Netzdien­licher Betrieb von Bat­terie­spei­chern

Der Gesetzgeber legt grossen Wert auf eine effiziente Nutzung von Flexibilitäten bei den Endkunden, und Batterien gehören zu den flexibelsten Komponenten künftiger Kunden. Mit der Energiewende und dem damit verbundenen weiteren Zubau von dezentralen PV-Anlagen, der weiteren Elektrifizierung der Wärmeversorgung und der aufkommenden Elektromobilität werden grosse Herausforderungen auf die Stromnetze im Allgemeinen und die Verteilnetze im Speziellen zukommen. Für die Auslegung der Verteilnetze und die Dimensionierung der Betriebsmittel sind besonders die Leistungsspitzen – sowohl bei Einspeisung als auch bei Bezug – relevant. Kundenseitige, dezentrale Batteriespeicher könnten diese lokalen Leistungsspitzen brechen und damit aktiv zur Stabilisierung der Stromnetze beitragen.

Doch heute werden die Speicher vor allem eigen­verbrauchs-maxi­mierend betrieben. Anreize, um mit dem Batteriespeicher einen aktiven Beitrag an die Netzstabilität zu leisten – ihn also netzdienlich zu betreiben –, existieren für Privat­haushalte nicht. Verteilnetzbetreiber (VNB) sind zunehmend an einem netzdienlichen Betrieb interessiert, können jedoch nur schwer einschätzen, welchen Wert diese Betriebsstrategie für ihr Netz generieren würde.

Um dies genauer zu untersuchen, wurde das Projekt Bat4SG lanciert. Projektpartner waren die Verteilnetz­betreiber Groupe E und WWZ sowie der Branchenverband Swissolar. Forschungs­partner war die Berner Fachhochschule (BFH). Das vom Bundesamt für Energie (BFE) unterstützte Projekt hat den potenziellen technischen Nutzen des netzdienlichen Betriebs dezen­traler Kunden-Batteriespeicher für das Verteilnetz quantifiziert. In einem zweiten Schritt wurde der finanzielle Nutzen für das Verteilnetz untersucht, welcher durch einen netzdienlichen Betrieb entsteht. So wurde ein finanzieller Wert für den Verteilnetz­betreiber ermittelt, mit dem die Flexibilitäts­anbieter vergütet werden könnten.

Wie Batterien netzdienlich wirken können

Die Dimensionierung der Betriebsmittel in Stromnetzen, wie Leitungen und Transformatoren, richtet sich massgeblich nach der für sie maximal zu erwartenden Leistungen. Die grössten Herausfor­derungen in Bezug auf die Leistung werden künftig in Verteilnetzen wohl in kalten Winter-Abendstunden (Bezug) und im Frühjahr oder im Sommer bei maximaler PV-Erzeugung (Einspeisung) entstehen. Betriebsmittel werden in diesen Extrem­situationen zuerst an ihre Belastungs­grenzen stossen. Um Leistungs­spitzen zu senken, können netzdienlich betriebene Batteriespeicher Bezugs- und Einspeisungs­spitzen kappen und den Bezugs- bzw. Einspeisungs­zeitpunkt verschieben bzw. über längere Zeiträume strecken. Dadurch erzielen sie einen direkten Nutzen im Verteilnetz: Auslastungen an Betriebsmitteln werden reduziert und mögliche Überlastungen von Betriebsmitteln in Extrem­situationen könnten verhindert werden.

Spannungswerte werden lokal durch Leistungsspitzen beeinflusst. Bei hohem Leistungsbezug sinkt die Spannung, bei hohen Leistungs­einspeisungen steigt sie. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die Spannung im Bereich von +10% bis –10% von der Nennspannung zu halten. Neben der Vermeidung von Überlastungen können netzdienlich eingesetzte Batteriespeicher auch über die Stabilisierung der Knoten­spannung innerhalb des durch die EN 50160 [1] vorgege­benen Spannungs­bandes einen direkten technischen Nutzen im Verteilnetz darstellen. Zum Beispiel könnten erst die Batteriespeicher die Einhaltung der Spannungs­grenzwerte ermöglichen und so zur Vermeidung oder Verzögerung von Netz­verstär­kungen bzw. ­Netzausbau führen.

