Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Im Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog entsteht ein Großbatteriespeicher, der unmittelbar mit einem bestehenden Bürgerwindpark verbunden werden soll. Geplant sind 10 MW Leistung und eine Speicherkapazität von mindestens 20 MWh. Der Speicher wird in der Nähe des Umspannwerks und damit am Netzanschlusspunkt der Windenergieanlagen errichtet.
Für die Energiewirtschaft ist das Vorhaben aus mehreren Gründen interessant: Der Batteriespeicher soll ausschließlich erneuerbar erzeugten Strom zwischenspeichern, die bestehende Anschlussinfrastruktur nutzen und die flexible Vermarktung der Windenergie unterstützen. Gleichzeitig liegt der Standort in einer Region mit hoher Windstromproduktion, in der Netzengpässe und Redispatch-Maßnahmen für Betreiber von besonderer wirtschaftlicher Bedeutung sein können.
Das Projekt des Bürgerwindparks Lübke-Koog DG Ost erhält knapp 1,6 Millionen Euro Förderung. Die Mittel stammen aus dem Landesprogramm Wirtschaft 2021 bis 2027 und dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung. Den Förderbescheid übergab Staatssekretär Joschka Knuth im Auftrag des schleswig-holsteinischen Energieministeriums.
An Planung, Genehmigung und Umsetzung ist Omnio Energy beteiligt. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben auch die Einwerbung der Fördermittel begleitet. Cimbergy bringt seine Kenntnisse der bestehenden Windenergieanlagen und Infrastrukturen am Standort ein. Für Speicherprojekte an Bestandsparks kann eine solche Kombination aus Speicherexpertise und detaillierter Standortkenntnis hilfreich sein, da elektrische Systeme, Vertragsstrukturen und Betriebsabläufe miteinander verzahnt werden müssen.
Batteriespeicher am Windpark: Mehr als reine Stromverschiebung
Die naheliegende Funktion eines Batteriespeichers besteht darin, Strom aufzunehmen und zeitversetzt wieder abzugeben. Für Betreiber erneuerbarer Erzeugungsanlagen reicht diese Betrachtung jedoch nicht aus. Ein wirtschaftlich und technisch sinnvoll integriertes Speichersystem kann mehrere Aufgaben miteinander verbinden.
Dazu gehört zunächst die zeitliche Verschiebung der Einspeisung. Wird bei starkem Wind mehr Strom erzeugt, als unmittelbar sinnvoll vermarktet oder über das Netz transportiert werden kann, lässt sich ein Teil der Energie zwischenspeichern. Die Abgabe erfolgt später – beispielsweise in Stunden mit höherer Nachfrage oder günstigeren Marktpreisen.
Hinzu kommt die mögliche Reaktion auf negative Strompreise. Mit dem weiteren Ausbau von Wind- und Solarenergie treten häufiger Zeiträume auf, in denen ein hohes Angebot auf eine vergleichsweise geringe Nachfrage trifft. Für Anlagenbetreiber können solche Marktphasen die Erlöse erheblich belasten. Ein Speicher schafft hier zeitliche Flexibilität, sofern Kapazität, Vermarktungsstrategie und regulatorische Rahmenbedingungen zusammenpassen.
Ein weiterer Anwendungsfall ist die Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Batteriespeicher können aufgrund ihrer kurzen Reaktionszeiten grundsätzlich dazu beitragen, Schwankungen im Stromsystem auszugleichen. Ob und in welchem Umfang ein konkretes Projekt entsprechende Märkte bedienen kann, hängt allerdings von der technischen Auslegung, der Präqualifikation, dem Vermarktungskonzept und den Netzbedingungen ab.
Welche Windturbinen und Anschlussleistungen brauchen wir jetzt fürs Stromnetz?
Der Speicher im Lübke-Koog verdeutlicht damit einen zentralen Trend: Der Wert erneuerbarer Energie wird nicht allein durch die produzierte Kilowattstunde bestimmt. Zunehmend entscheidend ist, wann, wo und mit welcher Verlässlichkeit Strom bereitgestellt werden kann.
Standort am Umspannwerk bietet planerische Vorteile
Der geplante Batteriespeicher soll in unmittelbarer Nähe des Umspannwerks entstehen, über das die Windenergieanlagen des Bürgerwindparks angeschlossen sind. Diese räumliche Nähe kann für die Projektplanung Vorteile bieten. Bestehende Netzanschlussstrukturen, bekannte Standortbedingungen und bereits etablierte Betriebsprozesse können die Integration erleichtern.
Das bedeutet jedoch nicht, dass sich ein Batteriespeicher ohne Weiteres an einen bestehenden Windpark anbinden lässt. Planer müssen zunächst prüfen, welche Leistung der vorhandene Netzanschlusspunkt aufnehmen und abgeben kann. Dabei sind unterschiedliche Betriebssituationen zu berücksichtigen: der Windpark bei hoher Erzeugung, der Speicher im Ladebetrieb, der Speicher bei maximaler Entladung sowie mögliche kombinierte Fahrweisen.
Von besonderer Bedeutung ist die Frage, ob Windpark und Speicher denselben Netzanschluss nutzen und wie die maximal zulässige Anschlussleistung eingehalten wird. Ein intelligentes Anlagen- und Energiemanagement muss verhindern, dass technische Grenzwerte überschritten werden. Gleichzeitig soll es die vorhandene Anschlusskapazität möglichst effizient ausnutzen.
Für Betreiber kann darin ein erheblicher Mehrwert liegen. Wenn die Nennleistungen von Erzeugungsanlage und Speicher nicht gleichzeitig vollständig in das Netz einspeisen müssen, lässt sich ein bestehender Anschluss unter Umständen intensiver nutzen. Voraussetzung ist ein belastbares Regelungskonzept, das Erzeugung, Ladezustand, Netzvorgaben und Vermarktung laufend miteinander abstimmt.
