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06 | 2019

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Energiespeicher Anzahl

Energiespeicher Anzahl Projekte 70 60 50 40 30 20 10 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Inbetriebnahmejahr > 20 MWh 10-20 MWh 5-10 MWh 1-5 MWh ≤ 1MWh Kumulierte Speicherkapazität [MWh] 600 500 400 300 200 100 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Inbetriebnahmejahr > 20 MWh 10-20 MWh 5-10 MWh 1-5 MWh ≤ 1MWh Bild 5 Entwicklung der Projektanzahl und der kumulierten Speicherkapazität von stationären Großbatteriespeichern in Deutschland nach Größenklassen (Quelle: FZJ-Datenbank; Stand: Februar 2019). Analog zur installierten Speicherkapazität entfällt ein Großteil der Nennleistung auf Lithium-Ionen-Batteriespeicher (etwa 339 MW; inklusive Second-Life-Systeme) gefolgt von Blei-Säure-Batterien (etwa 37 MW). In Bezug auf die Einsatzgebiete wird ein Großteil der Nennleistung für die Bereitstellung von Primärregelleistung vorgehalten (etwa 385 MW). Das durchschnittliche Kapazitäts- zu Leistungsverhältnis für Lithium-Ionen-Batterien liegt Ende 2018 bei rund 1,27 und für Blei-Säure-Batterien bei rund 1,49. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber beträgt die präqualifizierte Leistung von Batteriespeichern im November 2018 für die Bereitstellung von Primärregelleistung 250 MW [8]. Aufgrund der Differenz zu den Angaben in Bild 4 lässt sich schlussfolgern, dass für einen nennenswerten Teil der in 2018 in Betrieb genommenen Batteriespeicher das Präqualifikationsverfahren noch nicht abgeschlossen ist. In Zukunft wird nach Abschluss laufender Präqualifikationsverfahren eine Angleichung der Werte erwartet. Weiterhin ist zu beachten, dass die in Bild 4 angegebene Nennleistung in der Regel größer als die präqualifizierte Leistung ist. Dies ist erforderlich, um parallel zur Bereitstellung von Primärregelleistung Ausgleichsenergie zur Ladestandskontrolle zum Beispiel über die Strombörse beschaffen zu können. Die größten Batteriespeicher in Deutschland, bezogen auf die Nennleistung und installierte Speicherkapazität, werden zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt (siehe Kapitel „Vorstellung ausgewählter Projekte“). Insgesamt entfallen Ende 2018 auf das Einsatzgebiet Bereitstellung von Primärregelleistung rund 92 % der kumulierten Gesamtkapazität (Bild 3) und etwa 96 % der kumulierten Nennleistung (Bild 4). Eine Übersicht zur Größenstruktur nach Speicherkapazität der Großbatteriespeicherprojekte in Deutschland gibt Bild 5. Anhand von Bild 5 wird ersichtlich, dass ein Großteil der Projekte in der Größenklasse 1 bis 5 MWh realisiert wurde. Nach 2015 wurden auch zunehmend Projekte in der Größenklasse größer als 5 MWh realisiert. Ein Großteil der kumulierten Speicherkapazität entfällt auf Projekte in der Größenklasse größer als 20 MWh (insgesamt 295 MWh). Bezogen auf das Marktvolumen für Primärregelleistung 2019 in Deutschland von 605 MW beziehungsweise etwa 1 470 MW im gekoppelten Marktgebiet Deutschland, Österreich, Schweiz, Niederlande, Frankreich und Belgien (gemeinsame Ausschreibung von Primärregelleistung über die Plattform regelleistung.net [8]) könnte auf Batteriespeicher zukünftig ein Marktanteil von bis zu 63 % (Deutschland) beziehungsweise 26 % (gekoppeltes Marktgebiet) entfallen. Unter zusätzlicher Berücksichtigung von Batteriespeichern im gekoppelten Marktgebiet, die sich nicht in Deutschland befinden, kann sich der Anteil, der durch Batteriespeicher bereitgestellt wird, noch erhöhen. Speichersysteme im gekoppelten Marktgebiet außerhalb von Deutschland (zum Beispiel AES Zeeland [9]) sind in der hier vorgestellten Datenbankauswertung allerdings nicht berücksichtigt. In Bezug auf die Wirtschaftlichkeit stationärer Batteriespeicher zur Bereitstellung von Primärregelleistung ist zu beachten, dass der Primärregeleistungsmarkt nur ein beschränktes Marktvolumen aufweist (siehe oben) und große Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Preisentwicklung [10] und den regulatorischen Rahmenbedingungen (Ausschreibungsverfahren) bestehen. Durch den Markteintritt neuer Anbieter und Anlagen sowie durch die zunehmende europäische Harmonisierung und überregionale Kopplung der Regelreservemärkte [8] ist ein zunehmender Wettbewerb zu beobachten. Dies spiegelt sich auch in sinkenden Preisen am Primärregelleistungsmarkt wider [8]. In diesem Zusammenhang ist auch die Kostenentwicklung stationärer Batteriespeicher zu beachten. Getrieben durch stark sinkende Zellkosten sinken die Kosten der Batteriepacks und der Batterie- Gesamtsysteme ebenfalls deutlich [11; 12]. Batteriespeicher, die zu einem späteren Zeitpunkt in den Markt eintreten, müssen somit niedrigere Deckungsbeiträge im Vergleich zu älteren Batteriespeichern erwirtschaften, um eine vergleichbare Wirtschaftlichkeit zu erreichen [13; 14]. Wie sich dieser Effekt auf die zukünftige Preisentwicklung am Primärregelleistungsmarkt auswirkt, bleibt abzuwarten. Die bisherige Kostenentwicklung stationärer Großbatteriespeicher in Deutschland ist in Bild 6 zusammengefasst. Die dargestellten kapazitätsspezifischen Investitionen ergeben sich aus den Investitionen des Batteriespeicherprojektes bezogen auf die jeweilige Speicherkapazität. Nicht zu allen in der Datenbank vorhandenen Projekten liegen Angaben zu Investitionen vor. Die meisten Informationen beziehen sich auf Projekte aus dem Jahr 2018 und auf Batteriespeicher mit Lithium-Ionen-Technologie. Anhand von Bild 6 wird ersichtlich, dass die Investitionen (bezogen auf die gemittelten Werte pro Jahr) für Großbatteriespeicher mit Lithium-Ionen-Technologie im Zeitraum 2014 bis 2020 deutlich gesunken sind beziehungsweise sinken werden. Während im Jahr 2014 die kapazitätsspezifischen Investitionen bei rund 1 100 €/kWh lagen, werden aktuell Projekte mit kapazitätsspezifischen Investitionen kleiner als 600 €/kWh realisiert. Anhand der zahlreichen Datenpunkte des Jahres 2018 wird zudem eine erhebliche Spannweite bei den Investitionen ersichtlich. Zwischen dem günstigsten und dem teuersten in der Datenbank enthaltenen 36 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Energiespeicher Kapazitätsspezifische Investition [€/kWh] 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 2013 2015 2017 2019 2021 Inbetriebnahmejahr Lithium-Ionen Blei-Säure Hybrid (Lithium+Blei) Hybrid (Lithium+NaS) Linear (Lithium- Ionen) Kapazitätsspezifische Investition [€/kWh] 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 0 50 100 150 Kapazität [MWh] Lithium-Ionen Blei-Säure Hybrid (Lithium+Blei) Hybrid (Lithium+NaS) Bild 6 Entwicklung der kapazitätsspezifischen Investitionen nach Batterietechnologie in Abhängigkeit vom Jahr der Inbetriebnahme und der Speicherkapazität (Quelle: FZJ-Datenbank; Stand: Februar 2019). Projekt (Lithium-Ionen-Technologie) ist ein Faktor fünf bei den spezifischen Investitionen zu erkennen. Hierbei ist zu beachten, dass sich die standortspezifischen Rahmenbedingungen (zum Beispiel vorhandener Netzanschluss, vorhandener erschlossener Standort) zum Teil deutlich unterscheiden, wodurch ein Teil der Unterschiede bei den Investitionen erklärt werden kann. Trotzdem ergeben sich auch bei Containerlösungen mit vergleichbaren Rahmenbedingungen teilweise erhebliche Unterschiede bei den Investitionen. Beim Kostenvergleich der Technologien sind die unterschiedlichen Eigenschaften in Bezug auf kalendarische und zyklische Lebensdauer sowie Effizienz zu beachten. Betrachtet man die kapazitätsspezifischen Investitionen in Abhängigkeit von der Projektgröße, so ergibt sich keine klare Korrelation. Insbesondere bei kleineren Projekten mit weniger als 10 MWh Speicherkapazität ist wiederum eine sehr große Spannweite bei den Investitionen erkennbar. Wird davon ausgegangen, dass die in Bild 4 aufgeführten Projekte die laufenden Präqualifizierungsverfahren erfolgreich