Quartierspeicher - unw-Ulm
←
→
Transkription von Seiteninhalten
Wenn Ihr Browser die Seite nicht korrekt rendert, bitte, lesen Sie den Inhalt der Seite unten
Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH Quartierspeicher Abschlussbericht vom 07.02.2020 Bericht zur Umfassung der Analysen und Ergebnisse des Projekts „Quartierspeicher“ Gefördertes Projekt der Solarstiftung Ulm/Neu-Ulm 2015-2019 M.Sc. Basem Idlbi, M. Sc., Smart Grids Forschungsgruppe, THU basem.idlbi@thu.de
Autoren Name Unternehmen Rolle Basem Idlbi Technische Hochschule Ulm Hauptautor Florian Schürenberg Technische Hochschule Ulm Autor Dietmar Graeber Technische Hochschule Ulm Reviewer Martin Fiedler SWU Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH Reviewer Sabine Hofbauer Technische Hochschule Ulm Reviewer 1
Kurzfassung Aufgrund sinkender staatlicher Förderungen und steigender Stromkosten suchen Prosumer (= Energie- Produzent und Energie-Nutzer) nach Möglichkeiten, einen hohen Anteil ihres Energiebedarfs durch die eigene Photovoltaik (PV)-Anlage zu decken, um die Wirtschaftlichkeit zu erhöhen. Als Alternative zu lokalen Batteriespeichern, existieren auch verschiedene andere Modelle, wie z. B. Quartierspeicher, Arealspeicher oder Cloud-Speichermodelle zur Speicherung des Solarstroms sowie Power-to-Heat (PtH)-Anlagen zur Konvertierung der Einspeiseüberschüsse zu Wärme. Ziel des Projekts war es, die Chancen und Herausforderungen für die verschiedenen Modelle aus wirtschaftlicher Perspektive für Prosumer und ggf. notwendige Dienstleister zu untersuchen. Zudem wurden neben der Wirtschaftlichkeit auch die Netzdienlichkeit der verschiedenen Modelle analysiert. Auf Grundlage der Projektergebnisse plant die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH (SWU) reale Speicherprojekte zu entwickeln und diese Prosumern zukünftig anzubieten. Des Weiteren wurde in dem Projekt in Zusammenarbeit mit SWU Verkehr GmbH die Plausibilität für den wirtschaftlichen Betrieb eines Bremsenergiespeichers in der Bahnstromversorgung der Linie 2 in Ulm untersucht. Verglichen mit einer PV-Anlage ohne Speicher sind sowohl Heimspeicher als auch PtH-Anlagen, Quartierspeicher und Cloud-Speicher für den Prosumer in den meisten Fällen weniger wirtschaftlich. Dies liegt an den hohen Investitionskosten und den regulatorischen Rahmenbedingungen. Jedoch können einige Speichermodelle in zukünftigen Szenarien für optimal dimensionierte Systeme wirtschaftlich attraktiver werden. Die SWU hat beschlossen, dass ein physikalischer Quartierspeicher innerhalb der Projektlaufzeit nicht installiert wird, da die SWU gerade bei der Analyse der Marktbereitschaft der unterschiedlichen Speicheransätze ist. Darüber hinaus hat die SWU im neuen Quartier „Am Weinberg“ die Voraussetzungen für die Errichtung eines physikalischen Quartierspeichers geschaffen. Aufgrund des Errichtungshorizontes des Quartiers konnte aber im Förderzeitraum die Errichtung nicht umgesetzt werden. Die Netzdienlichkeitsanalyse zeigt, dass Heimspeichersysteme die Spannung im Netz, besonders in der ersten Hälfte des Tages, senken können. Quartier- und Cloudspeicher dagegen haben nur einen geringen Einfluss. Die Plausibilitätsanalyse des Bremsenergiespeichers zeigt, dass ein hohes wirtschaftliches Potential zur Umsetzung eines solchen Speichers besteht. Darauf basierend wird eine ausführliche Analyse dafür in einer zukünftigen Zusammenarbeit mit der SWU durchgeführt. 2
Inhaltsverzeichnis Autoren.................................................................................................................................................... 1 Kurzfassung ............................................................................................................................................. 2 1. Einleitung ......................................................................................................................................... 5 2. AP1-Bürgerbeteiligung .................................................................................................................... 7 2.1. Bürgerumfrage ........................................................................................................................ 7 2.2. IRES (Düsseldorf, 11.-14.03.2019) ........................................................................................... 7 2.3. Agenda 21, Workshop beim Arbeitskreis Energie (Ulm, 21.05.2019) ..................................... 8 2.4. Workshop beim Arbeitskreis Energie (Ulm, 26.09.2019) ........................................................ 8 3. AP2-Konzeption und Planung .......................................................................................................... 9 3.1. Gebietsauswahl zur wirtschaftlichen Installation eines Quartierspeichers ............................ 9 3.2. Varianten der Speichermodelle............................................................................................. 10 3.2.1. Heimspeicher (HS) ......................................................................................................... 10 3.2.2. Physikalischer Quartierspeicher (QS) ............................................................................ 12 3.2.3. Arealspeicher ................................................................................................................. 12 3.2.4. Cloud-Quartierspeicher ................................................................................................. 13 3.2.5. Power-to-Heat Anlage (PtH) .......................................................................................... 14 3.2.6. Power-to-Heat und Heimspeicher (PtH + HS) ............................................................... 14 3.2.7. Haushalt mit PV-Anlage ohne Speicher (PV) ................................................................. 16 3.2.8. Heimspeicher durch Förderprogramm gefördert (HS + Förderprogramm) .................. 16 3.2.9. Post-EEG Szenario.......................................................................................................... 16 3.3. Technische Rahmenbedingungen für Speichermodelle ........................................................ 17 3.3.1. Aktuelle Messtechnik (für Heimspeichermodell geeignet) ........................................... 17 3.3.2. Messtechnik bei Quartier- oder Cloud-Speichern ......................................................... 17 3.3.3. Zukunftsaussicht der Messtechnik bei Quartier- oder Cloud-Speichern ...................... 17 3.4. Wirtschaftlichkeitsberechnung ............................................................................................. 