Vortrag FfE "Dezentrale Stromversorgungskonzepte

Verbundtreffen
EnEff:Wärme –
Dezentrale Stromversorgungskonzepte
(Förderkennzeichen 03ET1042D )
24. April 2015
Jülich
1
Das Projekt wird durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) unter
dem Förderkennzeichen 03ET1042D gefördert und von dem Projektpartner EnBW Energie
Baden-Württemberg AG unterstützt.
Gliederung
I.
Übersicht Systemanalyse
1. Netzgekoppelte PV-Anlage
2. Netzgekoppelte PV-Anlage und Hausspeichersystem
3. Netzgekoppelte PV-Anlage und Kleinwindkraftanlage
4. Netzgekoppelte PV-Anlage und Mikro-BHKW-Anlage
5. Netzgekoppelte PV-Anlage und Wärmepumpe
6. Autarke Systeme
II. Auswirkungen dezentraler Stromversorgung
i. auf den Haushaltsstrompreis
ii. auf Einnahmen aus Steuern, Abgaben und Umlagen
2
Übersicht Systemanalyse
3
Preiskurve für PV-Anlagen ohne Mehrwertsteuer
Spezifische Kosten in €/kWp
2.000 €
1.800 €
1.600 €
1.400 €
1.200 €
y = -225,7ln(x) + 1876,3
1.000 €
800 €
0
5
10
15
20
Leistung Photovoltaik in kWp
4
25
30
Stromgestehungskosten dezentraler Stromerzeugungstechnologien
80
Stromgestehungskosten in ct/kWh
70
Mini-Windkraft klein
60
Dieselgenerator
50
Mini-Windkraft groß
Photovoltaik
40
Windkraft Onshore
30
20
10
0
2015
5
2020
2025
Jahr
2030
2035
Stromerzeugungskosten (Systemkosten: Netzstrom und PVDachanlage) Netzgekoppelte PV-Anlage
6
CO2-Äq. PV-Anlage mit 5 kWp, 4.300 kWh Stromverbrauch
4
Stündlicher CO2-Mix nach
Merit-Order
CO2-Äq. in t/a
3
2
Referenz, Strom
Netzbezug
Vorkette PV
Einsp, PV
System
1
0
-1
-2
-3
System
7
Referenz
Preiskurve von Hausspeichersystemen ohne Mehrwertsteuer
Spezifische Kosten in €/kWh
2500
Lithium
Blei
2000
Log. (Lithium)
Log. (Blei)
1500
1000
y = -407ln(x) + 2259,1
R² = 0,5344
y = -112,6ln(x) + 1102,4
500
0
0
10
20
30
40
Kapazität in kWh
8
50
60
70
Eigenverbrauch/Eigendeckung von Speicher und PV-Anlage
9
Beeinflussung der Systemkosten
durch das Verhältnis Speicher & PV-Anlage
• 80% Entladetiefe
• Standort Kempten
• Vergütung 12,5 ct bzw.
12,15 ct
• 4-Personenhaushalt
• Rendite 5 %
 Systemkosten auf Referenzniveau bei Verhältnis PV-Anlage zu Speicher von 3 zu 1
 Verhältnismäßig größere Speicher zur Erhöhung des Autarkiegrades
10
Beeinflussung der Systemkosten durch Einspeisevergütung
•
•
•
•
•
5 kWh Speicher
80% Entladetiefe
Standort Kempten
4-Personenhaushalt
Rendite 5 %
 Unabhängigkeit von Vergütung durch hohen Eigenverbrauch bei kleiner PV-Anlage
 Je größer die PV-Anlage, desto stärker die Auswirkung des Vergütungssatzes
 Kleinere Anlagen durch sinkende Vergütung wirtschaftlicher
11
C-Raten
Ladezustand bei Leistungsbegrenzung im Sommer
100%
90%
80%
SOC [%]
