Eine sinnvolle Kombination

Um eine mögliche Entwicklung für die zukünftige Energiewelt abzuschätzen, hilft ein Beispiel. Ein Haushalt hat in eine Photovoltaikanlage mit sieben Kilowatt Leistung und einen Batteriespeicher von zehn Kilowattstunden Kapazität investiert. Dieser hat eine für heutige Verhältnisse hohe Lade- und Entladeleistung von zehn Kilowatt. Derzeit wollen Hausbewohner in der Regel mit einem Batteriespeicher nur den Anteil des Eigenverbrauchs des selbst erzeugten Solarstroms erhöhen und damit gleichzeitig ihre Autarkie. In dem von uns vorgestellten Beispiel wollen sie nun zusätzlich am Primärregelleistungsmarkt teilnehmen. Da stellt sich die Frage: Lohnt es sich betriebswirtschaftlich und ist es für den Umbau des Energiesystems ein sinnvoller Weg.

Schon heute bieten einige Speicherhersteller die Möglichkeit, mit dem Homespeicher Sekundärregelleistung zu vermarkten. Primärregelleistung, kurz PRL, ist jedoch besser vergütet. Dafür sind die Anforderungen, die die Systeme erfüllen müssen, größer. Wir untersuchen im Projekt Net-PV Chancen und Herausforderungen von Solarbatteriesystemen und haben eine Betriebsstrategie entwickelt, wie ein Homespeicher Primärregelleistung zur Verfügung stellen kann. Dazu werden die Batterien in einem Verbundkraftwerk zusammengefasst. Dann haben wir für jede Sekunde eines Jahres simuliert, welche Synergieeffekte und Möglichkeiten die Vermarktung von Primärregelleistung hat. Heute ist bei vielen größeren Batterieprojekten in Deutschland übrigens bereits davon zu lesen, dass ein zentraler Teil des Geschäftsmodells in der Bereitstellung von Primärregelleistung besteht.

Ein abstraktes Argument macht deutlich, warum die Kombination von Eigenverbrauchserhöhung mit der Vermarktung von Primärregelleistung im Prinzip sinnvoll ist. Für die reine Eigenverbrauchserhöhung dient eine Betriebsführungsstrategie, die Solarstrom, der nicht direkt lokal verbraucht wird, in der Batterie speichert. Zur Deckung der lokalen Last wird die Batterie entladen, sobald die lokale Solarstromerzeugung diese nicht mehr vollständig bedienen kann. Der energiesystemische Nutzen der Solarstromspeicher ist jedoch nicht unumstritten und hängt insbesondere von der Betriebsführung der Speichersysteme ab, wie das Fraunhofer ISE bereits in der vom Bundesverband Solarwirtschaft in Auftrag gegebenen Speicherstudie 2013 gezeigt hat. Solarstromspeicher, die allein der Erhöhung des lokalen Autarkiegrades dienen, nutzen zudem ihr technisches Potenzial nicht aus: Sie sind häufig vollständig be- oder entladen und warten auf ihren nächsten Einsatz, und das zu Zeiten, in denen aus dem steigenden Anteil schwankender Erzeugung ein wachsender Bedarf an Speichern und Flexibilität besteht.

Mehrere Arten der Regelleistung

Zunächst das Grundsätzliche. Primärregelleistung dient der kurzfristigen Stützung der Netzfrequenz, das heißt bei Unter- oder Überfrequenz muss Leistung ins Netz eingespeist (positive Primärregelleistung) oder diesem entzogen werden (negative Primärregelleistung). Die anderen beiden Regelleistungskategorien, Sekundärregelleistung und Minutenreserve, unterscheiden sich davon vor allem hinsichtlich ihrer Aktivierungsgeschwindigkeit sowie durch den Zeitraum, über den sie erbracht werden müssen. Primärregelleistung ist die schnellste Regelleistungsart.