19 3.5. Straßenbahnnetzspeicheranalyse ......................................................................................... 21 4. AP3-Umsetzung und Betrieb ......................................................................................................... 22 5. AP4-Ergebnisse .............................................................................................................................. 23 5.1. Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse ............................................................................ 23 5.1.1. Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Kunden ....................................................................... 23 5.1.2. Förderprogramm ........................................................................................................... 23 5.1.3. Post-EEG ........................................................................................................................ 24 5.1.4. Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Dienstleisters.............................................................. 25 5.1.5. Variation der Speichermiete ......................................................................................... 25 5.1.6. Zusammenfassung der Ergebnisse für das aktuelle Szenario........................................ 27 3
5.2. Weitere Ergebnisse für das Post-EEG-Szenario ..................................................................... 28 5.2.1. Algorithmusvarianten .................................................................................................... 28 5.2.2. Ergebnisse der vorgeschlagenen Algorithmen für das Post-EEG-Szenario ................... 29 5.2.3. Relativierung der Ergebnisse ......................................................................................... 30 5.3. Ergebnisse der Netzdienlichkeit eines Quartierspeichers ..................................................... 31 5.3.1. Netzdienlicher Quartierspeicher ................................................................................... 31 5.3.2. Speichermodelle für den Eigenverbrauch ..................................................................... 31 5.4. Ergebnisse der Vorbereitung eines Community-Speichers ................................................... 34 5.5. Ergebnisse der Straßenbahnnetzspeicheranalyse................................................................. 36 5.5.1. Analyse der Messwerte ................................................................................................. 36 5.5.2. Wirtschaftliches Potential ............................................................................................. 38 6. Zusammenfassung und Fazit ......................................................................................................... 39 7. Anhang........................................................................................................................................... 40 Anhang A: Fragebogen der Kundenbefragung ...................................................................................... 40 Anhang B: Kostenannahmen der Wirtschaftlichkeitsanalyse ............................................................... 42 Quellenverzeichnis ................................................................................................................................ 43 4
1. Einleitung Solarenergie ist neben anderen erneuerbaren Energiequellen sehr essentiell für die Energiewende in Deutschland und für die Erreichung der Ziele zur Reduzierung der Emissionen von Treibhausgasen [1],. Zur Förderung der Installation verschiedener erneuerbaren Energieanlagen (z. B. PV-Anlagen) bietet die deutsche Regierung eine Vergütung bei der Netzeinspeisung nach dem Erneuerbaren Energien- Gesetz (EEG) an. Diese Förderung wird über die EEG-Umlage finanziert, welche die privaten Stromverbraucher zum Strompreis hinzuzahlen müssen. Aufgrund sinkender EEG-Förderungen und steigender Stromkosten suchen Prosumer nach den aktuellen Spielregeln des Energiemarkts nach Möglichkeiten, einen hohen Anteil ihres Energiebedarfs durch die eigene Solarstromanlage zu decken. Durch die Förderprogramme von der Regierung, wie z. B. in [2], werden solche Modelle für Prosumer heutzutage immer attraktiver. Auch eine höhere Autarkie und ein höherer Eigenverbrauch sind für viele Prosumer Gründe für Stromspeicher [3]. Bis Ende 2016 wurden in Deutschland 50.000 PV- Speichersysteme installiert [4]. In den folgenden zwei Jahren, hat sich diese Zahl noch einmal verdoppelt [5]. Auch Heizsysteme, welche aus dem PV-Strom gespeist werden, wurden in den letzten Jahren mehr und mehr verbaut [6], [7]. Als Alternative zu lokalen Batterieheimspeichern, die noch relativ teuer sind, haben Wissenschaftler der Technischen Hochschule Ulm (THU) zusammen mit der SWU das Projekt „Quartierspeicher“ erarbeitet. Verschiedene Speichermodelle wurden im Projekt untersucht und ihre Wirtschaftlichkeit für die Kunden im Ulmer Gebiet dargestellt. Da verschiedene Quellen (z. B. [8], [9]) davon ausgehen, dass in Zukunft Speicher deutlich wirtschaftlicher werden, wurde hierbei auch ein Post-EEG-Szenario betrachtet. Für Netzbetreiber ist die Auswirkung auf den Netzbetrieb bei der Speicherinstallation von Bedeutung, wie z. B. die Auswirkung auf die Spannungen und Auslastungen im Netz. Daher haben vorherige Studien dies berücksichtigt und netzdienliche Steuerungsstrategien für die Speicher entwickelt (z. B. [10], [11]). Im Allgemeinen können die Energieflüsse im Netz durch die Erhöhung des Eigenverbrauchs von lokal-produzierten Energien die Auslastung im Netz absenken und die Netzstabilität unterstützen [12]. Dieses Dokument fasst die im Projekt erarbeiteten Ergebnisse zusammen und reflektiert diese. Die Projektergebnisse haben gezeigt, dass die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen keinen wirtschaftlichen Betrieb eines physikalischen Quartierspeichers zulassen. Im Gegensatz dazu zeigen die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalysen im Projekt ein grundsätzliches Potential für einen Cloud-Speicher. Infolgedessen wurden Geschäftsmodelle der Cloud-Speicher im Projekt detailliert untersucht. Folglich hat die SWU eine Marktanalyse für die Bestimmung der Interessen der Kunden an den Quartier- und Cloud-Speicher durch die Veröffentlichung einer Website 1 durchgeführt. Bis zur Veröffentlichung dieses Berichts wurden noch keine Ergebnisse dieser Marktanalyse seitens der SWU veröffentlicht. Darüber hinaus hat die SWU im neuen Quartier „Am Weinberg“ die Voraussetzungen für die Errichtung eines physikalischen Quartierspeichers geschaffen. Aufgrund des Errichtungshorizontes des Quartiers konnte aber im Projektzeitraum die Errichtung nicht umgesetzt werden. Außerdem hat die THU in Zusammenarbeit mit der SWU Verkehr GmbH die Plausibilität für den wirtschaftlichen Betrieb eines Bremsenergiespeichers in der Bahnstromversorgung der Linie 2 untersucht. Das Projekt gliedert sich in 4 Arbeitspakete (AP) auf. Im Rahmen von AP1 (Kapitel 2) wurden bei mehreren Gelegenheiten die Bürger von Ulm in die Ideenentwicklung der weiteren Gestaltung der Energiewende mit Quartierspeichern einbezogen und deren Motive und Interessen ermittelt. In AP2 1 https://communityspeicher.de/ 5
