Was ist Peak Shaving? Lastspitzenbegrenzung und Lastverschiebung

Lastspitzenbegrenzung (Peak Shaving) senkt die höchste gemessene Leistung eines Standorts, also den Mittelwert in kW oder kVA über ein Abrechnungsintervall, damit Leistungspreis, Kapazitätspreis und Überschreitungszuschläge sinken. Lastverschiebung verlegt Verbrauch in kWh in eine günstigere oder weniger belastete Zeit: Sie ändert, wann Energie bezogen wird, nicht unbedingt, wie hoch die Spitze ist.

Zwei Standorte können gleich viele kWh einsparen und sehr unterschiedliche Rechnungen erhalten. Lastspitzenbegrenzung und Lastverschiebung senken verschiedene Positionen. Eine Maßnahme kann beides bewirken, aber der wirtschaftliche Wert entsteht jeweils an einer anderen Stelle. Lastspitzenbegrenzung senkt Kosten je kW oder kVA: Leistungspreis, Kapazitätspreis oder Zuschlag bei Überschreitung der Anschlussgrenze. Lastverschiebung senkt Kosten je kWh, wenn der Arbeitspreis im Tagesverlauf wechselt. Prüfen Sie vor der Auswahl, welche Position auf der Rechnung des Standorts größer ist.

Im Vergleich

Was ist ein Leistungspreis?

Ein Leistungspreis berechnet den höchsten Mittelwert der Leistung in einem Messintervall des Abrechnungszeitraums, in €/kW, £/kVA oder $/kW je Monat. Der Zähler erfasst die Energie je Intervall, und Lieferant oder Netzbetreiber teilen sie durch die Intervalldauer. Bei 10 € je kW und Monat zahlt ein Standort, dessen höchste Viertel- oder halbe Stunde im Mittel 180 kW erreicht, 1.800 € für diesen Monat, auch wenn alle anderen halben Stunden unter 120 kW liegen.

Bezeichnung und Einheit unterscheiden sich je Markt:

Lastspitzenbegrenzung lohnt sich überall dort, wo eine dieser Positionen groß ist. Ein reiner Arbeitspreistarif gibt ihr keinen Wert, außer der Standort liegt nahe an seiner Anschlussgrenze, wo eine niedrigere Spitze eine Netzverstärkung vermeiden kann.

Beispiel: einen Prozess verschieben

Ein Standort bezieht tagsüber konstant 100 kW und nachts 40 kW. Ein Chargenprozess benötigt an jedem Werktag ab 17:30 für 30 Minuten weitere 80 kW. Er wird auf 23:30 verschoben:

Die Verschiebung verlegt 40 kWh und senkt zugleich die Spitze um 60 kW. Für ein Rechenbeispiel nehmen wir einen Leistungspreis von 10 € je kW und Monat, einen Tagestarif von 0,25 €/kWh, einen Nachttarif von 0,15 €/kWh und 22 Werktage an:

Die Ersparnis beim Leistungspreis ist fast siebenmal so hoch wie beim Arbeitspreis, weil ein einziges 30-Minuten-Ereignis den Leistungspreis für den ganzen Monat bestimmen kann. Im ESB-Networks-Tarifplan 2022/23 für die Maximum-Demand-Gruppen DG7 bis DG9b liegt der Start um 17:30 zudem im Spitzenzeitfenster von 17:00 bis 19:00. Der Nachttarif beginnt dort erst um 23:00; eine Verschiebung auf 22:00 würde weiterhin den Tagestarif auslösen.

Beispiel: eine Batterie

Der Prozess bleibt um 17:30. Eine Batteriesteuerung begrenzt den Standortbezug auf 130 kW. Für 30 Minuten braucht der Standort 180 kW. Die Batterie liefert also 50 kW beziehungsweise 25 kWh. Bei 90 % AC-Rundlaufwirkungsgrad muss sie danach etwa 28 kWh aus dem Netz aufnehmen. Hinzu kommen die Hilfs- und Klimatisierungslasten der Batterie, besonders bei kleinen Ladezyklen.

Das Nachladen gehört zur Auslegung. Bei 50 kW dauern 28 kWh etwa 34 Minuten. Nachts liegt die Standortlast bei 40 kW, der Netzbezug während des Nachladens also bei 90 kW und damit unter der Grenze. Lädt die Batterie dagegen um 14:00 auf der Tagesgrundlast von 100 kW nach, steigt der Bezug auf 150 kW. Das setzt eine neue Spitze und nimmt 20 kW der zuvor erreichten 50-kW-Reduktion zurück.

