Solarstrom vom Dach: Energie über Batterie zwischenspeichern

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Strom vom Dach zwischenspeichern

Solaranlagen auf Dächern von Wohnhäusern produzieren oft Energie, wenn sie nicht gebraucht wird. Stationäre Batterien könnten dieses Problem auf wirtschaftliche Weise lösen. Das legen Untersuchungen von Forschern der Empa nahe.

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Solarstrom vom Dach gibts an sonnigen Tagen im Überfluss und fehlt bei bedecktem Himmel oder in der Nacht.

Immer mehr Schweizer Dächern sind mit Solaranlagen ausgerüstet. Dies stellt die Netzbetreiber vor Herausforderungen: An einem sonnigen Tag können so zwar plötzlich grosse Mengen Strom ins Netz strömen, aber ist es nicht dafür ausgelegt, kann es zusammenbrechen. Einem solchen Blackout lässt sich vorbeugen, indem man die Netzinfrastruktur für viel grössere Maximallasten ausbaut. Allerdings führt das zu deutlich höheren Kosten.

Strom zwischenspeichern

Die Alternative dazu:  Verhindern, dass das Netz mit grossen Strommengen geflutet wird. Somit müsste der produzierte „Überschussstrom“ lokal zwischengespeichert werden. Doch lohnt sich das für die Betreiber der Dachanlagen? Welche Speichermöglichkeiten bieten sich an? Und lässt sich so das Stromnetz tatsächlich stabilisieren? Diesen Fragen ist Philipp Heer von der Empa nachgegangen. Er nutzte für sein Projekt reale Messdaten des lokalen Dübendorfer Energie-und-Wärme-Versorgers Glattwerk und untersuchte zwei Batterietypen, Lithium-Ionen-Batterien sowie Flüssigsalzbatterien des Typs Natrium-Nickelchlorid auch „ZEBRA-Batterie“ genannt. In Computersimulationen rechnete Heer 160 verschiedene Szenarien durch und variierte dabei Batteriegrössen und Systeme, die auf einem zentralen oder aber mehreren dezentralen Batteriespeichern basieren können.

Wenn Konsumenten auch Lieferanten sind

Es gibt zwei Parteien mit unterschiedlichen Interessen. Auf der einen Seite stehen die Netzbetreiber: Mit Stromnetzen im Mittel- und Niederspannungsbereich verteilen sie Strom an die Endkunden. In der Schweiz existieren rund 650 Netzbetreiber, die zusammen ein Netz von rund 200 000 Kilometer betreuen. Ihr  Ziel ist es, das Ausfallrisiko im Netz zu verringern, ohne dass sie die Infrastruktur auf eine seltene Maximallast ausbauen müssen.

Auf der anderen Seite befinden sich die Konsumenten auch selbst Strom erzeugen –sogenannte Prosumer. Ihr Ziel ist es, ihre Energiekosten möglichst klein zu halten. Das bedeutet, dass der selbst produzierte Strom dann konsumiert werden soll, wenn die Energiekosten hoch sind. Weil zurzeit die Einspeisetarife im Vergleich zu den Bezugstarifen sehr niedrig ausfallen, lohnt es sich für die Prosumer jedoch kaum, den erzeugten Strom ins Netz einzuspeisen.

Energie für Regentage

Wie kann man nun stationäre Batterien so einsetzen, dass beiden Seiten davon einen Nutzen haben? So liefern beispielsweise an einem sonnigen Tag Photo­voltaik­anlagen vor allem dann Strom, wenn viele Bewohner nicht im Haus sind. Speisen sie den Strom zum tiefen Einspeisetarif ins Netz ein, entstehen für beide Seiten Nachteile. Denn die Konsumenten müssen den Strom am Abend zum höheren Bezugspreis wieder einkaufen, und die Netzbetreiber müssen ihr Netz ausbauen, um tagsüber die hohe Strommenge aufnehmen zu können. Wird der selbst erzeugte Strom hingegen in lokalen Batterien zwischengespeichert, kann er am Abend von den Erzeugern selbst genutzt werden, gleichzeitig wird das Netz entlastet.

Sharing Economy

Auch Batterien haben nicht nur Vorteile. Ihre Effizienz liegt nicht bei 100 Prozent. Insgesamt steigt also der durchschnittliche Energieverbrauch im Gesamtnetz, wenn Batteriespeicher eingesetzt werden. Um die Nützlichkeit der Batterie für alle Beteiligten zu erhöhen, ist es laut Empa daher sinnvoll, die Batteriesteuerung auf die unterschiedlichen Interessen der Stakeholder zu optimieren, anstatt etwa nur die Kostenersparnis für den einzelnen Prosumer zu maximieren. Im ungünstigsten Fall würden alle Prosumer ihre Batterien mit überschüssigem PV-Strom füllen, bis sie zum Beispiel am Mittag voll sind – und dann plötzlich alle gleichzeitig den Strom ins Netz einspeisen. Dadurch entstünde den Netzbetreibern wieder ein Peak an eingespeister Energie.

Eine optimierte Batteriesteuerung lüde die Batterie genau dann, wenn dem Netz mehr Strom zugeführt als daraus verbraucht wird. «Die Simulationen zeigen, dass Batterien, die auf die kombinierten Steuerziele hin optimiert werden, eine bis zu 15 Prozent höhere durchschnittliche Rendite erzielen als solche, die nur auf einen einzelnen Stakeholder hin optimiert sind», erklärt Heer. Bereits kleine, dezentrale Batterien können sich für beide Seiten lohnen, grössere, geteilte Speicher könnten noch grössere Vorteile bringen.

Test am Nest                        

Um herauszufinden, ob sich die Resultate der Simulation bewahrheiten, planen nun Heer und sein Team, eine derart optimierte Batteriesteuerung in einem realen System zu testen. Dafür nutzen sie den Energiedemonstrator der Empa, den „Energy Hub“ (Ehub). Die verschiedenen Units des Empa-Forschungsgebäudes Nest funktionieren dabei als aktive Prosumer, die verschiedene Mengen an Energie produzieren und verbrauchen. Sowohl eine Flüssigsalz- als auch eine Lithium-Ionen-Batterie stehen für die Tests zur Verfügung. „Bewähren sich die Simulationsresultate in der Realität, könnte das analysierte Dübendorfer Verteilnetz als Pilotprojekt dienen“, so Heer. (mgt/mai)