VDE-Studie „Batteriespeicher in der Mittel- und Niederspannungsebene“

Bis 2025 wirtschaftlicher Betrieb von Batteriespeichern möglich

In der Studie werden Speicheranwendungen in der Nieder- und Mittelspannungsebene in Deutschland für den Zeithorizont bis zum Jahr 2025 betrachtet. Diese Studie beschrankt sich auf Batteriespeicher, die elektrische Energie aufnehmen und wieder abgeben. Diese Speicher können sowohl an Netze der allgemeinen Versorgung als auch an geschlossene Verteilernetze oder an Kundenanlagen angeschlossen sein. Die Wirtschaftlichkeit der untersuchten Batteriespeicheranwendungen wurde auf Basis heute gültiger Rahmenbedingungen untersucht und mit den heute gebräuchlichen Alternativen verglichen. In einem konservativen Ansatz wurden zusätzlich erzielbare Erlöse durch mögliche Mehrfachnutzungen der Speichersysteme sowie volkswirtschaftliche Aspekte nur ansatzweise berücksichtigt. Aufgrund des gewählten Zeithorizonts und entsprechend den Ergebnissen der vorangegangenen VDE-Studie „Energiespeicher für die Energiewende – Speicherungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz für Szenarien bis 2050“ aus dem Jahr 2012, wurden Langzeitspeicher, Power-to-Gas und Power-to-Liquid Anwendungen in der vorliegenden Studie nicht in die Betrachtung einbezogen. Ebenfalls nicht betrachtet wurde der Verkehrssektor, der mittel- bis langfristig eine relevante Energiespeicheroption darstellen kann. Die Option „Strom-zu-Wärme“ wird aktuell in einer separaten VDE-Studie behandelt.

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1. Batteriespeicher in der Mittel- und Niederspannungsebene sind technisch gut geeignet, um die Auswirkungen der fluktuierenden Einspeisungen aus den volatilen Quellen Sonne und Wind im Kurzzeitbereich (bis zu einigen Stunden) zu beherrschen. Dabei können die Batteriespeicher prinzipiell Netz- und Systemdienstleistungen in allen Bereichen erbringen und somit auch gewisse Aufgaben konventioneller Kraftwerke übernehmen.
   Für den Kurzzeitbereich bieten sich verschiedene Batterietechnologien an, insbesondere Lithium-Ionen- und Blei-Saure-Technologien. Bei größeren Speicher-Systemen können Hochtemperaturbatterien und Redox-Flow- Batterien je nach Anwendung von Vorteil sein. Andere Stromspeicher- Technologien, wie z. B. Schwungmassenspeicher, SMES oder Supercaps wurden in der Task Force anfänglich mitbetrachtet. Hierfür werden bis 2025 jedoch keine großen wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten im Stromnetz gesehen. Die Ergebnisse der Studie beschränken sich daher auf Batteriesysteme.
   Entsprechend den Ergebnissen der Vorgängerstudie wird im betrachteten Zeitbereich bis 2025 für den bilanziellen Ausgleich noch kein Bedarf für Langzeitspeicher (Tage bis mehrere Wochen) gesehen. Sollte zu einem späteren Zeitpunkt ein Langzeitspeicherbedarf entstehen, dann kamen aus heutiger Sicht hierfür nur Technologien auf Basis der Wasserstoffelektrolyse in Frage (ggf. mit nachfolgender Weiterverarbeitung des Wasserstoffs).
2. Batteriespeicher sind nicht alternativlos und stehen im Wettbewerb mit den etablierten Technologien und alternativen Optionen.
   Alternativen sind z. B. der Netzausbau (konventionell oder aber auch unter Berücksichtigung innovativer Netztechnologien), die direkte oder indirekte Speicherung als Warme/Kalte oder Gas (in Verbindung mit dem Wärmemarkt), sowie die Nutzung alternativer Flexibilität, z. B. Demand Response oder Erzeugungsmanagement (flexibler Einsatz zentraler bzw. dezentraler Stromerzeuger).
