Von 2010 bis heute haben sich die Netzentgelte in einigen Netzgebieten mehr als verdoppelt. Grund hierfür sind umfangreiche Investitionen der Netzbetreiber in die Infrastruktur.

Dies ist erforderlich, um die steigenden Strommengen aus erneuerbaren Energien in die Netze aufzunehmen, diese zu transportieren sowie die Versorgungssicherheit dauerhaft in einem dezentralen Energiesystem sicherzustellen. Energieintensive Unternehmen, die mithilfe von Batteriespeichern ihr Lastprofil glätten, können bis zu 80 % der Entgelte sparen. Der Grund: Weil die Netzbetreiber bei gleichmäßigen Bezugskurven ihre Stromnetze effizienter nutzen können und erneuerbare Energien schneller und besser in das Netz integrieren können, bieten sie für konstante Bezüge günstigere Preise an.

7.000-Stunden-Regel beachten

Als Kennzahl dienen dabei die Jahres-Benutzungsstunden. Sie ergeben sich aus dem Quotienten der bezogenen Jahresenergie und der maximalen Bezugsleistung. Treten bei einem Unternehmen über einen bestimmten Zeitraum erhöhte Strombezüge auf, ist die maximale Bezugsleistung entsprechend hoch angesetzt, wodurch sich ein geringerer Wert für die Volllaststunden ergibt. Die Folge: Das Unternehmen zahlt hohe Netzentgelte. Glättet es jedoch durch einen Batteriespeicher seine Lastspitzen, sinkt die maximale Bezugsleistung, was die Jahres-Volllaststunden erhöht. Die Grenze, ab der ein Stromkunde vom Versorger als netzdienlich angesehen wird, liegt bei 7.000 Benutzungsstunden. Ab diesem Wert zahlt er nach § 19 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) für das Bezugsjahr deutlich niedrigere Netzentgelte.

Für ein beispielhaftes Unternehmen mit einem Strombezug von 16 GWh und einer Leistungsspitze von 2.600 kW ergeben sich beispielsweise 6.154 Benutzungsstunden pro Jahr. Reduziert es die maximale Leistungsspitze durch Speichersysteme auf 2.220 kW, ergeben sich 7.200 Benutzungsstunden. In einem exemplarischen Netzgebiet liegt der Leistungspreis bei 144,97 Euro pro kW pro Jahr, der Arbeitspreis bei 0,47 Euro pro kWh. Ohne Speicher zahlt das Unternehmen Netzentgelte in Höhe von 452.122 Euro, mit Speicher dagegen lediglich 79.465 Euro. Ein Batteriesystem spart ihm vier fünftel der Netzentgelte.

Firmen, die über den Einsatz eines Speichersystems nachdenken, sollten diese 7.000-Stunden-Regel berücksichtigen, weil sich die Investition dann besonders schnell amortisiert. Rechnet sich ein Batteriespeicher, der „nur“ die Lastspitzen kappt, je nach Leistungspreis in etwa sechs Jahren, reduziert sich die Amortisationszeit durch das Erhöhen der Volllaststunden auf circa zwei bis drei Jahre.

Die 7.000-Stunden-Regel können stromintensive Pharma- und Lebensmittelhersteller mit einem Verbrauch von mehr als 10 GWh pro Jahr anwenden. Bei Neukunden analysiert etwa der Energieversorger Bayernwerk Natur mit einer Data-Analytics-Lösung zunächst die Lastprofile der letzten Jahre. Anhand dieser Daten lassen sich die maximale Netzentgelteinsparung, die Investitionskosten und somit die Wirtschaftlichkeit des Projekts bestimmen. Besonders gut lässt sich die Regel bei Unternehmen anwenden, deren Benutzungsstunden knapp unter 7.000 liegen, bei denen also bereits ein gleichmäßiges Lastprofil vorliegt, das sich über mehrere Jahre konstant planen lässt. Sie lohnt sich zudem insbesondere für Unternehmen, die in einer Region mit hohen Netzentgelten ansässig sind. Je nach Art der Lastspitzen eignen sich unterschiedliche Systeme. Batteriespeicher können kurze, häufig auftretende Lastspitzen puffern. Tritt der erhöhte Strombezug über einen längeren Zeitraum auf, können zusätzliche Aggregate unterstützen. Über ein betriebliches Lastmanagement lässt sich der Stromverbrauch beobachten und steuern. Anwendern wird eine Gesamtlösung für den standortspezifischen Flexibilitätsbedarf angeboten.

