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06 | 2019

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Energiespeicher Bild 14

Energiespeicher Bild 14 Konzept eines Power-to-Heat-to-Power-Speichers. das Thema „Energieforschung“ informiert, zeigt über 70 wärmespeicherbezogene Vorhaben und Teilvorhaben an, die 2018 und 2019 begonnen wurden (Stand Februar 2019, Stichwort: thermische Speicher) [85]. Ein konkretes Umsetzungsprojekt befindet sich am Campus der TU Berlin in Charlottenburg. Es sieht neben umfangreichen Sanierungsmaßnahmen im Quartier auch eine gebäudeübergreifende Nutzung von erneuerbaren Energien und Abwärme über ein Mehrleiter-Wärmenetz in Verbindung mit Kurz- und Langzeitspeichern inklusive Test und Optimierung vor [86]. Ein weiteres wichtiges Forschungsfeld sind Hochtemperaturspeicher. Sie können mit PtH-Anlagen Hochtemperaturwärme speichern und gegebenenfalls wieder zur Rückverstromung genutzt werden (PtH-to-Power). Am Solar-Institut der FH Aachen am Campus Jülich (SIJ) wurde in den letzten Jahren intensiv an Wärmespeichern für solarthermische Kraftwerke geforscht. Einige Projekte sind dabei weltweit in die Umsetzung gegangen [87]. Aktuell konzentrieren sich die Forscher auf Hochtemperaturspeicher zur Integration in bestehende Kohlekraftwerke. Zum Einsatz sollen dort Hochtemperatur-PtH-Anlagen kommen, die die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien flexibilisieren können. Die Wärme wird bei bis zu 1 000 °C gespeichert und kann im vorhandenen Dampfkreislauf samt Turbineneinheit des konventionellen Kraftwerks für die Rückverstromung eingesetzt werden. Überdies sind flexible Wärmeauskopplungen für die Versorgung mit Nah- und Fernwärme beziehungsweise Hochtemperatur-Prozesswärme möglich (Bild 14). Eine entsprechende Demonstrationsanlage wird aktuell im Projekt „Tess 2.0“ in Jülich errichtet [88]. Auch das DLR forscht an Hochtemperaturspeichern, die solarthermische Kraftwerke flexibilisieren können. Der Salzspeicher „Tesis:Store“, der als Testanlage auf dem Gelände des DLR in Köln seit 2017 in Betrieb ist, wurde im Projekt MS- Store seit 2012 unter der Förderung des BMWi entwickelt. Ziel ist eine geeignete Schichtung – analog zum Warmwasserspeicher – zu realisieren, sodass ein zweiter Behälter überflüssig wird. Herausforderungen sind hier die Beherrschung von Thermospannungen, die sich bei der Schichtung in einem Tank von 170 bis 560 °C ergeben. Zudem gibt es Forschungsbedarf bezüglich Materialverträglichkeit, Wärme- und Stofftransport und Thermodynamik. Überdies soll nicht nur ein zweiter Behälter, sondern auch ein Teil des vergleichsweise teuren Salzes mittels Ersatz durch Basaltsteine eingespart werden [89]. Als ein Schlüsselprojekt sieht die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ des Bundes Bild: Solarinstitut Jülich, Prof. Ulf Herrmann das Reallabor „Wärmespeicher-Kraftwerk StoreToPower“ [90]. Dabei handelt es sich um einen Flüssigsalz-Wärmespeicher, der an einem ehemaligen Kraftwerksstandort errichtet und bis zu 1 GW Wärme speichern soll. Er ist schwarzstartfähig und kann in einer Dunkelflaute als Back-up- Kraftwerk dienen. Der geplante Gesamt- Systemwirkungsgrad liegt bei etwa 40 %. Durch die Entwicklung von Hochtemperatur-Wärmepumpen wären in Zukunft sogar Gesamt-Wirkungsgrade von bis zu 70 % möglich [91]. In der ersten Projektphase sind RWE, DLR und die FH Aachen beteiligt. Das Land NRW fördert dieses Projekt mit 2,9 Mio. € [93]. Ebenfalls an Hochtemperaturspeichern forscht ein Konsortium aus Siemens Gamesa und der TU Hamburg mit Mitteln des BMWi. Der Schwerpunkt liegt hier auf der Verwendung von vulkanischem Gestein. Die Einspeicherung von regenerativem Strom geschieht mithilfe von Heizelementen und einem Gebläse. Die heiße Luft wird über Rohre aus dem Maschinenhaus in eine gut isolierte Gesteinsschüttung geführt und dort zwischengelagert. Das von Bilfinger entwickelte und im Grundriss