Simulation der Szenarien 2020 und 2035

Um den technischen Nutzen verschiedener Betriebsarten von dezentralen Batterie­speichern für das Verteilnetz quantifizieren zu können, wurden drei Nieder­spannungs­netze mit der Netz­simulations­software Power Factory detailliert modelliert – ein städtisches, ein vorstädtisches und ein ländliches Verteilnetz. Es wurden sowohl Modellierungen der Netze für die Ist-Situation (Jahr 2020) als auch für das Jahr 2035 vorgenommen. Für 2035 wurden Entwicklungs­perspektiven für den Zubau von PV-Anlagen, die E-Mobilität und Ladesäulen­leistung, den Strom­verbrauch und die Entwicklung der ­stationären Batteriespeicher miteinbezogen.

Zur Analyse des Einflusses der unter­schiedlichen Batterie­speicher­algorithmen auf die Netze wurden drei Betriebsarten modelliert: Eigen­verbrauchs­optimierung (EVO), netzdienlicher Lastausgleich (LA) sowie netzdienlicher Trafolastausgleich (TLA).

Der Lastausgleichs­algorithmus beeinflusst die Leistungsflüsse des individuellen Haushalts – es ist ein netzdienlicher, dezentraler Algorithmus. Der Trafolast­ausgleichs­algorithmus steuert die Batteriespeicher so, dass der Leistungsfluss an der Trafo­station möglichst gut ausgeglichen wird – eine zentrale Steuerung der dezentralen Batteriespeicher. Für die PV-Wechselrichter wurde eine spannungs­abhängige Blind­leistungs­regelung Q(U) implementiert. Sie können somit eigenständig zur Spannungs­haltung beitragen.

Simuliert wurden einzelne Tage, die die Extrem-Belastungs­szenarien abbilden: Im Winter führt eine hohe Elek­trizitäts­nachfrage und zusätzlich benötigte Leistung der E-Mobilität zu hohen Leistungen am Abend. Die PV-Produktion bleibt aus. Der Sommertag bildet perfekte Wetter­bedingungen zur PV-Erzeugung und eine etwas geringere Elektrizitäts­nachfrage ab. Im Sommer erzeugt die PV-Einspeisung die hohen Leistungsspitzen.

Das untersuchte, vorstädtische Netz setzt sich vorwiegend aus Einfamilien­häusern (EFH) und kleineren Mehrfamilien­häusern (MFH) zusammen. Die Grösse der PV-Anlagen und die Haushalts­verbräuche bewegen sich im gesamten Netz in einer ähnlichen Grös­senordnung, die Netzstruktur ist relativ homogen. Das städtische Netz besteht vorwiegend aus grösseren MFH, einzelnen EFH sowie Büro- und Gewerbeflächen. Die für PV-Anlagen zur Verfügung stehenden Dachflächen ermöglichen eine Einspeisungs­leistung, die im Verhältnis zum Elektrizitäts­verbrauch gering ist. Das ländliche Netz besteht aus EFH und einzelnen grösseren Gebäuden wie Bauernhöfe oder Scheunen. Die Gebäude verfügen teilweise über grosse Dachflächen, wodurch sich leistungsstarke PV-Anlagen ergeben. Das städtische und das ländliche Netz sind in ihrer Netzstruktur eher inhomogen: Sie weisen einzelne, sehr grosse PV-Anlagen und grosse Elektrizitätsbezüger auf, die Verbräuche und PV-Einspeisungen können also von Anschlusspunkt zu Anschlusspunkt stark variieren.

