Autor: Mick Meyer

Ein Microgrid ist ein lokal begrenztes Energienetz mit eigenen Erzeugern (PV, BHKW), Speichern (BESS) und steuerbaren Lasten (Ladeinfrastruktur), das netzgekoppelt oder als Insel betrieben werden kann. Ein batteriegepuffertes Depot ist de facto ein Microgrid und kann im Notfall auch netzunabhängig Fahrzeuge laden.

Ein PPA ist ein langfristiger Stromliefervertrag direkt zwischen Depotbetreiber und erneuerbarem Energieerzeuger (Wind, Solar). In Kombination mit einem BESS kann überschüssiger PPA-Strom gespeichert und zeitverschoben für das Laden genutzt werden – maximale Grünstromquote bei minimalen Kosten.

Der NVP ist der Übergabepunkt zwischen dem Depot und dem öffentlichen Netz. Am NVP wird die bezogene Leistung gemessen und abgerechnet. Das BESS-EMS steuert alle Ladevorgänge so, dass am NVP ein definiertes Leistungsmaximum nie überschritten wird – das ist der Kern der Spitzenlastkappung.

Eigenverbrauchter PV-Strom kostet ca. 5–8 Cent/kWh (LCOE), während Netzstrom 15–25 Cent/kWh kostet (Industrietarif). Mit BESS als Puffer steigt die Eigenverbrauchsquote von typisch 30–40 % auf 70–90 %. Bei einem 500-kWp-PV-System spart das jährlich 50.000–100.000 € an Strombezugskosten.

ROI-Treiber sind: (1) Ersparnis durch vermiedenen Netzausbau, (2) Reduktion der Leistungspreiskomponente im Stromtarif, (3) Nutzung günstiger Stromtarife (Arbitrage), (4) Erlöse aus Regelenergievermarktung, (5) Eigenverbrauch von PV-Strom. Typischer ROI: 6–10 Jahre, bei hohen Netzausbaukosten auch 3–5 Jahre.

Netzdienlichkeit bezeichnet die Fähigkeit eines Verbrauchers oder Speichers, das Stromnetz aktiv zu stabilisieren – z. B. durch Lastverschiebung, Frequenzregelung oder Blindleistungskompensation. Ein BESS im Depot kann netzdienlich betrieben werden und so zusätzliche Erlöse generieren oder Netznutzungsentgelte reduzieren.

Primärregelleistung (FCR), Sekundärregelleistung (aFRR), Spitzenlastkappung, Frequenzstützung und Blindleistungsbereitstellung. Diese Dienste kann der Betreiber an Regelenergiemärkten (z. B. über ENERTRAG, Next Kraftwerke) vermarkten und zusätzliche Einnahmen von 20.000–100.000 € pro Jahr erzielen.

FCR (Frequency Containment Reserve) dient der sofortigen Frequenzstabilisierung im Netz. BESS-Systeme können in Millisekunden reagieren und sind ideal für FCR geeignet. Voraussetzung ist eine Präqualifizierung beim ÜNB. Damit lässt sich der Batteriespeicher im Depot doppelt nutzen: Laden und Regelenergie.

Die Systemkosten für industrielle Lithium-Ionen-Speicher (LFP-Chemie) lagen 2024 bei 250–400 €/kWh (inkl. BMS, Wechselrichter, Installation). 2026 werden Preise von 180–300 €/kWh erwartet. Bei einem 1-MWh-Speicher ergeben sich Investitionskosten von ca. 250.000–400.000 €.

Lithium-Eisenphosphat (LFP) bietet hohe Zyklenfestigkeit (3.000–8.000 Zyklen), thermische Stabilität (kein Thermal Runaway), lange Lebensdauer (10–20 Jahre) und niedrigere Materialkosten als NMC-Chemie. Für tägliche Lade-/Entladevorgänge im Depot sind diese Eigenschaften ideal.