Geteilte Kapazitäten für Wirtschaftlichkeit

Spezial

PV-Speicher - Ein theoretisches Geschäftsmodell, bei dem sich ein Redox-Flow-System für Stadtwerke und Privathaushalte rechnet. Das Gedankenspiel zeigt eine dezentrale Lösung, bei der die Parteien fifty-fifty teilen.

28. April 2015

Aufgrund des aktuellen Entwicklungsstands von Energiespeichern und hohen Investitionskosten schätzen viele Experten deren flächendeckenden Einsatz im Energienetz derzeit als nicht profitabel ein. Daher installieren Privat- wie Großerzeuger nach wie vor kaum dezentrale Energiespeicher. So entgehen diesen nach Modellrechnungen des Beratungsunternehmens Invensity innerhalb von 15 Jahren Einsparungen in der Größenordnung von rund 7.000€ bei Privathaushalten oder 25.000€ bei Energieversorgern. Möglich werden diese durch eine elektrochemische Speichertechnologie, die für Privaterzeuger wegen ihrer langfristigen Profitabilität eine Alternative zur Lithium-Ionen-Batterie darstellen könnte: Die Redox-Flow-Batterie (RFB). Das Beratungsunternehmen hat im Rahmen eines internen Projekts ein Geschäftsmodell ausgearbeitet. Für die Modellrechnungen wurden Haushalte betrachtet, die bereits über eine PV-Anlage auf ihren Dächern verfügen.

Investition durch Privathaushalt

Im ersten Szenario wird eine RFB exemplarisch für einen 4-Personen-Hauhalt mit einem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 4.000kWh untersucht. Bei dieser Haushaltsgröße kann von einer PV-Anlage mit einer Nennleistung von 4kWp ausgegangen werden. Pro kWp installierter PV-Leistung soll zudem eine Speicherkapazität von mindestens 1kWh und eine Lade-/Entladeleistung von rund 1kW installiert werden. Eine RFB mit einem derartigen Energie-zu-Leistungs-Verhältnis ist derzeit auf dem Markt noch nicht verfügbar. Da bei RFB Energieinhalt und Leistung unabhängig voneinander skalierbar sind, ist diese Speichergröße technisch realisierbar.

Unter Annahme durchschnittlicher Werte für die einzelnen Speicherparameter (siehe Tabelle) ergeben sich für eine RFB mit einer Kapazität von 4kWh und einer Leistung von 4kW Opportunitätskosten von circa 0,06€/kWh. Dieser Wert bedeutet, dass dem Haushalt Gewinn entgeht, wenn er seinen Bedarf an Strom aus dem öffentlichen Netz deckt, anstatt diese aus dem hauseigenen Speicher zu beziehen. Somit wäre es für Privaterzeuger bereits heute und ohne Inanspruchnahme von Subventionen rentabel, in einen Stromspeicher zu investieren.

Dezentral im Keller oder zentral?

Mit der gewählten Speichergröße ist es möglich, den PV-Eigenverbrauch von 20 auf 60% zu erhöhen. Die Rechnung berücksichtigt keine Betriebs- und Wartungskosten und die Opportunitätskosten fallen mit 0,06€/kWh sehr gering aus. Daher bedarf es eines zusätzlichen Anreizes für die Privaterzeuger, einen Stromspeicher zu installieren, der von Stadtwerken ausgehen soll.

Hierzu wurde angenommen, dass die Anschaffungskosten eines Speichers zugunsten einer langfristigen Kundenbindung zu 100% von den Stadtwerken getragen werden. Zudem wird nun im Vergleich zur vorherigen Rechnung von einem doppelt so großen Speicher mit einer Kapazität von 8kWh und einer dauerhaft abrufbaren Leistung von 8kW ausgegangen. Die Speicherkapazität soll zur Hälfte den Stadtwerken gehören. Diese können die gespeicherte Energie zur Deckung sonstiger Bedarfe und zur Entlastung der Netze verwenden. Zudem könnte der Speicher von den PV-Anlagen benachbarter Häuser oder von Windkrafträdern vor Ort gespeist werden.

Damit ergibt sich für beide Seiten langfristig eine Ersparnis. Um dies auch quantitativ zu belegen, wurde ein weiteres Szenario betrachtet, in dem sich die Stadtwerke als Alternative zur dezentralen Lösung für die Investition in einen zentralisierten 8kW/100kWh-Speicher entscheiden.

