Kalifornien macht wichtige Schritte zur Stärkung seines Stromnetzes und zur Senkung der Energiekosten. Zwei Gesetzesentwürfe, die virtuelle Kraftwerke (VPPs) fördern, haben einen entscheidenden Ausschuss passiert. Diese Initiativen sollen die Nutzung von Batteriespeichern bei Verbrauchern verbessern und die Effizienz des Verteilungsnetzes steigern.
Wichtige Erkenntnisse
- Zwei Gesetzesentwürfe zur Förderung virtueller Kraftwerke (VPPs) wurden im kalifornischen Senat verabschiedet.
- SB 913 ermöglicht die Einspeisung von Strom aus Batteriespeichern von Kunden ins Netz in Spitzenzeiten.
- SB 905 führt eine Metrik zur Netzauslastung ein, um die Effizienz zu steigern und teure Netzausbauten zu vermeiden.
- Die Batteriespeicherkapazität Kaliforniens ist seit 2019 um über 2.500 % gestiegen.
- Das Land setzt auf dezentrale Lösungen, um die Netzstabilität zu gewährleisten und Energiekosten zu senken.
Fortschritt für ein stabileres Netz
Der kalifornische Senatsausschuss für Bewilligungen hat am 13. August zwei wichtige Gesetzesentwürfe, SB 905 und SB 913, verabschiedet. Beide wurden von Senator Josh Becker eingebracht. Diese Gesetze sind Teil eines umfassenderen Ansatzes, um die Energiezukunft des Bundesstaates zu sichern. Sie zielen darauf ab, das Stromnetz zu stabilisieren und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu reduzieren.
Besonders hervorzuheben ist, dass Kalifornien bereits eine beeindruckende Entwicklung bei der Batteriespeicherung erlebt hat. Seit 2019, als Gouverneur Gavin Newsom sein Amt antrat, ist die Speicherkapazität von unter 700 MW auf über 21.000 MW gestiegen. Das ist ein Anstieg von mehr als 2.500 % in nur siebeneinhalb Jahren.
Faktencheck: Kaliforniens Batteriespeicher
- 2019: Unter 700 MW Speicherkapazität
- August 2024: 21.112 MW Speicherkapazität
- Anstieg: Über 2.500 % in 7,5 Jahren
- Anteil an Spitzenlast: Rund ein Drittel der Spitzenlast des Staates
SB 913: Kundenbatterien im Fokus
Der Gesetzesentwurf SB 913 verpflichtet die California Public Utilities Commission (CPUC), eine Bewertungsmethodik für Batteriespeichersysteme (BESS) bei Kunden zu entwickeln. Diese Systeme sollen in der Lage sein, Strom in Zeiten hoher Netzbelastung ins Netz einzuspeisen. Dies ist ein entscheidender Schritt, um private und gewerbliche Speicher aktiv in die Energieversorgung einzubinden.
Parallel dazu hat der California Independent System Operator (CAISO) einen Vorschlag vorgelegt, der es Batteriespeichern hinter dem Zähler (BTM) erlaubt, am landesweiten Energiemarkt teilzunehmen. Dies bedeutet, dass Flotten von Kundenbatterien zukünftig zur Deckung der Ressourcenadäquanz (RA) beitragen können. Die volle Menge der gespeicherten Energie, die bei Bedarf zur Verfügung steht, würde dabei berücksichtigt.
„DSGS ist keine dauerhafte Lösung gedacht. Es ist eine ungeschickte, aber effektive Möglichkeit, diese nachfrageseitigen Ressourcen in Situationen einzusetzen, in denen es sonst zu Blackouts kommen könnte.“
SB 905: Netzauslastung optimieren
Der zweite Gesetzesentwurf, SB 905, zielt darauf ab, eine Metrik zur Netzauslastung einzuführen. Diese Metrik soll den Lastfaktor jedes Segments des Verteilungsnetzes messen. Das Ziel ist es, jene Schaltkreise und Umspannwerke zu identifizieren, die ohne kostspielige Erweiterungen erheblich mehr Energie aufnehmen könnten – einfach indem die Nutzung von Spitzenzeiten in Nebenzeiten verlagert wird.