3. In Abhängigkeit von den regulatorischen Rahmenbedingungen kann in einigen Anwendungsfällen bereits heute oder in naher Zukunft (bis 2025) ein wirtschaftlicher Betrieb von Batteriespeichern möglich werden. In anderen Anwendungsfällen ist ein wirtschaftlicher Betrieb in absehbarer Zeit noch nicht zu erwarten.
   Bei der Abschätzung einer künftigen Wirtschaftlichkeit ist zu berücksichtigen, dass die Preise für Batteriespeicher (vor allem Lithium-Ionen-Systeme) in den letzten Jahren deutlich gefallen sind. Aus der Entwicklung der Jahre 2013 und 2014 im Markt für die Automobilindustrie wird erwartet, dass die Batteriepreise in den nächsten Jahren auch im stationären Bereich weiter sinken werden.
   Investitionsentscheidungen für Batteriespeicher sind mit Risiken behaftet, da die Preise für Regelenergie und -leistung in der Vergangenheit teilweise sehr volatil waren und die zukünftige Entwicklung dieser Märkte schwer vorherzusagen ist. In einer Zeit, in der die Speicherpreise kontinuierlich fallen, erschweren darüber hinaus die kurzfristigen Vermarktungszeitraume in diesen Segmenten die Investitionsentscheidungen für Speicher. Wer bei fallenden Speicherpreisen zu einem späteren Zeitpunkt zu günstigeren Konditionen investiert, wird an den Markten zu niedrigeren Preisen anbieten und somit die „Early birds“ verdrängen können. Andererseits konnte das aktuell sehr niedrige Zinsniveau eine frühzeitige Investitionsentscheidung begünstigen.
   Die nachfolgenden Aussagen zur Wirtschaftlichkeit beziehen sich auf die jeweilige Einzelanwendung von Batteriespeichern. Durch eine Kombination von mehreren Einsatzmöglichkeiten konnte die Wirtschaftlichkeit des Betriebs von Batteriespeichern in vielen Fällen verbessert werden. Hierzu sind jedoch Einzelfallbetrachtungen hinsichtlich der Kombination einzelner Anwendungsfalle sowie den sich daraus ergebenden Deckungsbeitragen zu untersuchen.
   Die Anwendung von Batteriespeichern zur Erbringung von Primarregelleistung ist unter Zugrundelegung der aktuellen Preise in diesem Marktsegment bereits bei heutigen Speicherpreisen wirtschaftlich darstellbar. Die Batterien müssen sich hierbei im Wettbewerb zu anderen Technologien, die 10 c Energietechnische Gesellschaft im VDE Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene bereits diesen Markt bedienen (zentrale Kraftwerke) oder zukünftig bedienen werden (Demand Response und dezentrale Stromerzeuger), behaupten.
   Eine Vermarktung an Spotmarkten sowie eine Teilnahme an den Märkten für Sekundar- und Minutenreserve sind nach heutigen Präqualifikationsanforderungen nicht wirtschaftlich. Bei einer Reduzierung der heute vorgeschriebenen Arbeits-Vorhaltedauer von 4 Stunden auf 1 Stunde wären Batteriespeicher bei den aktuellen Batteriepreisen an der Grenze der Wirtschaftlichkeit.
   Ohne Förderung ist ein Einsatz von PV-Heimspeichern unter den aktuellen Rahmenbedingungen trotz gesunkener Speicherpreise nicht wirtschaftlich.
