Albertas aufkeimende Energie

Das Moratorium für erneuerbare Energien in Alberta hat die Zukunft von Wind- und Solarprojekten in der Provinz ins Rampenlicht gerückt, aber es gibt noch einen anderen verwandten Wirtschaftszweig, der ebenfalls von der plötzlichen und kontroversen Entscheidung der Provinz betroffen ist.

Energiespeicher.

Die Branche ist in Alberta noch im Entstehen begriffen – nur fünf kleine Anlagen mit einer Gesamtleistung von 90 Megawatt sind an das Stromnetz angeschlossen – aber Branchenbeobachter gehen davon aus, dass sie kurz vor einem großen Aufschwung stehen könnte.

Unternehmen haben beim Alberta Electric System Operator (AESO) Dutzende Anträge für neue Projekte eingereicht, die möglicherweise Tausende von Megawatt an Batteriespeichern im industriellen Maßstab umfassen und in den nächsten Jahren ans Netz gehen könnten.

Viele dieser Projekte befinden sich in einem frühen Stadium. Nicht alle werden unbedingt gebaut. Andere hingegen stehen kurz vor der Fertigstellung und sollen noch in diesem Jahr ans Netz gehen.

Im Zentrum des Booms des Geschäftsinteresses stehen einige Schlüsselfaktoren: die sinkenden Kosten für Großbatterien, die steigenden (finanziellen und ökologischen) Kosten für Kohlenstoffemissionen und das damit einhergehende schnelle Wachstum erneuerbarer Energien -Hand mit Energiespeicherung – sowohl technologisch als auch wirtschaftlich.

Bevor die Provinzregierung eine Pause bei den erneuerbaren Energien einlegte, hatte die Energiespeicherbranche mit AESO an der Modernisierung der Stromeinkaufs- und -verteilungsregeln in Alberta gearbeitet, um sie besser an die Rolle anzupassen, die Großbatterien und andere Formen der Energiespeicherung im Netz spielen könnten.

Diese Arbeit geht weiter und die Branche bleibt hinsichtlich des zukünftigen Wachstums optimistisch. Doch gleichzeitig hat sich die Unsicherheit über die Haltung der Regierung von Alberta zu erneuerbaren Energien auch auf diesen Sektor ausgeweitet.

Was genau ist Energiespeicher?

Energiespeicherung ist ein relativ neues Konzept, wenn es um das Stromnetz von Alberta geht, aber es ist etwas, das wir alle aus unserem täglichen Leben kennen.

Ob Mobiltelefone, Laptops oder Elektroautos: Wir laden unsere Geräte regelmäßig auf, wenn wir sie nicht benutzen, damit wir den Strom später nutzen können, wann wir wollen. Die Idee, Strom zu speichern, damit wir bei Bedarf darauf zugreifen können, ist in dieser Hinsicht ein weit verbreitetes Konzept. Aber wenn es um das elektrische System selbst geht, ist das eine relativ neue Sache.

Derzeit umfasst das Stromnetz von Alberta nur eine winzige Menge an Batteriespeichern – fünf relativ kleine Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 90 MW. (Zum Vergleich: Die Gesamtnachfrage im Netz übersteigt regelmäßig 10.000 MW.)

Vier dieser fünf Anlagen gehören Enfinite, einem in Calgary ansässigen Unternehmen, das der größte Früheinsteiger in den Energiespeichermarkt von Alberta war.

Jason White, CEO von Enfinite, spricht in einem Interview mit CBC News. (Google Meet/Screenshot)

„Energiespeicherung insgesamt wird immer beliebter“, sagte Jason White, CEO von Enfinite.

„Wenn wir über die Unterbrechung erneuerbarer Energien nachdenken, ist es wertvoll, etwas Speicher im Netz zu haben, um diese Lücke, wie wir es nennen, zu schließen, und ich denke, dass viele Unternehmen das erkennen.“

Das Geschäftsinteresse beschränkt sich nicht auf Alberta. In Ontario, den Vereinigten Staaten und auf der ganzen Welt gab es in letzter Zeit große Energiespeicherunternehmen.

