Ein Batteriespeicher für Peak Shaving wird nach Verlauf und Dauer der Lastspitzen dimensioniert, nicht nach dem jährlichen Stromverbrauch. Die Systemleistung (kW) muss ausreichen, um die höchste Spitze zu kappen. Die Kapazität (kWh) muss diese Entlastung über die gesamte erforderliche Zeit ermöglichen. Entscheidend ist außerdem, ob der Speicher vor der nächsten Spitze wieder ausreichend geladen ist.
Wie ermittelt man Leistung und Kapazität für Peak Shaving?
Zunächst wird festgelegt, welchen Grenzwert der Betrieb beim Netzbezug einhalten soll. Anschließend berechnet man für jedes Intervall des Lastprofils, welche Leistung der Speicher bereitstellen muss. Daraus ergeben sich die Ausgangswerte für die Dimensionierung der Wechselrichter- bzw. PCS-Leistung und der nutzbaren Batterieenergie.
- Erforderliche Entladeleistung auf der AC-Seite: die größte positive Differenz zwischen der Leistungsaufnahme des Betriebs ohne BESS und dem festgelegten Grenzwert, angegeben in kW.
- Erforderliche Energieabgabe auf der AC-Seite: Summe dieser Leistungsdifferenzen, jeweils multipliziert mit der Dauer der aufeinanderfolgenden Intervalle, angegeben in kWh. Bei einem 15-Minuten-Profil dauert jedes Intervall 0,25 h.
- Nennkapazität: der Energiebedarf unter Berücksichtigung der Entladeverluste, des begrenzten Ladezustandsbereichs (SoC), der zu erwartenden Kapazitätsabnahme und einer sachlich begründeten Reserve.
Diese Rechnung gilt für ein einzelnes Ereignis und setzt voraus, dass die Batterie mit der erforderlichen Leistung entladen werden kann. Die endgültige Auslegung darf nicht auf einer einzigen Lastspitze beruhen: Das vollständige chronologische Lastprofil und die Lademöglichkeiten zwischen den Ereignissen müssen untersucht werden. Die Unterscheidung zwischen Leistung, Energie und Regelungsgrenzen erläutert auch die Dokumentation zum System Advisor Model (SAM) – Battery Dispatch.
Welche Daten werden vor Beginn der Berechnung benötigt?
Am aussagekräftigsten ist ein repräsentatives Bezugsprofil am Netzanschlusspunkt, möglichst für ein vollständiges Jahr in 15-Minuten-Intervallen. Bei stark schwankender Produktion sind Daten aus mehreren Betriebsphasen hilfreich. Bei sehr schnellen Laständerungen reicht ein Viertelstundenprofil allein unter Umständen nicht aus, um kurzzeitige Belastungen von Betriebsmitteln und Schutzgeräten zu beurteilen.
| Eingangsdaten | Was lässt sich daraus ableiten? |
|---|---|
| Chronologisches Strombezugs- bzw. Lastprofil und gegebenenfalls Eigenstromerzeugung | Höhe, Dauer, Reihenfolge und Häufigkeit der Lastspitzen sowie verfügbare Ladezeitfenster. |
| Netznutzungsvertrag, Tarifgruppe, Rechnungen und Mess- bzw. Abrechnungsregeln | Vereinbarte Bezugsleistung, Berechnung von Leistungsüberschreitungen, Abrechnungszeiträume und tatsächlicher finanzieller Nutzen der Lastreduzierung. |
| Zielwert für den Netzbezug und Produktionsplan | Um wie viele kW und zu welchen Zeiten der Bezug reduziert werden muss; ob sich Verbraucher zeitlich verlagern lassen, anstatt einen Speicher einzusetzen. |
| Kenndaten des betrachteten BESS | AC-Leistung des PCS, Ladeleistung, nutzbarer SoC-Bereich, getrennte Wirkungsgrade für Laden und Entladen, Temperaturgrenzen und Alterung. |
| Anlagenschema, lokale Erzeugungsanlagen und geplante Investitionen | Mess- und Anschlusspunkt des BESS, Einschränkungen durch Transformatoren und Schutzgeräte sowie künftiges Lastprofil. |
Wenn Sie noch verschiedene Einsatzmöglichkeiten von Batteriespeichern in Ihrem Unternehmen vergleichen, lesen Sie auch unseren Beitrag über Energiespeicher für die Industrie – Anwendungen und Auslegung. Hier geht es um eine konkrete Aufgabe: einen festgelegten Grenzwert des Netzbezugs während der Lastspitzen einzuhalten.
