Batteriespeicher zur Netzüberlastung in den Niederlanden: Ein Praxishandbuch für C&I-Projekte

Die Netzüberlastung wird zu einer praktischen Einschränkung für niederländische Unternehmen, die Elektrifizierung, Ladesäulen für E-Autos, Solarpv oder Kapazitätserweiterungen planen. Batteriespeicher können Unternehmen dabei helfen, ihre verfügbare Netzkapazität besser zu nutzen, indem sie den Zeitpunkt des Elektrizitätsimports, der Speicherung und Nutzung steuern.

Allerdings löst ein größeres Batterie nicht automatisch das Netzüberlastungsproblem. Für C&I-Projekte, die BESS muss um den Netzgrenzwert und Lastprofil des Standorts dimensioniert werden, während ihr EMS die Lade- und Entladevorgänge koordinieren muss, um den Netzbedarf innerhalb des erforderlichen Grenzwerts zu halten.

Für Installateure und EPCs beginnt die richtige BESS mit der Netzbeschränkung und dem Lastprofil, dann wird die erforderliche Leistung, die nutzbare Energie, die EMS-Strategie und die Projektökonomie bestimmt.

Wie Batteriespeicher niederländischen Unternehmen bei der Bewältigung von Netzüberlastung helfen

Für viele C&I-Projekte ist die relevante Netzüberlastungsfrage eine Leistungsbegrenzung: Der Standort benötigt während bestimmter Zeiträume mehr Strom einzuspeisen oder abzugeben, als seine Netzverbindung aufnehmen kann.

Eine BESS kann dabei helfen, diese Einschränkung zu managen, indem sie den Spitzenverbrauch des Netzes am Standort reduziert. Wenn der Stromverbrauch sich dem erlaubten Grenzwert für Netzimporte nähert, entlädt sich die Batterie, um einen Teil der Last zu versorgen. Dies ist allgemein als Spitzenkappung.

Stellen Sie sich ein hypothetisches Unternehmen mit einer erlaubten Netzbezugsgrenze von 500 kW und einer Spitzenlast von 800 kW, die zwei Stunden andauert, vor. Die erforderliche Spitzenreduzierung wäre:

800 kW − 500 kW = 300 kW

Wenn die BESS während der zweistündigen Spitzenlast 300 kW bereitstellen muss, beträgt die theoretische nutzbare Energieanforderung:

300 kW × 2 h = 600 kWh

Dies veranschaulicht ein grundlegendes Prinzip zur BESS-Größenbestimmung:

Die BESS-Leistung bestimmt, wie viel des Spitzenwerts abgedeckt werden kann; die nutzbare Energie bestimmt, wie lange die Batterie diese Unterstützung bereitstellen kann.

Die 600 kWh stellen den theoretischen nutzbaren Energiebedarf dar, nicht unbedingt die Nennkapazität der Batterie. Die endgültige installierte Kapazität muss zudem den zulässigen SOC-Bereich, Umwandlungsverluste, Betriebsreserven, Verschleiß und die erforderliche End-of-Life-Kapazität berücksichtigen.

RVO identifiziert Batteriespeicher als eine mögliche Option für Unternehmen, die mit Netzüberlastung konfrontiert sind, insbesondere dort, wo hohe Stromspitzen, erneuerbare Erzeugung oder Unternehmensausweitung zusätzliche Kapazitätsanforderungen verursachen.</p>

Wie man die Größe einer BESS für netzbeschränkte Betriebsweisen bestimmt

Die BESS-Größenbestimmung sollte mit dem Lastprofil des Kunden und der Netzanschlussgrenze beginnen, anstatt eine vordefinierte Batteriegroße zu verwenden.

Die vorgängige Größenlogik ist:

Notwendige BESS-Leistung = Standort Spitzenbedarf − erlaubter Netzimport

Notwendige nutzbare Energie = Notwendige BESS-Leistung × erforderliche Unterstützungsdauer

In der Praxis sollten diese Berechnungen auf hochauflösende Lastdaten basieren. Installateure und EPCs sollten analysieren, wann, wie häufig und wie lange die Anlage ihre verfügbare Netzkapazität überschreitet, wobei die höchste Auflösung der verfügbaren Daten verwendet werden sollte, am besten 15-Minuten-Daten oder besser.

