Das Prinzip der Lastspitzenkappung ist schnell verstanden: Ein Gewerbespeicher lädt in Zeiten mit niedrigem Strombezug und entlädt gezielt in Zeiten hoher Last, damit die gemessene Spitze am Netzanschlusspunkt sinkt. Dadurch reduziert sich die Leistungspreiskomponente der Netzentgelte, die sich für Kunden mit registrierter Lastgangmessung aus der Jahreshöchstlast in Kilowatt multipliziert mit dem Leistungspreis in Euro pro Kilowatt ergibt. Lastspitzen lassen sich auch ohne Batteriespeicher reduzieren, zum Beispiel durch Lastmanagement. Ein Speicher hat aber den Vorteil, dass er ohne Eingriff in betriebliche Abläufe wirkt und auch auf unvorhergesehene Spitzen reagieren kann.
Grafik: Green Energy Tools
Physische Lastspitze und gemessene Lastspitze sind nicht dasselbe
Entscheidend für die Abrechnung ist der durchschnittliche Strombezug innerhalb einer Viertelstunde, nicht der physische Momentanwert. Der Strombezug darf also kurzzeitig über dem Zielniveau liegen, solange der Speicher innerhalb desselben Intervalls ausreichend entlädt, um den Durchschnitt unter dem Zielniveau zu halten. Ein Energiemanagementsystem muss daher nicht in Millisekunden reagieren, sondern rechtzeitig innerhalb der Viertelstunde einen Ausgleich schaffen. Für die Praxis bedeutet das: Die Anforderungen an die Reaktionsgeschwindigkeit des Systems sind deutlich geringer, als viele annehmen.
Wann lohnt sich Lastspitzenkappung?
Je höher der Leistungspreis, desto größer der Hebel pro gekapptem Kilowatt. Der Leistungspreis hängt vom Netzbetreiber, der Netzebene und der Jahresbenutzungsdauer ab. In vielen Netzgebieten liegt in der Mittelspannung fast ein Faktor zehn zwischen den Leistungspreisen in den beiden Preisblättern für Kunden unter und über 2500 Stunden Jahresbenutzungsdauer. Dementsprechend stark unterscheiden sich die möglichen Erlöse.
Auf der Kostenseite bestimmt das Lastprofil, wie anspruchsvoll die Kappung ist. Entscheidend ist nicht nur die Höhe der Spitzen, sondern auch deren Dauer und wie viel Zeit zwischen den Spitzen zum Nachladen bleibt, ohne dabei neue Spitzen am Netzanschlusspunkt zu erzeugen. Ein weiterer Faktor ist, ob Lastspitzen vorhersehbar sind: Wenn ja, kann der Speicher zwischenzeitlich für andere Anwendungsfälle wie Eigenverbrauchsoptimierung oder dynamische Stromtarife genutzt werden, was die Wirtschaftlichkeit der Systeme verbessert, aber auch das Risiko erhöht, dass im entscheidenden Moment zu wenig Kapazität verfügbar ist.
Warum es ohne Simulation keine belastbare Antwort gibt
Lastspitzenkappung lässt sich nicht mit einer Formel oder Faustregel berechnen. Die benötigte Kapazität muss anhand einer Simulation ermittelt werden. Diese muss wiederum mit den Kosten der Batterie ins Verhältnis gesetzt werden, um das Optimum zwischen Aufwand und Ertrag zu finden.
In der Simulation wird der Lastgang im Viertelstundenraster durchlaufen. Für jedes Intervall wird geprüft, ob der Bezug am Netzanschlusspunkt das Zielniveau überschreitet. Ist das der Fall, wird eine Entladung angesetzt, um den Bezug auf das Zielniveau zu begrenzen, im Rahmen der verfügbaren Batterieleistung und des aktuellen Ladezustands. Liegt der Bezug unter dem Zielniveau, kann der Speicher wieder laden, allerdings nur so weit, dass der zusätzliche Ladevorgang selbst keine neue Spitze erzeugt. So ergibt sich aus der zeitlichen Abfolge, welches Kappungsziel zuverlässig mit welcher Batterieleistung und Kapazität erreicht werden kann.