ellipsenförmig gestaltete Speichergebäude beinhaltet rund 1 000 t kieselgroße Steine, die im Betrieb auf mehr als 600 °C erhitzt werden. Zur Rückverstromung wird ein Kaltluftstrom durch das Gestein geleitet und führt die Wärme ins benachbarte Maschinenhaus. Der dortige Dampfkessel beliefert dann eine 1,5-MW-Turbine, die mit der gespeicherten Wärme rund 24 Stunden Volllast fahren kann. Da die Anlage binnen weniger Minuten hochfährt, steht sie für Sekundärregelleistung im Stromnetz zur Verfügung. Innerhalb der ersten Jahreshälfte 2019 soll die Anlage in Betrieb gehen [94]. In Berlin Tegel wird im Rahmen eines Pilotprojekts ein 2,4-MWh-Stahlspeicher für die Hochtemperaturspeicherung getestet. Als Wärmequelle dient ein erdgasbetriebenes BHKW und als Senke ein Geschosswohnungsbau. Beide Gebäude stehen in der Bottroper Straße in Berlin. Die maximale Betriebstemperatur beträgt 650 °C. Neben Wärme soll in einem zweiten Schritt auch Strom wieder zur Verfügung gestellt werden können. Das Konsortium aus Vattenfall Energy Solutions, Gewobag und Lumenion plant, diesen Speicher in diesem Jahr in Betrieb zu nehmen [95]. 46 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Energiespeicher Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen für Speicher Elektromobilität ist ein globaler Trend für das gesamte Energiesystem, und stationäre Batteriespeicher können bei einem Einsatz als Pufferspeicher zur Entlastung von Netzbetriebsmitteln auch wichtiger Bestandteile bei der Errichtung einer Schnellladeinfrastruktur sein. Das bereits von 2020 auf 2022 vertagte politische Ziel, eine Million Elektroautos auf Deutschlands Straßen zu bringen, steht und fällt auch mit dem Ausbau der dazugehörigen Ladeinfrastruktur. Ein weiterer Faktor ist die Beseitigung noch vorherrschender rechtlicher Unklarheiten. Bewertung der Traktionsbatterie Bei Traktionsbatterien in Elektrofahrzeugen ist derzeit weitestgehend unklar, wie diese rechtlich einzuordnen und zu behandeln sind. Nach der elektrischen Ladung der Batterie aus dem Netz wird dann zu einem späteren Zeitpunkt Strom ausgespeist, um den Motor anzutreiben. Gemäß EEG stellt jeder Verbrauch innerhalb eines Fahrzeugs, sei es durch Verluste in der Batterie oder als Antriebsenergie durch den Fahrzeugmotor, einen Eigenversorgungsvorgang dar. Ein Teil der beschriebenen Strommengen wird gegebenenfalls gemäß § 61a Nr. 4 (De-minimis-Regel) von der EEG-Umlage befreit sein, sofern es sich um eine Stromerzeugungsanlage mit einer installierten Leistung von bis zu 10 kW handelt. Gerade in modernen und größeren Fahrzeugen handelt es sich in der Regel aber um Batterien mit einer größeren installierten Leistung. In einem solchen Fall würde die EEG-Umlage also für jede aus der Traktionsbatterie ausgespeiste Kilowattstunde anfallen, die im Elektromotor verbraucht wird. Da es sich bei der Traktionsbatterie auch nicht um eine EEG-Anlage oder eine hocheffiziente KWK-Anlage handelt, wäre die EEG-Umlage hier zu 100 % fällig. Dies würde auch dann gelten, wenn bereits für die Beladung des jeweiligen Fahrzeugs die volle EEG-Umlage abgeführt wurde. Deutlich praxisgerechter wäre insoweit eine Lösung, nach der es für den Anfall der EEG-Umlage maßgeblich auf den Moment ankommt, in dem der Strom in das Fahrzeug „getankt“ wird. Definition des Letztverbrauchspunktes Bei der Definition des Letztverbrauchspunktes fallen die Einstufungen im EnWG und EEG auseinander. Im EnWG findet der Letztverbrauch beim „Tanken“ an der Ladesäule statt. Dem entgegengesetzt, findet im EEG der Letztverbrauch, wie obig skizziert, zweimal statt: einmal beim „Betanken“ der Fahrzeugbatterie und zum zweiten Mal beim Antrieb des Fahrzeugs. Aufgrund der unterschiedlichen Regelungen in EnWG und EEG kann die Rolle des Energieversorgers (EVU) unterschiedlichen Unternehmen zufallen. Eine Harmonisierung der bislang uneinheitlichen Regelung in den EEG- und den EnWG-Gesetzeswerken erfordert dringend eine