Bisher hat Enfinite seine Projekte in dieser Provinz auf einen bescheidenen Umfang beschränkt. Wenn Sie auf einer Landstraße unterwegs sind, sausen Sie möglicherweise an einem der 20-MW-Speicher des Unternehmens vorbei und bemerken es nicht. Die unscheinbaren Industrieanlagen nehmen normalerweise nur wenig Platz ein – nur ein oder zwei Hektar – auf einem wenig genutzten Stück Land.

Hinter den Maschendrahtzäunen ist jedoch modernste Technik stationiert. Reihenweise Hochleistungs-Lithium-Ionen-Batterien von Tesla sind an ein Steuerungssystem angeschlossen, das an das Stromnetz von Alberta angeschlossen ist.

Zusätzlich zu den vier 20-MW-Anlagen, die derzeit ans Netz angeschlossen sind, geht Enfinite davon aus, dass bis Ende des Jahres fünf weitere angeschlossen werden, was einer Batteriespeicherkapazität von insgesamt 180 MW entspricht.

Die eReserve3-Anlage von Enfinite befindet sich im Weiler Clairmont in der Grafschaft Grande Prairie. (Eingereicht von Enfinite)

Etwas längerfristig betrachtet hat Enfinite auch Anträge für eine 400-MW-Batteriespeicheranlage in der Nähe von High River und eine 500-MW-Anlage in der Nähe von Medicine Hat gestellt. Diese Anträge befinden sich in Phase 2 (Bewertung) des sechsstufigen Netzanschlussprozesses von AESO.

„Sie sind offensichtlich viel größer“, sagte White über die längerfristigen Projekte und wies darauf hin, dass das Unternehmen mit kleineren Betrieben beginnen wollte, bevor es das Risiko einer größeren Anlage einging.

„Wir sind mit all den Möglichkeiten, die Energiespeicher auf dem Markt bieten können, viel vertrauter geworden, und ich denke, dass wir mit der gesamten Technologie viel zufriedener sind“, sagte er.

„Wir glauben, dass jetzt der richtige Zeitpunkt für diese größeren Projekte ist.“

Die Projekte von Enfinite unterscheiden sich jedoch von vielen anderen Energiespeicherunternehmen.

Standalone vs. generationsverbunden

Bei den Anlagen, die Enfinite in Alberta gebaut hat, handelt es sich um eigenständige Batterien ohne eigene Erzeugungskapazität. Sie beziehen einfach Strom aus dem Netz, speichern ihn und senden ihn zu einem späteren Zeitpunkt zurück.

Andere Batteriespeicherprojekte sind an ein Kraftwerk angeschlossen, sodass sie direkt aufgeladen werden und den Strom später ins Netz einspeisen können.

Der WindCharger von TransAlta speichert beispielsweise Strom von nahegelegenen Windkraftanlagen im Pincher Creek-Gebiet. Die 10-MW-Anlage ist seit Ende 2020 in Betrieb.

Für neue Energiespeicherprojekte, die an die Wind- oder Solarenergie gekoppelt sind, stellt Albertas Pause bei neuen erneuerbaren Energien jedoch ein Problem dar.

Auf diesem Aktenfoto grasen Rinder vor einer Reihe von Windkraftanlagen in der Nähe von Pincher Creek, Alta. (Robson Fletcher/CBC)

„Nach unserem Verständnis wird der Speicher dort, wo er direkt an eine erneuerbare Anlage angeschlossen ist, mit dem Rest der erneuerbaren Anlage pausiert“, sagte Robert Tremblay von Energy Storage Canada, einer Interessenvertretung der Branche.

Eigenständige Batterieanlagen seien nicht in gleicher Weise betroffen, sagte er, aber die Pause habe dennoch für eine Abkühlung im gesamten Sektor gesorgt.