Schritt 1. Den Grenzwert für das BESS festlegen
Angenommen, der maximale Netzbezug des Betriebs beträgt im betrachteten Zeitraum 620 kW. Die Regelung soll ihn auf höchstens 500 kW begrenzen. Im Viertelstundenintervall mit der höchsten mittleren Leistung sind daher 120 kW abzudecken. Daraus folgt aber nicht automatisch, dass jeder Speicher mit einer Nennleistung von 120 kW geeignet ist.
Zu prüfen ist die unter realen Betriebsbedingungen verfügbare AC-Ausgangsleistung. Dazu gehören Grenzen von Wechselrichter und Zellen, Temperatur, Ladezustand, mögliche Einschränkungen bei der vorgesehenen Kapazität und Verluste zwischen Anschlusspunkt und Messstelle. Soll der Grenzwert am Netzanschlusspunkt gelten, muss die Regelung dort messen oder eine korrekt abgestimmte Leistungsbilanz verwenden.
Die 500 kW sind in diesem Beispiel eine technische Annahme und kein allgemein gültiger Wert für die vertraglich vereinbarte Leistung. Vor einer Wirtschaftlichkeitsrechnung sind die geltenden Tarif- und Vertragsbedingungen gesondert zu prüfen.
Schritt 2. Den Energiebedarf der gesamten Spitze berechnen – Beispiel mit 15-Minuten-Werten
Wir betrachten ein modellhaftes, einstündiges Ereignis. Der Betrieb nutzt in dieser Zeit keine zusätzliche Energiequelle. Die angegebenen Werte sind die mittlere Netzbezugsleistung je Viertelstunde vor Einsatz des BESS. Ziel: Der Netzbezug soll 500 kW nicht überschreiten.
| Intervall | Netzbezug ohne BESS | Erforderliche Reduzierung | Energie aus dem BESS auf AC-Seite |
|---|---|---|---|
| 10:00–10:15 | 600 kW | 100 kW | 25 kWh |
| 10:15–10:30 | 620 kW | 120 kW | 30 kWh |
| 10:30–10:45 | 610 kW | 110 kW | 27,5 kWh |
| 10:45–11:00 | 550 kW | 50 kW | 12,5 kWh |
| Gesamt | – | Maximal 120 kW | 95 kWh |
Rechenergebnis für dieses Ereignis
Leistung: mindestens 120 kW verfügbare AC-Entladeleistung am maßgeblichen Mess- bzw. Bilanzierungspunkt. Energie: 25 + 30 + 27,5 + 12,5 = 95 kWh, die innerhalb einer Stunde an die Anlage abgegeben werden. Es wäre falsch, ohne Berücksichtigung des Spitzenverlaufs die maximale Reduzierung von 120 kW mit der ganzen Stunde zu multiplizieren und 120 kWh anzusetzen.
Die errechneten 95 kWh sind noch nicht die Nennkapazität des Speichers. Verluste, SoC-Fenster, Batteriealterung und die nächste Lastspitze sind darin nicht berücksichtigt.
Schritt 3. Die 95 kWh in Nennkapazität umrechnen und Leistungsgrenzen prüfen
Für eine überschlägige Berechnung treffen wir ausschließlich für dieses Beispiel folgende Annahmen:
- Entladewirkungsgrad von der Batterie bis zur AC-Seite: 95%;
- nutzbares SoC-Fenster: 80% der verfügbaren Kapazität, beispielsweise von 10% bis 90%;
- am Ende der betrachteten Nutzungsdauer verbleibende Kapazität: 80% der Anfangskapazität.
Der Batterie müssen 95 kWh / 0,95 = 100 kWh entnommen werden. Damit diese Energiemenge auch nach der angenommenen Alterung zur Verfügung steht, beträgt die minimale Nennkapazität in diesem vereinfachten Modell:
100 kWh / (0,80 × 0,80) = 156,25 kWh.