Wie Grafik 1 zeigt, müssen Anbieter von Primärregelleistung ihre Leistung linear proportional zur Abweichung der Netzfrequenz zur Sollfrequenz von 50 Hertz anpassen. Dies stützt die Netzfrequenz, die vom Sollwert abweicht, wenn im europäischen Verbundnetz Stromerzeugung und Stromverbrauch nicht im Gleichgewicht sind. Optional ist die Nutzung eines sogenannten Totbandes von 0,01 Hertz, innerhalb dessen nicht nachgeregelt werden muss. Die vermarktete maximale Beladeleistung muss ab 50,2 Hertz aufwärts, die maximale Entladeleistung ab 49,8 Hertz abwärts erbracht werden.

Da die Primärregelleistung quasi instantan das Netz stabilisieren muss, sind steile Leistungsgradienten notwendig. Batteriespeicher können diese erfüllen. Die technischen Hürden, die diese schnelle Bereitstellung mit sich bringt, spiegeln sich in den durchschnittlich erzielten Auktionserlösen am Regelleistungsmarkt wider: Bei einer gängigen Gebotsstrategie beträgt der Erlös einer über ein Jahr vorgehaltenen Regelleistung von 1 Kilowatt am Primärregelleistungsmarkt etwa 185 Euro, während die gleiche Leistung am Sekundärregelleistungsmarkt nur mit circa 110 Euro beziehungsweise als Minutenreserve nur mit rund 40 Euro bewertet wird. Es lohnt sich also, wenn man dazu in der Lage ist, Primärregelleistung zu vermarkten.

In Deutschland werden alle drei Regelleistungsarten auf einer gemeinsamen Internetplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber ausgeschrieben.

Wichtig für die Energiewende

Neben der betriebswirtschaftlichen Motivation, Primärregelleistung mit Stromspeichern bereitzustellen, ergibt sich aus dem Vorhaben der Energiewende auch eine gewisse Notwendigkeit: Gegenwärtig muss im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt eine gewisse Mindestleistung an konventioneller Erzeugung aufrechterhalten werden. Dies ist unter anderem darauf zurückzuführen, dass notwendige Netzdienstleistungen, allen voran Regelleistung, überwiegend von konventionellen Großkraftwerken bereitgestellt werden. Kraftwerke, die Regelleistung bereitstellen, können im Normalbetrieb nicht so weit abgeregelt werden, wie es Angebot und Nachfrage nahelegen würden, nämlich bis hin zur vollständigen Abschaltung. Sie müssen ihre Leistung nämlich schnell an die Netzbedürfnisse anpassen können und die Netzfrequenz stützen, wenn die Primärregelleistung abgefragt wird. Dies führt dazu, dass in Zeiten niedriger Last gegebenenfalls erneuerbare Energieerzeuger abgeregelt werden müssen, um den fortlaufenden Betrieb konventioneller Großkraftwerke sicherzustellen (sogenannte Must-Run-Leistung).

Anders als Kraftwerke müssen Stromspeicher keine elektrische Energie einspeisen, um ihre Flexibilität als Regelleistung zu vermarkten. So kann eine Batterie in Sekundenbruchteilen elektrische Energie einspeichern oder ausspeichern, solange die gespeicherte Energie beziehungsweise die freie Kapazität dies zulässt. Es können demnach halbvolle Batterien genutzt werden, um im Bedarfsfall Regelleistung bereitzustellen und die konventionelle Mindestleistung zu reduzieren.

Herausforderungen bei Batteriespeichern

Batterien stehen jedoch vor der Herausforderung, mit der begrenzt verfügbaren Kapazität zu haushalten. Anders als Kraftwerke, die zum Beispiel über einen Anschluss an das Gasversorgungsnetz praktisch unbegrenzt Energie beziehen können, sind Batterien durch ihre technische Speicherkapazität limitiert. Lithiumspeicher wären demnach bei extremen Frequenzabweichungen unter Umständen innerhalb kurzer Zeit vollständig be- oder entladen und stünden dann nur noch eingeschränkt zur Bereitstellung von Regelleistung zur Verfügung.