Eine 300 kW Spitzenleistung, die 15 Minuten anhält, erfordert eine völlig andere Batteriekonfiguration als eine 300 kW Spitzenleistung, die vier Stunden anhält. Das Ziel ist daher nicht einfach, den jährlichen Stromverbrauch zu übernehmen, sondern die erforderliche Leistung und nutzbare Energie zu bestimmen, um den Netzbedarf innerhalb des zulässigen Limits zu halten.

Die Endabmessung sollte auch den nutzbaren Energiefenster, SOC-Grenzen, PCS und Systemverluste, Betriebsreserven, Batteriedegradation und erwartete zukünftige Lasten berücksichtigen. Geplante EV-Ladung, Produktionserweiterung oder andere hochleistungsstarke Geräte können das zukünftige Lastprofil der Anlage erheblich verändern.

Eine zuverlässige BESS-Design basiert auf dem Spitzenbedarf und der Dauer – nicht allein auf dem jährlichen Stromverbrauch oder der Nennbatteriekapazität.

Warum EMS und Multi-Use-Anwendungen wichtig sind

Die Batteriekapazität allein löst nicht die Netzüberlastung. Der Energiemanagementsystem (EMS) bestimmt, wann die BESS geladen und entladen wird und koordiniert ihre Operation mit der Standortnachfrage, der PV-Erzeugung, dem EV-Laden und der verfügbaren Netzkapazität.

Zum Beispiel kann das EMS die Netzspannung überwachen und die BESS entladen, wenn der Verbrauch sich dieser Schwelle nähert, falls eine Website einen 500 kW-Grenzwert für den Netzbezug hat. Das Laden muss ebenfalls sorgfältig geplant werden. Wenn die Batterie während einer eingeschränkten Periode aus dem Netz lädt, könnte dies den Netzverbrauch erhöhen statt verringern.

Der gleiche BESS kann potenziell andere Anwendungen unterstützen, einschließlich PV-Eigenverbrauch, EV-Ladung und Strompreisoptimierung. Wo anwendbar, können Flexibilitätsdienste eine zusätzliche Einnahme- oder Kostenersparnis-Möglichkeit bieten.

Allerdings konkurrieren diese Anwendungen um die gleiche begrenzte Leistung, Energiekapazität und Ladezustand (SOC). Wenn die Batterie Energie für das Lastspitzenreduzieren später am Tag reservieren muss, ist diese Energie möglicherweise zu demselben Zeitpunkt nicht für eine andere Anwendung verfügbar.

Eine mehrfach einsetzbare BESS benötigt daher eine EMS-Strategie, die die Netzbeschränkung des Standorts priorisiert, während sie die verfügbare Batteriekapazität Anwendungen zuweist, die zusätzlichen Wert schaffen.

Wie man die Wirtschaftlichkeit eines BESS mit Netzbeschränkungen bewertet

Die technische Fähigkeit, den Netzbedarf zu reduzieren, macht ein BESS nicht automatisch finanziell attraktiv. Der Geschäftsfall hängt davon ab, wie viel Betriebswert die Batterie im Vergleich zu ihren Lebenszykluskosten erzeugen kann.

Je nach Projekt kann der Wert aus Peak-Shaving, erhöhter PV-Eigenverbrauch, Optimierung von EV-Ladungen, Strompreisoptimierung oder anwendbaren Flexibilitätsdiensten stammen. Diese Wertströme können manchmal kombiniert werden, aber ihr tatsächlicher Beitrag hängt vom Betriebsprofil der Anlage, den Tarifen, den Netzbedingungen und der Nutzung des BESS ab.

Bei einer ersten Projektprüfung kann eine einfache Rückzahlungsrechnung verwendet werden:

Einfache Amortisationszeit = Anfangsinvestition ÷ jährlicher Nettogewinn

Dennoch ist die Rückzahlung nicht dasselbe wie ROI und erfasst nicht die gesamte Lebenszyklusekonomie eines BESS. Eine detailliertere Bewertung sollte CAPEX und OPEX, nutzbare Kapazität, Systemeffizienz, Degradation, Garantiebedingungen, Finanzierung und erwartete Nutzung über die Projektlaufzeit berücksichtigen.

