Das britische Unternehmen Field hat fünf Großprojekte für Batteriespeicher mit langer Laufzeit (BESS) im Rahmen des nationalen Cap-and-Floor-Programms gewonnen. Die Projekte umfassen eine Gesamtkapazität von 1,6 GW und speichern 27,06 GWh Energie. Sie sollen zwischen 16 und 18 Stunden Strom liefern können.
Wichtige Erkenntnisse
- Field gewinnt fünf Projekte im britischen Langzeitspeicherprogramm.
- Gesamtkapazität der Projekte: 1,6 GW / 27,06 GWh, mit Laufzeiten von 16 bis 18 Stunden.
- Ofgem priorisierte längste Laufzeiten und Standorte im Norden Schottlands.
- Die Projekte sollen überschüssigen Windstrom speichern und die Netzstabilität erhöhen.
- Field plant erhebliches Wachstum und sucht neue Fachkräfte.
Ein Meilenstein für die Energiespeicherung
Die Entscheidung des Regulators Ofgem, die im Juni in einem 'Minded To'-Beschluss veröffentlicht wurde, markiert einen bedeutenden Schritt für die britische Energieinfrastruktur. Chris Wickins, Technischer Direktor bei Field, äußerte sich sehr zufrieden über das Ergebnis. Er hob hervor, dass Ofgem ein wegweisendes globales Programm durchgeführt hat, um die besten Langzeit-Speicherprojekte zu identifizieren.
Ursprünglich war das Programm hauptsächlich für Pumpspeicherkraftwerke konzipiert. Field und andere Akteure sprachen sich jedoch vehement dafür aus, dass das Schema technologieoffen sein sollte. Diese Bemühungen waren erfolgreich: Ende 2024 fiel die Entscheidung, Lithium-Ionen-Batterien gleichberechtigt mit anderen Technologien zu behandeln.
Faktencheck
- 177 Projekte bewarben sich ursprünglich um die Teilnahme am LDES-Programm.
- 77 Projekte schafften es in die engere Auswahl.
- Fields Projekte haben eine Laufzeit von 16 bis 18 Stunden.
- Die meisten ausgewählten Projekte befinden sich im Norden Schottlands.
Strategische Standortwahl und Dauer
Fields Strategie begann bereits 2022 mit der Analyse, welche Speicherdauer für Projekte, die um 2030 in Betrieb gehen, optimal wäre. Die Untersuchung ergab, dass an bestimmten Standorten, insbesondere im Norden Schottlands und in East Anglia, längere Speicherdauern von Vorteil sein könnten. Dies führte dazu, dass Field größere Grundstücksflächen sicherte, um flexibel auf die Anforderungen reagieren zu können.
Die Entscheidung von Ofgem, die längsten verfügbaren Projekte auszuwählen und die obere Grenze der gewünschten Kapazität zu erreichen, bestätigt Fields Ansatz. Wickins betonte, dass längere Speicherdauern größere Vorteile für die Gesellschaft bieten, ohne zusätzliche Kosten für die Verbraucher zu verursachen.
„Die längere Dauer bringt mehr Vorteile für die Gesellschaft. Das hat uns durch das Jahr 2025 geleitet.“
Der Norden Schottlands im Fokus
Ein zentraler Aspekt der Auswahl ist die Konzentration auf den Norden Schottlands. Dort gibt es erhebliche und wachsende Netzengpässe. Windenergie, die in dieser Region reichlich vorhanden ist, muss oft abgeregelt werden, weil sie nicht vollständig in das Übertragungsnetz eingespeist werden kann.
Fields Analyse aus dem Jahr 2025 zeigte, dass Projekte mit längerer Dauer und an Orten mit Netzengpässen den größten Nutzen für die Verbraucher bringen. Dies, so Wickins, sei genau das, was Ofgem nun ausgewählt habe. Die Mehrheit der vergebenen Kapazität befindet sich im Norden Schottlands. Diese Standorte sind ideal, um überschüssige Windenergie zu speichern und bei Bedarf wieder ins Netz einzuspeisen.
Hintergrund: Das Cap-and-Floor-Schema
Das Cap-and-Floor-Schema ist ein von der britischen Regierung initiiertes Förderprogramm für Langzeit-Energiespeicher. Es soll Investitionen in große Speicherprojekte anreizen, indem es Einnahmesicherheit bietet. Projektentwickler erhalten eine garantierte Mindesteinnahme (Floor) und sind gleichzeitig durch eine Höchstgrenze (Cap) vor übermäßigen Gewinnen geschützt. Dies reduziert das Investitionsrisiko und fördert den Bau dringend benötigter Speicherkapazitäten.