(Kapitel 3) wurden die verschiedenen Speichermodelle entwickelt und angepasst, sodass eine Simulation stattfinden kann. Dazu wurde auch eine Analyse zur Gebietsauswahl für einen zukünftigen Quartierspeicher durchgeführt. AP2 beinhaltet auch die Rahmenbedingungen einer Plausibilitätsanalyse des Bremsenergiespeichers für die Straßenbahn Linie 2 im Ulmer Gebiet. In AP3 (Kapitel 4) erfolgen die Planung für die Umsetzung eines Quartierspeichers durch die SWU. Die Simulationsergebnisse und das Potential für die entwickelten Modelle sowie die Ableitung von Handlungsempfehlungen und die Ergebnispräsentation erfolgen im Rahmen des AP4 (Kapitel 5). Die Zusammenfassung und das Fazit des Projekts befinden sich in Kapitel 6. 6
2. AP1-Bürgerbeteiligung Im Rahmen der Bürgerbeteiligung des Projektes wurden verschiedene Initiativen zur Berücksichtigung der Bürgerinteressen ergriffen. Diese werden im Folgendem zusammengefasst. 2.1. Bürgerumfrage Im Rahmen der Bürgerbeteiligung des Projektes wurden Fragebögen in den Gebieten Lindenhöhe und Jungingen verteilt (siehe Anhang A). Insgesamt haben 14 Einwohner teilgenommen und die ausgefüllten Fragebögen zurückgegeben. Die ausgefüllten Fragebögen wurden dann analysiert und die Rückmeldungen wie in Abbildung 1 dargestellt. Die Analyse hat gezeigt, dass die hohen Kosten der PV- Anlagen, Heimspeicher sowie E-Autos, derzeit noch oft gegen eine Anschaffung sprechen. Daher sind entsprechende Förderprogramme notwendig, damit Speichersysteme gekauft und im Stromnetz installiert werden können. Abbildung 1: Ergebnisse der Kundenbefragung 2.2. IRES (Düsseldorf, 11.-14.03.2019) 2 Die IRES Conference Eurosolar ist eine Konferenz und Fachmesse der globalen Energiespeicherindustrie „Energy Storage Europe“, auf einer Plattform des Düsseldorfer Messegeländes. Neben anderen führenden Forschern von verschiedenen Universitäten, Hochschulen und Forschungsinstituten hatten auch Basem Idlbi und David Stakic von der Technischen Hochschule Ulm (THU) die Möglichkeit, einen Vortrag über die Ergebnisse dieses Projekts zu halten. Dabei gab es großes Interesse der anderen Konferenzteilnehmer an der Forschung im Projekt Quartierspeicher, auch weil es der einzige Beitrag war, der die Wirtschaftlichkeit aus verschiedenen Sichtweisen detailliert betrachtet hat. Im Rahmen dieser Konferenz wurden die Hauptergebnisse dieses Projekts in einem wissenschaftlichen Paper veröffentlicht [13]. 2 https://www.eurosolar.de/en/index.php/events/ires-conference-eurosolar 7
2.3. Agenda 21, Workshop beim Arbeitskreis Energie (Ulm, 21.05.2019) Im Rahmen der Projektaufgaben wurden Veranstaltungen im Zusammenhang mit der Agenda 213 organisiert, wobei die Ergebnisse des Projekts den Ulmer Bürgern vorgestellt wurden, damit sie in die Ideenentwicklung zur weiteren Gestaltung der Energiewende mit Speichern einbezogen und ihre Motive und Interessen ermittelt werden konnten. Bei der 8. Ideenwerkstatt für die regionale Energiewende ging es um den Austausch mit Bürgern und Energieinteressierten der Region. Neben Basem Idlbi und Prof. Gerd Heilscher von der Technischen Hochschule Ulm, nahmen Vertreter der SWU, Bürgermeister Tim von Winning sowie ca. 40 weitere Interessierte an dem Workshop teil. Neben Vorträgen der SWU, der Naturspeicher GmbH, dem BUND Regionalverband Donau-Iller und Kandidaten der Kommunalwahl, präsentierte auch die THU einige ihrer Ergebnisse aus dem Quartierspeicher-Projekt. Hierbei zeigten die Teilnehmer ein besonders hohes Interesse an der Power- to-Heat-Technologie und dessen Wirtschaftlichkeit. Außerdem wurden im Zusammenhang mit dem Vortrag aktuelle politische Themen diskutiert, wie zum Beispiel, ob sich eine CO2-Steuer positiv auf die Wirtschaftlichkeit von Speichern auswirken würde. 2.4. Workshop beim Arbeitskreis Energie (Ulm, 26.09.2019) Bei einem Workshop beim „Arbeitskreis Energie der lokalen agenda ulm 21“ am 26.09.2019 wurden den Teilnehmern die Modelle Heimspeicher, Quartierspeicher und Cloud-Speicher nähergebracht. Hierbei wurden sowohl technische Unterschiede erläutert als auch die Wirtschaftlichkeit für die Prosumer aufgezeigt. Außerdem gab es eine rege Diskussion mit den Teilnehmern über die Vor- und Nachteile der verschiedenen Modelle. Hierbei wurde klar, dass für viele Prosumer der ökologische Aspekt im Vordergrund steht. In einigen Fällen wurden sogar finanzielle Nachteile in Kauf genommen, um einen Beitrag zur Energiewende beizutragen. Außerdem wurde von der SWU ein Community-Speicher vorgestellt, welcher dem Cloud-Speicher- Modell entspricht. Grundsätzlich waren alle Teilnehmer sehr an dem Produkt interessiert, einige bevorzugten jedoch einen physikalischen Speicher, da dieser im Gegensatz zu einem virtuellen Speicher nicht so „kompliziert“ und dafür „handfest“ sei. 3 https://www.ulm.de/leben-in-ulm/umwelt-energie-entsorgung/lokale-agenda-ulm-21 8