Das ist ein Ergebnis der Modellrechnung und keine Kaufempfehlung für ein BESS mit 156 kWh. Vorausgesetzt werden das vollständige SoC-Fenster zu Beginn des Ereignisses und ein konstanter Wirkungsgrad. Bei der Planung müssen zusätzlich die Daten des konkreten Herstellers, der Eigenverbrauch von Hilfsaggregaten, die Temperatur, die Verfügbarkeit, eine Regelreserve und die Modulgrößen berücksichtigt werden.
Außerdem muss geprüft werden, ob die Batterie die nötige Leistung abgeben kann. Im Spitzenintervall erfordern 120 kW AC bei 95% Entladewirkungsgrad etwa 126,3 kW auf der DC-Seite. Eine Kapazität von 156,25 kWh allein garantiert diese Leistung nicht. Stromgrenzen, zulässige Entladerate (C-Rate), das PCS oder eine Leistungsreduzierung bei niedrigem SoC können begrenzend wirken. Maßgeblich sind die Unterlagen des konkreten Systems. Die Modellierung erläutert SAM – Battery Cell and System.
Schritt 4. Prüfen, ob der Speicher vor der nächsten Spitze wieder geladen ist
Zurück zum Beispiel: Nach einer Stunde Lastspitzenkappung müssen 100 kWh im Speicher ersetzt werden. Bei einem angenommenen Ladewirkungsgrad von 95% sind dafür etwa 105,3 kWh Energiebezug auf der AC-Seite nötig. Zusammen mit dem angenommenen Entladewirkungsgrad von 95% ergibt sich ein modellhafter Gesamtwirkungsgrad des Lade- und Entladezyklus von 90,25%. Die beiden Verlustanteile dürfen bei derselben Rechnung nicht nochmals angesetzt werden.
Bezieht der Betrieb nach der Lastspitze 460 kW und bleibt der Grenzwert bei 500 kW, stehen für das Laden aus dem Netz höchstens 40 kW zur Verfügung. Um 100 kWh in der Batterie wiederherzustellen, benötigt man dann vereinfacht 105,3 / 40 = etwa 2,63 Stunden, sofern der Bezug konstant 460 kW beträgt und das Gerät mit dieser Leistung laden kann. Tritt die nächste Spitze schon nach zwei Stunden auf, lässt sich der SoC ohne Änderung der Betriebsstrategie nicht vollständig wiederherstellen.
Deshalb können zwei identische Leistungsspitzen an einem Tag eine andere Kapazität erfordern als eine einzelne Spitze. Entscheidend sind die Reihenfolge, der zeitliche Abstand, Lademöglichkeiten aus PV oder Netz sowie die zulässige maximale Netzbezugsleistung.
Schritt 5. Chronologisch simulieren statt jährliche Überschüsse zu addieren
Für jede untersuchte Kombination aus Leistung und Kapazität muss das Lastprofil Intervall für Intervall vom Anfang bis zum Ende durchlaufen werden. Dabei wird der Ladezustand jeweils in den nächsten Zeitschritt übernommen. Die Simulation sollte mindestens folgende Regeln abbilden:
- Für jedes Intervall den Netzbezug ohne BESS und den Abstand zum angestrebten Leistungsgrenzwert ermitteln.
- Den Speicher nur innerhalb der verfügbaren PCS-Leistung, des SoC-Fensters, der Energiemenge und der zulässigen Reaktionszeit entladen.
- Den Speicher laden, wenn der Abstand zum Grenzwert, der Betriebsplan und die Energiequelle es zulassen; dabei den Ladewirkungsgrad berücksichtigen.
- Den SoC in das nächste Intervall übernehmen und jeden nicht abgedeckten Teil der Lastspitze erfassen.
- Die Berechnung mit der Kapazität zu Beginn und am Ende der Nutzungsdauer, mit Verfügbarkeitsausfällen und unterschiedlichen Produktionsszenarien wiederholen.