„Ich denke, das hat das Vertrauen der Branche ein wenig erschüttert“, sagte Tremblay. „Nur weil die Batterien jetzt nicht pausiert werden, heißt das nicht unbedingt, dass sich die Branche wohl fühlt.“

Vorschläge und Wahrscheinlichkeiten

Während es Dutzende aktive Einträge auf der AESO-Liste der Energiespeichervorschläge gibt, gibt es auch viele Projekte, die vorgeschlagen und entweder abgesagt oder auf Eis gelegt wurden.

Der Status von Projekten ändert sich ständig aus den unterschiedlichsten Gründen wie Finanzierung, Geschäftsfähigkeit, Genehmigung usw. Nur weil ein Projekt vorgeschlagen wurde, heißt das nicht, dass es tatsächlich verwirklicht wird.

Die Pause der Provinzregierung bei erneuerbaren Energien habe auch einige Unternehmen dazu veranlasst, ihre Pläne für die Energiespeicherung in Alberta zu überdenken, sagte Jorden Dye, amtierender Direktor des Business Renewables Centre, einer in Calgary ansässigen Organisation, die dabei hilft, Entwickler und Käufer im erneuerbaren Sektor zusammenzubringen.

Unternehmen, die hinter mindestens vier Projekten in Alberta stehen, die sowohl erneuerbare Erzeugung als auch Energiespeicherung umfassen, haben ihre Pläne auf die Bremse gesetzt, sagte Dye gegenüber CBC News.

Er betonte, dass diese Unternehmen die Projekte nicht abgesagt hätten, sondern eine abwartende Haltung einnahmen, da die Branche mehr Klarheit über die Richtung der Provinzpolitik anstrebe.

Die Karte unten zeigt Energiespeichervorschläge, die im August bei AESO aktiv waren.

Wie viele dieser Vorschläge werden voraussichtlich in die Tat umgesetzt?

Das hängt davon ab, wen Sie fragen.

Die Zukunft vorhersagen

Eine genaue Vorhersage, wie Albertas deregulierter Energiemarkt in Zukunft aussehen wird, ist eine ungenaue Wissenschaft. Es ist unmöglich, mit Sicherheit zu sagen, welche Projekte wann zum Erfolg führen werden.

Das Pembina Institute, ein Think Tank für erneuerbare Energien, hat in einem Bericht, den Analysten im Jahr 2022 zu untersuchen begannen, einige fundierte Vermutungen zusammengestellt.

Als es ein Jahr später veröffentlicht wurde, wurde ihnen klar, dass ihre Prognosen möglicherweise bereits veraltet waren.

Ein Modell in diesem Bericht wurde als „High Storage Scenario“ bezeichnet und ging von verschiedenen Anreizen aus, um die Entwicklung von mehr Energiespeichern in Alberta zu fördern. Doch als sie sich die neueste Liste der Energiespeicheranwendungen von AESO ansahen, stellten sie fest, dass sogar dieses Szenario möglicherweise die Menge an Speicher unterschätzt hatte, die bald online gehen könnte.

„Wir haben diesen Bericht erst im Juni veröffentlicht und waren ziemlich überrascht, das zu sehen“, sagte Jason Wang, ein leitender Stromanalyst beim Pembina Institute.

Unter dem „High Storage Scenario“ erwartet der Pembina-Bericht bis 2030 eine Energiespeicherkapazität von fast 1.000 MW.

Aber wenn man sich alle Projektanträge anschaut, die sich derzeit bei AESO in Phase 3 (Regulierungsvorbereitung) befinden, sagte Wang, dass das Wachstum sogar noch schneller erfolgen könnte, mit etwa 900 MW bereits im Jahr 2026, wenn alle diese Projekte termingerecht umgesetzt werden.

AESO wiederum vertritt eine konservativere Sichtweise.