Bild 1 zeigt die für das Jahr 2035 getroffenen Annahmen für die Leistungswerte des Haushalts­verbrauchs, der Elektrofahrzeuge (EFZ) und der PV-Anlagen im vorstädtischen Netz. Der Zubau der PV-Produktion leitet sich aus den Einschätzungen der Verteilnetzbetreiber, der quartier­stypischen Tendenz des PV-Zubaus und den Annahmen der Energieperspektiven 2050+ ab [2].

Es steht nur eine im Verhältnis zur PV-Produktion (graue und gelbe Fläche in Bild 1) kleine Speicherkapazität (Rechteck in Bild 1) für einen netzdienlichen Betrieb zur Verfügung.

Auswirkungen unterschied­licher Speicheralgorithmen

Die Wirkungsweise der Batteriespeicher-Algorithmen kann in Bild 2 nach­vollzogen werden. Der Tagesverlauf der Auslastung an der Transfor­mator­station wird für das Jahr 2020 (S01) und für das Jahr 2035 ohne Batteriespeicher (S03) gezeigt. Im Jahr 2035 wird die abendliche Auslastungsspitze erhöht, viel signifikanter ist jedoch die Auslastungs­erhöhung durch die künftige PV-Einspeisung im Verteilnetz.

Durch die aktuell allgemein verbreitete Betriebsart, die Eigen­verbrauchs­optimierung (EVO, S21), wird in den Haushalten mit PV-Anlage und Batteriespeicher ab 7 Uhr morgens überschüssige PV-Produktion in der Batterie zwischen­gespeichert. Zu Zeiten der Spitzen­produktion ab 12 Uhr sind die Batteriespeicher bereits vollständig geladen und die PV-Anlagen speisen ihre Leistung komplett ins Netz ein. Die netzdienlichen Algorithmen Lastausgleich (LA, S31) und Trafolastausgleich (TLA, S51) können eine deutliche Reduktion der Auslastung erzielen.

Der Wert von netzdienlichen Batteriespeichern

In den drei simulierten Netzen konnten weder nennenswerte positive noch negative Effekte auf das Verteilnetz bei Einsatz der EVO festgestellt werden. Beim netzdien­lichen Lastausgleich hingegen könnte die Anzahl der Überlastungen und der davon betroffenen Betriebselemente deutlich reduziert und in vielen Fällen komplett verhindert werden. Auch die Anzahl der Spannungs­grenz­wert­verlet­zungen wurde in der Simulation signifikant reduziert. Allerdings könnten diese nicht völlig verhindert werden. Dies bedeutet, dass voraus­sichtlich andere Massnahmen (Netzverstärkung oder ein regelbarer Ortsnetztrafo) in Betracht gezogen werden müssten.

Der positive Effekt des Lastausgleichs wäre im Sommer etwas grösser als im Winter. Im Winter treten die Herausforderungen für das Verteilnetz aufgrund der hohen Verbräuche auf, die sich an der Trafostation aufsummieren – der Trafolastausgleich wäre daher im Winter etwas effektiver. Im Sommer könnte mit dem Trafolastausgleich ein ähnlich positiver Effekt wie mit dem Lastausgleich erzielt werden.

Überlastungen entstünden im eher homogenen vorstädtischen Netz, insbesondere aus der Summe der Erzeugung bzw. Verbräuche aller Haushalte im Netz, und treten an den Haupt­versor­gungs­leitungen und der Trafostation auf. Im Gegensatz dazu würden Überlastungen in den inhomogeneren Netzstrukturen (städtisches und ländliches Netz) meist an kritischen Zuleitungen zu den grösseren PV-Anlagen auftreten und nur teilweise zu den Hauptleitungen und Trafostationen weitergetragen. Die dezentrale Logik des Lastausgleichs erzielte bei inhomogenen Netzstrukturen leicht bessere Ergebnisse, in homogenen Netzen wäre die zentrale Logik des Trafolast­ausgleichs etwas effektiver.

Der technische Wert der netzdienlich betriebenen Batteriespeicher im Verteilnetz ist sehr punktuell und lokal stark unterschiedlich. Einzelne Batterie­speicher können einen grossen positiven netzdienlichen Effekt beitragen, während andere nur einen geringen Einfluss haben. Je inhomogener die Verteilnetz­struktur ist, desto relevanter sind einzelne Batteriespeicher an relevanten Standorten.

