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Sorotec verfügt über 15 Jahre Erfahrung in der Herstellung von Netzteilen
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Sorotec verfügt über 15 Jahre Erfahrung in der Herstellung von Netzteilen
Als Europas größte Volkswirtschaft steht Deutschland oft im Fokus schnell wachsender Industrien und internationaler Unternehmen. Aber wenn es um große netzseitige Batteriespeicherprojekte geht, hinkt ihr Einsatz im Jahr 2021 weit hinter Großbritannien, Irland und Frankreich hinterher.
Im Gegensatz dazu war das Wachstum des deutschen Wohnenergiespeichermarktes sehr stark, da Privatnutzer zunehmend versuchten, ihre privaten PV-Systeme mit Energiespeichern zu unterstützen. Aber Deutschland hat im vergangenen Jahr nur 32 MW (über 1 MW) an Energiespeicherprojekten installiert. Diese Situation beginnt sich nun jedoch zu ändern.
Jan Figgener, Leiter Netzintegration und Analyse von Energiespeichersystemen an der RWTH Aachen in Deutschland, sagte: „Der Markt für groß angelegte Energiespeicher gewinnt mehr Zugkraft, angetrieben von anderen Treibern als in den Vorjahren. Beispielsweise gibt es eine Vielzahl von Innovationen bei Co-Location-Projekten. Ausschreibungen gibt es viele Industriestandorte, an denen große Energiespeichersysteme installiert sind, was der Entwicklung des Energiespeichermarktes einen enormen Schub verleihen wird.“
Florian Mayr, Partner bei der Finanz- und Strategieberatung Apricum für saubere Energie, fügte hinzu, dass viele Akteure jetzt sehen, dass der deutsche Energiespeichermarkt an Fahrt gewinnt, und lieber früher als später in ihn einsteigen wollen.
Der britische Investor Gore Street Capital und der Erneuerbare-Energien-Entwickler Anesco sind im ersten Quartal 2022 in den deutschen Markt eingetreten. Im Juni schloss sich Swiss Life Asset Management mit einer Investition von 290 Milliarden US-Dollar den Reihen an und erwarb eine Plattform in Deutschland mit einem geplanten Portfolio von 220 MW Batteriespeichersystemen.
Aber dieser Optimismus wird nicht unbedingt von allen geteilt. Claus Urbanke, Head of German Wind and Solar beim norwegischen Wasserkraftentwickler Statkraft, sagte, das Unternehmen sehe derzeit keinen Business Case für den unabhängigen Einsatz von Batteriespeichern, obwohl es sich an der Standortauswahl des deutschen Netzbetreibers Bundesnetzagentur beteilige. zart.
Jörg Blaurock, Partner bei 3 Energie Consulting, die für den Bundesverband Energiespeicher (BVES) den Jahresbericht zur Energiespeicherbranche erstellt, stimmt dem zu. Er sagte, Deutschland brauche derzeit keine weiteren Energiespeichersysteme, um einen stabilen Netzbetrieb aufrechtzuerhalten, da bestehende Erzeugungsanlagen und Netzverbindungen mit anderen Ländern den Strombedarf Deutschlands bereits gut decken, und sein Haupttreiber Energie sei. Großhandelsmärkte nutzen die erhöhte Volatilität.
Ein wichtiger Grund, warum sich der deutsche Batteriespeichermarkt noch nicht entwickelt hat, ist die relativ geringe Größe des Netzfrequenzdienstleistungsmarktes, der aufgrund der stabilen Ertragsgarantie normalerweise der erste Treiber für den Einsatz von Batteriespeichersystemen ist. Dies hat mit den größeren Möglichkeiten Deutschlands zur Netzflexibilität zu tun, einschließlich umfangreicher Zusammenschaltungen mit anderen nationalen Netzen.
Auch das Value Stacking wird durch ungünstige regulatorische Rahmenbedingungen erschwert. Dies ergibt sich aus der unzureichenden bestehenden regulatorischen Definition von Energiespeicheranlagen durch den Bundesverband für Energiespeicherung (BVES), obwohl einige Änderungen nach der Einführung seiner neuen Definition in deutsches Recht im Mai 2022 erfolgen sollten.
Der Energiespeicher-Projektentwickler ECO STOR sagte, dass die Frequency Containment Reserve (FCR) die wichtigste Hilfsdienstleistung des Batterie-Energiespeichersystems ist, aber der Markt für Frequency Containment Reserve (FCR) mit einer Kapazität von nur 550-600 MW nahe an der Sättigung ist , und in Deutschland sind bereits ca. 600 MW an Batterie-Energiespeichersystemen im Einsatz.
Urbanke von Statkraft wies darauf hin, dass der Dienst Frequency Containment Reserve (FCR) bald durch den Dienst Automatic Frequency Recovery Reserve (aFRR) ersetzt wird, der dazu beitragen wird, diesen Dienst auf den netzgekoppelten Strommärkten in ganz Europa zu internationalisieren, obwohl er den Markt nicht vergrößern wird Größe von selbst.
Er sagte: „Diese kurzzeitigen Energiespeicherprojekte waren für kurze Zeit auf dem Markt für Frequenzeindämmungsreserven (FCR) kommerziell rentabel, aber da dies ein kleiner Teil des Marktes ist und sehr schnell entwickelt wurde, existiert dies nicht mehr . Chance."
Deutschland hat im Jahr 2018 fast 200 MW Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab installiert, ein Rekordjahr für die Energiespeicherindustrie des Landes, so die von Delta-EE veröffentlichten Zahlen. Das Marktwachstum hat sich jedoch in den Jahren 2020 und 2021 erheblich verlangsamt, da die Dienste der Frequency Containment Reserve (FCR) zunehmend gesättigt sind.
Der größte derzeit in Deutschland in Betrieb befindliche Batteriespeicher ist der 60 MW/52 MWh Batteriespeicher Lausitz, angeschlossen an ein Steinkohlekraftwerk des Kraftwerksbetreibers und Energieversorgers LEAG. Lars Fallant, Chief Operating Officer des Energiespeicherprojektentwicklers Tricera Energy, sagte, LEAG, RWE und andere große Energieversorger seien bisher die Hauptakteure bei der Installation großer Batteriespeichersysteme gewesen.
Dies seien marktorientierte Projekte, die Netzfrequenzdienste und Handelsmöglichkeiten nutzen könnten, fügte er hinzu. Diese innovativen Ausschreibungen, die Kollokationsspeicherprojekte bedienen und fördern, sowie einige große Energiespeicherausschreibungen sind die wichtigsten zukünftigen Treiber des deutschen Energiespeichermarktes.
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