Hybrides Micro-Grid

Projektkontext

Im Fokus stand die Frage, wie Systemauslegung und Betriebsstrategie der Energieversorgung einer westafrikanischen Gemeinde mit einem großen industriellen Verbraucher unter realen Betriebs- und Versorgungsrestriktionen zusammenwirken.

Ziel war es, die dieselbasierte Stromerzeugung möglichst weitgehend durch PV-Erzeugung zu substituieren. Gleichzeitig sollte untersucht werden, inwieweit sich PV-Erzeugung mit Hilfe eines Batteriespeichers in die Abendstunden verschieben lässt.

Die Energieversorgung der Bewohnerinnen und Bewohner sowie des Industrieverbrauchers erfolgte innerhalb eines isolierten Energieversorgungssystems.

Fragestellungen

• Welches Potenzial besteht für Energy Shifting durch den Batteriespeicher?
• Wie beeinflussen Lastprofile und Betriebsrestriktionen die sinnvolle Speichergröße?
• Welche Bedeutung hat der Batteriespeicher im Kontext der Systemstabilität?
• Wie verändern sich CAPEX-/OPEX-Abwägungen unter unterschiedlichen Batteriegrößen und Dispatchstrategien?

Erkenntnisse

Die Analyse zeigte, dass Systemauslegung und Betriebsstrategie nicht unabhängig voneinander bewertet werden können.

• Der Erzeugungsüberschuss aus Wasserkraft und PV war zu gering, um den Batteriespeicher primär für Energy Shifting einzusetzen.
• Der wesentliche Mehrwert des Batteriespeichers ergab sich stattdessen aus seinem Beitrag zur Systemstabilität.

Der deutlich anders gelagerte Nutzen des Batteriespeichers hatte erheblichen Einfluss auf die optimale Speichergröße. Insbesondere zeigte sich, dass die Leistungsfähigkeit der Batterie wichtiger war als die reine Speicherkapazität, um PV-Rampen und kurzfristige Laständerungen abzufahren.