Ein wichtiger Aspekt ist, wie häufig und wie effektiv die Batterie verwendet werden wird.

Eine größere BESS kann den Spitzenbedarf weiter verringern, erhöht aber auch die Investitionskosten. Wenn die zusätzliche Kapazität selten benötigt wird, kann die zusätzliche kWh möglicherweise nicht genug zusätzlichen Wert erzeugen, um ihre Kosten zu rechtfertigen.

Das Ziel besteht nicht darin, die Batteriekapazität zu maximieren, sondern die BESS-Größe zu finden, die ausreichende betriebliche Fähigkeit und wirtschaftlichen Wert für die tatsächlichen Anforderungen des Standorts bietet.

Was sollten niederländische EPCs überprüfen, bevor sie ein BESS auswählen?

Einmal, dass die Gitterbeschränkung und Lastprofil verstanden sind, können EPCs die geeignete Systemkonfiguration bewerten.

Die Anforderungen des niederländischen Netzoperators sollten ebenfalls vor der endgültigen Systemauswahl überprüft werden. Zum Beispiel wendet Enexis derzeit kongestionsneutrale Anschlussanforderungen auf Batterien von 1 MW oder mehr an, die an sein Netz angeschlossen sind, einschließlich vertraglicher Vereinbarungen und Leistungssteuerung über seine Realtime Interface (RTI). Diese Anforderungen sind spezifisch für den jeweiligen Netzoperator und die Projektbedingungen und dürfen nicht auf jedes niederländische BESS-Projekt übertragen werden.

Bei der Vergleich von Lieferanten sollten EPCs über den Akku €/kWh hinaus schauen. Wichtige Kriterien sind nutzbare Energie, PCS-Leistung, EMS-Funktionen, Degradation und Garantieannahmen, Sicherheitsarchitektur und Lebenszykluskosten.

Eine BESS mit ausreichender Nennenergie, aber unzureichender AC-Leistung, PCS-Fähigkeit oder EMS-Funktion kann dennoch nicht die erforderliche Netzbelastungsstrategie liefern.

Ultimati Energie C&I Batteriespeicherlösungen

Ultimati Energie bietet integrierte Batteriespeicherlösungen für europäische gewerbliche und industrielle Anwendungen.

Beispielsweise sein ULTIBLOCK-TL261 bietet 261 kWh Nennenergie, ≥243 kWh nutzbare Energie und 125 kW Nennleistung, wobei das Batteriesystem mit PCS, BMS und EMS integriert ist.

Für grid-beschränkte Projekte kann dieser Typ einer integrierten Architektur die Koordination zwischen Batteriekapazität, Leistungsumwandlung und Energiemanagement vereinfachen. Allerdings hängt die geeignete Konfiguration weiterhin von der Netzbeschränkung des Kunden, dem Lastprofil, der erforderlichen Leistung und dem Betriebsstrategie ab.

Für Installateure und EPCs kann Ultimati Energie daher anhand der gleichen technischen und wirtschaftlichen Kriterien bewertet werden wie bei jedem C&I BESS-Projekt: nutzbare Energie, Leistungsfähigkeit, EMS-Funktionen, Systemeffizienz, Lebenszyklusleistung und Projektwirtschaftlichkeit.

Fazit

Die Batteriespeicher können niederländischen Unternehmen dabei helfen, den Stromverbrauch zu managen, wenn die Netzkapazität eingeschränkt ist, aber das Installieren einer größeren Batteriekapazität bietet nicht unbedingt eine bessere Lösung.

Ein erfolgreicher C&I BESS-Projekt beginnt mit der Netzgrenze und dem Lastprofil, übersetzt diese Anforderungen dann in die entsprechende BESS-Leistung, nutzbare Energie, EMS-Strategie und Wirtschaftsmodell.

Für Installateure und EPCs ist das richtige System daher nicht unbedingt das größte oder günstigste Batteriesystem. Es ist das System, dessen Leistung, nutzbare Energie, Steuerungsfähigkeit und Lebenszykluskosten mit den tatsächlichen Netzbeschränkungen, dem Betriebsprofil und den zukünftigen Anforderungen des Kunden übereinstimmen.