Nächste Schritte und Herausforderungen
Mit den gewonnenen Projekten tritt Field in eine neue Wachstumsphase ein. Das Unternehmen plant, die größten Langzeitbatterien der Welt zu entwickeln. Dies erfordert die Einstellung weiterer Fachkräfte, darunter Entwickler, Netzanschlussingenieure, Projektingenieure und Projektmanager.
Die größten Herausforderungen liegen in der Planung, Beschaffung und Finanzierung der Projekte. Besonders kritisch sind die Netzanschlüsse. Field arbeitet eng mit den Übertragungsnetzbetreibern zusammen, um die notwendigen Informationen für die Projektplanung und den Einkauf von Komponenten so schnell wie möglich zu erhalten.
Reform der nationalen Preisgestaltung
Ein weiteres wichtiges Thema ist die Reform der nationalen Preisgestaltung, insbesondere die Gebühren für die Nutzung des Übertragungsnetzes (TNUoS). Die aktuelle Struktur wird als ungeeignet für Speicherprojekte angesehen. Field fordert schnelle Fortschritte bei dieser Reform, da die TNUoS-Gebühren einen wesentlichen Teil der Betriebskosten ausmachen, insbesondere für Langzeitprojekte im Norden Schottlands.
Die Projekte sollen nicht nur überschüssigen Windstrom speichern, sondern auch zur Versorgungssicherheit beitragen. An kalten Wintertagen ohne Wind könnten sie Spitzenlasten abdecken, ähnlich wie derzeit Gaskraftwerke. Dies erfordert eine präzise Wettervorhersage, um die Lade- und Entladezyklen optimal zu steuern.
Technologische Innovation und Effizienz
Die Entwicklung dieser Großprojekte hat bereits zu innovativen Lösungen in der Lieferkette geführt. Field arbeitete eng mit seinen Zulieferern zusammen, um die Projekte wettbewerbsfähiger zu machen. Eine der ungewöhnlichen Fragen war beispielsweise, ob bei längeren Speicherdauern weniger Kühlung benötigt wird.
- Reduzierter Kühlbedarf: Da die Batterien langsamer geladen werden, erzeugen sie weniger Wärme und benötigen weniger Kühlung. Dies erhöht die Energieeffizienz der Systeme.
- Geringerer Verschleiß: Längere Zyklen bedeuten weniger häufiges und intensives Laden und Entladen, was den Verschleiß der Batterien reduziert. Dies führt zu einer höheren Lebensdauer und besseren Leistung über einen längeren Zeitraum.
Diese unerwarteten Vorteile, wie die höhere Rundreiseeffizienz und der geringere Degradationsgrad, waren entscheidend für Fields Entscheidung, 16- bis 18-Stunden-Projekte einzureichen.
Netzausbau in Schottland
Der Netzausbau in Schottland wird oft als weniger herausfordernd wahrgenommen als in England. Field arbeitet seit Jahren mit Scottish Hydro Electric Transmission (SHET) zusammen. In Nordschottland wurden bereits erhebliche Investitionen in die Netzinfrastruktur getätigt, um die vielen Windkraftanlagen anzuschließen. Dies schafft eine gute Basis für die Integration weiterer großer Speicherprojekte.
Im Gegensatz dazu ist das Netz in England oft älter und komplexer, was die Integration neuer Anlagen erschwert. Die Erfahrungen mit großen Projekten wie dem 400-kV-Upgrade von Blackhillock nach Peterhead zeigen, dass die schottischen Netzbetreiber in der Lage sind, umfangreiche Infrastrukturprojekte termingerecht umzusetzen.
Zukunftsaussichten und Marktentwicklung
Die gewonnenen Projekte sind ein klares Signal für die Zukunft der Energiespeicherung. Sie zeigen, dass Langzeitspeicher eine entscheidende Rolle bei der Integration erneuerbarer Energien und der Sicherstellung der Netzstabilität spielen werden. Mit dem weiteren Ausbau von Wind- und Solaranlagen wird die Bedeutung solcher Speicher weiter zunehmen.
Chris Wickins ist zuversichtlich, dass der Wert dieser Anlagen im Norden Schottlands sich von den Ausgleichsmechanismen hin zu den Großhandelsmärkten verlagern wird. Wenn die Preise bei überschüssigem Windstrom gegen Null oder sogar in den negativen Bereich fallen, werden die Speicheranlagen im Großhandel laden, wodurch Engpässe bereits im Vorfeld aufgelöst werden, bevor der Ausgleichsmechanismus eingreifen muss.
Field ist bereit für diese Entwicklung und erwartet eine spannende Zeit des Wachstums und der Innovation in der britischen Energielandschaft.
