Das Unternehmen Sunrun hat die Stabilität des Stromnetzes in Puerto Rico durch den Einsatz eines Netzwerks aus virtuellen Kraftwerken (Virtual Power Plant - VPP) gestärkt, das Tausende von Heimbatterien umfasst. Diese Batterien wurden im vergangenen Oktober an 18 aufeinanderfolgenden Tagen zur Unterstützung des Stromnetzes eingesetzt.
Die VPP-Technologie basiert auf der Vernetzung von Batterien, die über Tausende von Immobilien verteilt sind, und koordiniert deren Betrieb, sodass sie bei Bedarf als einheitliche Energiequelle fungieren. Laut Unternehmensdaten umfasst das Netzwerk in Puerto Rico mittlerweile fast 70.000 Batterien, die in der Lage sind, durchschnittlich 45 Megawatt (MW) für jeweils vier Stunden bereitzustellen. Dieses Netzwerk wurde seit April mehr als 60 Mal aktiviert, einschließlich täglicher Einsätze, die am 13. Oktober begannen, um einer ungewöhnlichen Hitzewelle entgegenzuwirken.
Funktionsweise und technisches Wachstum
Das Netzwerk von Sunrun verzeichnete ein beschleunigtes Wachstum: von etwa 4.000 Kunden im Jahr 2024 auf über 30.000 im Jahr 2025 bis hin zum aktuellen Stand. Das Unternehmen ist nun der größte Energieaggregator im Rahmen des Programms zur gemeinsamen Nutzung von Batterieenergie (Customer Battery Energy Sharing - CBES) in Puerto Rico.
Der Netzbetreiber auf der Insel, das Unternehmen LUMA, ruft die Ressourcen des CBES-Programms ab, wenn erwartet wird, dass die Stromnachfrage oder der Reservebedarf die verfügbaren Erzeugungskapazitäten übersteigt. In diesem Fall steuern Unternehmen wie Sunrun die Reaktion der Batterien automatisch, was die Einspeisung der in den Haushalten gespeicherten Energie zur Unterstützung des öffentlichen Stromnetzes ermöglicht.
Warum ist diese Entwicklung wichtig?
Die Bedeutung dieser technischen Lösung ergibt sich aus den erheblichen Herausforderungen, vor denen der Energiesektor in Puerto Rico steht. Die Bewohner zahlen einige der höchsten Strompreise in den Vereinigten Staaten; der Durchschnittspreis pro Kilowattstunde lag im August bei 26,36 Cent, verglichen mit einem Durchschnitt von 18,16 Cent in den USA.
Neben den Kosten leidet die Insel unter Zuverlässigkeitsproblemen. Die durchschnittliche Dauer von Stromausfällen für Kunden betrug im Jahr 2025 36 Stunden, was einem Anstieg von 19 % gegenüber 2024 entspricht. Die VPP-Technologie ermöglicht es, die bereits in den Haushalten vorhandenen Anlagen zur Sicherung der Energieversorgung zu nutzen, ohne auf den Bau neuer Kraftwerke warten zu müssen. Zudem erhalten Hausbesitzer eine finanzielle Vergütung für die Bereitstellung eines Teils ihrer Batteriekapazität, während sie gleichzeitig ausreichend Energie für den persönlichen Gebrauch als Reserve behalten.
Einschränkungen und zukünftige Herausforderungen
Trotz des erzielten Erfolgs besteht weiterhin eine technische Lücke. Die am Programm beteiligten Aggregatoren erläuterten in einem Regulierungsbericht im April, dass das Programm nicht alle geplanten Stromausfälle im Jahr 2025 verhindern konnte, da einige Versorgungslücken die Kapazität des Programms von etwa 50 Megawatt für vier Stunden überstiegen. Die Teilnehmer bemühen sich derzeit darum, weitere Batterien zu registrieren, um die Kapazität zu erhöhen und größere Versorgungslücken zu decken.