Speicherinitiative – Bericht Phase1

Best Practice Beispiele
Salzburg AG:
Smart Grids „Köstendorf goes 3.0“
Testregion mit Kombination von dezentraler
Erzeugung und Speichern (Batteriespeicher,
Power-to-Heat, Power-to-Gas) sowie Erprobung
von neuen Geschäftsmodellen durch den Verteilnetzbetreiber.
http://www.ots.at/presseaussendung/OTS_20151023_OTS0157/smart-gridsmodellgemeinde-vor-weiterem-quantensprung
SENEC.IES: „Econamic Grid“
Überschüssige Energie aus dem Stromnetz wird
von steuerbaren Verbrauchern und Speichern in
Haushalten abgenommen. SENEC.IES regelt als
Aggregator das virtuelle Speicherkraftwerk und
die Vergütung der Dienstleistung an die Haushalte.
http://www.senec-ies.com/was-ist-econamic-grid
Sonnen GmbH: „sonnenCommunity“
Überschüssiger Strom von dezentraler Erzeugung
wird entweder in Batterien gespeichert
oder in das Netz eingespeist und innerhalb der
sonnenCommunity geteilt. https://www.sonnenbatterie.de/de/sonnenCommunity
Mögliches Geschäftsmodell
Zentraler Gemeinschaftsspeicher
(shared storage)
Dieses Geschäftsmodell adressiert Haushalte und
KMU mit Photovoltaikanlage, deren überschüssiger
Strom in einen zentralen Speicher (z.B. „Quartierspeicher“)
gespeist wird. Die Haushalte und
KMU erwerben virtuelle Anteile an dem lokalen,
netzintegrierten Gemeinschaftsspeicher, die
Investitionskosten werden vom Speicherbetreiber
(Aggregator) getragen. Die Kunden/innen benötigen
selbst keinen Platz für den Speicher. Der
Aggregator übernimmt die Teilnahme am Regelenergiemarkt
und erzielt Zusatzerlöse durch
Systemdienstleistungen. Die lokal erzeugte
Energie wird auch lokal wieder verbraucht. Voraussetzung
ist ein geeigneter Ort für die Speicherinstallation
und eine entsprechende IT-Handelsplattform
mit Vertriebslizenz und Bilanzgruppe.
Problemstellung
Die erforderlichen Technologien für einen netzintegrierten
Gemeinschaftsspeicher sind am Markt
vorhanden, die entsprechenden Algorithmen für
den Betrieb müssen jedoch noch entwickelt
werden. Ein Vorteil dieses Geschäftsmodells ist,
dass nicht die Kunden/innen in dezentrale Speicher
investieren müssen, sondern ein Aggregator
in einen lokalen Gemeinschaftsspeicher von z.B.
100 kWh Kapazität investiert (z.B. „Quartierspeicher“)
und virtuelle Anteile an die (lokalen) Endkunden/innen
vermietet. Bei diesen Größenordnungen
sind jedoch keine wesentlichen Skaleneffekte
erzielbar, die Investitionskosten bleiben
relativ hoch. Die regulatorischen Rahmenbedingungen
entsprechen jenen des Geschäftsmodells
„virtuelles (Speicher)-Kraftwerk“ und sind problematisch
(mehrfach anfallende Netzgebühren etc.).
Best Practice Beispiele
MVV Energie: Strombank
Der Stromüberschuss der teilnehmenden
Haushalte wird zentral gespeichert und bei
Bedarf wieder ins lokale Netz eingespeist.
Teilnehmer/innen und Speicher sind per Internet
in einer „Energy Cloud“ miteinander verbunden,
jeder Teilnehmer/jede Teilnehmerin hat ein
„Stromkonto“. https://www.mvv-energie.de/de/
mvv_energie_gruppe/nachhaltigkeit_2/innovationen_1/strombank/strombank_1.jsp
Konsortium aus AIT, Energienetze Steiermark,
Netz Oberösterreich u.a.: Projekt „Leafs“
Der optimale Einsatz von Speichern und flexiblen
Lasten im Stromnetz wird simuliert und in den
Gemeinden Eberstalzell (Oberösterreich),
Köstendorf (Salzburg) und Heimschuh (Steiermark)
erprobt. Im Feldtest wird die Deckung des
lokalen Eigenbedarfs, ein möglichst netzfreundlicher
Betrieb und die aktive Teilnahme an
Energiemärkten erprobt („Realitätscheck“).
http://www.ait.ac.at/departments/energy/
smart-grids/smart-grids-projects/leafs/
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Abschlussbericht der Speicherinitiative – Startphase – Detailbericht