29.04.2025 – Das Batteriespeicherprojekt im niedersächsischen Altencelle ist Teil einer Reihe von Batteriespeichern, die terralayr in seine digitale Energieflexibilitätsplattform integrieren wird. Auf diese Weise aggregiert und virtualisiert das Unternehmen die Speicherleistung und stellt Energieflexibilität „as-a-service“ bereit.
Symbolbild: Die Lösung von terralayr ermöglicht, dass Kunden auf ihre virtuellen Batteriespeicheranteile zugreifen können, die sie gemietet haben. (Foto: RareStock / stock.adobe.com)
Batteriegroßspeicher können mit ihrer Flexibilität Schwankungen zwischen Einspeisung und Verbrauch ausgleichen und damit zu einer Schlüsseltechnologie für die Energiewende werden. Da sich jedoch die individuelle Nachfrage nach Flexibilitäten unterscheidet, sind Lösungen gefragt, die sich den unterschiedlichen Nachfrageprofilen anpassen. Eine Lösung hierfür bietet die digitale Energieflexibilitätsplattform des Unternehmens terralayr, über die Stromerzeuger, Netzbetreiber und Unternehmen flexibel Energie abrufen können, ohne hierfür eigene Speicher bauen oder betreiben zu müssen.
Auch der aktuell in Altencelle im Bau befindliche Großspeicher wird sich nach seiner Fertigstellung in dem Verbund von Batteriegroßspeichern einfinden, die bereits in die digitale Energieflexibilitätsplattform von terralayr integriert sind. Dabei wird der im Ortsteil der Stadt Celle entstehende Batteriespeicher mit Betriebsbeginn Ende des Jahres 2025 eine Leistung von 15 Megawatt und eine Kapazität von 30 Megawattstunden in das Netzwerk einbringen.
Nach dem Start wird geteilt
Nach aktueller Planung soll der Speicher anfangs nur täglich einem einzigen Kunden zur Verfügung stehen. Dies sei jedoch nur ein vorläufiger Zwischenschritt, wie Philipp Man, CEO der terralayr AG, erläutert: „Vereinfacht gesprochen können wir den Speicher im übertragenen Sinne auch in mehrere Scheiben schneiden und so für mehrere Kund:innen nutzbar machen. Schlussendlich ist dies eine Frage, die wir täglich anhand des Nachfrageverhaltens von Kundenseite entscheiden. Am Anfang, während das System in Altencelle hochfährt, wird es der Einfachheit halber größtenteils nur ein Kunde sein. Aber mit der Zeit dürfte die Kapazität zunehmend unter mehrere Parteien aufgeteilt werden.“
Der virtuelle Speicher
Um den Speicher in Altencelle mit weiteren deutschlandweit verteilten Anlagen zu einem einzigen virtuellen Netzwerk von Batteriegroßspeichern zusammenzufassen, muss er in die unternehmenseigene Softwareplattform integriert werden. Diese aggregiert, bündelt und virtualisiert die einzelnen physischen Speicher zu einem virtuellen Gesamtspeicher. Die Endkund:innen – egal, ob es sich dabei um Versorger, Dienstleister im Energie-Handelsbereich oder große Industriekonzerne handelt – erwerben lediglich Anteile am Flexibilitätsportfolio des virtuellen Gesamtspeichers. Dabei ist es nicht relevant, ob sie die Flexibilitäten nur für 15 Minuten oder fünfzehn Jahre beziehen möchten.
Damit die Lösung reibungslos funktioniert, laufen im Hintergrund mehrere Prozesse ab: „Zuerst aggregieren wir die einzelnen Lastenprofile oder Trades und desaggregieren diese dann über das physische Portfolio, das von uns gemanagt wird. Am nächsten Tag kann der Endabnehmer die Nominierung mit diesem Trade in seinem Bilanzkreis zuweisen und dann die physische Nominierung haben. Sprich: Er findet die physische Lieferung des Stroms am nächsten Tag in seinem Bilanzkreis“, führt Philipp Man aus.
Das Management und die Zuteilung der jeweiligen Bilanzkreise erfolgt nach Angaben des Unternehmens vollautomatisiert im Hintergrund. Die Vorteile dieser Lösung für die Endabnehmer der Flexibilitäten liegen auf der Hand: Sie haben dann einen Speicher zur Verfügung, wenn sie ihn brauchen, ohne diesen tatsächlich besitzen, betreiben oder finanzieren zu müssen.