Das Ergebnis sind nicht nur „ausgelegte kW und kWh“, sondern auch der neue maximale Netzbezug, Anzahl und Höhe verbleibender Überschreitungen, Betriebsdauer am Grenzwert, Ladeenergie, Verluste, Energiedurchsatz der Batterie und die erwartete Zahl der Zyklen. Die SAM-Dokumentation beschreibt Peak-Shaving-Algorithmen, die Lastprofil und Ladezustand in jedem Zeitschritt berücksichtigen. Zur offiziellen Dokumentation der BESS-Regelung.
Drei Szenarien, die verglichen werden sollten
| Szenario | Was wird geprüft? | Beispiel für ein Warnsignal |
|---|---|---|
| Normalbetrieb | Tägliche Lastspitzen, geplante Pausen und tatsächlich nutzbare Ladezeitfenster. | Der Speicher kappt die erste Spitze, aber die zweite tritt bei niedrigem SoC auf. |
| Höhere Produktion oder neue Fertigungslinie | Höhere Grundlast, längere Spitzen und weniger Spielraum zum Nachladen. | Trotz ausreichender PCS-Leistung bleibt zu wenig Zeit, die Energie wieder aufzufüllen. |
| Eingeschränkte Verfügbarkeit | Hitze, niedrige Temperaturen, Alterung, Wartung oder Ausfall eines Moduls. | Die während der Spitze verfügbare Leistung oder Kapazität liegt unter dem Nennwert. |
Die Alterung hängt unter anderem von Betriebsbedingungen, Temperatur, SoC und Zyklenzahl ab. Ein einheitlicher Prozentsatz ist nicht für alle Technologien und Nutzungsarten geeignet. Hilfreich ist die Dokumentation des SAM-Modells zur Batterielebensdauer.
Lohnt sich ein Batteriespeicher zur Lastspitzenkappung wirtschaftlich?
Eine Reduzierung des Maximums um eine bestimmte kW-Zahl führt nicht automatisch zu Einsparungen. Die tatsächliche Rechnung muss anhand des simulierten Bezugsprofils und der Vertragsbedingungen neu berechnet werden. Im polnischen Abrechnungssystem sind der Preisanteil für die vereinbarte Leistung, die Gebühr für deren Überschreitung und die polnische Kapazitätsmarktgebühr unterschiedliche Positionen. Wird die höchste Viertelstundenspitze gekappt, sinken deshalb nicht zwingend alle drei.
| Variante | Was ist zu vergleichen? | Wichtigste Einschränkung |
|---|---|---|
| Regelung und zeitliche Verlagerung von Verbrauchern | Mögliche Spitzenreduzierung ohne Speicher, Automatisierungskosten und Folgen für die Produktion. | Nicht jeder Prozess lässt sich ohne technische Auswirkungen stoppen oder zeitlich verschieben. |
| Änderung der vertraglich vereinbarten Leistung oder der Netznutzungsbedingungen | Entgelte vor und nach der Änderung sowie das Überschreitungsrisiko über den gesamten repräsentativen Zeitraum. | Eine geringere vereinbarte Leistung erfordert eine entsprechende Vereinbarung mit dem Netzbetreiber, nicht nur eine kurzfristige Reduzierung. |
| BESS-Batteriespeicher mit EMS | Vermiedene Entgelte, Kosten für Ladeenergie und Verluste, Investition, Wartung, Alterung, Austausch und Finanzierung. | Der Nutzen hängt davon ab, wie häufig die Spitzen auftreten und ob Leistung und Energie zum richtigen Zeitpunkt verfügbar sind. |
Die Prüfung von Rechnungen, Tarif und Bezugsprofil ist bei allen Varianten notwendig. Die Abrechnung erläutern wir gesondert in unserem Beitrag zur Optimierung der Stromkosten. Für die Auslegung polnischer Tarifpositionen ist stets der aktuelle Tarif des jeweiligen Verteilnetzbetreibers maßgeblich. Die polnische Energieregulierungsbehörde URE hat über die Genehmigung der Netzentgelte für 2026 informiert; die vollständigen Abrechnungsregeln enthält der einschlägige Tarif des Netzbetreibers.
Im Wirtschaftlichkeitsvergleich sollten mindestens der Ausgangszustand, eine Variante mit Laststeuerung und mehrere BESS-Konfigurationen betrachtet werden. Zu berechnen ist der wirtschaftliche Nettoeffekt für einen festgelegten Zeitraum, einschließlich einer Sensitivitätsanalyse zu Lastprofil, Entgelten, Kosten und Verfügbarkeit. Ohne diese Daten lässt sich keine belastbare Amortisationsdauer nennen.
