"Energiespeicher in Anwendung"

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BATTERIESPEICHER IN ANWENDUNG
WHITE PAPER AUS DER STUDIE
TECHNISCHE UND WIRTSCHAFTLICHE POTENZIALE VON SPEICHERSYSTEMEN IN VERTEILUNGSNETZEN
April 2015
Batteriespeicher können sowohl aus technischer als
auch wirtschaftlicher Sicht zum Gelingen der Energiewende beitragen. Diesen Wertbeitrag hat P3 energy in Kooperation mit dem Institut für Hochspannungstechnik (IFHT) und dem Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH
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Aachen in einer in 2015 veröffentlichten Studie untersucht. Folgende Nutzerperspektiven wurden für
den Einsatz von Batteriespeichersystemen in Niederspannungsnetzen analysiert:
Lebensdauer der Batterie sehr stark von der Betriebsweise abhängig ist.
1) Eigenverbrauchsoptimierung von Heimspeichersystemen in Wohnhäusern
2) Bereitstellung von Netzdienstleistungen in der
Niederspannung durch Speichersysteme
3) Einsatz vieler verteilter Speichersysteme als „virtueller Großspeicher“ auf multiplen Energiemärkten
1) Zukünftig wird die Versorgung von Haushalten mit
Elektrizität und Wärme durch ein zu optimierendes
Erzeugungs- und Speicherportfolio erfolgen.
Abbildung 1: Abhängigkeit der Alterung von der Betriebsweise einer Li-Ion Batterie (NCA/Graphit, nutzbare Kapazität 5,6 kWh)
Der Energiebedarf für Strom, Wärme und Mobilität
von Wohngebäuden wird heutzutage noch weitestgehend durch fossile Energieträger gedeckt. Sofern
ein Wohngebäude über eine PV-Anlage verfügt, kann
der elektrische Energiebedarf teilweise von dieser
gedeckt werden. Kommen eine Wärmepumpe oder
gar ein Elektrofahrzeug zum Einsatz, ändern sich die
Bedarfscharakteristika nach Energieträger und Profil.
Die Kombination verschiedener Technologien (z. B.
PV-Anlage, Speicher, Wärmepumpe) bietet Optimierungschancen hinsichtlich Effizienz, Kosten und CO2Emissionen.
Lange Lebensdauern von bis zu 25 Jahren werden bei
geringen Zyklentiefen erreicht. Werden diese jedoch
durch eine Überdimensionierung der Batteriekapazität erreicht, steigen die Batteriekosten stark an. Eine
optimale Dimensionierung des Heimspeichersystems
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führt zu Energiedurchsatzkosten von 40 Cent/kWh .
Diese können unter Berücksichtigung der Förderung
für PV-Speichersysteme auf 25 Cent/kWh reduziert
werden. Im Vergleich zu Strombezugskosten aus dem
Netz kann sich dadurch ein Einsatz an der Grenze zur
Wirtschaftlichkeit realisieren lassen.
Zur Analyse der Eigenverbrauchsperspektive wurden
zwei verschiedene Simulationsmodelle entwickelt.
Das erste Simulationsmodell legt den Schwerpunkt
auf die Abbildung exakter Technologieeigenschaften
(Batterie, Umrichter und PV-Anlage) und betrachtet
lediglich die Stromversorgung des Haushalts. Der
Betrachtungsrahmen des zweiten Modells umfasst
hingegen die komplette Energieversorgung inkl.
Strom und Wärme. Dabei wird von einigen exakten
Technologieeigenschaften abstrahiert und diese linearisiert dargestellt, sowie neue Technologien zur
Wärmeversorgung bzw. kombinierten Strom- und
Wärmeversorgung wie z. B. Wärmepumpe oder
BHKW in die Betrachtung integriert. Im Fokus der
Analyse steht ebenfalls die Bestimmung einer für den
Heimspeicherbesitzer wirtschaftlich optimalen Batteriedimensionierung. Eine Erhöhung des Eigenverbrauchs führt aufgrund einer zunehmenden Zyklisierung zu einer schnelleren Alterung und somit zu höheren Batteriekosten. Abbildung 1 zeigt, dass die
Bei zusätzlicher Betrachtung der Wärmeversorgung
des Haushalts kann die Quote des eigenverbrauchten
PV-Stroms bei Einsatz einer Wärmepumpe anstelle
eines Gaskessels um ca. 15 % bis 20 % angehoben
werden – und das nahezu unabhängig von der Kapazität des Heimspeichersystems. Abbildung 2 verdeutlicht diesen Zusammenhang.
