Es ist ein bisher einzigartiges Projekt: First Solar baut in Arizona derzeit ein Solarkraftwerk mit einer Leistung von 65 Megawatt. Darin integriert ist ein Speicher, der 50 Megawatt leistet. Das Solarkraftwerk ist allein dafür da, um den Speicher zu befüllen. Auf diese Weise ist First Solar in der Lage, nach 18 Uhr weiterhin ausreichend Sonnenstrom zu liefern. Denn das war Voraussetzung, das die Anlage überhaupt einen Zuschlag innerhalb einer vorausgehenden, technologieoffenen Ausschreibung gewonnen hat. „Wir konnten uns mit der Kombination aus Photovoltaik und Speicher gegen alle anderen Technologien durchsetzen“, sagt Stefan Degener, bei First Solar für die Geschäftsentwicklung in Europa und Afrika verantwortlich. „Selbst ein Gaskraftwerk war nicht in der Lage, solch niedrige Preise zu erreichen, wie wir sie mit Solar und Batterie haben anbieten können.“
Die Anlage ist ein sogenanntes Peak-Kraftwerk. Denn darum ging es in der Ausschreibung. „Die Anforderung war, dass das Kraftwerk an jedem Tag Strom zwischen 18 und 22 Uhr bereitstellen muss“, sagt Degener. „Das ist der Peakverbrauch, wenn die Anwohner von der Arbeit nach Hause kommen und ihre elektrischen Geräte anwerfen.“ Der Speicher wurde deshalb notwendig, um den Strom, der tagsüber mit der Sonne erzeugt wird, für diesen Spitzenverbrauch am Abend bereitzuhalten.
Potenziale werden noch nicht genutzt
Dieses sogenannte Loadshifting ist schon ein Schritt weiter als man in Europa bisher zu gehen gewagt hatte. Denn gerade solche Lösungen wie die Kombination von Speichern mit Photovoltaik oder von Solar mit Windkraft werden überhaupt nicht von den geltenden Rahmenbedingungen erfasst. „Hier trennt man die einzelnen Technologien rigoros, hier Solar und dort Wind“, sagt Jochen Hauff, beim Projektierer Baywa re für Strategie und Energiepolitik verantwortlich, mit Blick auf solche Hybridlösungen.
Die fehlenden regulatorischen Rahmenbedingungen sind aber nicht nur dafür verantwortlich, dass solche innovativen, technologieübergreifenden Kraftwerke entstehen. Sie sind auch dafür verantwortlich, dass Solarparks immer noch nicht für Systemdienstleistungen genutzt werden. Dabei wird das demnächst durchaus dringend. Denn die Photovoltaik ist in Europa kräftig auf dem Vormarsch. Der europäische Verband Solar Power Europe (SPE) erwartet für die nächsten Jahre jeweils zweistellige Wachstumsraten. „Wir rechnen für 2019 mit einem Zubau von 17 Gigawatt und für 2020 mit 20 Gigawatt neuer Solarstromleistung“, sagt Walburga Hemetsberger, Geschäftsführerin von SPE. „Bis 2030 wollen wir einen Anteil von 20 Prozent Photovoltaik im europäischen Strommix erreichen.“ Das bedeutet einen riesigen Zubau von Anlagen und ohne große Solarparks wird das nicht gehen. Die Branche rechnet damit, dass etwa die Hälfte des Zubaus auf Freiflächen stattfindet.
Die Zeit für PV 2.0 ist gekommen
Doch damit steigen die Herausforderungen. „Denn Solarparks werden bisher vor allem auf die Ertragsmaximierung hin projektiert“, sagt Hemetsberger. SPE hat dazu gerade eine Analyse veröffentlicht, welche Möglichkeiten die Photovoltaik bereits hat, um das Netz zu stabilisieren.
Hemetsberger sieht die Zeit gekommen, den nächsten Schritt zu gehen. „Dieser ist PV 2.0, also mehr Innovationen in die Leistungselektronik und ins Systemmanagement zu integrieren, um Systemdienstleistungen zu erbringen. Danach kommt PV 3.0. Das bedeutet die Einbindung von Speichern, um mit der Photovoltaik auch grundlastfähig zu werden“, erklärt sie. „Denn durch die Intelligenz in den Anlagen kann die ins Netz integrierbare Photovoltaikleistung von 15 auf 28 Prozent gesteigert werden, ohne das Netz auszubauen“, sagt Stefan Degener. Erst darüber hinaus wird die Integration von Speichern und die Konzentration auf Hybridkraftwerke essentiell. „Doch zum Beispiel das Potenzial der Grundlastfähigkeit von Photovoltaikanlagen mit Speichern wird in den derzeitigen Netzentwicklungsplänen überhaupt nicht berücksichtigt“, kritisiert Walburga Hemetsbersger.
Neue Kriterien in Ausschreibungen einführen
Das Problem liegt in den regulatorische Regelungen, die weder für Intelligenz noch für grundlastfähige Solaranlagen gemacht sind. Das fängt schon bei den Ausschreibungen an. Schließlich ist dort in der Regel das allein entscheidende Kriterium der Stromgestehungspreis. Die Intelligenz von Systemen oder der Standort wird hier nicht berücksichtigt. „Dabei sind die technologischen Möglichkeiten längst vorhanden, damit die Freiflächenanlagen Systemdienstleistungen erbringen. Man muss sie nur einsetzen“, sagt Hemetsberger. „Wenn das in den Auktionen stärker nachgefragt wird, werden die entsprechenden Technologien auch genutzt“, ergänzt Stefan Degener. Sie sind sich einig: Voraussetzung ist, dass die Netzdienlichkeit in den Ausschreibungen auch eingepreist wird.
Kosten sind überschaubar
Dabei sind die Kosten für solche Technologien gar nicht so hoch, wie Bernd Engel weiß. Er ist bei SMA für Netzintegrationslösungen von Solaranlagen verantwortlich. „Mit Blick auf die Leistungselektronik ist das vernachlässigbar“, sagt er. „Die Solaranlagen können längst Netzsystemdienstleistungen mit Elektronik erbringen. Sie können sich schon an den Regelleistungsmärkten beteiligen. Sie können elektronisch die trägen Massen nachbilden und so zur Frequenzstabilisierung beitragen. Sie können auch Blindleistung erbringen.“ Engel rechnet, dass in Deutschland 50 Gigawatt Blindleistung gebraucht werden. Der Vorteil: Die Hardware müsse dafür nicht unbedingt erweitert werden, betont Stefan Degner. Die derzeitigen Lösungen können das bereits. Auch die Software ist so weit entwickelt, dass sie einsatzfähig ist. „Das ist preislich nicht mehr von Bedeutung“, sagt Degener.