3. AP2-Konzeption und Planung 3.1. Gebietsauswahl zur wirtschaftlichen Installation eines Quartierspeichers Es wurde im Rahmen des Projekts durch eine geeignete Analyse der Datengrundlage ein Testgebiet im Stadtgebiet Ulm/Neu-Ulm ausgewählt. Dafür ist im Vorfeld eine Liste von möglichen Stadtteilen für die Installation eines Quartierspeichers von der SWU entworfen worden (siehe Tabelle 1). Durch Simulation des Verbrauchs und der potenziellen Einspeisung in den Testgebieten wurden Berechnungen mit der Datenanalysesoftware KNIME4 durchgeführt, die veranschaulichen sollen, welche wirtschaftlichen und technischen Möglichkeiten schon heute erreicht werden können. Auf der Datengrundlage, die aus dem Datenarchiv der Zusammenarbeit zwischen der SWU und der THU herangezogen wird, werden nun Tagesmittelkurven der jeweiligen Testgebiete erzeugt. Daraus geht hervor, dass die Energiebilanz im Testgebiet „Jungingen“ für die Installation eines Quartierspeichers am günstigsten ausfällt. Dies bedeutet, dass in den Sommermonaten die erzeugte Energie aus Photovoltaikanlagen in vielen Zeitschritten die auftretende Last übersteigt. Jedoch werden bei der Auswahl des Testgebietes weitere Gesichtspunkte betrachtet. Für zukünftige Nutzungsmöglichkeiten des Quartierspeichers sind ebenso Zukunftsthemen wie eine Anbindung des Speichers an das Netz der Straßenbahn oder das Installieren von Elektroladesäulen im Testgebiet zu betrachten, da dort ein großes zusätzliches Potenzial für den Speicher seitens der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH vermutet wird. Aus diesen Gründen ergibt sich im Testgebiet „Lindenhöhe“ das größte Potenzial für die Installation eines Quartierspeichers. Die Anzahl der installierten Photovoltaikanlagen bewegt sich zwar nur im Mittelfeld, jedoch gibt es nur bei diesem Testgebiet ein Potenzial bei der Straßenbahnanbindung sowie bei der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge. Zukünftig wird das neue Stadtquartier „Am Weinberg“ ebenfalls für die mögliche Installation eines Quartierspeichers in Betracht gezogen, da die räumliche Nähe zur Straßenbahn bei Gefällstrecke, die entsprechende Stromnetztopographie als auch eine PV-Pflicht im Gebiet gegeben sind. Tabelle 1: Datensatz zur Testgebietsauswahl 4 https://www.knime.com/ 9
3.2. Varianten der Speichermodelle In Verbindung mit einer PV-Anlage wurden verschiedene mögliche Geschäftsmodelle zur Stromspeicherung untersucht: Ein physikalischer Quartierspeicher, ein Arealspeicher, ein virtueller Cloud-Quartierspeicher, ein Heimspeicher, eine Power-to-Heat Anlage sowie eine Kombination aus Heimspeicher und Power-to-Heat Anlage. Zusätzlich wurde ein Haushalt mit PV-Anlage betrachtet, der nicht mit einem Speicher ausgestattet ist, um die Wirtschaftlichkeit der Speichersysteme einordnen zu können. Außerdem wurde betrachtet, wie ein Förderprogramm die Wirtschaftlichkeit eines Heimspeichers beeinflussen könnte. Bei allen Modellen wurde die Wirtschaftlichkeit in unterschiedlichen Szenarien (Größe der PV-Anlage und Speicherkapazität) aus Sicht des Kunden und des Dienstleisters (z.B. SWU) untersucht. Für den Kunden wurde hierbei der durchschnittliche Jahresstromverbrauch von 3207 kWh angenommen [14]. Zusätzlich wurden verschiedene Sensitivitätsanalysen, die die möglichen Kostenabweichungen sowie den Wegfall der EEG-Vergütung in verschiedenen Szenarien berücksichtigen, durchgeführt. Die Kostenannahmen, die für die Ergebnisse von diesem Zwischenbericht betrachtet wurden, werden im Anhang B dargestellt. 3.2.1. Heimspeicher (HS) Beim Heimspeichermodell besitzt der Kunde einen eigenen Speicher, der auf seinem Grundstück steht. Für den Speicher übernimmt der Kunde die Beschaffungskosten und die Speicherverluste. Das Speichervolumen wird für den Eigenverbrauch des Kunden verwendet. Für den aus dem Speicher bezogenen Strom muss dieser lediglich die Mehrwertsteuer bezahlen. Aus dem Netz entnommener Strom kostet ihn den regulären Preis. Für den Strom, der in das öffentliche Netz eingespeist wird, erhält der Kunde die EEG-Vergütung [15]. Die Kostenströme für einen Heimspeicher wurden schematisch in Abbildung 2 dargestellt. Einspeisung Netz Einspeisung Netz € Netz- betreiber Prosumer Beschaffung & Betrieb PV & Speicher Einspeisung Speicher Netzentgelte Energie- markt Bezug Netz Bezug Netz Energie- Prosumer und versorger Speicherverluste Finanz- amt Bezug Speicher Mehrwertsteuer PV-Eigenverbrauch Mehrwertsteuer Messwesen Abbildung 2: Kostenströme für das Geschäftsmodell von einem Heimspeicher Die Entscheidungen, wann Strom gespeichert, aus dem Speicher entnommen, ins Netz eingespeist, oder aus diesem bezogen wird, wurden in Abbildung 3 dargestellt. Abbildung 4 zeigt die Energieflüsse, die im Heimspeichermodell zu erkennen sind. 10
Start S: leer Kein EV Nein S: Entladen EPV>0 Nein SOC>0% Ja EV: S Ja S: leer EEV = Eladen-EPV EV: PV Nein S: Entladen ESC>0 Ja SOC>0% Ja PV: PV und S Nein S: Laden SOC
3.2.2. Physikalischer Quartierspeicher (QS) Beim physikalischen Quartierspeicher mietet der Kunde eine bestimmte Speicherkapazität von einem größeren Speicher, welchen die SWU (als Dienstleister) in der Nähe des Kunden betreibt. Für die Speichermiete wurde zunächst 10€/kWh/Monat als Preis nach Abstimmung mit der SWU angenommen. Später wurde dieser Preis auf 15€/kWh/Monat korrigiert. Ein höherer Preis kann die Wirtschaftlichkeit für den Betreiber des Quartierspeichers verbessern, aber dann wäre ein klassischer Heimspeicher für die Kunden wiederum günstiger. Für die beim Strombezug aus dem Speicher auftretenden Kosten kommt, bis auf die anfallende Mehrwertsteuer, die SWU auf. Da der Speicher an ein öffentliches Netz angeschlossen ist, beinhalten diese Kosten sowohl Netzentgelte, als auch die Stromsteuer und die EEG-Umlage. Auftretende Speicherverluste werden von der SWU ausgeglichen. Strom, der ins Netz eingespeist wird, nachdem der Speicher voll ist, wird nach dem EEG vergütet. Ist der Speicher leer und die PV-Anlage liefert weniger Strom als benötigt, bezieht der Kunde regulär Strom aus dem öffentlichen Netz und bezahlt für diesen, den üblichen Haushaltsstrompreis. Die Kostenströme für einen physikalischen Quartierspeicher wurden schematisch in Abbildung 5 dargestellt. Einspeisung Netz Einspeisung Netz € Netz- betreiber Prosumer Beschaffung & Betrieb PV Netzentgelte Netzentgelte Einspeisung Speicher Bezug Netz Bezug Netz Energie- Beschaffung und markt Speichermiete Betrieb Speicher Energie- Prosumer und versorger Bezug Speicher 3 - 10 Finanz- amt Bestandteile des Strompreises: Speicherverluste 1. Stromerzeugung, Vertrieb 2. Netzentgelte, Messung, Abrechnung 3. Konzessionsabgabe Bezug Speicher Mehrwertsteuer 4. Stromsteuer 5. EEG-Umlage 6. Sonst. Umlagen: KWKG 7. Sonst. Umlagen: §19 StromNEV PV-Eigenverbrauch Mehrwertsteuer Verordnung 8. Sonst. Umlagen: §18 AbLa 9. Sonst. Umlagen: §17f EnWG Offshore Messwesen 10. Umsatzsteuer: 19% Abbildung 5: Kostenströme für das Geschäftsmodell von einem physikalischen Quartierspeicher 3.2.3. Arealspeicher Der Arealspeicher ist in den meisten Punkten ähnlich wie der physikalische Quartierspeicher. Auch hier mietet der Kunde eine bestimmte Speicherkapazität von einem größeren Speicher, welcher von der SWU (als Dienstleister) betrieben wird. Die bei dem Strombezug aus dem Speicher auftretenden Kosten werden, wie beim Quartierspeicher, bis auf die anfallende Mehrwertsteuer, von der SWU übernommen. Der wesentliche Unterschied zum physikalischen Quartierspeicher liegt darin, dass die Kunden nicht an ein öffentliches Netz, sondern an ein Arealnetz angeschlossen sind, in welchem auch der von der SWU betriebene Speicher steht. Hierdurch fallen sowohl bei der Speichereinspeisung, als auch beim Bezug aus diesem, einige Abgaben weg, welche dann nicht von der SWU bezahlt werden müssen. Die Speicherverluste werden wie im Quartierspeicher von der SWU ausgeglichen. Die Kostenströme für einen physikalischen Arealspeicher wurden schematisch in Abbildung 6 dargestellt. 12