Wie viel Kapazität notwendig sein kann, zeigt Grafik 2. Der Graph stellt beispielhaft für die achte Kalenderwoche des Jahres 2012 die im Zuge der Primärregelleistung zu erbringende kumulierte Energie dar. In diesem Beispiel wurde deutlich mehr negative als positive Regelleistung benötigt, der Speicher also sukzessive immer weiter geladen. Dadurch müsste ein Speicher, der ein Kilowatt Primärregelleistung vermarktet hat, eine Kapazität von mindestens sechs Kilowattstunden aufweisen. Sonst wäre er im Zuge der Ausschreibungswoche vollständig beladen worden und stünde für die Erbringung von negativer Primärregelleistung nicht mehr zur Verfügung, bei der er weitere Energie aufnehmen müsste.

Die Kosten für Batterien hängen gegenwärtig jedoch stark von deren Kapazität, also der speicherbaren Energiemenge ab. Der wirtschaftliche Betrieb eines Batteriespeichers zur Bereitstellung von Primärregelleistung erfordert daher ein intelligentes Betriebsführungskonzept. Bei systematischen Frequenzabweichungen muss es Korrekturladungen vornehmen, bei denen der Speicher zusätzlich geladen oder entladen wird. Unter anderem wegen dieser Korrekturladungen bietet es sich an, die Regelenergievermarktung mit der Eigenverbrauchserhöhung zu kombinieren.

Eigenverbrauch und Primärregelleistung optimieren

Zunächst muss man sich die formalen Voraussetzungen ansehen, die ein Pool von Homespeichern erfüllen muss, damit er Primärregelleistung anbieten kann. Die Leistung, mit der man mit dem Batteriespeicher auf dem Regelleistungsmarkt auftritt, ist ausschließlich für diese Aufgabe reserviert. Sie darf nicht zwischendurch für die Versorgung von Geräten im Haushalt oder für Korrekturmaßnahmen genutzt werden. Allerdings kann man die technisch verfügbaren zehn Kilowatt Leistung der Beispielbatterie sowieso nicht vollständig für die Primärregelleistung nutzen.

Um die Anforderungen zur Erbringung von Primärregelleistung zu erfüllen, muss ein Teil der Leistung für Korrekturladungen reserviert werden. Dieser Teil steht für die Versorgung der Geräte im Haushalt zur Verfügung, solange keine Korrekturmaßnahmen erforderlich sind. Es kann also jeweils ein Teil der technisch verfügbaren Speicherkapazität (sowohl hinsichtlich Leistung als auch Energiemenge) für Primärregelleistung reserviert werden, während der andere Teil der Erhöhung der lokalen Autarkie dient.

Ein zentraler Aspekt bei der Dimensionierung der Anteile ergibt sich aus der Anforderung, innerhalb der Ausschreibungswoche die vermarktete Leistung jederzeit für mindestens eine Viertelstunde bereitstellen zu können. Derzeit wird diskutiert, ob diese Zeit auf eine halbe Stunde verlängert werden muss, was zu einer Einengung der Freiheitsgrade bei den Korrekturmaßnahmen auf Kosten der Autarkieerhöhung führen würde.

Beispieltag mit Primärregelleistung

Zur Bereitstellung von Primärregelleistung durch dezentrale Solarbatteriesysteme wurde ein geeignetes Betriebsführungskonzept entwickelt und untersucht. Die Ergebnisse werden hier für das Beispiel des Einfamilienhaushaltes mit einem Jahresstromverbrauch von 4.600 Kilowattstunden, 7 Kilowatt installierter Solarleistung, einer Batterie mit 10 Kilowattstunden Kapazität und einer maximalen Leistung von 10 Kilowatt illustriert. Experten bezeichnen das Verhältnis mit einer Laderate von 1 C. Es zeigt sich, dass das System maximal 7,5 Kilowatt auf dem Primärregelleistungsmarkt vermarkten kann, da sonst die formalen Kriterien nicht eingehalten werden können.