Ein Argument für das Szenario mehrerer mittelgroßer Speicher ist die Einsparung der Gebäude- und Grundstückskosten, die bei der Installation eines großen Speichers für die Stadtwerke anfallen würden. Diese Kosten werden mit 20.000€ angenommen. Bei kleinen Speichern tragen die Kleinerzeuger diese indirekt. Der von Gildemeister verfügbare Speicher mit 40kWh hat ein Tankvolumen von 20m³. Aufgrund der Skalierbarkeit ergäbe sich für den Haushalt ein 4m³-Tank.

Unter Umständen ist es möglich, dass die Stadtwerke einen Rahmenvertrag mit einem RFB-Hersteller abschließen. So können günstigere Einkaufskonditionen als bei Einzelverträgen erzielt und eine homogene Speicherausstattung und -konfiguration erreicht werden. Es wird in der Modellrechnung eine Vergünstigung von 10% des Einkaufspreises pro Speicher angenommen.

Amortisation nach sechs Jahren

Zudem wird vorausgesetzt, dass der 8kWh-Speicher im Januar 2015 den Betrieb aufnimmt. Weiterhin geht man von einem Grundinvest für die Nennleistung von 10.000€ aus, plus 400€ Investitionskosten pro kWh. Dies ergibt für die angenommene Größe Kosten von 13.200€. Es wird eine kalendarische Lebensdauer von 28 Jahren mit 30 Lade-/Entladezyklen pro Monat vorausgesetzt. Die Service- und Betriebskosten sollen pro Jahr bei 0,4% der Investitionskosten liegen.

Der Stromeinkaufspreis für Stadtwerke setzt sich aus Erzeugungskosten mehrerer Produktionsarten zusammen. Es wird angenommen, dass die Energiebezugskosten für Wind- durchschnittlich 0,15€/kWh und für fossile Kraftwerke sowie für die Strombörse 0,10€/kWh betragen.

Zu den 0,23€/kWh Investitionskosten des Speichers wird angenommen, dass Grenzkosten von 0,06€/kWh als Energiebezugskosten hinzukommen. Da der Speicher auch überschüssigen Strom aus Wind, PV und Börse beziehen kann, käme es zu günstigeren Energiebezugskosten.

Im Szenario wird angenommen, dass künftig durchschnittlich 35% des Gesamtstrombedarfs aus gespeichertem Solarstrom mit gedeckt werden kann. Die übrigen 65% setzen sich zu 10% aus Windkraft, zu 35% aus fossilen Brennstoffen und zu 20% aus Börsenstrom zusammen. Dies ergibt einen durchschnittlichen Energiebezugspreis von 0,17€/kWh. Damit liegt der Energiebezugspreis der RFB unter dem aktuellen Verkaufserlös von 0,29€/kWh.

Aufgrund der anfänglich hohen Investitionskosten wird in den Anfangsjahren ein Verlust für die Stadtwerke resultieren. Jedoch amortisiert sich dieser nach den Berechnungen nach etwa sechs Jahren und es sind erste Einsparungen erkennbar. Bis 2030 ergibt sich eine Einsparung von bis zu 25.000€ für die Stadtwerke.

Die beschriebenen Modellrechnungen erfolgen auf Grundlage von heute gängigen Annahmen. Trotzdem führt das Gedankenmodell zu einer Win-win-Situation für Privaterzeuger und Stadtwerke. Die Stadtwerke investieren in dezentrale Speicher und stellen diese den Haushalten mit bereits vorhandener PV-Anlage kostenfrei zur Verfügung. Die Netzentlastung ist ein positiver Nebeneffekt.

Die beiden Modellrechnungen beruhen auf Gedankenmodellen, die derzeit in dieser Form nicht umsetzbar sind. So werden RFB im Moment vorwiegend als Großspeicherlösungen (>40kWh) angeboten. Ob sich die Technologie für kleine Speicher eignet, ist laut Herstellerangaben nicht geklärt. Wie hier gezeigt, sind aus wirtschaftlicher Sicht die Weichen bereits jetzt gestellt. Auch technologisch wird sich in den kommenden Jahren noch vieles verändern, sodass bei steigender Energiedichte die Speicher kleiner werden und dann auch in Privathaushalten problemlos installiert werden könnten.

Tanja Hupf & Alexander Mirmilstein (Invensity)

Erschienen in Ausgabe: 04/2015