Ein Konsortium aus wissenschaftlichen Einrichtungen und Transnet BW hat die Bedingungen für den effizienten Betrieb eines hybriden Netzboosters untersucht.

 

Die Kombination aus wasserstofffähiger Gasturbine und Batteriespeicher kann nach Erkenntnissen baden-württembergischer Wissenschaftler und des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilisierung leisten. Ein Forschungsprojekt, an dem auch das Karlsruher Institut für Technologie (KIT), die Technische Hochschule Ulm (THU) sowie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) beteiligt waren, konnte zeigen, dass ein solcher hybrider Netzbooster wirtschaftlich betrieben werden kann und Redispatch-Kosten senkt.

„Die grundlegende Idee besteht darin, groß dimensionierte Batteriespeicher zu nutzen, die bei Auftreten eines Fehlers im Stromnetz innerhalb kürzester Zeit eine Entlastung bewirken können“, schreiben die Forschenden in ihrem Abschlussbericht zum Projekt mit der Bezeichnung „HydrogREenBoost“.

Für ihre Analyse hatte die TH Ulm eigens ein Netzlabor eingerichtet, um die Komponenten unter realistischen Bedingungen zu testen, wie es in einer Mitteilung heißt. Als Ergebnis halten die Wissenschaftler und Netzspezialisten fest: Innerhalb von 2,4 Sekunden sei der Batteriespeicher aus dem Standby-Zustand auf Nennleistung hochgefahren und nach 25,4 Minuten durch die Wasserstoffturbine abgelöst worden. „Der Test konnte ein konstantes Leistungsband nachweisen – flexibel, effizient und emissionsarm“, heißt es wörtlich. Teure Redispatch-Maßnahmen, wie etwa die Abregelung erneuerbarer Energien, könnten auf diese Weise vermieden und das Netz entsprechend höher ausgelastet werden.

Amortisaion in drei bis sieben Jahren

Im Rahmen des Projekts haben die Wissenschaftler ein Instrument entwickelt, mit dem eine effiziente Auslegung der Systemkomponenten des Netzboosters möglich ist. Bei der Untersuchung verschiedener Umsetzungsszenarien habe sich eine 500-MW-Anlage mit einer Batteriespeicherkapazität von 176,5 MWh und einer ans Gasnetz angeschlossenen Turbine als besonders „vielversprechend“ herausgestellt. Vor diesem Hintergrund sprechen die Wissenschaftler von drei bis sieben Jahren Amortisationszeit durch die Einsparung von Redispatch-Kosten – je nach Ausbauzustand des Netzes. Darin eingerechnet sind auch mögliche Erlöse durch eine Vermarktung der Anlage am Regelreservemarkt. Diese belaufen sich auf 26,3 bis 42,2 Millionen Euro pro Jahr, wie dem Abschlussbericht zu entnehmen ist. Die mittleren Kosten zur Umsetzung des Projekts werden mit 425,5 Millionen Euro angegeben. Sofern man eine Variante mit zusätzlichem Wasserstoffspeicher wähle, könne man zwar die Resilienz des gesamten Systems erhöhen. Dies führe aber gleichzeitig zu höheren Kosten.

Die Forschenden weisen ausdrücklich noch darauf hin, dass Erlöspotenziale in Märkten, die künftig möglicherweise für die Bereitstellung von Blindleistung, Momentanreserve oder schwarzstartfähiger Leistung entstehen, nicht berücksichtigt wurden. Weitere Einnahmen könnten beispielsweise auch durch einfache Handelsgewinne mit gespeichertem Strom, durch die Erzeugung von Strom mit der Gasturbine in Zeiten hoher Last im Netz oder durch die Erzeugung und den direkten Verkauf von Wasserstoff erzielt werden. Auch diese seien nicht Gegenstand der Untersuchung gewesen.

Der Abschlussbericht der Projektpartner zu „HydrogREenBoost “ steht im Internet zum Download zur Verfügung.