Grid-Booster-Batterien sollen erstmals dezentral Netzengpässe im Amprion-Übertragungsnetz abfedern. Welche Rolle Leistung, Standorte und Betriebsmodell dabei spielen.

 

Der Zuschlag für das dezentrale Grid-Booster-Projekt aus der Flexibilitätsausschreibung des Übertragungsnetzbetreibers Amprion aus Dortmund geht an EDF Power Solutions Deutschland. Dabei handelt es sich um die deutsche Gesellschaft der EDF-Gruppe. Die Muttergesellschaft, der Energiekonzern Electricite de France mit Sitz in Paris, bündelt unter dieser Marke „EDF Power Solutions“ seine Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energien und Speicher. Der deutsche Ableger mit Sitz in Stuttgart entwickelt, errichtet und betreibt unter anderem Solar-, Wind- und Speicherprojekte.

Das Projekt von Amprion umfasst Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 250 MW. Diese verteilen sich auf fünf Standorte, an denen jeweils Speicher mit 50 MW Leistung installiert werden. Ziel ist es, den Stromtransport von Nord- nach Süddeutschland zu unterstützen und Überlastungen im Netz zu vermeiden. Laut EDF Power Solutions Deutschland sollen die Speicher an zentralen Netzknotenpunkten stehen, um den Stromfluss gezielt zu steuern.

Ein zentrales Element des Projekts soll die Mehrfachnutzung der Speicher sein. Wenn der Grid Booster nicht zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes benötigt wird, kann er auch im regionalen Stromnetz eingesetzt werden. Nach Angaben von EDF Power Solutions Deutschland können dadurch auch Verteilnetzbetreiber profitieren. Genannt wird in diesem Zusammenhang der Augsburger Verteilnetzbetreiber LEW Verteilnetz, der die Speicher bei Bedarf ebenfalls zur Entlastung seines Netzes nutzen kann. 

Höherer Stromtransport ohne zusätzliche Leitungen

Durch den Einsatz der Batteriespeicher sollen sich bestehende Stromleitungen stärker auslasten lassen. So kann mehr Strom aus Wind- und Solarparks im Norden in den Süden transportiert werden, ohne neue Leitungen bauen zu müssen. Amprion erwartet dadurch eine Verringerung von Netzengpässen und eine höhere Flexibilität im Netzbetrieb.

Ein weiterer Effekt betrifft den Redispatch. Dabei greifen Netzbetreiber in die Erzeugung von Kraftwerken ein, um Engpässe zu vermeiden. Laut Amprion kann der Grid Booster helfen, diese Maßnahmen zu reduzieren. Dies wirke sich positiv auf die Netzentgelte für Stromkunden aus, da Redispatch-Kosten einen relevanten Bestandteil der Netzkosten darstellen.

Das Projekt folgt einem saisonalen Betriebsmodell: Während der Wintermonate verwaltet Amprion die Batteriespeicher und nutzt sie zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes. In den Sommermonaten kann EDF Power Solutions Deutschland die Speicher am Markt einsetzen und Systemdienstleistungen erbringen.

Nach Angaben von EDF handelt es sich dabei um ein neues Modell der Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und Marktakteuren. Für Betrieb und Wartung der Anlagen bleibt EDF Power Solutions Deutschland über die gesamte Lebensdauer verantwortlich.

EDF Power Solutions verweist darauf, weltweit Batteriespeicher mit mehr als 800 MW Leistung in Betrieb zu haben, weitere Anlagen mit 1.200 MW befänden sich im Bau. Dieses Know-how will das Unternehmen nun auch in Deutschland einbringen, um den Ausbau erneuerbarer Energien und die Leistungsfähigkeit der Stromnetze zu unterstützen.