Auf Fragen von CBC News wollte man nicht über die künftige Energiespeicherkapazität spekulieren, aber das Pembina Institute wies darauf hin, dass es in einigen vorläufigen Modellen, die AESO Anfang des Jahres den Branchenvertretern vorgelegt hat, ein stetiges Kapazitätswachstum auf etwa 500 MW bis 2027 prognostizierte und von da an ein Plateau.

Wang sagte, das tatsächliche Wachstum bei erneuerbaren Energien habe zahlreiche frühere Prognosen übertroffen – nicht nur von AESO, sondern aus verschiedenen Quellen – und er glaubt, dass die Energiespeicherung dasselbe bewirken könnte.

„Dies ist ein Sektor, der schnell wächst, und unsere Prognosen werden wahrscheinlich erneut falsch sein“, sagte er.

„Am Ende werden wir wahrscheinlich ein noch schnelleres Wachstum erleben, als wir erwartet hatten.“

Mehr als nur Batterien

Batterien, wie sie Enfinite verwendet, sind eine gängige Art der Energiespeicherung, aber nicht die einzige.

Pumpspeicherkraftwerke sind eine weitere häufig verwendete Methode, um den Einsatz von Elektrizität auf günstigere Zeiten zu verschieben.

Im Wesentlichen nutzt diese Technologie Strom in Zeiten geringer Nachfrage, um Wasser von einem tiefer gelegenen Reservoir in ein höher gelegenes Reservoir zu pumpen. Wenn dann der Energiebedarf hoch ist, wird das Wasser freigesetzt und durch die Schwerkraft zurück in das untere Reservoir gezogen, wobei sich auf dem Weg Wasserturbinen drehen.

TC Energy baut in der Nähe von Hinton, Alta, eine Anlage wie diese mit dem Namen Canyon Creek Pumped Hydro Energy Storage Project, die 75 MW „flexible, saubere Energie auf Abruf“ in das Stromnetz der Provinz einspeisen soll.

Animiertes Bild, das den geplanten Wasser- und Stromfluss beim Canyon Creek Pumped Hydro Energy Storage Project in Zeiten geringer und hoher Nachfrage zeigt. (TC Energie)

Andere Länder haben viel größere Anlagen gebaut, wie beispielsweise Nant de Drance in der Schweiz, das jederzeit 900 MW Strom erzeugen und insgesamt 20.000 MW-Stunden Energie speichern kann – das Äquivalent von etwa 400.000 Batterien von Elektroautos.

Auch hier in Alberta wird über Wasserkraft in Verbindung mit herkömmlichen Batterien nachgedacht.

TransAlta will sein bestehendes Ghost-Wasserkraftwerk in der Nähe von Cochrane im Rahmen eines Projekts namens WaterCharger um 180 MW an Batterien erweitern, das das Unternehmen bis 2024 einsetzen möchte.

Und auch über eine weitere Möglichkeit der Energiespeicherung wird in der Provinz nachgedacht: Druckluft.

Das in Calgary ansässige Unternehmen Federation Engineering hat eine 320-MW-Anlage in der Nähe von Cold Lake vorgeschlagen, die Energie durch Komprimierung von Luft in unterirdischen Salzkavernen speichern und diese Energie dann freisetzen würde, indem sie die Luft durch Turbinen dekomprimieren lässt, um Strom zu erzeugen.

Tarifprobleme

Wie wir gehört haben, könnten neue Speicherprojekte im Zusammenhang mit der erneuerbaren Energieerzeugung in Albertas Pause bei erneuerbaren Energien geraten.

Allerdings stehen die Inselbatterieprojekte auch vor einer Hürde im Zusammenhang mit den Gebühren, die sie für den Bezug von Strom aus dem Netz zahlen.

„Grundsätzlich ist es schwierig, dies allein aufgrund der Art und Weise zu tun, wie der Stromtarif für Speicherprojekte gilt“, sagte Tremblay von Energy Storage Canada.