Einspeisung Netz Einspeisung Netz € Netz- betreiber Prosumer Beschaffung & Betrieb PV Netzentgelte Netzentgelte Einspeisung Speicher Bezug Netz Bezug Netz Energie- Beschaffung und markt Speichermiete Betrieb Speicher Energie- Prosumer und versorger Bezug Speicher 5 Finanz- amt Bestandteile des Strompreises: Speicherverluste 1. Stromerzeugung, Vertrieb 2. Netzentgelte, Messung, Abrechnung 3. Konzessionsabgabe Bezug Speicher Mehrwertsteuer 4. Stromsteuer 5. EEG-Umlage 6. Sonst. Umlagen: KWKG 7. Sonst. Umlagen: §19 StromNEV PV-Eigenverbrauch Mehrwertsteuer Verordnung 8. Sonst. Umlagen: §18 AbLa 9. Sonst. Umlagen: §17f EnWG Offshore Messwesen 10. Umsatzsteuer: 19% Abbildung 6: Kostenströme für das Geschäftsmodell von einem physikalischen Arealspeicher 3.2.4. Cloud-Quartierspeicher Der Cloud-Quartierspeicher ist aus Kundensicht wirtschaftlich betrachtet das Gleiche wie ein physikalischer Quartierspeicher. Allerdings gibt es keinen physikalischen Speicher, sondern der vom Kunden „eingespeicherte“ Strom wird am Strommarkt verkauft. Die SWU (als Dienstleister) erhält, anstelle des Kunden, die EEG-Vergütung. Der Strom, den der Kunde aus seinem Speicher beziehen möchte, muss von der SWU am Strommarkt eingekauft werden. Da es keinen physikalischen Speicher gibt, fallen für die SWU die Kosten für die Speicheranschaffung und den Betrieb weg. Auch hier wurde anfangs ein Preis von 10€/kWh/Monat angenommen. Da dies jedoch dazu führt, dass der Speicher für den Kunden kaum wirtschaftlich ist, der Dienstleister jedoch viel Geld verdient, wurde der Preis im Verlauf des Projektes auf 9€/kWh/Monat korrigiert. Die Kostenströme für einen Cloud- Quartierspeicher wurden schematisch in Abbildung 7 dargestellt. 13
Einspeisung Netz, Einspeisung Netz € Speicher Netz- betreiber Prosumer Beschaffung & Betrieb PV Netzentgelte Netzentgelte Einspeisung Speicher Bezug Netz Bezug Netz Energie- markt Speichermiete Energie- Prosumer und versorger Bezug Speicher Finanz- amt Bestandteile des Strompreises: Speicherverluste 1. Stromerzeugung, Vertrieb 2. Netzentgelte, Messung, Abrechnung 3. Konzessionsabgabe Bezug Speicher Mehrwertsteuer 4. Stromsteuer 5. EEG-Umlage 6. Sonst. Umlagen: KWKG 7. Sonst. Umlagen: §19 StromNEV PV-Eigenverbrauch Mehrwertsteuer Verordnung 8. Sonst. Umlagen: §18 AbLa 9. Sonst. Umlagen: §17f EnWG Offshore Messwesen 10. Umsatzsteuer: 19% Abbildung 7: Kostenströme für das Geschäftsmodell von einem Cloud-Quartierspeicher 3.2.5. Power-to-Heat Anlage (PtH) Durch die Power-to-Heat Anlage kann das für Raumheizung und Nutzwasser benötigte Warmwasser mit Hilfe von elektrischem Strom erzeugt werden. Statt überschüssigen Strom aus der PV-Anlage ins Netz einzuspeisen, wird dieser zunächst verwendet, um das für den aktuellen Tag benötigte Warmwasser zu erzeugen. Ist die benötigte Menge Warmwasser erzeugt, wird weiterer, überflüssiger Strom ins öffentliche Netz eingespeist. Die technischen Bedingungen des Heizstabes wurden an die des „EGO – Smart Heater“ angelehnt [16]. Der tägliche Wärmebedarf, wurde ähnlich wie beim Stromverbrauch auf Grundlage eines Standard-Last-Profils errechnet [17], [18]. 3.2.6. Power-to-Heat und Heimspeicher (PtH + HS) Dieses Modell ist eine Kombination aus dem oben beschriebenen Heimspeichermodell und der Power- to-Heat Anlage. Hierbei wird der Batteriespeicher bevorzugt behandelt. Bei überschüssigem PV-Strom wird also erst der Batteriespeicher gefüllt. Erst wenn dieser bereits voll und weiterhin überschüssiger PV-Strom vorhanden ist, wird der Strom in Wärme umgewandelt. Auch hier wird maximal so viel Wärme erzeugt, wie an dem aktuellen Tag verbraucht wird. Ist auch dies erreicht, wird der erzeugte Strom in das öffentliche Netz eingespeist. Dieser Entscheidungspfad ist schematisch in Abbildung 8 dargestellt. Abbildung 9 zeigt die Energieflüsse, die im Heimspeichermodell zu erkennen sind. 14
Start S: leer Kein EV Nein S: Entladen EPV>0 Nein SOC>0% Ja EV: S Ja S: leer EEV = Eladen-EPV EV: PV Nein S: Entladen EEV>0 Ja SOC>0% Ja EV: PV und S Nein PtH: Heizen SOC
3.2.7. Haushalt mit PV-Anlage ohne Speicher (PV) Um die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Speichermodelle einordnen zu können, wurde auch ein Haushalt gänzlich ohne Speicher modelliert. Auch in diesem Modell wird der von der PV-Anlage produzierte Strom für den Eigenverbrauch verwendet. Da jedoch keinerlei Speicher vorhanden ist, kann zu jedem Zeitpunkt maximal so viel Strom für den Eigenverbrauch genutzt werden, wie die PV- Anlage zu diesem Zeitpunkt produziert. Zusätzlich produzierte Energie wird in das öffentliche Netz eingespeist und der Kunde erhält für diesen Strom die EEG-Vergütung. Last, welche nicht durch die PV- Anlage gedeckt werden kann, wird vom Kunden zum regulären Haushaltsstrompreis aus dem öffentlichen Netz bezogen. 3.2.8. Heimspeicher durch Förderprogramm gefördert (HS + Förderprogramm) In Deutschland können Besitzer von Heimspeicheranlagen verschiedene Förderprogramme beantragen. Diese übernehmen häufig einen Teil der Anschaffungskosten, oder bieten vergünstigte Kredite. Auf der anderen Seite sind auch bestimmte Auflagen zu erfüllen. Das für dieses Modell beispielhaft verwendete „Förderprogramm BW“ fördert die Anschaffung von Heimspeichern mit 200€/kWh (mindestens 400€) für Kilowattstunden welche maximal im Verhältnis 1kWh:1,2kWp stehen. Systeme zwischen 10 und 14 kWp erhalten zusätzlich weitere 400€ Fördergeld. Allerdings darf bei geförderten Systemen maximal 50% der Nennleistung der PV-Anlage am Netz anliegen [2]. In diesem Modell wurden diese Förderungen und Auflagen berücksichtigt und in die Berechnung der Wirtschaftlichkeit mit einbezogen. Davon abgesehen stimmt das Modell mit dem regulären Heimspeichermodell überein. 3.2.9. Post-EEG Szenario Das EEG verspricht eine feste Einspeisevergütung für PV-Anlagen, die bestimmte Voraussetzungen erfüllen. Dieses Versprechen gilt jedoch nicht unendlich. Schon in naher Zukunft wird wahrscheinlich der sogenannte 52 GW-Deckel erreicht und neu installierte Anlagen erhalten keine EEG-Vergütung mehr. Außerdem ist die Einspeisevergütung nur auf 20 Jahre gewährleistet und einige Anlagen werden dieses Alter in den nächsten Jahren erreichen. Für dieses Post-EEG-Szenario wurde angenommen, dass Prosumer für eingespeiste Energie die Energiemarktpreise erhalten. Hierfür wurden die Day-Ahead- Marktpreise aus dem Jahr 2017 so skaliert, dass der mittlere Preis dem Baseload-Preis für 2025 (0,05 €/kWh) entspricht [19]. Für die Entwicklung des Wärmepreises wurde eine ähnliche Berechnung wie in [20] verwendet. 16