Mit demselben beispielhaften Tarif beträgt die Ersparnis beim Leistungspreis 50 kW × 10 € = 500 € im Monat. Die Energieposition ändert sich nur um 25 × 0,25 € − 28 × 0,15 € = 2,05 € pro Tag, etwa 45 € im Monat. Die Batterie erzielt den größeren Nutzen beim Leistungspreis.

Bemessen Sie die nötige Energie anhand der Fläche zwischen Lastverlauf und Bezugsgrenze während der längsten erwarteten Spitze. Dauert der Prozess statt 30 nun 45 Minuten, muss die Batterie 50 kW × 0,75 h = 37,5 kWh liefern, nicht 25 kWh. Berücksichtigen Sie eine Reserve für Prognosefehler und einen Ladezustand unter 100 % zu Beginn der Spitze; ziehen Sie Energie ab, die für andere Dienste reserviert ist. Ist die Monatsspitze einmal gesetzt, können Sie die Bezugsgrenze für den Rest der Abrechnungsperiode auf diesen Wert anheben. Eine weitere Absenkung darunter spart beim Leistungspreis nichts und verbraucht Batterieladezyklen. Der BESS-Leitfaden erklärt, welches System die jeweiligen Grenzen verantwortet.

Das Leistungsintervall bestimmt die Rechnung

Abgerechnet wird der Mittelwert über ein Messintervall, nicht die momentane Spitze. Üblich sind 15 oder 30 Minuten. Ein 60-kW-Anstieg, der auf einer Grundlast von 100 kW zwei Minuten dauert, erhöht den 30-Minuten-Mittelwert um 60 × 2 / 30 = 4 kW. Hält derselbe Anstieg die vollen 30 Minuten an, erhöht er den Mittelwert um 60 kW. Der Intervallleistungsrechner wandelt die Energie eines Intervalls in mittlere kW um. Beim kurzen Anstieg enthält die halbe Stunde 50 + 2 = 52 kWh:

Weil die Rechnung den Mittelwert nutzt, kann eine Steuerung eine verspätete Reaktion noch im selben Intervall ausgleichen, sofern die Batterie Leistungsreserve hat. Der nächste Abschnitt rechnet das durch.

Manche Tarife führen eine Spitze länger als einen Monat fort. Das US-Energieministerium beschreibt Ratchet-Klauseln: Abgerechnet wird der höhere Wert aus der Spitze dieses Monats und einem Prozentsatz der Spitze der vergangenen elf Monate. Andere Tarife berechnen einen Leistungspreis nur zu bestimmten Tageszeiten; eine Spitze außerhalb dieser Zeiten kostet dann nichts.

Der Lastfaktorrechner zeigt, wie ausgeprägt die Spitzen im Profil sind:

Ein Lastfaktor von 50 % bedeutet, dass der mittlere Bezug halb so hoch wie die Spitze ist. Er zeigt nicht, wie günstig sich diese Spitze absenken lässt. Dafür ist ihre Form entscheidend. Eine tägliche 30-Minuten-Spitze über einer gleichmäßigen Grundlast braucht 25 kWh Speicher, um 50 kW abzuschneiden. Ein Plateau von 08:00 bis 18:00 braucht bei demselben Lastfaktor 500 kWh, um dieselben 50 kW zu entfernen. Der Stromkostenrechner bewertet den Leistungspreis.

Wenn die Batterie zu spät reagiert

Ein Ziel von 130 kW über ein 30-Minuten-Intervall erlaubt 130 × 0,5 = 65 kWh Bezug. Angenommen, die Batterie im Beispiel startet drei Minuten zu spät. In diesen drei Minuten bezieht der Standort die vollen 180 kW, also 9 kWh. Für die restlichen 27 Minuten (0,45 h) bleiben 56 kWh, ein mittlerer Bezug von 56 / 0,45 = 124,4 kW. Die Batterie muss also für den Rest des Intervalls 180 − 124,4 = 55,6 kW abgeben, nicht 50 kW.

Rechnerisch lässt sich die Verspätung nur aufholen, wenn die Batterie mehr als die geplante Leistung liefern kann. Mit einer Grenze von 50 kW beträgt der Bezug im Intervall 9 + (180 − 50) × 0,45 = 67,5 kWh, im Mittel 135 kW. Eine Steuerung, die nur auf den Momentanwert reagiert, erreicht dieselben 135 kW.

Bewerten Sie das Ergebnis unter Bedingungen. Hat dieses Intervall das Monatsmaximum von 180 kW gesetzt und überschreitet nach der Maßnahme kein anderes Intervall 135 kW, sinkt das abgerechnete Maximum um 45 kW. Beim angenommenen Leistungspreis von 10 € je kW und Monat sind das 450 € statt 500 € im pünktlichen Fall. Liegt ein anderes Intervall des Monats über 135 kW, sinkt die abgerechnete Spitze weniger oder gar nicht. Ein Kapazitätspreis auf eine vereinbarte MIC ändert sich erst, wenn die MIC gesenkt wird.