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
8. Aug.
9. Aug.
10. Aug.
11. Aug.
12. Aug.
13. Aug.
14. Aug.
15. Aug.
Datum
1C-1C
0,1 C - 0,1 C
1 C - 0,1 C
0,1 C - 1 C
 1. Zahl Laden; 2. Zahl Entladen
 Maximaler Ladezustand wird im Sommer auch bei 0,1 C meist erreicht
 Nachts bleibt genügend Zeit zur kompletten Entladung
12
C-Raten
Ladezustand bei Leistungsbegrenzung im Winter
100%
90%
80%
SOC [%]
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
24. Dez.
25. Dez.
26. Dez.
27. Dez.
28. Dez.
29. Dez.
30. Dez.
31. Dez.
Datum
1C-1C
0,1 C - 0,1 C
1 C - 0,1 C
0,1 C - 1 C
 Deutliche Reduktion des Ladezustandes bei Begrenzung der Ladeleistung, da
Einstrahlungsdauer und –intensität geringer ist
 Spezielle Betriebsweise für Wintermonate zur SOC-Maximierung
13
Beeinflussung der Systemkosten durch C-Rate
•
•
•
•
•
5 kWh Speicher
1 C = 5000 W
80% Entladetiefe
Standort Kempten
Jahresstrombedarf:
4300 kWh
• Rendite 5 %
 Beeinflussung der Systemkosten nur bei sehr kleinen C-Raten
 Optimum bei sehr niedriger Ladeleistung, Entladeleistung spielt geringe Rolle
 Einsparpotentiale im Bereich von 0,5 – 1 ct/kWh
14
Entladetiefe
•
•
•
•
5 kWh Lithium Speicher
5 kWp PV-Anlage
Standort Kempten
4-Personenhaushalt
 Minimum bei 72 % Entladetiefe bei 25 Jahren maximaler Lebensdauer
 Kompromiss aus schonender Betriebsweise und Ausnutzung der Kapazität
 Batterieaustausch bei 20 % irreversiblem Kapazitätsverlust
15
Batterieaustauschzeitpunkt
 Durch späteren Batterieaustausch bei 66 % ist tiefere Entladung möglich
 Dadurch Erhöhung des Autarkiegrades
16
Kosten in ct/kWh
Systemkosten mit Speicherförderung bei einer 1:1
Dimensionierung von PV-Anlage zu Speicher
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
PV-Leistung und Batteriekapazität in kWp respektive kWh
Kosten in ct/kWh
17
20
KfW-Speicherförderung in Zahlen
KfW-Programm Erneuerbare
Energien Standard - Anzahl Maßnahmen
Jahr Ergänzung PV-Speicher an bestehende PV-Anlage
Neue PV-Anlage mit PV-Speicher
2013
201
2.529
2014
690
4.871
Gesamt
891
7.400
Jahr
2013
2014
KfW-Programm Erneuerbare Energien Standard
Darlehenszusage Mio. EUR
Ergänzung PV-Speicher an bestehende PV-Anlage
Neue PV-Anlage mit PV-Speicher
2
43
7
82
* aktuell ** geplant
18
Gesamt
45
89
Tilgungszuschüsse
Mio. EUR
8,8*
10**
CO2-Äq. PV-Anlage mit 5 kWp Nennleistung und Speicher mit 5
kWh Kapazität
3
Referenz, Strom
2
CO2-Äq. in t/a
Netzbezug
1
Batterie
0
Vorkette PV
-1
Einsp, PV
-2
System
-3
System
19
Referenz
Preise von Kleinwindkraftanlagen ohne Mehrwertsteuer in
unterschiedlichen Windzonen
40.000
60.000
Preis in €
50.000
40.000
Preis in € in schwacher Windzone 2
35.000
Preis in € in starker Windzone 4
30.000
Preis in € für mittlere Windzone
25.000
spezifischer Preis in €/kW
20.000
30.000
15.000
20.000
10.000
10.000
5.000
0
0
0,0
0,1
1,0
Anlagenleistung in kW
20
10,0
Preis in €/kW
70.000
Kleinwindkraftanlage – Eigenverbrauch und Eigendeckung
100
90
ED und EV in %
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
21
2
4
6
Energie in MWh
8
ED - Wind
ED - PV
ED - Wind + PV
EV - Wind
EV - PV
EV - Wind + PV
10
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
60
50
40
30
20
10