Lineare Erträge bei überproportionalem Aufwand
Aus der Auswertung realer Lastgänge zeigt sich ein robustes Prinzip: Jedes zusätzlich gekappte Kilowatt spart linear, während der dafür notwendige Speicherbedarf überproportional steigt. Die ersten Kilowatt sind meist leicht gekappt. Je weiter das Zielniveau abgesenkt wird, desto mehr Spitzen werden relevant und desto enger werden die Ladefenster.
Die nebenstehende Grafik veranschaulicht diesen Effekt anhand eines realen Lastprofils. Eine Kappung von beispielsweise 120 auf 90 Kilowatt ist häufig noch einfach, weil gegebenenfalls nur die höchste Spitze betroffen ist. Bei einem Zielniveau von 80 Kilowatt betrifft die Kappung bereits mehrere Spitzen, es liegen aber noch große Nachladefenster dazwischen. Bei 60 Kilowatt als Zielniveau muss der Speicher teilweise über längere Zeiträume entladen, die Nachladefenster werden kürzer und die notwendige Kapazität steigt stark.
Beispielrechnung
Die folgende Grafik verdeutlicht diese Dynamik anhand eines anderen Lastgangs mit deutlich höheren Strombezügen, mit einer maximalen Last von rund 1000 Kilowatt und einem Leistungspreis von 150 Euro pro Kilowatt und Jahr. Bei einer Reduktion um 300 Kilowatt ist eine Kapazität von circa 500 Kilowattstunden erforderlich, die Einsparungen liegen bei 45.000 Euro pro Jahr. Bei einem Batteriepreis von 400 Euro pro Kilowattstunde kostet die Batterie 200.000 Euro und amortisiert sich in circa 4,5 Jahren.
Strebt man dagegen eine Kappung um 400 Kilowatt an, benötigt man etwa 1250 Kilowattstunden und realisiert circa 60.000 Euro Ersparnis. Der Batteriespeicher kostet dann 500.000 Euro, die Amortisation dauert circa 8,3 Jahre. Das zeigt, wie wichtig es ist, den wirtschaftlichen Sweetspot zu finden.
Typische Denkfehler bei der Speicherauslegung
Ein häufiger Fehler ist, die höchste Lastspitze im Jahr automatisch für die anspruchsvollste zu halten. Für die Auslegung zählt nicht nur die Höhe, sondern vor allem die Dauer. Eine Spitze von 10 Kilowatt über 15 Minuten erfordert nur 2,5 Kilowattstunden. Eine Spitze von fünf Kilowatt über eine Stunde dagegen bereits fünf Kilowattstunden, obwohl sie niedriger ist. Entscheidend ist die Energie unter der Spitze, nicht nur der Maximalwert.
Ein zweiter Fehler ist, mit der Nennkapazität der Batterie zu rechnen. In der Praxis ist nur ein Teil dauerhaft nutzbar. Bei vielen Lithium-Ionen-Systemen wird ein Puffer bis 20 Prozent Ladezustand gelassen, bei Lithium-Eisenphosphat-Systemen sind häufig 10 Prozent möglich. Für eine konservative Auslegung sollte diese Reserve nicht fest als Arbeitskapazität verplant werden.
Häufige Fragen
Die Auslegung nur auf einem einzelnen Jahr Lastgangdaten aufzubauen, birgt ein reales Risiko, da saisonale Besonderheiten oder außergewöhnliche Spitzen das Bild verzerren können. Besser ist es, mehrere Jahre zu prüfen, wenn verfügbar. Ebenso muss das Kappungsniveau angepasst werden, wenn sich die Laststruktur ändert, etwa durch neue Maschinen oder eine neue Photovoltaik-Anlage.
