Mit Tesla „Powerwalls“ will Transnet BW die Stabilisierung des Stromnetzes mittels Photovoltaik-Heimspeichern erproben. Das dazugehörige Projekt hat es „PV-Shift“ getauft. In Zeiten von hoher Last und niedriger Einspeisung sollen die Batteriespeicher des US-Herstellers genutzt werden, um durch zeitliche Verschiebung der Ladevorgänge das Stromnetz zu entlasten. Bei Bedarf und auf Anweisung des Netzbetreibers Transnet BW sollen die Photovoltaik-Anlagen den Solarstrom dann direkt ins Netz einspeisen. Nach Ansicht des Unternehmens kann dies helfen, das Stromnetz kosteneffizient, ressourcenschonend und klimaneutral zu stabilisieren.
„Unser Ziel ist es, die Abkehr von den fossilen Brennstoffen möglichst schnell und mit vertretbaren Kosten für den Stromnetzbetrieb zu unterstützen, indem wir dezentrale Flexibilitäten intelligent ins Netz einbinden“, erklärte Rainer Pflaum, CFO von Transnet BW. Der zunächst auf sechs Monate angelegte Feldversuch werde zudem Erfahrungen zur Verfügbarkeit und Prognostizierbarkeit von Flexibilitätspotenzialen bringen, die in die Vorbereitung eines standardisierten Mechanismus – dem Redispatch 3.0 – einfließen sollen.
Im Vorfeld hat Transnet BW die Ladezyklen der Tesla „Powerwalls“ genauer analysiert. Dabei zeigte sich, dass die Photovoltaik-Heimspeicher in manchen Monaten durchaus zeitlich flexibel einsetzbar seien. Der zeitliche Spielraum zwischen Erzeugung und Last könne dann durch intelligente Steuerung für die Netzstabilisierung genutzt werden. Durch die gezielte Verschiebung der Batterie-Ladevorgänge entstünden den Hausbewohnern keine Nachteile. Im Gegenteil: Die Betreiber der Photovoltaik-Heimspeicher könnten damit künftig zusätzliche finanzielle Entlohnungen erhalten, wenn sie ihre Systeme für die Verschiebung zur Verfügung stellten. Der Solarstrom könne damit aktiv zur Reduzierung von Netzengpässen genutzt werden, die derzeit überwiegend von fossilen Kraftwerken erbracht wird.
„Mit ‚PV-Shift‘ betreten wir Neuland, das wir uns schrittweise erschließen. Dem Wegfall konventioneller Kraftwerke steht die enorme Nachfrage nach Elektroautos, Wärmepumpen und Solaranlagen mit Batteriespeichern gegenüber“, erklärte Projektleiterin Sabrina Ried. Nun sollten mit dem Projekt praktische Erfahrungen mit einer begrenzten Anzahl an stationären Heimspeichern gesammelt werden. Tesla agiere dabei als Aggregator und bilde die Schnittstelle zwischen Heimspeicher-Besitzern und Transnet BW.
Das ökonomische Potenzial zur Nutzung dezentraler Flexibilität für den Redispatch in Baden-Württemberg habe Transnet BW bereits im vergangenen Jahr durch eine Kurzstudie der Universität Stuttgart untersuchen lassen. Demnach liege allein in dem Bundesland das Potenzial im dreistelligen Millionen-Euro-Bereich. Transnet BW wolle dies nach und nach heben und das Projekt „PV-Shift“ sei der erste Schritt dahin. Zum Jahresende sollen erste Ergebnisse präsentiert werden.
Das Ergebnis: Allein in Baden-Württemberg gibt es Potenziale im dreistelligen Millionen-Euro-Bereich. Diese will das Unternehmen nun nach und nach heben. Mit dem Start des Projekts PV-Shift ist ein dafür wichtiger Baustein gelegt. Zum Ende des Jahres werden im Projekt erste Ergebnisse erwartet.
Auch andere Netzbetreiber haben bereits erste Versuche unternommen, mit virtuell vernetzten Photovoltaik-Heimspeichern die Stromnetze zu stabilisieren oder sie für die Erbringung von Regelleistung einzusetzen.