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Höhe der Windkraftanlage in m
Stromerzeugung, Wind
22
Einspeisung, Wind
Systemkosten in ct/kWh
Systemkosten in ct/kWh
Energie in MWh
Kleinwindkraftanlage – Wirtschaftlichkeit
CO2-Äq. Kleinwindkraftanlage mit 6 MWh Erzeugung
4
CO2-Äq. in t/a
3
2
Referenz, Strom
1
Netzbezug
Vorkette Wind
0
Einsp, Wind
-1
System
-2
-3
System
23
Referenz
Netzgekoppelte PV-Anlage, Mikro-BHKW-Anlage
Kombination BHKW + PV
Variante I
Vaillant Eco Power 1.0 + 5 kWp PV-Anlage
Otto-Motor
Dünnschicht, Süd 30°
Dachneigung
Otto-Motor
Dünnschicht, Süd 30°
Dachneigung
el. Leistung
1.000 W
5.000 W
1.000 W
10.000 W
th. Leistung
2.500 W
-
2.500 W
-
0,40
-
0,40
-
el. Wirkungsgrad
26,30%
-
26,30%
-
th. Wirkungsgrad
65,70%
-
65,70%
-
Typ
Stromkennzahl
4 Personen
Haushaltsgröße
24
Variante II
Vaillant Eco Power 1.0 + 10 kWp PV-Anlage
Jahresstrombedarf
4.307 kWh el
Jahreswärmebedarf
10.368 kWh th
Jahresstromerzeugung
BHKW: 4.048 kWh , PV: 5.737 kWh
BHKW: 4.048 kWh , PV: 11.475 kWh
Einspeisung
BHKW: 1.929 kWh , PV: 4.654 kWh
BHKW: 2.039 kWh , PV: 10.212 kWh
Eigenverbrauch
33%
21%
Eigendeckung
74%
76%
Jahreszeitlicher Verlauf des Eigenverbrauchs der Stromerzeugung
durch ecoPOWER 1.0 und 5 kWp-PV-Anlage
80%
Eigenverbrauch, Gesamt
70%
Eigenverbrauch, PV
Eigenverbrauch, BHKW
Eigenverbauch
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez
25
Einfluss der Wärmepumpe (10 kWth, Sonde) auf EV und ED am
Standort Würzburg
26
Kosten der unterschiedlichen Systemkombinationen und
Referenzsysteme am Standort Würzburg
27
CO2-Äq. von Netzbezug, PV-Anlage und WP im Vergleich zur
Referenz
28
Berechnungsmethodik Kostenvergleich bei der Nutzung von PV
Überschussstrom
29
Kostenvergleich bei der Nutzung von PV-Überschussstrom,
Energie-, Strompreissteigerung 2 % pro Jahr
Differenz (Referenz - durchgesetzte kWh) in ct/kWh
EV: 40%
30
EV: 50%
EV: 60%
EV: 70%
20,0 ct/kWh
10,0 ct/kWh
0,0 ct/kWh
-10,0 ct/kWh
-20,0 ct/kWh
-30,0 ct/kWh
-40,0 ct/kWh
System I: Batteriespeicher
System II.a: Heizstab, WW-Speicher vorhanden, mit Erdgas
System II.a: Heizstab, WW-Speicher vorhanden, mit Heizöl
System II.b: Heizstab, WW-Speicher noch nicht vorhanden, mit Erdgas
System II.b: Heizstab, WW-Speicher noch nicht vorhanden, mit Heizöl
Vergütung
Grenzfall einer autarken Stromversorgung mit Li-Ionen-Batterie für
den Modellhaushalt
100%
90%
80%
70%
ED - 5 kWp
60%
EV - 5 kWp
50%
ED - 10 kWp
40%
EV - 10 kWp
30%
ED - 15 kWp
20%
EV - 15 kWp
10%
0%
1
10
100
Batteriekapazität in kWh
31
1000
Sensitivitätsanalyse Kosten Dieselaggregat
5
Abweichung der Systemkosten mit
Standardparametern in %
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
Parameterabweichung in %
32
Variation Kapitalkosten
Variation Betriebsstunden
Variation Heizölpreis
Variation Zinssatz
20
Restnetzbezug in Abhängigkeit der Leistung des 2.Generators
1.400
Restnetzbezug in kWh
1.200
1.000
800
600
400
200
0
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Leistung 2.Generator in W
33
3.500
4.000
4.500
5.000
Variation der Leistung von PV-Anlage und Dieselgenerator
34
Systemkosten in ct/kWh
Autarke Stromversorgung mit zwei Dieselaggregaten und PVAnlage