Abbildung 2: Eigenverbrauchsquote in Abhängigkeit
von der Batteriekapazität und einer Wärmepumpe
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C. Hille; S. Schrader, et al: Studie: „Technische und wirtschaftliche
Potenziale von Speichersystemen in Verteilungsnetzen“, 2015
PV-Anlage: 4 kWp; Installation 08/2014
Haushalt: 4,7 MWh Jahresenergieverbrauch
Batterie: 7 kWh; 800 €/kWh; 25 Jahre Lebensdauer
Durch den Einsatz einer Wärmepumpe lassen sich bei
einer wirtschaftlichen Optimierung der Energiekosten
somit Eigenverbrauchsquoten von bis zu 70 % (vgl.
55 % mit Gaskessel) erreichen. Die resultierenden
jährlichen Energiekosten für beide Varianten der
Wärmeversorgung sowie für unterschiedliche Speicherdimensionierungen sind für einen exemplarischen 3-Personen Haushalt in Abbildung 3 dargestellt.
Abbildung 3: Jährliche Energiekosten 3-P-HH in Abhängigkeit der Speicherkapazität
Die Energiekosten des Haushalts können bei einer
Wärmeversorgung mittels eines Gaskessels (Wärmepumpe) durch Eigenstromverbrauch mit einem Batteriespeicher um bis zu 20% (23%) reduziert werden –
gegenüber der hundertprozentigen Netzeinspeisung
(erster Balken).
3) Speicher sind einer von mehreren Bausteinen in
der ganzheitlichen Betrachtung und Optimierung
von Verteilnetzen.
Zur Bewertung der Netzdienlichkeit von Heimspeichersystemen wird ein probabilistisches Optimal3
Power-Flow Verfahren entwickelt. Im Rahmen dieser
Analyse werden zwei verschiedene Zielfunktionen zur
Optimierung des Niederspannungsnetzes betrachtet.
Zum einen können Verluste minimiert werden, um
somit die Belastung von Betriebsmitteln zu reduzieren. Zum anderen wird durch die Zielfunktion zur
statischen Spannungshaltung die Spannung an jedem
Punkt im Netz möglichst nahe der Nennspannung
gehalten. Für zwei verschiedene Typnetze, in denen
es für ein Szenario im Jahr 2034 zu Spannungshaltungsproblemen und Betriebsmittelüberlastungen
kommt, wurde gezeigt, dass sich die maximale Knotenspannung im Jahr und die Betriebsmittelüberlastungen mit zunehmender Batteriekapazität und Anzahl (Abb. 5) derart reduzieren lässt bzw. die minimale Knotenspannung anheben lässt, sodass ein Betrieb
innerhalb zulässiger Betriebsgrenzen möglich wird.
2) Bei optimalem Einsatz sind Batteriespeichersysteme schon heute am Regelleistungsmarkt gewinnbringend einsetzbar.
Batteriespeichersysteme können als einzelner sowie
als vernetzter virtueller Großspeicher an Energiemärkten teilnehmen (Spot- und Intraday-Markt sowie, Primär-, Sekundär- und Minutenreserve). Zur
Analyse der Wirtschaftlichkeit eines Einsatzes wurde
ein gemischt ganzzahliges Optimierungsmodell entwickelt.
Die Ergebnisse der Berechnungen zeigen, dass die
Break-Even Kosten für ein Li-Ion basiertes Speichersystem ohne Betriebskosten und einer Lebensdauer
von 5 bis 20 Jahren zwischen 1.500 €/kWh und
1.700 €/kWh liegen. Die Partizipation auf den Regelleistungsmärkten ist essentiell zur Realisierung dieser
Break-Even Investitionskosten. Den größten Ertrag
liefert die negative Sekundärreserve.
Abbildung 5: Potential zur Senkung der maximalen
Knotenspannungen durch Batteriespeichersysteme
Alle Speichersysteme im Netz weisen unter beiden
Zielfunktionen sehr ähnliche Speicherfahrpläne auf
und fahren ca. 2 Vollzyklen pro Tag (vgl. Abb. 6).
Abbildung 6: Fahrplan eines Heimspeichers im Netz
Fordern Sie die gesamte Studie kostenlos unter
[email protected] an.
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Abbildung 4: Break-Even Invest-Kosten für Li-Ion Speicher zum Markteinsatz (Optimierung aller Märkte)
M. Gödde et al: Statistische Analyse der Implikationen dezentraler Energiewandlungseinheiten auf Verteilungsnetze mit Hilfe
probabilistischer Lastfluss-rechnung, VDE Kongress 2012
7 Preiskalkulation
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