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Das Modell macht finanziell für die PV Betreiber doch keinen Sinn. Ausgehend von 30 cent Endverbraucherstromkosten, müsste der Betreiber für das Einspeisen des Stroms zu Peakzeiten doch mindestens auch diesen Strompreis zahlen. Sonst ist es für den Betreiber besser den gespeicherten Strom selbst zu verwenden. Nur in Fällen wo die Speicher vollkommen überdimensioniert sind und bis zum nächsten Tag noch Strom übrig wäre, könnte es Sinn ergeben. Aber es führt trotzdem zu zusätzlichen Batteriezyklen die wahrscheinlich schlecht bezahlt werden, und bei den NMC Akkus von Tesla zu einem früheren Ableben führen.
Tesla bzw. Elon Musk weigert sich, den wesentlich größeren Akku im Auto für bidirektionales Laden freizugeben, oder darüber auch nur (positiv) zu reden, so wie VW es tut. Für Stromspeicherung soll man sich eine Powerwall kaufen, heißt es. Klassischer Fall von doppeltem Spiel.
Natürlich soll ein Speicherbesitzer bevorzugt seinen Haushalt selber versorgen, womit seine Stromrechnung und auch das Netz entlastet wird, insbesondere zu Zeiten an denen Strom teuer ist.
Ebenso ergibt Einspeisung aus Speichern nur einen Sinn bei zeitlich angepassten Vergütungen, die den Börsenpreisen folgen bzw. die Marktkapriolen dämpfen, weil eben Leistung zu den kritischen Zeiten mobilisiert wird, und nicht irgendwann wie bei einem zeitunabhängigen Einspeisetarif. Bei PV-Einspeisung weiß man ungefähr wann die erfolgt, und man weiß ganz genau wann nicht.
Für das Energieversorgungsunternehmen ist das eine tolle Sache: Alle Risiken beim Speicherbesitzer: Finanziell (Investitionskosten), sicherheitstechnisch (Brandrisiko), technisch (Ausfallrisiko), aller Nutzen bei dem, der damit sein Netz stabilisiert. Und dann nennt man das ganze noch „PV-Speicher“, dabei speichern die bloß Strom.
Ein Modell, an dem nur Idealisten oder Betrüger Gefallen finden. Rational denkende anständige Menschen machen so was nicht mit. Das Schlimme ist immer, wenn Betrüger die Idealisten planmäßig ausnutzen: Das hinterlässt dann Wunden, die letztlich der guten Sache schaden.
JCW: Ihre Kenntnis des Projekts und des deutschen Energiemarkts scheinen mir angesichts des Beitrags sehr beschränkt:
1. TransnetBW ist kein Energieversorgungsunternehmen. Es handelt sich um einen Netzbetreiber.
2. Nutzen ist auch beim Netzbetreiber, dieser entlohnt aber natürlich den Speicherbesitzer für seine Mitarbeit. Sonst würde hier natürlich niemand teilnehmen. Es wird ja schließlich niemand dazu gezwungen mitzumachen.
Es ist durchaus richtig, dass einige Unternehmen mit ähnlichen Projekten den Kunden übervorteilen. Das sehe ich beispielsweise bei sonnen gegeben. Aber mit dem oben stehenden Artikel hat das erst mal sehr wenig zu tun.
Lieber Simon, wenn Sie es schon so genau nehmen mit dem Begriff „Energieversorgungsunternehmen“ und daraus weitere Schlüsse ziehen, dann nehmen Sie doch zur Kenntnis, dass es sich dabei um einen Oberbegriff handelt, der auch Netzbetreiber umfasst. Gesetzliche Definition: Energiewirtschaftsgesetz §3, Nr. 18 (findet man auch, wenn man selber mal schnell googelt).
Zur Sache: Ich vergaß in meiner obigen Aufzählung noch das Marktrisiko, das darin besteht, dass Strompreise stärker als erwartet steigen oder fallen könnten. Auch das sollte natürlich fair verteilt sein. Darüber war dem Artikel oben noch nichts zu entnehmen.
