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Der Gasturbine Dampf gemacht

Geschäftsmodell für Großspeicher

10. März 2020, 10:53 Uhr | Von Dipl.-Ing. Hans Urban, Business Development bei Smart Power

In jedem Container befinden sich 336 aktiv gekühlte Batteriemodule.

Für Großspeicherprojekte sind belastbare Wirtschaftlichkeitsmodelle gefragt. Sehr interessant kann die Kombination mit einer vorhandenen Gasturbine sein, wie der folgende Praxisreport zeigt.

Mit 18 MW Leistung und 8,5 MWh Energieinhalt wurde im August 2018 auf dem Gelände der Allgäuer Überlandwerke in Sulzberg bei Kempten einer der derzeit größten Energiespeicher in Deutschland in Betrieb genommen. Betrieben wird dieser Speicher in einem Hybridkraftwerk zusammen mit einer 18-MW-Gasturbine. Geliefert wurde der Speicher vom Systemanbieter Smart Power aus dem oberbayrischen Feldkirchen bei München, Hersteller der Batterien und Wechselrichter ist die Sungrow Samsung SDI Energy Storage Power Supply. Das Projekt wurde ohne Förderung durch öffentliche Gelder finanziert. Doch wie kam es zu diesem Projekt?

Leider meist unrentabel: der Betrieb von Gasturbinen

Das Problem ist allgemein bekannt: Im Zuge der Energiewende ist es notwendig, immer mehr fossile Kraftwerke vom Netz zu nehmen und durch erneuerbare Energieträger zu ersetzen, denn nur so kann dem inzwischen immer deutlicher erkennbaren Klimawandel entgegengewirkt werden. Erneuerbare Energien haben aber den Nachteil, dass sie wesentlich volatiler und schlechter prognostizierbar sind als die konventionellen Energieträger. Auch die räumliche Verteilung ist nicht immer optimal. Benötigt werden also für diesen Umbau des Energiesystems mehr Netze, vor allem aber auch Speicher und flexibel steuerbare Kraftwerke. Es gibt verschiedenste Modelle, wie die Systeme in Zukunft aussehen werden, in den meisten Szenarien sollen aber Gaskraftwerke und Gasturbinen eine wichtige Rolle in der Umbauphase spielen. Doch hier gibt es ein Problem: Im momentanen Strommarktdesign ist nicht nur die Investition in Gaskraftwerke unrentabel, sondern auch der Betrieb vorhandener Gaskraftwerke ist für die Betreiber im Allgemeinen nicht kostendeckend.

Hinzu kommen noch emissionsschutzrechtliche Einschränkungen und hohe Kosten für ein ständiges Hochfahren der Turbinen, sollen sie für Spitzenlasten eingesetzt werden. Mehrere tausend Euro können für einen Startvorgang je nach Größe des Aggregates durchaus anfallen. Das Problem kennt man mittlerweile sogar aus der Tagespresse, denn große Energieversorger drohen damit, unrentable Gaskraftwerke vom Netz zu nehmen, falls sie nicht entsprechende Ausgleichszahlungen für den Weiterbetrieb bekommen. Kommt hier die Energiewende ins Stocken?

Rentabilität durch
intelligente Hybridkonzepte

Auch beim mittelständischen Energielieferanten AÜW in Kempten kennt man dieses Problem. Aus früheren Projekten gab es im Bestand des Allgäuer Energielieferanten, der rund 90.000 private Haushalte und Gewerbebetriebe in der Region versorgt, eine Gasturbine mit 18 MW. Seit einigen Jahren wurde diese aber aus den besagten Gründen nur noch für den Notbetrieb vorgehalten.

Michael Lucke, Geschäftsführer beim Allgäuer Stromanbieter, wollte sich aber zusammen mit seinem Team nicht mit dieser Situation zufriedengeben, sondern suchte nach innovativen Konzepten, wie man um diese Gasturbine herum sozusagen ein Hybridkraftwerk aufbauen und so einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen könnte. Intelligente Vermarktung von Regelenergie – das war das Ziel, um möglichst viele Zusatzeinkünfte zu generieren. Das ist auch mit einer Gasturbine alleine möglich; viel besser und rentabler wird das Ganze aber in Kombination mit einem passend dimensionierten Speicher.