Bei guter Prognostizierbarkeit von Last- und insbesondere PV-Erzeugung könnte ein netzdienlicher Betrieb einen hohen Eigenverbrauchsanteil erzielen, nur leicht niedriger als die Eigen­verbrauchs­optimierung (EVO). Zudem sind Zwischen­varianten aus Netzdien­lichkeit und EVO denkbar.

Indem die Ergebnisse für 2035 extra­poliert wurden, konnte abgeschätzt werden, um wie viele Jahre Überlastungen aufgrund des netzdienlichen Betriebs verzögert werden können. Auf Basis der erzielten Verzögerungen und der Installations­kosten für die betroffenen Betriebselemente wurde der finanzielle Nutzen quantifiziert.

Die Tabelle fasst den technischen und finanziellen Nutzen der Batterien mit einem Lastausgleichs-Algorithmus zusammen. Sie zeigt, für wie viele Betriebsmittel Verzögerungen von Überlastungen im Jahr 2035 bzw. über den gesamten Zeitraum von 2020 bis 2045 erreicht werden könnten. Im vorstädtischen und städtischen Netz würden die Überlastungen um vier bis fünf Jahre verzögert. Für das ländliche Netz wäre der Effekt gering, da der starke Ausbau der Photovoltaik dazu führen würde, dass die Betriebsmittel ohne Massnahmen im Netz besonders schnell und stark überlastet würden.

Gemäss der Branchen­empfehlung «Kosten­rechnungs­schema für Verteil­netz­betreiber der Schweiz» des VSE [3] wird für Trafostationen eine kalkulatorische Abschreibungsdauer von 35 Jahren, für Leitungen von 40 Jahren zugrunde gelegt. Für diese Abschrei­bungs­dauer wurde der finanzielle Wert berechnet. Ein Betriebsmittel kann aber aus technischer Sicht oft über die Abschreibungsdauer hinaus betrieben werden. Daher wurde der finanzielle Wert der Verzögerungen von Netzverstärkungen ebenfalls für eine technische Lebensdauer der Betriebsmittel von 50 Jahren berechnet.

Die technische Lebensdauer von NS-Kabeln und Transformatoren ist hoch, die Kosten relativ gering. So fällt der finanzielle Wert der Verzögerung von Netzverstärkungen durch Netzdienlichkeit gering aus. Würde dieser im Verteilnetz erzielte Wert den Batterie­besitzern rückvergütet werden, könnte der netzdienliche Betrieb eines Batteriespeichers mit 10 kWh Energie­inhalt mit einer einmaligen Bezuschussung von ca. 100 bis 200 CHF angereizt werden. Da der Wert der Batteriespeicher im Verteilnetz sehr punktuell ist, könnte eine Vergütung auch gezielter und dadurch höher ausfallen. Hierbei ist zu klären, ob dies dem Grundsatz der Diskrimi­nierungs­freiheit von Netzkunden widersprechen würde.

Die Firma Groupe E ist mit der Idee ins Projekt gestartet, dass sie als VNB mit einer direkten finanziellen Vergütung Batteriebesitzer zu einer netzdienlichen Betriebsart motivieren könnte. Die Resultate des Projektes zeigen aber, dass dies unter den getroffenen Annahmen nicht möglich ist, weil der vertretbare finanzielle Anreiz im Vergleich zu den Kosten einer Batterie zu tief wäre. Groupe E ist aber weiterhin überzeugt, dass sich stationäre Batteriespeicher und Batterien in Elektroautos in den kommenden Jahren stark verbreiten werden und dass Speicher eine wertvolle Optimierung im Stromsystem ermöglichen könnten. Deshalb wird Groupe E in einem nächsten Schritt prüfen, ob ein netzdienliches Verhalten solcher Batterien über stündlich variable Tarife zu erreichen wäre.