Harmonisierung. Strommessung an Ladesäulen Während das Mess- und Eichrecht die Abrechnung von Ladestrom nach Kilowattstunde nur unter Erfüllung bestimmter Auflagen erlaubt, wird die kilowattstunden-genaue Abrechnung gemäß der Preisangabenverordnung zwingend verlangt. Lange waren keine Ladesäulen verfügbar, die die mess- und eichrechtlichen Vorgaben erfüllten. Inzwischen sind zumindest mess- und eichrechtskonforme AC-Ladesäulen erhältlich, und die Umrüstung von AC-Normalladestationen ist in vollem Gang. Bei DC-Ladesäulen ist der Prozess jedoch noch nicht so weit fortgeschritten. Dabei ist die DC-Technologie besonders wichtig, da sie erst einen sehr schnellen Ladevorgang im Minutenbereich ermöglicht. Um die Hemmnisse für den weiteren Aufbau einer Ladeinfrastruktur abzubauen, sind klare Vorgaben für die zulässigen Möglichkeiten der Strommessung an Ladesäulen erforderlich. Kapazitätsanforderungen für Batterien im Primärleistungsmarkt Primärregelleistung (PRL) wird zur schnellen Stabilisierung des Stromnetzes innerhalb von wenigen Sekunden benötigt. PRL wird eingesetzt, um beispielsweise bei einem Kraftwerksausfall den Abfall der Netzfrequenz schnell zu begrenzen. Batterien fahren den gewünschten Frequenzwert innerhalb von Millisekunden punktgenau an und liefern bereits heute einen wesentlichen Beitrag zur Systemstabilität. Als Präqualifizierungsanforderung für den PRL-Markt musste seit jeher eine PRL-Bereitstellung über 15 Minuten in Höhe der präqualifizierten Leistung nachgewiesen werden. Im Rahmen der „Guideline on Electricity Transmission System Operation“ im Jahr 2015 forderten die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) eine Erhöhung dieser Kapazitätsanforderung speziell für Energiespeicher von 15 auf 30 Minuten. Die Sicherstellung der Versorgung im Krisenfall galt als Begründung. Einheitliche Zugangsbedingungen für einen einheitlichen Markt Primärregelleistung wird bereits heute in einer gemeinsamen Ausschreibung verschiedener europäischer Länder (D, A, NL, FR, BE), aber auch Nicht-EU-Länder wie der Schweiz auktioniert. Ein gemeinsamer, einheitlicher Markt verlangt gleiche Marktzugangsbedingungen für alle Marktteilnehmer in allen Nationalstaaten. Die Einführung eines 30-Minuten- Kriteriums für Energiespeicher allein in Deutschland hätte diesem Grundprinzip deutlich entgegengestanden. Bis heute liegt keine schlüssige technische Begründung der ÜNB für die geforderte Erhöhung der Kapazitätsanforderung nur für Energiespeicher auf 30 Minuten vor. In der Konsequenz wies die Bundesnetzagentur (BNetzA) den von den ÜNB gestellten Antrag am 10. Mai 2019 zurück [96]. Damit ist nun (abschließend) rechtssicher geklärt, dass die ansonsten geltende Mindestaktivierungszeit von 15 Minuten aus der EU-Guideline for System Operation auch in Deutschland und auch für Energiespeicher gilt. Alle Speicheranlagen, die in den letzten Jahren nur bei Einhaltung der 30-Minuten-Anforderung zugelassen wurden, können nun eine neue Präqualifizierung verlangen. In diesem Zusammenhang dürften auch Schadensersatzansprüche sowie die Geltendmachung entgangenen Gewinns gegen die ÜNB zu prüfen sein. Parallel zu der aktuellen Entwicklung auf deutscher Ebene werden die Präqualifikationsanforderungen und die Kostenstruktur der Kapazitätsbereitstellung auf europäischer Ebene mittels einer Kosten- Nutzen-Analyse evaluiert. Das von den europäischen ÜNB vorgeschlagene Vorgehen bei der Kosten-Nutzen-Analyse wurde vor Kurzem durch die nationalen Regulierungsbehörden genehmigt [97]. Dabei werden zunächst Kombinationen von unterschiedlich hohen Anteilen von Speichereinheiten an der gesamten vor - gehaltenen PRL (in zehn 10 %-Schritten von 10 bis 100 %) und vier verschiedenen Mindesterbringungszeiträumen (15, 20, 25 und 30 Minuten) gebildet. Neben Batteriespeichern können auch Lauf - BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 47

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