Grafik 3 stellt beispielhaft einen Tag aus unserer Jahressimulation dar, bei der die Batterie die Primärregelleistung erbringt und gleichzeitig die lokale Autarkie für ein Solarbatteriesystem in einem Wohnhaus erhöht. Der obere Teil zeigt den Batteriefüllstand. Von diesem hängt ab, wie das Energiemanagement den Speicher zum Ausgleich der lokalen Energiebilanz im Haus nutzen darf. Die Batteriekapazität innerhalb der beiden blauen gestrichelten Linien im obersten Plot kann frei genutzt werden, um die lokale Autarkie zu erhöhen.

Zwischen der blauen und der orange gestrichelten Linie darf die lokale Energiebilanz lediglich mit dem Speicher ausgeglichen werden, falls das Be- oder Entladen den Speicherfüllstand wieder Richtung eines mittleren Ladezustandes bringt: Im oberen Band ist lediglich Entladung erlaubt, im unteren Band lediglich Beladung. Diese Betriebsstrategie verringert die notwendigen Korrekturladungen, die unabhängig von dem Ausgleich der lokalen Energiebilanz durchgeführt werden müssen. Wie breit das Band ist, ergibt sich aus der Optimierung über die Jahressimulation und den ökonomischen Rahmenbedingungen. Korrekturladungen werden jenseits der durch die orangefarbenen Linien gekennzeichneten Kapazitätsbereiche nötig.

Der mittlere Graph von Bild 3 zeigt, wie der Energiefluss an diesem Tag aussieht, und vergleicht ihn mit der lokalen Energiebilanz, das ist die Differenz aus Solarstromerzeugung und Last im Haushalt (grau). Die schwarze Fläche zeigt die Leistung, die zum Ausgleich der lokalen Energiebilanz bereitgestellt wird. Sie muss wie oben beschrieben auf 2,5 Kilowatt begrenzt werden. Daraus ergibt sich die klare Kante. Zweimal muss an diesem Tag eine Korrekturladung aktiviert werden, weil der Ladezustand an den orangefarbenen Bereich stößt. Diese Korrekturladungen sind orange eingezeichnet.

Synergieeffekte bei Homespeichern

Das Beispiel zeigt das Ergebnis unserer Betriebsführungsstrategie für eine beispielhafte Dimensionierung. Im Zuge des Net-PV-Projektes haben wir eine Vielzahl unterschiedlicher Leistungs- und Kapazitätsgrenzen bei verschiedenen lokalen Last- und Solarerzeugungszeitreihen untersucht. Daraus folgen die zentralen Erkenntnisse:

  1. Um dauerhaft sicherzustellen, dass eine Solarbatterie zu keiner Zeit ganz voll oder ganz leer ist und somit keine Primärregelleistung mehr liefern kann, kann sie bei 1-C technischer Leistung, das entspricht der Dimensionierung im Beispiel, circa 75 Prozent ihrer Leistung für Primärregelleistung nutzen. Die restlichen 25 Prozent stehen zur Eigenverbrauchserhöhung zur Verfügung und werden für Korrekturladungen genutzt.
  2. Die Kombination der Bereitstellung von PRL mit lokaler Autarkieerhöhung reduziert die notwendige Energie für Korrekturladungen auf weniger als die Hälfte, verglichen mit einer Batterie, die ausschließlich Primärregelleistung liefert (in unserem Beispiel von 1.370 auf 580 Kilowattstunden im Jahr).
  3. Verglichen mit einer Batterie, die keine Primärregelleistung anbietet, wird die Autarkieerhöhung nur in geringem Umfang reduziert. So liegt für unser beispielhaftes Lastprofil die natürliche Autarkie (ohne Batterie) bei 38 Prozent, mit der Batterie ohne Primärregelleistung bei 78 Prozent und für eine Batterie, die neben der Autarkieerhöhung auch PRL bereitstellt, bei 69 Prozent.
  4. Durch die im Regelfall geringen Frequenzabweichungen wird das Batteriesystem häufig mit niedrigen Leistungen be- oder entladen. Dies ist batteriefreundlich, erfordert jedoch eine effiziente Leistungselektronik im niedrigen Teillastbereich.