Zwei Stunden Speicherdauer als Ausgangspunkt
Aus den veröffentlichten Eckdaten ergibt sich eine rechnerische Speicherdauer von mindestens zwei Stunden: Eine Kapazität von 20 MWh steht einer Leistung von 10 MW gegenüber. Bei voller Entladeleistung könnte der Speicher seine nutzbare Energie damit theoretisch über rund zwei Stunden abgeben. Die tatsächlich verfügbare Dauer hängt unter anderem von der nutzbaren Kapazität, dem Ladezustand, den Betriebsgrenzen und den Wirkungsgradverlusten ab.
Entscheidend ist nicht die größtmögliche Kapazität, sondern die wirtschaftlich passende Kombination aus Leistung, Energieinhalt und Betriebsstrategie. Ein zu klein dimensionierter Speicher kann interessante Marktphasen nicht ausreichend nutzen. Ein zu großer Speicher verursacht dagegen Investitionskosten für Kapazitäten, die möglicherweise nur selten benötigt werden.
Redispatch bleibt ein wichtiger Standortfaktor
Nordfriesland zählt zu den Regionen mit hoher Windenergiedichte. Wo viel erneuerbarer Strom erzeugt wird, die Netzkapazitäten aber zeitweise nicht ausreichen, können Abregelungen und Redispatch-Maßnahmen auftreten. Batteriespeicher werden deshalb häufig als Möglichkeit betrachtet, lokale Erzeugungsspitzen aufzunehmen.
Dabei ist eine differenzierte Bewertung nötig. Ein Speicher kann Netzengpässe nicht automatisch beseitigen. Seine Wirkung hängt davon ab, ob er zum richtigen Zeitpunkt freie Kapazität besitzt, welche Signale für den Betrieb verfügbar sind und ob seine Fahrweise tatsächlich mit den Anforderungen des Netzes koordiniert wird.
Wird der Speicher bereits aufgrund von Marktpreisen geladen oder ist sein maximaler Ladezustand erreicht, steht er für weitere Erzeugungsspitzen nur eingeschränkt zur Verfügung. Umgekehrt kann eine gezielte Bewirtschaftung von Speicherkapazitäten den netzdienlichen Nutzen erhöhen, möglicherweise aber Erlöse aus anderen Märkten reduzieren.
Wirtschaftlichkeit braucht mehrere Erlösquellen
Die steigende Zahl negativer Strompreisstunden erhöht grundsätzlich den Wert zeitlicher Flexibilität. Dennoch ist ein Batteriespeicher kein automatischer Schutz vor niedrigen Erlösen. Sein wirtschaftlicher Erfolg hängt davon ab, ob Preisunterschiede groß genug sind, um Investitionen, Energieverluste, Betriebskosten und Batteriealterung zu decken.
In der Praxis verfolgen viele Großspeicher deshalb ein sogenanntes Multi-use- oder Revenue-stacking-Konzept. Dabei werden verschiedene Anwendungen und Erlösquellen kombiniert. Denkbar sind die kurzfristige Stromvermarktung, Systemdienstleistungen, die Optimierung eines Wind- oder Solarportfolios und – abhängig vom regulatorischen Rahmen – netzdienliche Einsatzformen.
Diese Kombination stellt hohe Anforderungen an die Betriebsführung. Jede Be- und Entladung beeinflusst den Ladezustand und die weitere Einsatzfähigkeit. Gleichzeitig führt die Nutzung zu einer Alterung der Batteriezellen. Eine Betriebsstrategie, die ausschließlich kurzfristige Preissignale maximiert, muss deshalb nicht zwingend den höchsten Gesamtertrag über die Lebensdauer erzielen.
Was Betreiber vor der Investitionsentscheidung prüfen sollten
Die technische Machbarkeit bildet nur einen Teil der Projektentwicklung. Mindestens ebenso wichtig sind Netzanschluss, Genehmigung, Flächenverfügbarkeit, Sicherheitskonzept, Finanzierung und Vermarktung. Gerade bei der Nachrüstung bestehender Windparks empfiehlt sich eine frühzeitige Bestandsaufnahme.
1. Netzanschluss und Messkonzept
2. Betriebsstrategie
3. Flächen und Genehmigung
4. Brandschutz und Einsatzplanung
5. Garantien und Alterungsmodell
6. Steuerung und Cybersicherheit
Bürgerenergie verbindet Flexibilität und regionale Wertschöpfung
Der Standort besitzt eine besondere energiewirtschaftliche Geschichte. Im Lübke-Koog wurde bereits 1991 ein Windpark in Bürgerhand gegründet. Der Bürgerwindpark Lübke-Koog DG Ost betreibt heute 13 Windenergieanlagen mit zusammen 53 MW installierter Leistung. Rund 200 Gesellschafterinnen und Gesellschafter sind beteiligt.
Mit dem Batteriespeicher wird das Bürgerenergiemodell um eine Flexibilitätskomponente erweitert. Der Ansatz ist für andere regionale Energiegesellschaften interessant, weil er zeigt, dass Bürgerenergie nicht auf den Betrieb einzelner Erzeugungsanlagen begrenzt bleiben muss. Speicher können die nächste Stufe der Wertschöpfung bilden – vorausgesetzt, Finanzierung, Risikoverteilung und Betriebsführung sind professionell organisiert.
Geschäftsführer Hans-Detlef Feddersen bezeichnet die Zwischenspeicherung als „Veredlung“ des erzeugten erneuerbaren Stroms. Ziel sei es, die Energie bedarfsgerechter einzuspeisen, die Netzauslastung gleichmäßiger zu gestalten und den Windpark wirtschaftlich weiterzuentwickeln.