Was die Entlohnung angeht, die der Speicherbetreiber zweifellos bekommt, wenn er seinen Strom entweder einspeist und dafür vom Vertragspartner etwas bezahlt bekommt, oder selber verbraucht: Entscheidend ist, wer das Risiko trägt, wenn der Speicher wegen Defekts oder neu aufgetretener Sicherheitsbedenken schlechter oder gar nicht mehr arbeitet. Und das wird, ebenfalls zweifellos der Speicherbesitzer sein. Je nach Vertragsgestaltung trägt er außerdem noch das Risiko, dass der Speichersteuerer seinen Strom gut brauchen konnte, und dann für seinen Eigenverbrauch nichts mehr übrig bleibt. Speicherbesitzer leben nicht zuletzt oft mit dem guten Gefühl, dass der Speicher eine Notstromfunktion bereitstellt. Auch darauf kann man sich noch weniger verlassen, wenn jemand anderes, mit anderen Interessen, Be- und Entladung steuert.
Die Tatsache, dass ein eigener Stromspeicher sich in den meisten Fällen nie amortisieren wird, mithin für seinen Besitzer einen negativen Nutzen erwirtschaftet, sollte man hier vielleicht nicht erwähnen. Hier geht es ja erst mal um die technische Realisierbarkeit.
Ich habe einen Speicher von sonnen und mach das schon seit ca. 3 Jahren. Das ist also doch nichts neues? Und das mit der Sonnenstrom Flat funktioniert wirklich gut.
Simon schreibt am 2. Juni 2022 um 10:54 Uhr
JCW: Ihre Kenntnis des Projekts und des deutschen Energiemarkts scheinen mir angesichts des Beitrags sehr beschränkt:
@ Simon.
Ihrem Beitrag entnehme ich, dass Sie zu den Protagonisten dieses Pilotlaufes zählen.
Es klingt erfreulich wenn man sich Gedanken darüber macht wie im Verlauf der ..„Energiewende“.. die Netzstabilität erhalten bleibt. Leider ist das Vorhaben zu kurz gegriffen. Im „Sinne“.. der Energiewende müssten Sie nämlich schon eine Stufe vorher ansetzen mit der Netzstabilität.
Schauen Sie mal hier unter Auswirkungen.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Zitat: Die Einführung des neuen Ausgleichsmechanismus hatte somit starke Auswirkungen auf die Einspeisung von erneuerbaren Energien und von Kohlekraftwerken. Bis 2009 hatten erneuerbare Energien sowohl einen Einspeisevorrang als auch einen Verbrauchsvorrang. Wurde viel regenerativer Strom ins Netz eingespeist, mussten konventionelle Kraftwerke abgeschaltet werden, damit der Strom aus erneuerbaren Energien in Deutschland verbraucht wurde. Mit der Reform wurde der Verbrauchsvorrang aufgehoben, was einen starken Anstieg der Kohlestromproduktion zur Folge hatte, da diese nun bei starker Einspeisung erneuerbarer Energien nicht mehr notwendigerweise gedrosselt werden musste. Der nun in großem Maße zusätzlich produzierte Strom konnte stattdessen in andere Staaten exportiert werden Zitat Ende.
Wenn die EE wieder – wie bis 2010 der Fall – den Versorgern mit Ökobändern zwingend zugeteilt würden, wären tatsächlich „Nur“ Prognoseabweichungen des EEG Stromes zu regeln, um die Netze stabil zu halten. Bei dem Vorhaben, „PV Shift“ ist es physikalisch Kohlestrom der die Netze in Gefahr bringt.
Bevor Sie anderen beschränkte Kenntnis des Energiemarktes vorwerfen, sollten Sie sich erst mal selbst intensiver damit beschäftigen.
Und wie das mit den Prognoseabweichungen bei wohlwollender Anwendung funktioniert, sehen Sie am Folgenden.
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https://m.tagesspiegel.de/wirtschaft/energiewende-80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem/13688974.html
Zitat:…Wir verstehen uns als Labor der Energiewende. Unser Netzgebiet umfasst mit dem Nordosten etwa ein Drittel Deutschlands. Im vergangenen Jahr lag der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch rechnerisch bei 49,5 Prozent. Wir werden in diesem Jahr deutlich oberhalb von 50 Prozent liegen. Es gibt keine andere Region, die vergleichbar viel nicht stetige Energien, wie Solar- und Windstrom, sicher ins System integriert hat. Die Versorgungssicherheit ist derweil sogar noch gewachsen. Zitat Ende.