Laden Sie die tatsächlich entladene Energie nach. Mit dem idealisierten Rundlaufwirkungsgrad von 90 % an den AC-Klemmen und gleichem Ladezustand zu Beginn und Ende braucht die Batterie für 22,5 kWh genau 22,5 / 0,90 = 25 kWh aus dem Netz. Bei konstant 50 kW dauert das 30 Minuten, und auf der Nachtgrundlast von 40 kW steigt der Bezug auf 90 kW. Der reale Wert enthält zusätzlich den Eigenbedarf der Batterie und hängt von Temperatur und Messpunkt des Wirkungsgrads ab. Prüfen Sie jedes Intervall, das die Nachladung berührt: Eine 30-minütige Nachladung ab 23:45 fällt in zwei halbe Stunden.

Die drei Minuten sind ein Beispiel. Die gesamte Reaktionszeit setzt sich zusammen aus der Verfügbarkeit des Messwerts, der Entscheidungsverzögerung, der Übertragung des Befehls, der Rampe der Anlage und der Zeit, bis die Änderung am Netzanschlusspunkt sichtbar wird. Eine Befehlsquittung ist keine physische Reaktion, messen Sie deshalb jede Stufe bei der Inbetriebnahme. Der Zähler der Steuerung ist zudem nicht der Abrechnungszähler: Gleichen Sie beide über mehrere Wochen ab und setzen Sie die Steuergrenze um die gemessene Differenz plus die dokumentierte Unsicherheit beider Messketten unter das Ziel.

Kapazitätsentgelte in Irland und Großbritannien

Irische und britische Netzentgelte für größere Unternehmen enthalten einen Kapazitätspreis für die mit dem Netz vereinbarte Maximum Import Capacity (MIC), angegeben in kVA. ESB Networks erklärt: Bei zu hoher MIC zahlt der Standort für ungenutzte Kapazität; bei zu niedriger MIC fällt ein Überschreitungsentgelt an.

Eine geringere Spitze senkt den Kapazitätspreis daher nur, wenn zugleich die vereinbarte MIC reduziert wird. UK Power Distribution, ein britischer Netzbetreiber, gestattet eine Reduktion je zwölf Monate und weist darauf hin, dass die frühere Kapazität möglicherweise nicht ohne Netzausbau wieder verfügbar ist (Entgeltverzeichnis, Absätze 2.40 und 2.41).

Bei einer Überschreitung kann eine einzelne Spitze besonders teuer sein. UK Power Distribution berechnet für jede halbe Stunde die kVA aus Wirk- und Blindenergie und verwendet den höchsten Wert der Abrechnungsperiode. Jede kVA oberhalb der MIC wird für sämtliche Tage der Periode berechnet, in der die Überschreitung auftrat (Absätze 2.43 bis 2.45). In Irland sah das ESB-Networks-Entgeltverzeichnis 2022/23 für Standorte mit Intervallzähler einen Zuschlag vom Fünffachen des Kapazitätspreises je überschrittener kVA für die Abrechnungsperiode vor (Anmerkung 5 zu DG6 bis DG9b). In beiden Fällen wirkt ein einzelnes Messintervall für eine Abrechnungsperiode wie eine Ratchet-Regel.

Weil die Grenze in kVA angegeben ist, zählt auch der Leistungsfaktor. Bei 0,9 entsprechen 180 kW einer Scheinleistung von 200 kVA. Beide Netze berechnen zudem Blindenergie oberhalb eines Drittels der Wirkarbeit, entsprechend einem mittleren Leistungsfaktor von etwa 0,95. Ein Batteriewechselrichter mit Blindleistungsbereitstellung oder eine Blindleistungskompensation kann die kVA-Spitze senken, wenn eine kW-Reduktion allein nicht genügt.

Lastspitzenbegrenzung und Demand Response im Vergleich

Lastspitzenbegrenzung und Demand Side Response nutzen dieselben Lasten, Erzeuger und Batterien, folgen aber verschiedenen Auftraggebern.

Beides beeinflusst sich. Energie, die für einen Demand-Response-Vertrag reserviert ist, steht nicht zur Begrenzung der eigenen Spitze bereit, und umgekehrt. Ein Standort, der täglich seine Spitze begrenzt, senkt außerdem den Durchschnitt der Vortage, den viele Demand-Response-Baselines nutzen, sodass beim nächsten Ereignis weniger als geliefert zählt. Der Leitfaden zu Demand-Response-Baselines zeigt, wie jede Baseline-Methode damit umgeht. Legen Sie die Rangfolge in der Steuerung fest, bevor der Standort einem Programm beitritt.