Um Lastspitzen zu kappen, definiert man eine sogenannte Peak-Shaving-Grenze, die nicht überschritten werden darf. Steigt der Strombedarf, zum Beispiel durch zusätzlich in den Betrieb genommene Produktionsmaschinen, und nähert sich die Leistung am Anschlusspunkt der Grenze, unterstützt der Stromspeicher mit zusätzlicher Energie. Ist die Lastspitze vorüber, lädt sich der Speicher durch die freiwerdende Kapazität zwischen Peak-Shaving-Grenze und Leistung am Netzanschlusspunkt wieder.

Bei einem Hybridspeicher, einer Kombination aus Speicher und Aggregat, entlädt sich der Speicher nur bis zu einem bestimmten Punkt, zum Beispiel auf eine Restkapazität von 20 %. Anschließend nimmt das Aggregat seinen Betrieb auf, sodass sich die Batterie wieder aufladen kann. Das Aggregat schaltet sich ab, sobald die Lastspitze vorüber ist. Der Speicher kann sich dann wieder aufladen, bis er seine volle Kapazität wieder erreicht.

Anwendungsbeispiel: Batteriehybridsystem bei Zott

Auch die Großmolkerei Zott wollte den bereits sehr gleichmäßigen Strombezug ihres Standorts im bayerischen Günzburg weiter glätten, um Netzentgelte zu sparen. Aus diesem Grund hat die Molkerei Bayernwerk Natur damit beauftragt, eine wirtschaftliche Lösung zum Kappen der Lastspitzen zu finden. Nach einer Wirtschaftlichkeitsberechnung und einer technischen Analyse hat die Firma im Mai 2021 ein Hybridspeichersystem installiert. Zehn Scalebloc-Speicher des Herstellers
Intilion mit einer Gesamtkapazität von 685 kWh kappen nun die Lastspitzen der Molkerei.

Der Speicherhersteller aus Paderborn hat die Speicher speziell für eine Installation im Außenbereich entwickelt. Das System besteht aus einer Batterie, einem Umrichter und einem Energiemanagementsystem und ist in einem klimatisierten Outdoor-Gehäuse untergebracht, das der Witterung standhält. Ein Schutzrack verhindert, dass sich Brände ausbreiten können. Zusätzlich sind die Speicher mit einer Schallschutzhaube ausgestattet, die den Schallpegel auf unter 35 db reduziert. In Günzburg unterstützt ein 1.000-kVA-Aggregat die Speicher bei langen Lastspitzen.

Da es sich auf die Einsparung des gesamten Jahres auswirkt, wenn die Lastspitzen-Grenze einmal überschritten wird, wurde bei der Planung der Anlage in Günzburg auf Redundanz geachtet. Die Speicher sind modular geschaltet, sodass jedes Speichersystem autark arbeitet. Fällt eine Batterie aus, können die restlichen neun Speichersysteme weiterbetrieben werden. Auch die Steuerung in den zentralen Schalt- und Steuerungsschränken ist redundant konzipiert.

Die Batteriespeicher sind über eine LTE-Verbindung mit einer Cloud verbunden, die jegliche Stromdaten visualisiert. Alle drei beteiligten Unternehmen erhalten einen Überblick über die Anlage. Durch die Datenauswertung können sie zudem Störungen frühzeitig erkennen und beheben. Zusätzlich lässt sich mit den Daten der Betrieb der Anlage optimieren und jederzeit überprüfen, ob sie das Peak-Shaving erfüllt.