   Dennoch stieg die Anzahl installierter Systeme in diesem Marktsegment in den letzten Jahren deutlich an. Bei den derzeitigen Investitionsentscheidungen spielen heute – neben der reinen Wirtschaftlichkeit – häufig andere Gründe (z. B. Eigenversorgung bzw. teilweise Weiterversorgung bei Versorgungsunterbrechungen) eine wichtigere Rolle. Die zukünftige Wirtschaftlichkeit von PV-Heimspeichern hängt neben den Preisen für Speichersysteme wesentlich von der Entwicklung der Endverbraucher-Strompreise (Netzkosten, Konzessionsabgaben, Stromsteuer, EEG-Umlage), möglichen Forderungen (PV-Einspeisevergütung, Speicherforderung) und weiteren regulatorischen Rahmenbedingungen ab. Der Break-even für einen wirtschaftlichen Betrieb konnte relativ bald erreicht werden und ist in jedem Fall mit Auslaufen der Förderperiode durch das EEG nach 20 Jahren für die jeweilige PV-Anlage gegeben.
   Bei Gewerbekunden mit einer sehr hohen zeitlichen Deckung von PV-Erzeugung und Leistungsbedarf ist der Einsatz von Batteriespeichern zur Eigenverbrauchsoptimierung i.d.R. derzeit nicht wirtschaftlich darstellbar.
   Der Einsatz von Batteriespeichern anstelle von Netzausbau (z. B. zusätzliche Kabel, regelbarer Ortsnetztransformator …) stellt auch in absehbarer Zeit noch keine Alternative dar. Für einen wirtschaftlichen Einsatz mussten die Speicherkosten je nach Anwendungsfall noch erheblich sinken. Dabei werden die Konditionen für Speicher bei hohen Legekosten bzw. langen Leitungen günstiger.
4. Ein umfassender Rechtsrahmen für die Stromspeicherung liegt bislang nicht vor. Die bestehenden Rechtsunsicherheiten sowie Regelungs- und Definitionslücken in Bezug auf Speicher müssen ausgeräumt werden.
   Derzeit lässt das Unbundling den Speicherbetrieb durch einen Netzbetreiber nur in engen Grenzen zu. Nicht zulässig sind der Verkauf gespeicherter elektrischer Energie durch den Netzbetreiber sowie die Nutzung des Speichers durch den Netzbetreiber für Regelenergie oder Verlustenergie außerhalb der dafür bestehenden Märkte. Aktuell können somit Dritte die Mehrwerte eines Speichers besser ausschöpfen und sind entsprechend den geltenden Rahmenbedingungen als Betreiber prädestiniert.
   Die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen (beispielsweise Regelenergie) sind aus der Historie primär auf konventionelle Kraftwerke ausgerichtet. Die relevanten Anforderungen in den Grid Codes sollten hinsichtlich ihrer Notwendigkeit für die Systemsicherheit und in Bezug auf die gewünschte Marktöffnung für neue technische Möglichkeiten überprüft werden.
   Speicher zur Eigenbedarfsoptimierung, wie z. B. PV-Heimspeicher, sind nicht per se netzdienlich. Vielmehr können sie das System sogar zusätzlich belasten: durch rein eigenverbrauchsoptimierende Speicher an PV-Anlagen kommt eine zusätzliche stochastische Komponente ins Spiel. PV-Heimspeicher, die durch die KfW gefordert werden, besitzen durch die geforderte Begrenzung der PV-Einspeiseleistung auf 60 % und Einhaltung der VDE-AR-N 4105 bereits eine gewisse Netzdienlichkeit. Dieser Ansatz sollte durch die Festlegung weiterer Rahmenbedingungen ergänzt werden, um eine Netzdienlichkeit bei Speicherzubau stets zu gewährleisten. Im Sinne eines erweiterten systemdienlichen Einsatzes sollten PV-Heimspeicher auch in der Lage sein, z. B. in Sommernächten einen Teil der tagsüber bei hohen PV-Ertragen gespeicherten Energie in das Netz abgeben zu können bzw. im Winter – bei ausbleibender PV-Einspeisung – flexibel Strom aus Windenergieanlagen aus dem Netz aufnehmen zu können. Hierzu müssen die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden, so dass dies für den Betreiber auch zu wirtschaftlichen Konditionen ermöglicht werden kann.

->Quelle: VDE-InfoCenter (€ 250 – für VDE-Mitglieder und Journalisten kostenlos)