90
80
70
60
50
40
30
20
2015
2020
2025
2030
Jahr
Referenz 2%
Systemkosten 5kWp PV Heizöl 2%
Systemkosten 5kWp PV Heizöl 5%
35
Referenz 5%
Systemkosten 10kWp PV Heizöl 2%
Systemkosten 10kWp PV Heizöl 5%
2035
Energieverlust in Abhängigkeit der Einspeisegrenze
Energieverlust durch die Einspeisegrenze
90 %
80 %
Energieverlust
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Einspeisegrenze
5kW - 0kWh
5kW - 5kWh
5kW - 10kWh
10kW - 0kWh
10kW - 5kWh
10kW - 10kWh
 Speicher mindern die Energieverluste
 Über 60 % Einspeisung geringe Verluste unabhängig von PV-SpeicherKombination
36
100%
Einspeisegrenze
•
•
•
•
•
 Nennleistung PV-Anlage: 5 kWp
 Ab 70% Einspeisegrenze kaum weiterer Anstieg der Systemkosten
 Wirtschaftlicher Betrieb nur in einem kleinen Bereich möglich
37
5 kWp PV-Anlage
80% Entladetiefe
Standort Kempten
4-Personenhaushalt
Rendite 5 %
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Aufteilung der Haushalte auf ohne
PV+Bat, nur PV und PV+Bat
Zeitliche Entwicklung der Marktdurchdringung von PV und Batterie
38
100%
98%
96%
94%
92%
90%
88%
Fall 3, PV+Bat
Fall 2, nur PV
Fall 1, keine PV + keine Bat
Modulierung der mittleren Eigenverbrauchsquote durch eine
Markow-Kette
Anzahl der Haushalte
3.500.000
3.000.000
Anzahl PHH, nur PV
Anzahl PHH, PV+Speicher
mittlere Eigenverbrauchsquote
40%
38%
36%
34%
2.500.000
32%
2.000.000
30%
28%
1.500.000
26%
1.000.000
24%
500.000
22%
0
20%
2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034
39
mittlere Eigenverbrauchsquote
4.000.000
Simulierte Strompreisentwicklung 2014-2035
50
Strompreis in ct/kWh
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Umsatzsteuer
Stromsteuer
Umlage für abschaltbare Lasten
Umlage Offshore Haftung
Umlage nach §19 StromNEV
Umlage nach KWKG
Umlage nach EEG
Konzessionsabgabe
Energiebeschaffung und Vertrieb
Entgelte für Messstellenbetrieb
Entgelte für Messung
Entgelt für Abrechnung
Nettonetzentgelt
40
Strompreissteigerung in Abhängigkeit vom Eigenverbrauch
90
Strompreis in ct/kWh
80
70
60
50
40
30
20
10
Strompreis, Steigerung 2 %
Strompreis, Steigerung 2 % und Eigenverbrauch
Strompreis, Steigerung 5 %
Strompreis, Steigerung 5 % und Eigenverbrauch
41
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
0
Analyse der Einnahmeverluste bei Steuern, Abgaben und Umlagen
0,0
Verhältnis Last/PV-Erzeugung
1,0
1,5
0,5
2,0
2,5
18
Einnahmeverluste in ct/kWh
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
10
20
Variation EV
42
30
40
50
60
70
EV-Anteil bzw. Vergütungsanteil in %
Varaition Vergütung
80
90
Variation Last/PV-Erzeugung
100
Variation von festem und variablem Netzentgeltanteil
Kosten pro Jahr am Beispiel 2012
700
Netzentgelte in €/a, 100 % variabel
25 % fest – 75 % variabel
50 % fest – 50 % variabel
75 % fest – 25 % variabel
100 % fest
600
500
400
300
200
100
0
0
2000
4000
6000
Verbrauch in kWh pro Jahr
43
8000
10000
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Ansprechpartner:
Dipl.-Phys. Thomas Staudacher
+49 (89) 158121-26
[email protected]
Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
Am Blütenanger 71
80995 München
www.ffe.de
44

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