Korrerktur:
Bei dem Vorhaben, „PV Shift“ ist es physikalisch Kohlestrom der die Netze in Gefahr bringt.
Das habe ich sehr unglücklich formuliert.
Soll heißen, bei dem Vorhaben „PV Shift“ ist physikalisch eigentlich Kohlestrom der Grund für die Maßnahmen. Das müsste deshalb „Kohle Shift“ heißen.
Tesla hat bei den Speichern einen Marktanteil von 3% in Deutschland. Durch unser dreiphasiges System sind die einphasigen Systeme von Tesla powerwall eigentlich ungeeignet, da viel zu aufwendig. Transnet Bw sieht alleine in Baden-Württemberg ein Potenzial im dreistelligen Millionenbereich. Ihre eigenen Anstrengungen ihr Netz zu stabilisieren verzögert sich von Jahr zu Jahr, da die Bürger nicht mitgenommen werden und nichts davon haben und ihnen riesige Booster vor die Haustüre gesetzt werden sollen. So wird der Speicher in Kupferzell, der einmal der größte der Welt sein sollte, bereits auf die Hälfte reduziert, da Bürgerproteste massiv Widerstand leisten. Wie JCW bereits geschrieben hat kann man das Netz auch über die Speicher der Bürger und später über deren E-Autos sehr gewinnbringend realisieren. Sonnen hat dieses virtuelle Kraftwerk mit seinen Kunden schon seit Jahren am laufen. Ca 120 € im Jahr werden an den Kunden für diese Leistung ausbezahlt.
Also ehrlich gesagt, ich verstehe die Aufregung nicht.
Es gibt viele Speicher, die so groß sind, dass sie unwirtschaftlich sind, weil sie nicht auf ihre maximale Zyklenzahl kommen werden, d.h. wir werfen diese Ressource nach 15 bis 20 Jahren ungenutzt weg. Ich komme gerade auf 100 Zyklen pro Jahr. Das ist weit weniger als vom Hersteller vorgesehen. Und ja, es gibt auch andere Kriterien für eine Speicherdimensionierung als die reine Wirtschaftlichkeit.
Mein Speicher mit 8,6 kWh nutzbarer Kapazität hat heute Morgen noch 80% SOC. Der Speicher wurde gestern bis 12:30 mit Überschuss geladen. Etwa 2,5 kWh mussten entsorgt werden.
Mit vergleichbar wenig Aufwand könnten die Speicher sogar Micro-Regelleistung erbringen (Frequenz und Spannung fällt, Speicher springt kurzzeitig ein).
Wenn man sich die Preisunterschiede an der Börse anschaut, könnte man sogar diese Diestleistung angemessen entlohnen und so für Verbraucher,
Energieversorger und Speicherbesitzer eine Win-Win-Win herstellen.
BTW ich könnte meinem RTC Speicher heute sagen, dass er nach 18:00 3 kWh ins Netz abgibt. Darf es aber nicht, da er u. U. mit Kohlestrom kalibriert wurde.
Immerhin geht es jetzt um Zeit und um Gas zu sparen, das wir im Winter dringend benötigen. Die bessere Lösung können die Energieversorger später immer noch bauen.
Das Überschussproblem werden wir mit Braunkohle allein jedenfalls nicht los.
Alter Falter schreibt.
Also ehrlich gesagt, ich verstehe die Aufregung nicht.
@ Alter Falter.
Ich weiß nicht ob Sie es gemerkt haben, es sind zwei Arten von „Aufregungen“ im Gange.
Technisch würde ich Ihnen nicht widersprechen, meine Aufregung ist politischer Natur.
Ich rege mich dahingehend auf, weil das Vorhaben „PV Shift“ heißt, wo es doch seit 2010 nur Kohlestrom sein kann, der da „Geshiftet“.. werden muss.
Man muss halt immer wieder auf das „Faule Ei“ hinweisen, das der Energiewende 2010 ins Nest gelegt wurde, und sich wie ein roter Faden durch alle Bereiche des Wendeprozeßes zieht.
Für neu hinzugekommene Leser siehe im Folgenden unter Auswirkungen..
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Kohlekraftwerke müssen seit 2010 nicht mehr den EE angepasst werden.