3.3. Technische Rahmenbedingungen für Speichermodelle Am 31.07.2019 wurde ein Treffen bei der SWU organisiert, um die Messtechnik für eine mögliche Umsetzung eines Quartierspeichers oder eines Cloud-Speichers bei den Kunden zu diskutieren. Ein aktuelles Messkonzept sowie ein zukünftiges Messkonzept wurden vorgeschlagen. 3.3.1. Aktuelle Messtechnik (für Heimspeichermodell geeignet) In der Regel wird aktuell der Stromverbrauch eines Haushalts, welcher weniger als 6.000 kWh pro Jahr verbraucht, als Jahreswert einmal jährlich abgelesen. Dies gilt auch für die Produktion aus einer PV- Anlage, sofern diese eine Leistung kleiner 10 kWp besitzt. Bei einem jährlichen Verbrauch größer 6.000 kWh oder PV-Anlagen größer 10 kWp wird im Haushalt ein Smart Meter eingebaut und monatliche Messungen durchgeführt (siehe Abbildung 10, Links). Der Kunde kann auswählen, ob sein Lastgang nach dem Standardlastprofil oder real gemessenen Viertelstundenwerten abgebildet werden darf. Aktuell wird jedoch auch diskutiert, ob generell bei Haushalten mit PV-Anlage ein Smart Meter inklusive Gateway eingebaut werden sollte. 3.3.2. Messtechnik bei Quartier- oder Cloud-Speichern Die meisten Anbieter von Cloud-Speicher-Modellen, arbeiten mit dem gleichen Messkonzept, wie oben beschrieben (z. B. [21]). Voraussetzung ist, dass die eingespeiste Energie komplett in die Cloud eingespeist wird. Zurzeit werden aber intelligente Messsysteme und Smart-Meter-Gateways (Version 1.0) ausgerollt, welche viertelstündlich gemessene Werte einmal pro Stunde an den Netzbetreiber übermitteln. Diese viertelstundenscharfe Auflösung ist gesetzlich vorgeschrieben, theoretisch ist durch die Geräte jedoch auch eine minutenscharfe Auflösung möglich. Die Smart-Meter-Gateways der Version 2.0 sollen auch lastabhängige Tarife ermöglichen. Eine mögliche Lösung für die Umsetzung des Cloud-Speichers oder Quartierspeichers wäre eine Controllable Local System (CLS)-Box, welche die gemessenen Energien erfasst, bei dem Kunden zu installieren. Diese könnte dann die Energieaufteilung auf Einspeisung in die Cloud und Einspeisung ins Netz bzw. Bezug aus diesen bilanziell berechnen. Hierbei ist es wichtig, dass eine genauere Auflösung als 15 Minuten erfasst wird. Voraussetzung für ein Cloud-Speicher-Produkt muss sein, dass der Kunde einen Smart Meter und einen Smart-Meter-Gateway bei sich einbauen lässt. Diese Variante wird voraussichtlich von den Stadtwerken Ulm umgesetzt werden. 3.3.3. Zukunftsaussicht der Messtechnik bei Quartier- oder Cloud-Speichern Eine geeichte Messtechnik für einen Cloud-Speicher ist vermutlich erst mit einer späteren Version des Smart-Meter-Gateways möglich. Dieser soll eine geeichte Schaltung zwischen Einspeisung in den Cloud-Speicher und ins Netz, bzw. Bezug aus diesen, ermöglichen (siehe Abbildung 10, rechts). Das Schaltungssignal wird durch eine zentrale Verrechnungsplattform bei dem Dienstleister (z. B. SWU) generiert und zum Smart Meter übermittelt. 17
PV PV Wechselrichter Wechselrichter Eigen- verbrauch Heim- speicher Haushaltgeräte Eigen- verbrauch Netz-bezug 1.8.0 Netz- Haushaltgeräte kopplungs NKZ SMGW Netz-bezug -zähler Netz- 1.8.0 Einspeisung kopplungs NKZ SMGW 2.8.0 -zähler Netz Cloud Einspeisung 2.8.0 Netz Netz Abbildung 10: Konzepte der Messtechnik. Links: Heimspeichermodell. Rechts: Cloud-Speichermodell 18
3.4. Wirtschaftlichkeitsberechnung Zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit wurde die Kapitalwertmethode verwendet, durch welche der Kapitalwert der Investition in ein PV-Speicher-System des jeweiligen Modells errechnet wird. Folgende Formel wurden hierbei zur Berechnung herangezogen: = ∑( ( ) − ( )) ∗ ( ) i = aktuelles Jahr N = Lebensdauer des Projekts (hier 20 Jahre) BWF = Barwertfaktor, welcher sich wie folgt berechnet ( ) = (1 + )− WACC = Weighted Average Cost of Capital E = jährliche Einnahmen, inklusive der vermiedenen Kosten für Wärme und Strom durch den Eigenverbrauch und die Einnahmen durch die Einspeisevergütung ( ) = ℎ − + + EKohne PV = jährliche Wärme- und Stromkosten für einen Haushalt ohne PV-Anlage EKPV+Modell = jährliche Wärme- und Stromkosten für einen Haushalt mit PV-Anlage und den entsprechenden Maßnahmen zur Erhöhung des Eigenverbrauchs + = + + + KW = jährliche Wärmekosten KS = jährliche Stromkosten KV = Kosten durch Speicherverluste KEV = Kosten für Eigenverbrauch EVG = Einnahmen durch die Einspeisevergütung K = Jährliche Kosten (Kapitalkosten, operative Kosten, Abschreibungskosten, Tilgung, Kreditzinsen, etc.) ( ) = + + + + CAPEX = engl. Capital Expenditure für Investitionsausgaben OPEX = engl. Operational Expenditure für Betriebskosten KA = jährliche Abschreibungskosten (linear) KT = jährliche Tilgung KZ = jährliche Kreditzinsen PV – Die Annahmen für die Investitionskosten, operativen Kosten sind in Tabelle 3 aufgeführt. Die ökonomische Lebensdauer der PV-Anlage wurde als 20 Jahre angenommen. Da nur Anlagen mit einer Leistung kleiner 10 kWp betrachtet wurden, wurden auch nur die im EEG für diese Größe festgelegten Werte für z. B. Einspeisevergütung verwendet. Weitere Annahmen zu den einzelnen Kosten sind für alle Modelle in den Tabellen im Anhang B. 19