Auf den Schirm
Durch die Visualisierung bekommen Nutzer:innen Zugriff auf den Abschnitt ihres virtuellen Speichers. (Foto: terralayr AG)
Damit die Kunden auf die virtuelle Speicherumgebung zugreifen können, stellt das Unternehmen zwei Optionen zur Verfügung. Die erste Variante besteht aus einem Webinterface, bei dem sich die Kunden einloggen können, um auf ihren virtuellen Batteriespeicheranteil zuzugreifen, den sie gemietet haben. Dort können Sie dann beispielsweise festlegen, in welchem Zeitblock sie auf die angemieteten Flexibilitäten zugreifen möchten oder ihre virtuelle Batterie laden wollen.
Die zweite Visualisierungsmöglichkeit besteht im Gebrauch eines Application Programming Interface (API), das direkt im bestehenden Workflow auf der Desktopumgebung der Kunden integriert wird. „Die Kunden können ihre Batterie ganz normal laden oder entladen, als ob es ihre eigene Batterie wäre. Die damit verbundene Dokumentation können wir einfach in das bestehende System der jeweiligen Kunden integrieren. Das heißt: Die Nutzer haben unterm Strich mit dem spezifischen Lade- oder Endladevorgang sowie der Kommunikation mit der physischen Batterie nichts zu tun. Im übertragenden Sinne ist dies ein bisschen wie Cloud-Computing für Stromkapazitäten“, fasst Philipp Man pointiert zusammen.
Wenn es im Stadtsäckel klingelt
Aufgrund einer Gesetzesänderung zur Gewerbesteuer profitieren auch kleinere Städte wie Celle davon, wenn auf ihrem Stadtgebiet ein Batteriespeicher physisch errichtet wird. Seit der Neuregelung der Gewerbesteuerzerlegung verbleiben 90 Prozent der aus dem Speicherbetrieb generierten Gewerbesteuereinnahmen in derjenigen Stadt, in der der Speicher steht. Dr. Jörg Nigge, Oberbürgermeister der Stadt Celle, verbindet mit dem Speicherprojekt noch weitere Vorteile für seine Stadt: „Mit diesem Batteriespeicher setzt Celle ein starkes Zeichen für eine zukunftsfähige Energieversorgung. Wir schaffen hier nicht nur die Basis für eine stabile und nachhaltige Stromversorgung, sondern stärken auch den Wirtschaftsstandort Celle. Investitionen wie diese bringen Innovationen und Steuereinnahmen in unsere Stadt. Das Projekt zeigt: Celle ist ein attraktiver Standort für moderne Energielösungen – und wir sind bereit, diese Chancen aktiv zu nutzen und weiter auszubauen.“
Was aus kommunaler Perspektive als finanzielle Chance erscheint, hat auch aus makrosystemischer Netzsicht Relevanz: Damit das zunehmend von fluktuierenden Erzeugungsquellen geprägte Stromnetz zukünftig stabil bleibt, müssen auch die Speicherkapazitäten zulegen, um der benötigten Flexibilisierung der Netze zu entsprechen. Doch „dabei auf eine rein dezentrale Lösung zu setzen, bei der jeder Marktteilnehmer, der Flexibilitäten braucht, seine eigenen Speicheranlagen baut, finanziert und betreibt, erscheint in der Praxis kaum umsetzbar“, gibt Philipp Man zu bedenken. „Mit unserer Lösung bieten wir einen ergänzenden Ansatz an, um die Flexibilitäten zu skalieren: Die Marktakteure können ihre benötigten Flexibilitäten – sei es kurzfristig oder langfristig – on demand physisch und bilanzkreissicher bei uns beziehen, ohne eine eigene Infrastruktur vorhalten zu müssen“, resümiert Philipp Man. Da die Lösung auch Eigentümern von anderen Batteriespeichern offensteht, bietet sich ihnen ebenfalls die Möglichkeit, die eigene Speicherkapazitäten über die digitale Energieflexibilitätsplattform von terralayr zu vermarkten. (cp)