Lastspitzenbegrenzung und Lastglättung im Vergleich

Lastglättung (Load Levelling) ebnet das gesamte Profil zum Mittelwert hin ein. Der Speicher lädt in den Schwachlastzeiten und entlädt in den Hochlastzeiten, sodass der Standort nahezu konstante Leistung bezieht. Lastspitzenbegrenzung wirkt nur oberhalb einer Schwelle und lässt den Rest des Profils unverändert.

Der Unterschied liegt vor allem in der Energie. Im Lastfaktor-Beispiel oben liegt ein Standort im Mittel bei 50 kW gegenüber einer Spitze von 100 kW. Eine 30-minütige Spitze von 50 kW über einer flachen Grundlast zu begrenzen, braucht 25 kWh. Einen Standort, der von 08:00 bis 18:00 bei 100 kW liegt, auf seinen Mittelwert von 50 kW zu glätten, heißt, an jedem Werktag 50 kW × 10 h = 500 kWh zu verschieben und sie im nächtlichen Lasttal nachzuladen. Lastglättung passt zu einem Standort, der vor allem Energie zu zeitvariablen Preisen bezahlt, oder zu einem Netzbetreiber, der einen ausgelasteten Abgang entlastet. Lastspitzenbegrenzung passt zu einem Standort, der vor allem für sein höchstes Intervall bezahlt.

Nachholeffekt beachten

Die meisten abgeworfenen oder verschobenen Lasten kehren später zurück. Eine Ausnahme ist eine Last, die nicht mehr gebraucht wird, etwa Beleuchtung in einem unbesetzten Bereich. Eine Batterie muss nachladen. Zurückgehaltene Elektrofahrzeuge verlangen später mehr Ladeleistung; dazu der Leitfaden für intelligentes EV-Laden. Thermische Anlagen holen die ausgefallene Energie nach.

Eine einfache Energiebilanz zeigt die Größenordnung des thermischen Nachholeffekts. Eine Kältemaschine mit 60 % Einschaltdauer, die 30 Minuten ausgeschaltet ist, muss 0,6 × 30 = 18 Minuten Kühlung bei Volllast nachholen. Beim Wiederanlauf dienen nur die 40 % oberhalb ihrer normalen Einschaltdauer zum Aufholen. Sie muss daher etwa 18 / 0,4 = 45 Minuten durchgehend laufen. Das ist eine Untergrenze: Startverzögerungen und ein Unterschreiten des Temperatursollwerts verlängern die Zeit. Zieht sie bei Volllast 50 kW und im Mittel 30 kW, erhöht sie den Standortbezug nach dem Ereignis über anderthalb Intervalle um 20 kW. Fällt das mit dem Chargenprozess zusammen, entsteht eine neue Spitze.

Prüfen Sie die 30 bis 60 Minuten nach jeder Maßnahme genauso sorgfältig wie die Spitze selbst. Der Rechner für die EV-Ladekapazität prüft je Intervall, ob Ladepunkte unter der Standortgrenze bleiben.

Vorher und nachher messen

Erfassen Sie im Leistungsintervall des Tarifs:

Vergleichen Sie gleichartige Zeiträume: dieselben Wochentage, ähnliches Wetter anhand von Gradtagen und vergleichbare Produktionsmengen. Weisen Sie die gemessene Spitzenreduktion getrennt vom finanziellen Wert aus, der vom tatsächlichen Vertrag abhängt. Der Leitfaden zum Einsparungsnachweis erklärt die Anpassung einer Baseline.

Lastspitzenbegrenzung mit EpiSensor

ZEM-Strommonitore am Netzanschluss und an großen Stromkreisen zeigen, welche Lasten die Spitze verursachen und wie lange sie dauert. Edge auf dem Gateway setzt die Grenze als lokale Automationsregel um: Ein Datentrigger überwacht den Standortbezug, eine Einschaltverzögerung ignoriert kurze Spitzen und ein Gerätebefehl schaltet ein Relais oder schreibt einen Sollwert. Die Regel läuft auf dem Gateway und braucht keine Internetverbindung. Edge prüft Dauerbedingungen einmal pro Minute; eine Regel mit Einschaltverzögerung reagiert daher frühestens eine Minute nach dem Überschreiten der Grenze. Berücksichtigen Sie das beim Setzen der Grenze.

Dieselben Lasten können über einen Aggregator auch Netzdienstleistungen erbringen. Der ZDR Demand Response Controller verbindet die Messung mit einer lokalen Reaktion auf die Netzfrequenz: über ein Relais für Last oder Generator oder über einen Sollwert für Batterie oder USV. Aus solchen Aktionen entsteht ein virtuelles Kraftwerk. Die Demand-Response-Lösung zeigt das Gesamtsystem.