Heimspeicher – Eine Analyse der 133 in Ulm installierten Batteriespeicher ergab eine durchschnittliche Leistung von 4,68 kW und eine durchschnittliche Kapazität von 7,45 kWh. Da hierbei auch sehr große Speicher eingeflossen sind, wurde angenommen, dass die Leistung in kW der Kapazität in kWh entspricht (1 kWh Kapazität 1 kW Leistung). Die wirtschaftlichen Annahmen sind in Tabelle 4 aufgeführt. System 1 beschreibt hierbei die Installation des ersten Speichers. System 2 meint den Austausch des ersten Speichers nach 10 Jahren aufgrund der abgelaufenen ökonomischen Lebensdauer, da die Wirtschaftlichkeit auf 20 Jahre gerechnet wurde. Die tatsächliche Lebensdauer eines Batteriespeichers hängt allerdings neben den Ladezyklen auch von äußeren Einflüssen, wie zum Beispiel der Temperatur, ab. Quartierspeicher – Die Investitionskosten pro kWh sind beim Quartierspeicher verglichen mit einem Heimspeicher wesentlich geringer, da er um ein Vielfaches größer dimensioniert wird. Diese und weitere Annahmen zum Quartierspeicher sind in Tabelle 5 aufgelistet. Dass beim Einspeichern und Beziehen aus dem Speicher das öffentliche Netz benutzt werden muss und deshalb verschiedene Abgaben bezahlt werden müssen, wirkt sich nachteilig auf die Wirtschaftlichkeit aus. Cloudspeicher – Da der Cloudspeicher rein virtuell ist, gibt es keine Investitionskosten im herkömmlichen Sinne. Allerdings wurden Kosten in Höhe von 200 €/Prosumer beim Dienstleister angenommen, welche die Software- und Personalkosten des Modells abdecken sollen. Elektrische Last – Für die wirtschaftliche Analyse wurde ein Haushalt-Standardlastprofil vom Jahr 2017 nach dem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 3207 kWh [22] skaliert und bei der Simulation verwendet. Weiter Annahmen zur elektrischen Last befinden sich in Tabelle 6. Power-to-Heat – Die technischen Rahmenbedingungen basieren auf dem Produkt „EGO – Smart Heater“ [16]. Die angenommenen Investitionskosten begründen sich auf den Kosten eines an der Technischen Hochschule Ulm zu Forschungszwecken installierten Systems (siehe Tabelle 7). Die Kosten beinhalten hierbei Material- und Installationskosten des Heizstabes, nicht jedoch des Heizungssystems und des Warmwasserspeichers. Messeinrichtung – Für einige Modelle sind speziellere als die üblichen Messeinrichtungen bzw. Stromzähler nötig. Die für das jeweilige Modell angenommenen Kosten sind in Tabelle 8 aufgeführt. Post-EEG-Szenario – Für das Post-EEG-Szenario wurde das Jahr 2025 ausgewählt. Die zu erwartenden Investitionskosten sind in Tabelle 9 aufgelistet. Um die Vergütung für den eingespeisten Strom zu simulieren, wurden die Day-Ahead-Marktpreise von 2017 so skaliert, dass sie im Durchschnitt 0,05 €/kWh betrugen. Dieser Preis beruht auf dem PhelixDE Baseload Year Future für das Jahr 2025 an der Strombörse European Energy Exchange AG (EEX) [19]. Für die Wärmekosten wurde eine Steigerung basierend auf der Studie „Entwicklung der Preise für Strom und Erdgas in Baden-Württemberg bis 2020“ angenommen [20]. 20
3.5. Straßenbahnnetzspeicheranalyse Die Straßenbahnen der SWU können beim Bremsen freigesetzte Energie wieder an das Netz zurückgeben. Straßenbahnen, welche in der nahen Umgebung Energie benötigen, können diese verwenden. Ist zum Zeitpunkt der Freisetzung keine Straßenbahn in der Nähe, welche diese Energie aufnehmen kann, kann die Spannung im Straßenbahnnetz und insbesondere am Netzanschlusspunkt der Straßenbahn ansteigen. Um eine stabile Netzspannung zu gewährleisten, muss häufig ein Teil der Bremsenergie in einem Widerstand verheizt werden. Installiert man in der Nähe eines Brems-Hot- Spots einen Speicher, könnte dieser die Energie aufnehmen, um kritische Spannungssteigerungen zu vermeiden, wenn keine Straßenbahn in der Nähe ist, die zum selben Zeitpunkt Energie benötigt. Später kann der Speicher den Strom an die selbe oder eine andere beschleunigende Straßenbahn abgeben. Die Frage, ob und wo sich ein solcher Speicher entlang der Straßenbahn-Linie 2 der SWU wirtschaftlich lohnen kann, war Teil dieses Projekts. Aufgrund der unterschätzten technischen Komplexität der Installation einer Messeinrichtung, für die mehrere Treffen zwischen Mitarbeitern der Stadtwerke, der THU und dem Fahrzeughersteller Siemens benötigt wurden, und angesichts des hohen Zeitaufwands bei der Abstimmung mit den Verkehrssicherzuständigen bei der SWU Verkehr, konnten erst deutlich später als erwartet Messdaten erfasst werden. Am 26. und 27.10.2019 konnten die ersten Daten erfasst werden. Da dies erst kurz vor Ende des Projekts war, konnten nur wenige, grobe Analysen durchgeführt werden. Durch eine Messeinrichtung in einer Straßenbahn, welche von den SWU-Verkehr-Mitarbeiter installiert wurde, wurden die Energieflüsse in und aus der Straßenbahn, die Spannung am Netzanschlusspunkt sowie die Geschwindigkeit der Straßenbahn in sekündlicher Auflösung gemessen. Wegen eines technischen Fehlers bei dem GPS-Sensor ist die Messung der GPS-Koordinaten nicht erfolgt. Daher wird die Positionierung der Straßenbahn basierend auf ihre Geschwindigkeit und den Abständen zwischen den Stationen ermittelt. Da die Positionierung mit diesem Ansatz angesichts der Genauigkeit der Geschwindigkeitsmessung nicht immer erfolgen kann, wurden in dieser Analyse nur vier Fahrten betrachtet, mit welchen die Zuordnung zu den Straßenbahnstationen erfolgt ist. 21
4. AP3-Umsetzung und Betrieb Wie im Kapitel 1 beschrieben, wird der im Projektantrag eingeplante Quartierspeicher innerhalb der Projektlaufzeit des Projekts seitens der SWU nicht beschafft, da die SWU gerade bei der Analyse der Marktbereitschaft der unterschiedlichen Speicheransätze ist. Darüber hinaus hat die SWU im neuen Quartier „Am Weinberg“ die Voraussetzungen für die Errichtung eines physikalischen Quartierspeichers geschaffen. Aufgrund des Errichtungshorizontes des Quartiers konnte aber im Förderzeitraum die Errichtung nicht umgesetzt werden. Infolgedessen haben die Arbeiten des AP3, die von der Beschaffung des Quartierspeichers abhängig sind, nicht wie geplant stattgefunden. Da die SWU langfristig jedoch noch immer an einem Quartierspeicher interessiert ist, hat die Technische Hochschule Ulm mit Bürgerinnen und Bürgern und Experten über das Interesse, die Dimensionierung und realistische Mieten der Speicherkapazität gesprochen. Die Zwischenergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalysen im Projekt zeigen ein grundsätzliches Potential für einen Cloud-Speicher. Folglich wurden verschiedene Geschäftsmodelle der Cloud- Speicher im Projekt detailliert untersucht. Aufgrund der Analysen plant die SWU ein Community- Speichermodell. Dieses Modell ist in der Entwicklung und wurde im Rahmen des Projekts simuliert und mit anderen Speichermodellen verglichen. Außerdem wurde mit der SWU eine Website (https://communityspeicher.de/) zur Gewinnung von Pilotkunden entwickelt. Zusätzlich hat die THU in Zusammenarbeit mit der SWU die Plausibilität für den wirtschaftlichen Betrieb eines Bremsenergiespeichers in der Bahnstromversorgung der Linie 2 untersucht. Auch bei der Entwicklung der Messeinrichtung für die Messung der Daten aus der Straßenbahn hat die THU die SWU unterstützt. Die Änderungen des Projekts im Vergleich zum Projektantrag werden ausführlich im Kapitel 6 zusammengefasst. 22
