Abo Wind hat Hybridprojekte in Deutschland umgesetzt und plant weitere u. a. in Spanien, UK und Griechenland, sowie kombinierte Wind- und Batterieprojekte im kanadischen Alberta.
Wie definieren Sie Hybridkraftwerke?
Julia Badeda: Viele Kombinationen von erneuerbaren Energien mit Speichern werden heute als Hybridkraftwerk bezeichnet, zum Beispiel auch virtuelle Kraftwerke, bei denen die Technologien an unterschiedlichen Standorten zu finden sind. Nach Auffassung von Abo Wind haben „echte“ Hybridkraftwerke einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt. Beide müssen vor Ort miteinander kommunizieren, weil nur so die Netzinfrastruktur optimal ausgenutzt werden kann. Ist zum Beispiel das Netz bereits voll ausgelastet mit unserer PV-Einspeisung, kann der Batteriespeicher das auffangen, was nicht mehr ins Netz „passt“. Wenn wir 50 MW PV Netzanschluss beantragen, wird dies sehr unterschiedlich von Netzbetreibern in Netzberechnungen berücksichtigt und berechnet. Dadurch wird aber letztlich beeinflusst, wieviel MW im Netz noch für weitere Projekte übrig sind. Im Zweifel gibt es Netznutzungsbeschränkungen. Aber mit der Zunahme an PPA-Projekten verliert der Netzbetreiber den Überblick, zumal diese nicht über Ausschreibungen der Bundesnetzagentur vergeben werden. Die Anzahl der Anfragen für Netznutzungskapazitäten wird zudem extrem steigen. Allein bei der Edis liegen 100 Gigawatt an Anträgen für zusätzliche Erzeugung vor. In dem Zusammenhang spricht ein weiterer Aspekt für Hybridkraftwerke: Wenn ich nun für gleich zwei Erzeuger wie Wind und Solar zusammen anfrage, muss ich nur eine einzige Anfrage stellen. Das macht es leichter.
Übrigens: Insellösungen wie Stand-Alone-Projekte sind zwar organisatorisch einfacher zu realisieren, aber, um lokale Abregelungen zu vermeiden, muss ein Batteriespeicher am Netzanschlusspunkt des Erzeugungsanlage angeschlossen sein. Ein Zusammenschluss im gleichen Messgebiet reicht da aktuell nicht aus, denn jede Messstelle wird einzeln berechnet und geregelt. Für eine Regelung über eine Messstelle hinaus müsste der Netzbetreiber eine Echtzeitsteuerung im Netzgebiet ermöglichen. Dies ist jedoch aufgrund aktuell fehlender Messungen im lokalen Netz noch Zukunftsmusik.
Wie bewerten Sie die Innovationsausschreibungen?
Julia Badeda: Die waren zu Beginn sehr innovativ. Damals haben Projektentwickler darüber nachgedacht, wie man Strom aus Hybridkraftwerken mittels PPA vermarkten kann. Sowohl Solar als auch Speicher vermarkten sich derzeit separat besser. Und diese marktbasierten Optionen mit entsprechendem Risiko waren gekoppelt mit einer fixen Marktprämie. Das hat die Risikobewertung positiv beeinflusst und die Projekte ermöglicht. So kamen mehr Erneuerbaren-Projekte aus der Nische der EEG-Tarife in die freie Vermarktung. Jetzt haben sich die Ausschreibungsbedingungen verändert, und es hat nur ein einziges Gebot im jüngsten Ausschreibungsverlauf gegeben. Ich wäre für eine Rückkehr der Innovationsausschreibungen zur fixen Marktprämie plus PPA sowie eine Erlaubnis, Speicher aus dem Netz zu laden. Aus meiner Sicht ein toller Schritt. So könnten die Batteriespeicher ganzjährig Netzdienstleistungen bereitstellen. Der Speicher darf sich derzeit immer noch nicht aus dem Netz laden, weil man vermeiden will, dass Strom doppelt vermarktet wird. Das halte ich für archaisch, zumal man an unterschiedlichen Punkten messen könnte, um die Richtigkeit der Angaben zu verifizieren. Und wenn man das tun würde, könnte man den Speichereinsatz massiv erhöhen.
Jetzt, wo der Speicher nur aus der PV gespeist werden darf, ist er nur wenig ausgelastet. Volkswirtschaftlich ist das suboptimal.
Welche Kombination von Erneuerbaren und Speicher ist zu empfehlen?
Julia Badeda: Das kommt auf den Standort an. Wind und Solar können durchaus komplementär sein. Im Großraum Spanien hat sich das ganz klar gerechnet. Das Problem ist hierbei allerdings, dass Wind eine längere Entwicklungszeit benötigt als Solarprojekte. In Spanien gibt es daher ein eigenes Gesetz für dieses Problem, das Hybridisierungsgesetz. Dort kann man später noch nachträglich zusätzliche Erzeugungskapazität am gleichen Netzanschlusspunkt installieren. Interessant wäre es auch, wenn man beim Thema Repowering auf Solar umswitchen könnte, wenn Wind nicht möglich ist. Tatsächlich ist aber PV mit Batteriespeicher die natürlichste Kombi. Hier ist die volle Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt nur selten von Bedarf für die PV und die Batterie hat genug freie Netzanschlusskapazität, um am Markt frei gehandelt zu werden. Bei Wind ist eine Batterie durch höhere Volllaststundenzahlen der Erzeugungseinheit sowie geringere Vorhersagbarkeit und höhere Fluktuation schwieriger zu kombinieren, aber durchaus möglich.
Apropos wirtschaftlich: Wie bewerten Sie hier das Thema Wasserstoff?
Julia Badeda: Wind und Elektrolyseur sind ebenfalls eine natürliche Kombination. Dadurch dass Wind mehr Volllaststunden generiert, wird der Elektrolyseur besser ausgelastet. Wir sind überzeugt, dass PV, Wind und Elektrolyseur eine gute Kombination ergeben. Das rechnen wir gerade für ein Projekt in Spanien. Allerdings sind wir bei Wasserstoff nicht überzeugt, dass eine Rückumwandlung in Strom mit der aktuellen EE-Durchdringung sinnvoll ist, zumal H2 in Industrie und Mobilität gebraucht wird. Intersolar: Stand A5.651 (nw)
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