Batteriespeicher im Neubau: Klimaschutzsiedlung mit Quartierspeicher
Eine Projektarbeit an der Technischen Hochschule Köln untersucht die möglichen Betriebsstrategien für einen Quartierspeicher. Die geplante Klimaschutzsiedlung im nordrhein-westfälischen Bergneustadt dient als Modell.
15.04.2025 – Wohnquartiere, besonders im Neubau, sind prädestiniert für Rundum-Erneuerbare Konzepte. Batteriespeicher bilden in Kombination mit Photovoltaik ein unschlagbares Duo. Dass in einer neuen Einfamilienhaussiedlung ein Quartierspeicher mehr Eigenverbrauch ermöglicht als viele Einzelspeicher ist leicht herzuleiten. Die geteilte Speicherkapazität und die aufgrund verschiedener Tagesroutinen zeitlich verschobene Stromnachfrage sorgen dafür, dass die Bewohner und Bewohnerinnen mehr Sonnenstrom aus den lokalen Erzeugungsanlagen nutzen können.
Aber welche Betriebsstrategien sind für den Quartierspeicher noch möglich und wie wird das Konzept energierechtlich in sicheres Fahrwasser gebracht? Dieser Frage geht eine Projektarbeit von Jonas Quernheim und Eberhard Waffenschmidt an der TH Köln nach. Juristisch beraten wird die Forschungsarbeit von der Kanzlei Gaßner, Groth, Siederer und Kollegen.
Für das Quartier „Zum Wiebusch“ in Bergneustadt sind 36 Einfamilienhäuser mit dezentralen Wärmepumpen, PV-Anlagen und einer Wallbox an jedem Haus geplant. Derzeit läuft die Vermarktung der Grundstücke. Unterdessen ist die Potenzialanalyse für den gemeinschaftlich genutzten Batteriespeicher nahezu abgeschlossen. Ein an der TH Köln entwickeltes Simulationstool modellierte die Lasten und Erzeugungsanlagen, um mit verschiedenen Methoden, darunter der linearen Optimierung, wirtschaftlich tragfähige Betriebsstrategien zu identifizieren – stets unter Berücksichtigung des übergeordneten Ziels: Durch den Speicher den Autarkiegrad und die Eigenverbrauchsquote innerhalb des Quartiers zu erhöhen.
Welche Betriebsstrategien sich lohnen
Die klassische Eigenverbrauchsoptimierung ist die wohl naheliegende Betriebsstrategie: den Überschussstrom speichern und bei Bedarf zeitversetzt nutzen. Die Ergebnisse zeigen, dass der Autarkiegrad und die Eigenverbrauchsquote im untersuchten Fallbeispiel signifikant erhöht werden können.
Durch die Speichergröße ergeben sich jedoch noch weitere mögliche Betriebsstrategien. Da wäre zum einen die Lastspitzenkappung. Die Jahreshöchstlast am Quartiersanschlusspunkt bestimmt über die Höhe der Netzentgelte. Wenn also beispielsweise am Abend mehrere Elektroautos gleichzeitig geladen werden, hat das eine hohe Spitzenlast zur Folge, die Geld kostet. Wenn der Speicher so gesteuert wird, dass er am Abend immer eine gewisse Strommenge vorhält, um diese Spitzenlast zu vermeiden bzw. zu verringern, spart das Geld. Gleichzeitig wird das Netz entlastet.
Eine weitere untersuchte Strategie war die Bereitstellung von Primärregelleistung. Die Idee: Im Winter bei geringer Solarstromerzeugung wird auch der Batteriespeicher kaum genutzt. In solchen Phasen könnte man ihn dem Energieversorger zur Verfügung stellen, damit er ihn zum Ausgleich von kurzzeitigen Frequenz-Schwankungen nutzen kann. Der Quartierspeicher im untersuchten Wohnquartier ist dafür allerdings zu klein, man müsste ihn poolen mit anderen Speichern, um auf die Mindestgrößte von einem Megawatt Speicherleistung zu kommen.
Im Winter bietet sich ein weiteres Konzept an: den leeren Speicher dann aufladen, wenn die Börsenstrompreise niedrig sind. Die Bewohner könnten dann Preisvorteile realisieren. Man könnte den unter Umständen sogar weiterverkaufen, wenn die Preise wieder hoch sind. Doch dieses Trading-Konzept widerspricht dem eigentlichen Anschaffungszweck – der Eigenverbrauchsoptimierung.
Die Eigenverbrauchsoptimierung und die Lastspitzenkappung lassen sich gut sich kombinieren, übers Jahr und zu jedem denkbaren Erzeugungs- und Verbrauchsszenario. Will man Primärregelleistung anbieten, muss dem Netzbetreiber eine gewisse Kapazität bereitgestellt werden, die somit nicht zur Eigenverbrauchsoptimierung bereitsteht. Insofern könnte dieses Konzept nur im Winter zeitlich befristet angewendet werden.
Die für das Energiekonzept des Quartiers sinnvollste Betriebsstrategie bleibt jedoch die Eigenverbrauchsoptimierung. „Bis zu einer Speicherkapazität von rund 400 Kilowattstunden befindet man sich im wirtschaftlichen Bereich – für das konkret zugrunde gelegte Quartier mit seinen Eckdaten“, erklärt Jonas Quernheim. Etwa 65 Prozent würde der Autarkiegrad bei dieser Speichergröße betragen – bezogen auf die Sektoren Wärme, Mobilität und Haushaltsenergie. Zusätzlich können durch die Lastspitzenkappung etwa 3.000 Euro Netzentgelt gespart werden. In den Wintermonaten könnte man durch Primärregelleistung oder Stromeinkauf zu niedrigen Preisen aus dem Netz etwa 9.000 Euro generieren – sparen oder einnehmen.
Aussagen zur Wirtschaftlichkeit unter Vorbehalt
Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen stehen allerdings unter dem Vorbehalt, wie der BGH mit dem EUGH-Urteil zum Begriff der Kundenanlage umgeht. Denn im Modell betreiben die Stadtwerke Solingen die Photovoltaikanlagen und den Quartierspeicher, die elektrischen Leitungen innerhalb des Quartiers werden als Arealnetz geplant. Fließt Strom innerhalb des Netzes werden dafür keine Netzentgelte fällig. Ein Geschäftsmodell, das mit einer neuen Begriffsbestimmung zur Kundenanlage nicht mehr möglich sein könnte. Jedoch haben die nicht erhobenen Netzentgelte innerhalb des Quartiers Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit – müssten sie erhoben werden, sähen die Ergebnisse anders aus. pf