Wer steuerbare Lasten hat, kann das Risiko einer Zielverfehlung mit einem Energiemanagementsystem minimieren, das gezielt Lasten abwirft, bevor das Kappungsziel gefährdet ist. Zusätzlich hilft eine etwas konservativere Auslegung mit Kapazitätsreserve über den simulierten Bedarf hinaus, um unvorhergesehene Situationen abzufedern – was allerdings auch eine schlechtere Wirtschaftlichkeit bedeutet.
— Der Autor Lennart Wittstock ist Gründer von Green Energy Tools, einem Softwareanbieter für die Wirtschaftlichkeitsanalyse und Auslegung von gewerblichen Batteriespeichern. —
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Erstaunlich, dass dies Thema überhaupt diskutiert werden muss. Die Politik und Massenmedien gehen großzügig darüber hinweg.
@Radlcaesar
Deine Aussage verstehe ich leider nicht und kann daher nicht darauf eingehen.
Herzliche Grüße,
Lennart
Ich verstehe sie sehr gut… dass auf diese „moderne“ Weise ordentlich Kosten zu sparen sind, sollte sich eigentlich mittlerweile herumgesprochen haben. Gerade bei der stets Staats anjammernden und subventionsaffinen Industrie, dass die Energiepreise so quälend hoch wären. Ich vermisse hier immer wieder den Teil „unternehmerische Eigenverantwortlichkeit“… da ist in Sachen EE, Speicher, Tarife und Energiemangement wirklich ne Menge drin, aber man will das irgendwie nicht wahr haben und trotz kürzester nachgerechneter Amortisation schlicht nicht investieren… warum auch immer.
Hallo Detlef,
ich stimme dir da vollkommen zu. Es gibt mittlerweile wirklich eine sehr große Bandbreite an Optionen um die Energiekosten zu senken. Und in vielen Fällen tragen diese Einzel-Interventionen auch zu niedrigen Systemkosten bei.
Ich glaube das das Angebot auch für Betriebe ohne interne Energie-Abteilung in den letzen Jahren massiv an Quantität und Qualität gewonnen hat.
Und ich denke, dass es von Politischer Seite am schlausten wäre nicht Pauschal die Netzentgelte oder Stromsteuer zu reduzieren, sondern eher Anreize zu schaffen wie z.B. zeitvariable Netzentgelte um eben solche Interventionen zu fördern die dazu beitragen das die Kosten für die einzelnen aber auch für die Gesamtheit senken.
Ja… vielleicht fehlt es einfach an Offenheit für die neuen Methoden oder für grundlegende Veränderungen… oder ist es gar politisch motiviert, dass „grüne“ Technologien in konservativen Industriestrukturen nicht erwünscht sind?
Egal… ich sehe es, wie Sie. Politisch neu bewegte Dinge wie dynamische regionale Netzentgelte, Digitalisierung bei Smartmetern und in der Verteilung oder eine „wirklich“ simple Direktvermarktung (wie ein Stromtarif) wären jetzt tolle Aufschwungermöglicher, die sogar Subventionen obsolet machen könnten. Wer sagt es Frau Reiche?
Ich muss Detlef K zustimmen, die Möglichkeiten existieren seit mittlerweile Jahrzehnten. Gebremst wird an anderer Stelle. Merkwürdigerweise haben viele Entscheider heutzutage aus allzu logischen Gründen selbst Solar, Elektroauto und/oder Wärmepumpe.
Aber ich kenne auch den Widerstand, irgendetwas auch nur ansatzweise zu ändern, egal was die Zahlen selbst sagen und was Projektionen ergeben. Merkwürdigerweise scheint dasselbe nicht für fossile Projekte zu gelten. Ich sehe gerade (mal wieder) ein Projekt, welches von Erneuerbarer Energie auf Erdgas umstellt, da sind keine Kosten zu hoch. Dieses Projekt ist massiv gefördert und hat selbst mit Förderung keine Chance sich jemals zu amortisieren. Aber mittlerweile bin ich auf dem Stand, dass das dann eben mit Schmerzen gelernt werden muss. Ich werde nicht helfen.