Zentrale Ökostromspeicher bei der Biomasse-Nahwärme Gasen

Die Maßnahme 6 - „Speicherung und Verteilung von Energie im Naturpark Almenland“ hat u.a. das Ziel, die Gründung von Energiegemeinschaften und auch die Verteilung von Energie (Strom/Wärme) zu unterstützen.

Die Biomasse Nahwärme Gasen fungiert als multifunktionale Energiedrehscheibe und wurde im Rahmen des Projektes CLUE um zwei zentrale Stromspeicher (Lithium Eisen Phosphat mit 140kWh und Wasserstoff mit 300kWh) erweitert. Vor Ort wird aus Biomasse (55kW el) und Photovoltaik (140kWp) erneuerbarer Strom erzeugt und über die Stromspeicher im Netz verteilt. Zusätzlich konnte im Rahmen des Projektes auch noch eine CCS-E-Ladestation mit bis zu 30kW DC-Leistung zu Testzwecken im PV-Überschussbetrieb installiert werden. Die KEM hat hier bei der Förderabwicklung sowie in der Betreuung der öffentlichen Veranstaltungen und der bis zu 12 Demoobjekte (Private, Öffentliche, Gastronomie und Museum) in Gasen innerhalb und außerhalb des Projektes maßgeblich unterstützt.

Das EU-Projekt CLUE (Concepts, Planning, Demonstration and Replication of Local User-friendly Energy Communities) wurde 2018 in einem Projektkonsortium im „ERA-Net Smart Energy Systems“ eingereicht und im Herbst 2019 gestartet. Die KEM-Trägergemeinde Gasen wurde als eine von 2 Demoregionen in Österreich ausgewählt. Ansprechperson für das Projektteam war der Modellregionsmanager und die Biomasse Nahwärme Gasen zusammen mit dem Netzbetreiber Energienetze Steiermark GmbH. Der Fokus in Gasen wurde auf den Bau von zwei zentralen Stromspeichern bei der Biomasse Nahwärme Gasen gerichtet: 1. ein Lithium-Eisen Phosphat – Akku mit netto 140kWh Speichervolumen (rasche Reaktionszeiten, kurzfristige Speicherung) und 2. ein Wasserstoff-Speicher mit 300kWh Speichervolumen (langfristige Speicherung von mehreren Tagen/Wochen).

Das Projekt wurde von 10/2019 bis 03/2023 mit mehr als 20 internationalen Partner:innen aus 4 EU-Ländern (Deutschland, Österreich,  Schweden und Schottland) umgesetzt. Den Lead hatte dabei der Projektleiter, das AIT (www.ait.ac.at). Weiter Partner in Österreich waren: TU Wien, FH Technikum Wien, Siemens AG, lab10 collective eG, Energienetze Steiermark GmbH, Energie Steiermark Kunden GmbH, KEM Almenland (eine von 2 Demoregionen in Österreich).

Das Projekt wurde offiziell im Frühjahr 2023 abgeschlossen, jedoch wird es in Gasen durch die Energie Steiermark und der KEM weiter betreut und Analysen durchgeführt und Geschäftsmodell erprobt. Ein Folgeprojekt wurde durch die AIT im Frühjahr 2023 eingereicht, um ein „Roll-Out“ der Ergebnisse zu erreichen.

Die Investitionskosten für die beiden zentralen Stromspeicher, bauliche Maßnahmen, etc. wurden durch die Energie Steiermark übernommen und teilweise im Rahmen des Projektes CLUE finanziell unterstützt. Schätzungsweise hat dies in etwa 250.000€ - 300.000 netto betragen. Die genauen Kosten sind der KEM nicht bekannt.

Die finanziellen Einsparungen für die Energie Steiermark Netze GmbH (durch möglichen geringeren Netzausbau) bzw. später bei den neuen Geschäftsmodell durch die Energie Steiermark Kunden GmbH sind der KEM nicht bekannt.

Endkunden sollen in Zukunft die Möglichkeit haben, sich beim zentralen Stromspeicher „einzukaufen“, um eine gewisse Speicherkapazität vorzuhalten. Mögliche Angebots-Modelle könnten so wie hier ablaufen: https://www.smartenergy.at/strom-teilen

Bei einem 8kWh Heimspeicher wurde eine CO2 Einsparung bei einer Betriebsdauer von 20 Jahre von 11,7 Tonnen CO2 errechnet. Da der Strommix in Österreich „besser“ ist als in DE (DE angenommen 420 Gramm/kWh) wird der Wert pauschal um 50% verringert. Somit würde sich bei einer 140kWh Batterie ein Wert nach 20 Jahren von 102,375 to CO2-Einsparung ergeben. Für den Wasserstoffspeicher liegen noch zu wenige Informationen vor.

Quelle: https://www.wegatech.de/ratgeber/photovoltaik/stromspeicher/uebersicht/

Die Projektinhalte wurden in mehreren Workshops in der Gemeinde Gasen (den direkten CLUE-Teilnehmer:innen am selben Trafo) und auch in der KEM allgemein präsentiert.

Das Projekt wurde in mehreren Berichten und Fachveranstaltungen präsentiert, aber bei keinem Wettbewerb eingereicht.

Gewisse Hürden gab es durch die Pandemie und dem technischen Equipment vor Ort in Gasen. Da es sich aber um ein F&E-Projekt handelte sind Hardware-Tests und -Austausch sowie Updates an der Tagesordnung. Die Rückmeldungen zu projektspezifischen Fragebögen an die „End User“ mussten immer wieder begleitet und unterstützt werden, da die Thematik sehr neu war.

Durch die ERA-NET-Förderschiene war es überhaupt erst möglich, dieses Thema so international und breit aufzustellen. Der „Photovoltaik-Boom“ in Österreich und speziell in der Oststeiermark bringt die Netzbetreiber an ihre Grenzen. Zentrale Strom-speicher an entsprechenden (schwachen) Netz-Punkten können den Netzbetreibern und damit auch den Netzkunden helfen, den selbst erzeugten Strom besser im Netz und in einer Gemeinschaft am selben Trafo (hier sind die meisten Ersparnisse nach EAG möglich) zu nutzen. Die zentralen Ökostromspeicher können einerseits das Stromnetz stützen und andererseits den Netz- und Stromkunden gegen Entgelt eine gewisse „eigene“ Speicherkapazität vorhalten (als würde der Speicher „zu Hause im Keller“ stehen). Wartung und Austausch übernimmt aber in diesem Fall das Netz/Anbieter/etc.

Am Standort in Gasen werden die Energienetze Steiermark GmbH das Verhalten und die Lastgänge weiter analysieren, um mögliche passende Angebote zu prüfen und um Geschäftsmodelle zu entwickeln. Ein EU-Folgeprojekt wurde im Frühjahr 2023 eingereicht, bis Ende 2023 soll es eine Entscheidung dazu geben.

Aktuell sind solche Umsetzungen ohne Förderunterstützung schwer denkbar, da die passenden Geschäftsmodell für den „wirtschaftlichen“ Betrieb zentraler Stromspeicher fehlen.