Das Energiemanagement optimiert auf Basis von Prognosen der Solarstromerzeugung und des Stromverbrauchs die Batterieladung im Tagesverlauf. Das Fazit der neuen Messkampagne der beiden Forschungsinstitute: An den meisten sonnigen Tagen können die getesteten Geräte die Batterieladung effektiv in die Mittags- und Nachmittagsstunden verschieben. Dies sei sowohl für eine möglichst lange Batterielebensdauer als auch auf das neue sogenannte Solarspitzengesetz entscheidend. Das Ende Januar vom Bundestag verabschiedete Gesetz soll künftig temporären Erzeugungsüberschüssen zur Mittagszeit entgegenwirken.
Geringere Ertragsverluste von unter zwei Prozent
Hierzu müssen neu errichtete Anlagen ihre Einspeiseleistung ins Stromnetz in den Mittagsstunden pauschal limitieren – falls sich diese nicht durch den Netzbetreiber drosseln lassen. „Ohne ein intelligentes Energiemanagement gehen durch die neue Einspeisegrenze jedoch bis zu acht Prozent des jährlichen Solarstromertrags verloren“, weiß Johannes Weniger, Initiator der Stromspeicherinspektion. Mit einem Batteriespeicher und einem prognosebasierten Energiemanagement ließen sich die Verluste durch Abregelung auf unter zwei Prozent reduzieren.
Eric Rüland von RCT Power: Mehr Speicher wagen im Gewerbe
Zahlreiche Hersteller behaupten, dass sie ihre Solarstromspeicher prognosebasiert laden können. Bisher fehlte ein jedoch ein unabhängiger Vergleich, der die Qualität der verschiedenen Energiemanagementstrategien bewertet, betont Weniger. Um die Qualität der Prognosealgorithmen überhaupt bewerten zu können, wurden die Heimspeichersysteme mit und ohne intelligentem Energiemanagement betrieben. Gemeinsam mit den im Forschungsprojekt Perform beteiligten Unternehmen identifizierte das Forscherteam individuelle Stellschrauben zur Optimierung des Energiemanagements auf Basis der 200-Millisekunden-Messdaten.
Fenecon, Kostal und RCT Power nutzen keine Internetverbindung
Sechs Systeme wurden unter identischen und realen Testbedingungen parallel auf den Prüfständen des KIT vermessen. „Die Herausforderung des Tests war es, auch Stromspeicher vermessen und bewerten zu können, die Online-Wetterprognosen in ihr Energiemanagement einbinden“, erläutert Robert Schreier, Wissenschaftler am KIT. Dafür haben wir die Speichersysteme dem Erzeugungsprofil einer Photovoltaikanlage mit acht Kilowatt Leistung auf Basis von Echtzeitmesswerten ausgesetzt.
KIT: Heimspeicher von SAX Power erreicht hohen Wirkungsgrad
Die Heimspeicher des Allgäuer Unternehmens Sonnen erhalten einmal stündlich von einem zentralen Server einen aktualisierten Ladefahrplan, der auf externen Wetterprognosen beruht. Zwei weitere Unternehmen, die anonym bleiben möchten, nutzen ebenfalls Online-Solarprognosen. Im Gegensatz dazu kommt das Energiemanagement der Hersteller Fenecon, Kostal und RCT Power ohne eine Internetverbindung aus. Diese drei Unternehmen planen die Batterieladung bis zum Sonnenuntergang ausschließlich auf Basis der im Haus erfassten Leistungsmessdaten.
Vier bis zehn Prozentpunkte mehr Ertrag
Auch ohne externe Wetterprognosen einzubinden, reduzierten Fenecon, Kostal und RCT Power durch ihre prognosebasierten Batterieladestrategien während des Testzeitraums im Juni 2024 die Abregelungsverluste um vier bis sieben Prozentpunkte. Bei den Systemen mit Online-Prognosen waren die Unterschiede mit zwei bis zehn Prozentpunkte deutlich größer. Die Einbindung von über das Internet bezogenen Wetter- oder Solarstromprognosen ist folglich kein Qualitätsgarant für ein sehr gutes Energiemanagement. Warum es wenig sinnvoll ist, die Qualität eines Energiemanagementsystems ausschließlich anhand der vermiedenen Abregelung zu bewerten, beantworten die Forscher in der Stromspeicher-Inspektion 2025. (nhp)
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