Typische Fehler bei der Auslegung
- Nur nach der Spitzenleistung dimensionieren: Dauer und Abfolge der Spitzen und damit Energiebedarf und Lademöglichkeiten werden vernachlässigt.
- Nennkapazität mit nutzbarer Kapazität verwechseln: SoC, Wirkungsgrad und Kapazitätsverlust im Zeitverlauf bleiben unberücksichtigt.
- Volle Leistung unter allen Bedingungen annehmen: Grenzen durch PCS, Zellen, Temperatur, Anschluss und Schutztechnik werden übersehen.
- Dieselbe Ressource mehrfach gleichzeitig verplanen: Für die Notstromversorgung reservierte oder zur Strompreisoptimierung eingesetzte Energie steht nicht automatisch zur Lastspitzenkappung bereit.
- Einsparungen ohne Tarif und Vertrag berechnen: Eine geringere Lastspitze bedeutet nicht, dass die gesamte Rechnung proportional sinkt.
Welche Unterlagen braucht man für die Bewertung von BESS-Varianten?
Wenn Sie einen Speicher zur Begrenzung der Spitzenleistung in Ihrem Betrieb erwägen, stellen Sie eine Anlagenbeschreibung, das vorhandene 15-Minuten-Lastprofil, Rechnungen und Tarifangaben, den angestrebten Bezugsgrenzwert und Informationen zu geplanten Produktionsänderungen zusammen. Liegt bereits ein Speicherangebot vor, fügen Sie die PCS-Daten, die Kapazität und die angegebenen Regelungsgrenzen bei. Für ein erstes Gespräch müssen noch nicht alle Messwerte vorliegen.
Anhand dieser Unterlagen lässt sich klären, welche Daten zum Variantenvergleich noch fehlen und ob zunächst eine Laststeuerung geprüft werden sollte. Senden Sie Ihre Informationen an Energy Trend, um den weiteren Untersuchungsumfang abzustimmen.
Häufig gestellte Fragen
Braucht ein Batteriespeicher für Peak Shaving eine Photovoltaikanlage?
Nein. Das BESS kann aus dem Netz geladen werden, sofern die technischen Bedingungen und die gewählte Betriebsweise es erlauben. Eine PV-Anlage kann ein zusätzliches Ladezeitfenster schaffen; ihre bloße Existenz garantiert aber nicht, dass vor der Lastspitze genug Energie verfügbar ist.
Kann man nach einer Reduzierung der Spitze um 120 kW die vereinbarte Leistung sofort um 120 kW senken?
Nein. Es muss nachgewiesen werden, dass der entsprechende Grenzwert auch bei den übrigen Lastspitzen und in anderen Abrechnungszeiträumen eingehalten wird. Außerdem sind die Regeln für Vertragsänderungen mit dem Netzbetreiber zu prüfen.
Reicht ein 15-Minuten-Lastprofil für die technische Planung?
Für viele Abrechnungsanalysen ist es eine geeignete Grundlage. Die technische Planung erfordert zusätzlich Angaben zur Anlage, zu Schutzgeräten, schnell wechselnden Lasten, Systemgrenzen und Anschlussbedingungen.
Technische und tarifliche Quellen
- National Laboratory of the Rockies – SAM: Battery Dispatch (Behind the Meter) – Regelung, SoC und Grenzen beim Laden und Entladen.
- National Laboratory of the Rockies – SAM: Battery Storage (Behind the Meter) – Leistung, Kapazität, Wirkungsgrad und Verluste.
- National Laboratory of the Rockies – SAM: Battery Life – Alterung, Lebensdauer und Austausch.
- U.S. Department of Energy – Federal Demand Flexibility – Alternativen durch Lastreduzierung und Lastverschiebung; US-Tarifregeln gelten nicht automatisch in Polen.
- Polnische Energieregulierungsbehörde URE – Genehmigung der Netzentgelte für 2026 – polnischer Abrechnungskontext; die tatsächlichen Sätze sind dem Tarif des jeweiligen Verteilnetzbetreibers zu entnehmen.