abschließen können, werden Batteriespeicher zukünftig den überwiegenden Anteil an Primärregelleistung in Deutschland bereitstellen. Aktuell ist daher bereits eine Sättigung des Marktes zu beobachten. Der starke Zubau an Projekten in den letzten Jahren und insbesondere im Jahr 2018 wird sich in Zukunft nicht fort - setzen. Für die Jahre 2019 und 2020 sind bisher nur wenige Projekte in der Datenbank registriert, die sich in Planung beziehungsweise in Bau befinden. Hierbei handelt es sich unter anderem um einen Batteriespeicher der Versorgungsbetriebe Bordesholm mit 10 MW / 15 MWh mit Inbetriebnahme im April 2019 [15] sowie das Großprojekt der LEAG mit 50 MW / 52,6 MWh und geplanter Inbetriebnahme in 2020 [16]. Der Großspeicher der LEAG wird nach Inbetriebnahme voraussichtlich der größte Batteriespeicher in Deutschland sein. Bei beiden Projekten sollen neben dem Haupteinsatzgebiet der Bereitstellung von Primärregelleistung auch die Bereitstellung weiterer Systemdienstleistungen (unter anderem Schwarzstart, Inselnetzbetrieb, weitere Regelleistungsprodukte) erprobt werden. Anfang 2019 wurde zudem ein Nickel- Metallhydrid-Batteriespeicher in Betrieb genommen. Vorstellung ausgewählter Projekte Im Folgenden werden ausgewählte Batteriespeicherprojekte kurz vorgestellt. Hierbei handelt es sich um die jeweils größten Projekte nach Batterietechnologie (Lithium-Ionen, Blei-Säure, Hybrid) in Deutschland, bezogen auf die installierte Speicherkapazität mit Inbetriebnahme im Jahr 2018. Alle vorgestellten Speicherprojekte werden zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt. Hinzu kommt der erste Nickel-Metallhydrid- Großbatteriespeicher in Deutschland, der Anfang 2019 in Betrieb genommen wurde. Darüber hinaus wird der mögliche Einsatz von Batteriespeichern im Übertragungsnetz als sogenannte Netzbooster vorgestellt. Batteriespeicher Jardelund Im schleswig-holsteinischen Jardelund wurde Ende Juni 2018 der größte Batteriespeicher Europas nach einer Bauzeit von etwa acht Monaten in Betrieb genommen. Die Nennleistung des Speichers auf der Basis von Lithium-Ionen-Technologie wird mit 48 MW und die Speicherkapazität mit größer als 50 MWh angegeben. Die Batteriemodule sind in einer neu errichteten Halle untergebracht (Bild 7). Betreiber des Projektes ist EnspireME, ein Joint-Venture zwischen der Eneco Group und Mitsubishi Corporation. Umgesetzt wurde das Projekt vom Projektentwickler NEC Energy Solutions. Der Speicher wird zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt. Darüber hinaus soll auch die direkte Kopplung mit Windparks erprobt werden, um eine Abregelung von Windstrom aufgrund lokaler Netzengpässe zu vermeiden [17; 18]. Das Batterieprojekt ist mit Unterstützung der Innovationsallianz Norddeutsche EnergieWende (NEW 4.0), Sinteg Smart Energy Show - cases und dem Landesprogramm Wirtschaft Schleswig-Holstein realisiert worden [19]. Batteriespeicher Langenreichenbach Der Batteriespeicher Langenreichenbach verfügt über eine Kapazität von 25 MWh und eine Leistung von 16,4 MW und ist damit der größte Batteriespeicher auf Basis der Blei-Säure-Technologie in Deutschland. Er wird von der Upside Group betrieben und am Markt für Primärregelleistung eingesetzt. Der Speicher wurde als Containerbauweise auf dem Gelände eines Umspannwerks realisiert und verwendet Batteriesysteme des chinesischen Herstellers Narada Inc. Eingesetzt werden wartungsfreie Blei-Carbon- Zellen, die vertikal verbaut werden können (Bild 8). Laut Angaben der Upside Group dient der Speicher als Muster für mindestens vier weitere baugleiche Projekte. Ein baugleicher Speicher konnte ebenfalls Ende 2018 in Bennewitz bei Leipzig in Betrieb genommen werden [20; 21]. Hybrid-Batteriespeicher Varel Der Hybrid-Batteriespeicher Varel besteht aus einer Kombination von Lithium-Ionen-Batterien (7,5 MW/2,5 MWh) BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 37

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