Viele Stromkreise laufen derzeit die meiste Zeit deutlich unter ihrer Kapazität und erreichen nur für wenige Stunden im Jahr ihre volle Auslastung. Nach Einführung dieser Metrik könnte die CPUC jährliche Verbesserungen der Netzauslastungsraten vorschreiben. Um diese Standards zu erfüllen, müssten die Versorgungsunternehmen Lastflexibilitätsprogramme entwickeln. Diese Programme würden Kunden Anreize bieten, ihren Stromverbrauch in Off-Peak-Zeiten zu verlagern. SB 905 schreibt keine spezifischen Programmdesigns vor, sondern fordert lediglich, dass diese Programme zu Netto-Senkungen der gesamten Versorgungskosten führen.
Hintergrund: Virtuelle Kraftwerke (VPPs)
Virtuelle Kraftwerke (VPPs) sind Netzwerke aus dezentralen Energiequellen wie Solaranlagen, Windkraftanlagen, Batteriespeichern und flexiblen Verbrauchern. Sie werden zentral gesteuert, um als eine Einheit zu agieren und so die Netzstabilität zu erhöhen. VPPs können Strom einspeisen oder den Verbrauch reduzieren, um das Netz auszugleichen, insbesondere in Zeiten hoher Nachfrage oder geringer Erzeugung aus erneuerbaren Quellen.
Der Weg zur Umsetzung
Sollten die VPP-Gesetzesentwürfe diesen Monat die Abstimmung in der gesamten Versammlung passieren, werden sie Gouverneur Gavin Newsom zur Unterzeichnung vorgelegt. Die Branchengruppe California Solar & Storage Association (CALSSA) betonte, dass diese Gesetze auf die zusätzliche Finanzierung des Demand Side Grid Support (DSGS)-Programms im letzten Monat folgen.
DSGS ist das aktuelle VPP-Programm des Staates, das im Jahr 2025 über 1 GW an Beteiligungen von Kundenbatterien verzeichnete. Gouverneur Newsom schlug vor, Mittel aus einem anderen auslaufenden Programm zu verwenden, um DSGS bis Ende 2026 am Laufen zu halten. Die Teilnehmer sollen dann in das Emergency Load Reduction Programme (ELRP) der CPUC überführt werden. Dieses 5-jährige Pilotprogramm zahlt Stromverbrauchern dafür, dass sie ihren Energieverbrauch während Notfällen im Stromnetz reduzieren oder die Stromversorgung erhöhen.
Die zusätzliche Finanzierung wird voraussichtlich die Teilnahme für den Rest dieses Jahres abdecken, während die Legislative über die Zuweisung von Mitteln für 2027 berät. CALSSA merkte an: „Während DSGS eine gute Brücke zu einem langfristigen Programm ist, hängt es von Zuweisungen aus dem Staatshaushalt ab. Der volle Zugang zum RA-Markt durch SB 913 würde ein Programm schaffen, das diesen Zuweisungsbedarf nicht hat.“
Dezentrale Speicherkapazitäten wachsen
Die aktuellen Entwicklungen zeigen, wie Kalifornien die dezentrale Energiespeicherung vorantreibt. Von den insgesamt 21.112 MW Batteriespeicherkapazität werden etwa 16.000 MW von 310 Großspeichern innerhalb des Staates bereitgestellt. Weitere 2.000 MW stammen von Großanlagen in Nevada und Arizona, die im CAISO-Netz operieren und etwa 80 % der kalifornischen Bevölkerung versorgen.
Die restlichen 3.000 MW kommen von über 300.000 kleineren BESS, die in Privathaushalten, Schulen, Farmen, Unternehmen und Industrieanlagen im ganzen Bundesstaat installiert sind. Diese Verteilung unterstreicht die wachsende Bedeutung von Kundenspeichern für die Stabilität und Effizienz des Netzes.
Die Gesetzgeber in Kalifornien sind entschlossen, die Energiewende durch innovative Ansätze zu beschleunigen. Die Förderung virtueller Kraftwerke und die Integration von Kundenspeichern sind dabei zentrale Säulen. Sie sollen nicht nur die Netzstabilität verbessern, sondern auch langfristig die Energiekosten für die Verbraucher senken und den Ausbau erneuerbarer Energien vorantreiben.
