Batteriespeicher übernehmen wichtige Aufgaben im Strommarkt
Speicher können mittlerweile intelligent auf Stromüberschüsse reagieren oder Regelenergie bereitstellen. Das zeigt eine Auswertung des C.A.R.M.E.N. e.V.
Immer häufiger installieren Betreiber von Photovoltaikanlagen Batteriespeicher, um damit mehr selbst produzierten Solarstrom in Haushalt oder Betrieb nutzen zu können. Die Speicher werden üblicherweise bei Sonnenschein mit dem Strom beladen, der aktuell nicht verbraucht werden kann. „Es kann aber passieren, dass der Speicher mittagsschon geladen ist, wenn die Anlage mit voller Leistung produziert. Überschüssige Mengen werden dann ins Netz eingespeist“, sagt Tabea Falter, Solarstrom- und Speicherspezialistin beim bayerischen Netzwerk C.A.R.M.E.N. e.V. aus Straubing. Das führt dazu, dass mittags die Netze stark belastet werden und der Strompreis sinkt.
Netzdienliches Laden im Kommen
Eine Alternative ist das „netzdienliche Laden“, das moderne Batteriespeichersysteme mittlerweile beherrschen: Der Speicher lädt dabei nicht automatisch am Vormittag, sondern hält Kapazitäten für die Mittagsspitze vor. Das entlastet das Stromnetz. In der aktuellen Marktübersicht Batteriespeicher von C.A.R.M.E.N. mit 500 Modellen von 37 Herstellern können 60 % der Li-Ionen-Speicher unter 10 kWh Speicherkapazität netzdienlich laden, bei Modellen über 10 kWh sind es 80 %. „Wir haben dabei nur grundsätzlich nach dieser Möglichkeit gefragt“, sagt Falter.
Intelligente Steuerung wichtig
Die Steuerung der Speicher könnte entweder prognosebasiert oder zeitgesteuert erfolgen. „Langfristig ist es wichtig, dass das automatisch und intelligent gesteuert unter Einbezug von Wetterprognosen erfolgt. Ansonsten könnte es sein, dass der Speicher bei bedecktem Himmel am Ende des Tages nicht geladen ist“, erklärt die Spezialistin.
Dazu kann ein Energiemanagementsystem (EMS) beitragen: Gemeint ist eine Softwareplattform, eine Art Betriebssystem, mit dem verschiedene Akteure der Energiewende miteinander vernetzt werden sollen wie Stromspeicher, Wechselrichter, Wärmepumpen, Ladesäulen usw. Bei einem „Open EMS“ lassen sich sogar Systeme verschiedener Hersteller kombinieren. 63 % der Batterien in der Marktübersicht sind mit einer speziellen Herstellersoftware ausgestattet, 14 % mit einem reinen „Open-EMS“, 30 % bieten beides an.
Regelleistungsmarkt als interessante Erlösoption
Eine weitere Möglichkeit bietet der Regelleistungsmarkt. Mit der Regelenergie sorgen Netzbetreiber dafür, die Soll-Frequenz des Stromnetzes von 50 Hertz aufrecht zu erhalten. Je nach Schnelligkeit und Dauer, mit der die Regelleistung bereitgestellt werden muss, unterscheidet man:
Primärregelleistung: Sie muss innerhalb von 30 Sekunden bereitstehen bis zu 15 Minuten lang angeboten werden;
Sekundärregelleistung: innerhalb von 5 Minuten für bis zu 30 Minuten;
Minutenreserve: innerhalb von 15 Minuten für bis zu 1 Stunde.
„Stromspeicher sind sehr reaktionsschnell, sie können innerhalb von wenigen Sekunden auf Netzschwankungen reagieren“, nennt Falter einen Vorteil. Daher sind Primär- und Sekundärregelleistung für Speicher relevant.
Zusammenschluss von einzelnen Einheiten
Die meist kleinen Stromspeicher bringen aber nicht die nötige Mindestmenge, um am Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Daher schalten Dienstleister einzelne Speicher zu großen virtuellen Kraftwerken zusammen. Das übernehmen teilweise auch Speicherhersteller, die Pools aus vernetzten Speichern aufbauen. „Langsam entwickeln sich jetzt auch unabhängige Anbieter, die Speicher von unterschiedlichen Batteriespeicherhersteller vernetzen wollen“, ergänzt sie.
Bei den Systemen in der Marktübersicht kann etwa ein Drittel Primärenergieregelleistung (PRL) anbieten, ein Viertel Sekundärregelleistung (SRL). PRL überwiegt, weil SRL für einen längeren Zeitraum zur Verfügung stehen und der Speicher damit eine höhere Kapazität haben muss. „Das funktioniert bei kleineren Speichern nicht“, sagt Falter.
