs.
„Das hatten wir nicht erwartet und bedeutete für uns
natürlich einen erheblichen Mehraufwand mit Blick auf die
beim Bau. Aber wir haben diese Herausforderung gemeistert
und konnten die Sicherheit aller Beteiligten gewährleisten.“
Auch die Wetterbedingungen beim Bau – immer wieder
verzögerten heftige Regenfälle die Bauabläufe – waren nicht
ohne. Und wie immer, wenn es um Baustellen auf eher
abgelegenen Inseln geht, ist die Logistik eine große Herausforderung:
Solarmodule, Wechselrichter, Kabel, Metallkonstruktionen,
Batteriesysteme, Container und vieles mehr
können nicht mal eben per Truck angeliefert werden, sondern
müssen mit einer überschaubaren Menge an geeigneten
Lastschiffen befördert werden.
Dennoch blicken alle Beteiligten mit großer Begeisterung
auf den bisherigen Verlauf des Projektes zurück: „Ein echtes
Highlight war die internationale Zusammensetzung der
Mitarbeiter:innen auf der Baustelle. Eine großartige Gelegenheit,
von unterschiedlichen Kulturen zu lernen und an einem
Strang für das gemeinsame Ziel zu ziehen.“ W
Hybridprojekt von Juwi auf der Pazifik-Insel Palau.
Foto: JUWI
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17
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Solarpark mit Stromvorrat
Foto: EnBW/ Maximilian Hübinger
Die EnBW setzt auf intelligente Batteriespeicher und leistet
damit einen wichtigen Beitrag zum Ausbau der erneuerbaren
Energien.
Am Rande der Autobahn A 60 bietet
sich ein eindrucksvolles Bild. Beim
Eifelort Brandscheid kurz vor der
belgischen Grenze glänzen mehr als
17.000 Solarmodule in der Sonne. Sie nehmen
eine Fläche ein so groß wie 13 Fußballfelder. Der
Solarpark gehört der EnBW und er kann mit einer
Produktion von acht Millionen Kilowattstunden
den jährlichen Strombedarf von 2.300 Haushalten
decken. Umgerechnet lassen sich dadurch
5.000 Tonnen CO 2 pro Jahr vermeiden.
Das Projekt der EnBW ist eine Attraktion –
nicht nur wegen seiner Größe. Der Park umfasst
neben vielen Solar-Paneelen auch einen Batteriespeicher
mit 2,7 Megawatt Leistung. Mit seiner
Hilfe trägt die Anlage dazu bei, das Stromnetz in
Spitzenzeiten zu entlasten. Damit senkt sie eine
wichtige Hürde für den Ausbau der Erneuerbaren.
Gleichgewicht im Netz finden
Anders als Kraftwerke, die rund um die Uhr laufen,
erzeugen Solarparks nur Strom, wenn die
Sonne scheint. Das ist leider nicht immer dann
der Fall, wenn Haushalte und Unternehmen große
Mengen an Energie benötigen. Hinzu kommt, dass
Industriebetriebe von Energieträgern wie Kohle
und Gas auf Grünstrom umsteigen. Dadurch
steigt der Strombedarf und immer höhere Lastspitzen
müssen gedeckt werden. In der Folge
kann es zu Ungleichgewichten kommen. Mit
dem Ausbau der erneuerbaren Energien muss
das gesamte Stromnetz also flexibler werden.
Energieversorger wie die EnBW leisten ihren
Beitrag dazu und treiben die Entwicklung von
neuen Systemlösungen voran – zum Beispiel mit
Batteriespeichern. Ihr Ziel ist es, ein ständiges
Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage
„Der Batteriespeicher
ermöglicht
es trotz des
kleineren
Netzanschlusses,
eine lokale
Überproduktion
des
Solarstroms
ins Netz zu
speisen.“
Tobias Wirsching,
EnBW
im Stromnetz herbeizuführen. Dafür müssen
Lastspitzen gekappt und Energieversorgungssysteme
miteinander vernetzt werden, um so
die erneuerbaren Energien noch effizienter zu
gestalten und grundlastfähig zu machen.
Intelligente Batteriespeichersysteme tragen
dazu bei, diese Ziele zu erreichen. Durch ihren
modularen Aufbau sind sie flexibel einsetzbar. Das
heißt, der Batteriespeicher lässt sich für beliebig
hohe Ladekapazitäten nutzen. Je nach Bedarf stellt
er mehr oder weniger Leistung zur Verfügung.
Einfach einspeisen
Das Speichersystem in Brandscheid ermöglicht es,
dass bis zu 2,7 Megawattstunden erzeugter Solarstrom
genutzt werden kann. Die Einspeisung des
Parks ins regionale Verteilnetz ist auf 5,5 Megawatt
begrenzt. Die installierte Leistung beträgt
allerdings 7,6 Megawatt. Zu Spitzenzeiten kann
die Batterie daher Energie aufnehmen, bedarfsgerecht
einspeisen und das Verteilnetz entlasten.
„Der Batteriespeicher ermöglicht es trotz des kleineren
Netzanschlusses, eine lokale Überproduktion
des Solarstroms ins Netz zu speisen“, sagt Tobias
Wirsching, Manager Batteriesystemlösungen bei
der EnBW. Dadurch lässt sich Sonnenenergie
besonders gewinnbringend vermarkten, was
den Anreiz, regenerative Energien auszubauen,
erhöht. „In Brandscheid konnten wir schon signifikante
Mehrerlöse gegenüber einer klassischen
Photovoltaik-Direktvermarktung ohne Batteriespei-cher
erwirtschaften“, sagt Marcel Schepers,
Produktmanager bei der EnBW.
EnBW bietet ihre Expertise auch für externe
Kunden wie Besitzer von Wind- und Solarparks
an und unterstützt diese bei Planung, Bau, Betrieb
und Vermarktung von Batteriespeichern. W
18 HYBRIDKRAFTWERKE 2023

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