Wenn Batterien Strom aus dem Netz beziehen, zahlen sie im Wesentlichen die gleichen Gebühren, als ob sie das System belasten würden, was nach Ansicht der Industrie nicht fair ist und letztendlich dazu führt, dass eigenständige Batteriespeicher wirtschaftlich weniger rentabel sind.

„Wir verbrauchen im Allgemeinen keinen Strom“, sagte Tremblay. „Wir nehmen es auf, bewahren es für später auf und geben es dann zurück. Wir sind also eher ein Teil des Systems als ein an das System angeschlossener Verbraucher.“

Die Branche hat mit AESO an der Anpassung des Tarifsystems gearbeitet, um eigenständige Batterien besser zu berücksichtigen.

„Wenn diese [Tarife] geändert oder für die Energiespeicherung günstiger gestaltet würden, würden meiner Meinung nach mehr Projekte gebaut werden“, sagte White, der CEO von Enfinite.

Branchenbeobachter sagen, dass es noch andere Gründe für Optimismus hinsichtlich der Zukunft der Energiespeicherung in Alberta gibt.

Wirtschaftliche und technische Vorteile

Ein Grund dafür, dass die Strompreise in Alberta in letzter Zeit so hoch waren, liegt unter anderem darin, dass eine kleine Anzahl von Unternehmen einen großen Teil der Stromerzeugung kontrolliert, sodass sie in Zeiten hoher Nachfrage ihre Angebotspreise erhöhen können.

Sollte eine neue Gebührenstruktur tatsächlich genehmigt werden, würden Energiespeicherprojekte in der Provinz laut Tremblay wirtschaftlicher werden.

Eigenständige Batterien wären dann besser in der Lage, in Zeiten geringer Nachfrage günstigen Strom zu kaufen und zu speichern und ihn später wieder ins Netz einzuspeisen, was in Zeiten hoher Nachfrage zu mehr Wettbewerb auf dem Markt führen würde.

„Die Überbrückung der Kluft zwischen niedrigen und hohen Preisen senkt insgesamt die Preise für die Verbraucher“, sagte Tremblay.

Auch die Energiespeicherung bietet einige technische Vorteile, insbesondere da immer mehr erneuerbare Energien ans Netz gehen. Als Grund für die Pause bei erneuerbaren Energien nannte die Regierung von Alberta die unregelmäßige Nutzung von Wind- und Solarenergie, die zu Bedenken hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit geführt habe.

Neben der Bereitstellung von Rohstrom für das Netz sind Batteriespeicher auch für die Bereitstellung von Hilfsdiensten geeignet, die dem Übertragungssystem dabei helfen, sich anzupassen und die richtige Spannung und Frequenz aufrechtzuerhalten, insbesondere bei plötzlichen Änderungen bei Angebot oder Nachfrage.

Jason Wang ist leitender Stromanalyst beim Pembina Institute. (Google Meet/Screenshot)

„Das Wichtigste ist, dass Batterien wirklich schnell einsetzbar sind“, sagte Wang vom Pembina Institute.

„Man muss über Anlagen verfügen, die manchmal in Millisekunden reagieren können, und Batterien können das wirklich gut.“

Die Speicherung könne auch die Kosten der Übertragungsinfrastruktur senken, fügte Wang hinzu, da sie durch die Lastverteilung den Fluss von mehr Strom aus intermittierenden Quellen auf einer bestimmten Leitung ermögliche.

Für White überwiegen die Vorteile des Sektors die Herausforderungen und er erwartet „für die nächste lange Zeit einen Zustrom von Energiespeichern in ganz Kanada“.

„Wir sind wirklich begeistert von dem Raum und denken, dass er einen großen Wert hat“, sagte er.

„Es gibt viele Möglichkeiten, es einzusetzen. Es kann viele Dinge bewirken. Und ich denke, dass es für alle Beteiligten wertvoll ist, seien es die Netzbetreiber oder die Leute, die die Rechnungen bezahlen. Sie wissen schon: Sie, ich.“ ."