5. AP4-Ergebnisse 5.1. Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse Die Kapitalwerte basierend auf den entwickelten Modellen werden im Folgenden zusammengefasst. 5.1.1. Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Kunden Die unten stehenden Diagramme (Abbildung 11) zeigen den Kapitalwert aus Sicht des Kunden, für unterschiedlich große PV-Anlagen und Speicherkapazitäten, für die verschiedenen Geschäftsmodelle. Für den Prosumer ergeben sich ausschließlich für kleine Heimspeicher und Cloud-Speicher positive Kapitalwerte. Die Quartier- und Arealspeichermodelle sind bei den aktuellen Rahmenbedingungen unwirtschaftlich, wie auch andere Studien gezeigt haben (z. B. [23], [24]). Da nur eine Größe des PtH- Modells simuliert wurde, ändert sich der Kapitalwert von PtH in der Abbildung nicht. Kapitalwert für ein 4 kWp Anlage Kapitalwert für ein 6 kWp Anlage 2,000 € 2,000 € 0€ 0€ Kapitalwert [€] Kapitalwert [€] -2,000 € -2,000 € -4,000 € -4,000 € -6,000 € -6,000 € -8,000 € -8,000 € -10,000 € -10,000 € -12,000 € -12,000 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh 2 kWh 4 kWh 6 kWh Speicherkapazität Speicherkapazität Kapitalwert für ein 8 kWp Anlage HS 2,000 € 0€ Kapitalwert [€] PtH -2,000 € -4,000 € -6,000 € HS + PtH -8,000 € -10,000 € QS -12,000 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh Cloud Speicherkapazität Abbildung 11: Kapitalwert für verschiedene PV- und Speicher-Größen der verschiedenen Modelle 5.1.2. Förderprogramm Der Bund und auch die Länder fördern nicht nur den Bau von PV-Anlagen, sondern auch von Heimspeichern. Um die Wirtschaftlichkeit eines Heimspeichers mit Berücksichtigung einer Inanspruchnahme eines solchen Förderprogrammes berechnen zu können, wurden beispielhaft die technischen Voraussetzungen (z. B. Begrenzung der am Netz anliegenden Maximalleistung) und finanziellen Vorteile des „Förderprogramm Netzdienliche Photovoltaik-Batteriespeicher“ in die Berechnung mit einbezogen [2]. Abbildung 12 zeigt die Wirtschaftlichkeit eines Heimspeichers aus Sicht des Kunden, wenn Vergünstigungen in Anspruch genommen und technische Vorgaben erfüllt werden. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Geschäftsmodell mit nur einer PV-Anlage bei den aktuellen Rahmenbedingungen wirtschaftlicher als Heimspeichermodelle ist. 23
Kapitalwert für eine 4 kWp Anlage Kapitalwert für eine 6 kWp Anlage 3,000 € 3,000 € 1,500 € Kapitalwert [€] Kapitalwert [€] 1,500 € 0€ 0€ -1,500 € -1,500 € -3,000 € -3,000 € -4,500 € -4,500 € -6,000 € -6,000 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh 2 kWh 4 kWh 6 kWh Speicherkapazität Speicherkapazität Kapitalwert für eine 8 kWp Anlage 3,000 € PV 1,500 € Kapitalwert [€] 0€ -1,500 € HS -3,000 € -4,500 € -6,000 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh HS + Förderprogramm Speicherkapazität Abbildung 12: Kapitalwert von Heimspeichern unter Inanspruchnahme eines Förderprogramms 5.1.3. Post-EEG Kapitalwert für eine 4 kWp Anlage Kapitalwert für eine 6 kWp Anlage 3,000 € 3,000 € 1,500 € 1,500 € Kapitalwert [€] Kapitalwert [€] 0€ 0€ -1,500 € -1,500 € -3,000 € -3,000 € -4,500 € -4,500 € -6,000 € -6,000 € -7,500 € -7,500 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh 2 kWh 4 kWh 6 kWh Speicherkapazität Speicherkapazität Kapitalwert für eine 8 kWp Anlage PV 3,000 € 1,500 € HS Kapitalwert [€] 0€ -1,500 € HS + PtH -3,000 € -4,500 € -6,000 € PtH -7,500 € 2 kWh 4 kWh 6 kWh HS + Speicherkapazität Förderprogramm Abbildung 13: Kapitalwert in einem Post-EEG-Szenario 24
Sollte in Zukunft keine Vergütung durch das EEG gewährleistet sein, ist es möglich, dass der Kunde den Marktpreis für den eingespeisten Strom erhält. Abbildung 13 zeigt die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Kunden in einem solchen Szenario. Im Gegensatz zu dem aktuellen Szenario können Heimspeichermodelle in dem angenommenen Post-EEG-Szenario wirtschaftlicher als nur eine PV-Anlage sein. Außerdem sind die kleinen Speicher wirtschaftlicher als die größeren, und daher spielt die Dimensionierung des PV-Speichersystems eine wichtige Rolle bei der Wirtschaftlichkeit. 5.1.4. Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Dienstleisters In den unten stehenden Diagrammen (Abbildung 14) sind die jährlichen Erträge des Dienstleisters (z.B. SWU) für unterschiedlich große PV-Anlagen und Speicherkapazitäten des Kunden, für die verschiedenen Geschäftsmodelle dargestellt. Eine Miete von 15€/kWh/Monat wurde für Areal- und Quartierspeichermodelle angenommen, und eine Miete von 9€/kWh/Monat wurde für Cloud-Speicher (wie in den Abschnitten 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4 beschrieben wurde, und anliegend zu den vorgeschlagenen Mieten bei der SWU). Hier zeigen die drei Modelle eine gute Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Dienstleisters (SWU). Kapitalwert für eine 4 kWp Anlage Kapitalwert für eine 6 kWp Anlage 8,000 € 8,000 € Kapitalwert [€] Kapitalwert [€] 6,000 € 6,000 € 4,000 € 4,000 € 2,000 € 2,000 € 0€ 0€ 2 kWh 4 kWh 6 kWh 2 kWh 4 kWh 6 kWh Speicherkapazität Speicherkapazität Kapitalwert für eine 8 kWp Anlage 8,000 € Quartierspeicher Kapitalwert [€] 6,000 € 4,000 € Arealspeicher 2,000 € 0€ 2 kWh 4 kWh 6 kWh Cloud-Speicher Speicherkapazität Abbildung 14: Kapitalwert der verschiedenen Modelle aus Sicht der SWU 5.1.5. Variation der Speichermiete Der Preis für die Miete pro Kilowattstunde Speicherkapazität des Quartier-, Areal- und Cloud-Speichers beeinflusst den Kapitalwert erheblich. Aus Sicht des Kunden ergeben sich für die drei Modelle die in Abbildung 15 aufgezeigten Kapitalwerte. 25
Kapitalwert bei 6 kWp PV und 2 kWh Kapitalwert bei 6 kWp PV und 4 kWh Speicher Speicher 3,000 € 3,000 € Kapitalwert Kapitalwert 0€ 0€ -3,000 € -3,000 € -6,000 € -6,000 € -9,000 € -9,000 € -12,000 € -12,000 € 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 € € € € Speichermiete Speichermiete Kapitalwert bei 6 kWp PV und 6 kWh Speicher Quartier 3,000 € Kapitalwert 0€ -3,000 € -6,000 € Areal -9,000 € -12,000 € 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 € € Cloud Speichermiete Abbildung 15: Kapitalwert bei Variation der Speichermieten aus Sicht des Kunden Auch aus Sicht der SWU ändern sich die Kapitalwerte, wie Abbildung 16 zeigt. Kapitalwert bei 6 kWp PV und 2 kWh Kapitalwert bei 6 kWp PV und 4 kWh Speicher Speicher 15,000 € 15,000 € Kapitalwert Kapitalwert 10,000 € 10,000 € 5,000 € 5,000 € 0€ 0€ -5,000 € -5,000 € -10,000 € -10,000 € 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 € € € € Speichermiete Speichermiete Kapitalwert bei 6 kWp PV und 6 kWh Speicher Quartier 15,000 € Kapitalwert 10,000 € 5,000 € 0€ Areal -5,000 € -10,000 € 3.00 € 5.00 € 7.00 € 10.00 15.00 € € Cloud Speichermiete Abbildung 16: Kapitalwert bei Variation der Speichermieten aus Sicht der SWU 26
Sie können auch lesen