Immer häufiger installieren Betreiber von Photovoltaikanlagen Batteriespeicher, um damit mehr selbst produzierten Solarstrom in Haushalt oder Betrieb nutzen zu können. Die Speicher werden üblicherweise bei Sonnenschein mit dem Strom beladen, der aktuell nicht verbraucht werden kann. „Es kann aber passieren, dass der Speicher mittagsschon geladen ist, wenn die Anlage mit voller Leistung produziert. Überschüssige Mengen werden dann ins Netz eingespeist“, sagt Tabea Falter, Solarstrom- und Speicherspezialistin beim bayerischen Netzwerk C.A.R.M.E.N. e.V. aus Straubing. Das führt dazu, dass mittags die Netze stark belastet werden und der Strompreis sinkt.
Netzdienliches Laden im Kommen
Eine Alternative ist das „netzdienliche Laden“, das moderne Batteriespeichersysteme mittlerweile beherrschen: Der Speicher lädt dabei nicht automatisch am Vormittag, sondern hält Kapazitäten für die Mittagsspitze vor. Das entlastet das Stromnetz. In der aktuellen Marktübersicht Batteriespeicher von C.A.R.M.E.N. mit 500 Modellen von 37 Herstellern können 60 % der Li-Ionen-Speicher unter 10 kWh Speicherkapazität netzdienlich laden, bei Modellen über 10 kWh sind es 80 %. „Wir haben dabei nur grundsätzlich nach dieser Möglichkeit gefragt“, sagt Falter.
Intelligente Steuerung wichtig
Die Steuerung der Speicher könnte entweder prognosebasiert oder zeitgesteuert erfolgen. „Langfristig ist es wichtig, dass das automatisch und intelligent gesteuert unter Einbezug von Wetterprognosen erfolgt. Ansonsten könnte es sein, dass der Speicher bei bedecktem Himmel am Ende des Tages nicht geladen ist“, erklärt die Spezialistin.
Dazu kann ein Energiemanagementsystem (EMS) beitragen: Gemeint ist eine Softwareplattform, eine Art Betriebssystem, mit dem verschiedene Akteure der Energiewende miteinander vernetzt werden sollen wie Stromspeicher, Wechselrichter, Wärmepumpen, Ladesäulen usw. Bei einem „Open EMS“ lassen sich sogar Systeme verschiedener Hersteller kombinieren. 63 % der Batterien in der Marktübersicht sind mit einer speziellen Herstellersoftware ausgestattet, 14 % mit einem reinen „Open-EMS“, 30 % bieten beides an.
Regelleistungsmarkt als interessante Erlösoption
Eine weitere Möglichkeit bietet der Regelleistungsmarkt. Mit der Regelenergie sorgen Netzbetreiber dafür, die Soll-Frequenz des Stromnetzes von 50 Hertz aufrecht zu erhalten. Je nach Schnelligkeit und Dauer, mit der die Regelleistung bereitgestellt werden muss, unterscheidet man:
Primärregelleistung: Sie muss innerhalb von 30 Sekunden bereitstehen bis zu 15 Minuten lang angeboten werden;
Sekundärregelleistung: innerhalb von 5 Minuten für bis zu 30 Minuten;
Minutenreserve: innerhalb von 15 Minuten für bis zu 1 Stunde.
„Stromspeicher sind sehr reaktionsschnell, sie können innerhalb von wenigen Sekunden auf Netzschwankungen reagieren“, nennt Falter einen Vorteil. Daher sind Primär- und Sekundärregelleistung für Speicher relevant.
Zusammenschluss von einzelnen Einheiten
Die meist kleinen Stromspeicher bringen aber nicht die nötige Mindestmenge, um am Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Daher schalten Dienstleister einzelne Speicher zu großen virtuellen Kraftwerken zusammen. Das übernehmen teilweise auch Speicherhersteller, die Pools aus vernetzten Speichern aufbauen. „Langsam entwickeln sich jetzt auch unabhängige Anbieter, die Speicher von unterschiedlichen Batteriespeicherhersteller vernetzen wollen“, ergänzt sie.
Bei den Systemen in der Marktübersicht kann etwa ein Drittel Primärenergieregelleistung (PRL) anbieten, ein Viertel Sekundärregelleistung (SRL). PRL überwiegt, weil SRL für einen längeren Zeitraum zur Verfügung stehen und der Speicher damit eine höhere Kapazität haben muss. „Das funktioniert bei kleineren Speichern nicht“, sagt Falter.