Dass es sich betriebswirtschaftlich lohnen kann, zeigt auch eine grobe Abschätzung. Der Verlust von neun Prozentpunkten Autarkie kostet die Bewohner des Beispielhauses weniger als 100 Euro im Jahr. Die notwendigen Korrekturladungen kosten rund 200 Euro im Jahr. Die 7,5 Kilowatt vermarkteter Primärregelleistung bringen aber fast 1.400 Euro pro Jahr an zusätzlichen Einnahmen. Von dem Überschuss von 1.100 Euro müssen rund fünf Kilowattstunden zusätzliche Batteriekapazität, die um 7,5 Kilowatt höhere Leistung des Homespeichers sowie die Kommunikations- und Messinfrastruktur finanziert werden.

In Zukunft ist das durchaus möglich. Noch besser könnte es werden, wenn man nicht nur einen Homespeicher betrachtet, sondern viele Homespeicher im Verbund. In Net-PV betrachten wir daher die Verbindung der Homespeicher mit konventioneller Erzeugung zu einem Verbundkraftwerk.

Alternative zu Großspeichern

Das Konzept verdeutlicht, dass Homespeicher über den heute üblichen Einsatzzweck hinaus – die Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs aus lokal erzeugtem Solarstrom – einen Zusatznutzen erbringen können, sowohl lokal als auch für das Energie- und Verteilungssystem. Dies ist nicht nur gesamtsystemisch wünschenswert, sondern verkürzt auch die Amortisationszeiten der relativ hohen Investitionen in Speichersysteme.

Verglichen mit der Installation von Großbatterien zur Bereitstellung von Regelleistungsreserve bietet der hier vorgestellte Ansatz den Vorteil, dass Batterien genutzt werden können, deren Investition bereits durch die Autarkieerhöhung des lokalen Systems teilweise gerechtfertigt ist. Zudem haben die Simulationen gezeigt, dass mit dem entwickelten Betriebsführungskonzept die Autarkieerhöhung nur in geringem Umfang reduziert wird, die Batterie jedoch wesentlich geringere Korrekturladungen benötigt.

Herausforderungen im Hinblick auf die Teilnahme von Solarstromspeichern am Regelleistungsmarkt und insbesondere dem Primärregelleistungsmarkt liegen derzeit auf dem Gebiet der Kommunikations-, Abrechnungs- und Messkonzepte. Wir sind überzeugt, dass diese Herausforderungen kurz- bis mittelfristig gelöst werden können und so eine günstige und zukunftsfähige Bereitstellung von Netzdienstleistungen durch verteilte Batteriesysteme wie Solarbatterien möglich wird. Voraussetzung ist jedoch die Weiterentwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen zugunsten dezentraler Konzepte und Speicher. (Raphael Hollinger, Felix Braam)

Info-Kasten: Net-PV

In dem vom BMWi geförderten Projekt Net-PV, an dem neben dem Fraunhofer ISE auch Kaco New Energy, die Stadtwerke Schwäbisch Hall, Saft Batterien, E3 Energie Effizienz Experten sowie IDS beteiligt sind, wird der Ansatz eines Verbundkraftwerks dezentraler Solarstromspeicher entwickelt und in einem Feldversuch getestet. Die Bereitstellung von Primärregelleistung in Kombination mit lokaler Erhöhung des Autarkiegrades wurde dabei als wirtschaftlich und technisch besonders interessante Option identifiziert.

Die Autoren

Raphael Hollinger (oben) und Dr. Felix Braam (unten) forschen unter der Leitung von Prof. Dr.-Ing. Christof Wittwer in der Smart-Grid-Abteilung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg an Lösungen zur Systemintegration dezentraler Erzeuger, Verbraucher und Speicher. Gemeinsam mit Projektpartnern und Auftraggebern erarbeiten sie Geschäftsmodelle und Betriebsführungskonzepte, die nach simulationsbasierter Entwicklung prototypisch im Smart Energy Lab getestet werden, um anschließend mit robusten Lösungen in Feldtests und auf den Markt gehen zu können.