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Samstag, 30. Dezember 2017

LCOS Levelized Cost of Storage - Preis für Speicher

Vergleich der Speicherkosten

Die Kosten von Energiespeicher zu vergleichen, ist alles andere als einfach. Das liegt daran, dass die bekannten Speicher, wie Batterien, Pumpspeicher oder Gravity Storage bis zu Power to Gas, sehr unterschiedliche Preise und Wirkungsgrade haben.
In diesem Post will ich das international übliche Vergleichsverfahren LCOS erläutern und auf die Probleme bei der Berechnung hinweisen.
Webinar über LCoS und Großspeicher (englisch)

Wo die Kosten entstehen

Auf den ersten Blick sehen viele nur den Anschaffungspreis (CAPEX) für einen Speicher. Aber bereits dieser ist nicht trivial zu bestimmen, denken wir nur an einen Pumpspeicher, der gebaut werden muss. Vielleicht liegen zehn Jahre von der Investitionsentscheidung bis zur ersten Stromlieferung, eine Zeit in der viel Geld ausgegeben wird. Hätte man das Geld in dieser Zeit nicht besser anlegen können, etwa mit 5% Verzinsung? 
Um diesen Effekt zu berücksichtigen, wird der abgezinste Preis für die Zukunft ermittelt. In einem einfachen Fall wäre ein Speicher, der 1000 Euro kostet, aber erst nach einem Jahr benutzt werden kann, mit einem "Kaufpreis" von ~1050 Euro anzusetzen.

Ist der Speicher in Betrieb, entstehen laufende Kosten (OPEX), etwa für Wartung und Betrieb, aber auch für die Miete der Fläche. Steht ein Speicher in der Wohnung und benötigt 1 m² Platz, muss man fairerweise die Mietkosten pro Monat, etwa 5 €/m² umlegen, so dass der Speicher im Jahr alleine 5*12 = 60 € Raummietkosten verursacht!

Ein Stromspeicher hat nie einen 100% Wirkungsgrad. Da der Strom, der eingespeichert wird, nicht kostenlos ist, auch wenn gerne das Gegenteil behauptet wird, muss man die Kosten für den Strom, der während des Speichern verloren geht, berücksichtigen. Hat man etwa eine LiIon Batterie, die Strom aus der eigenen PV Anlage aufnimmt, so kann man für den Strompreis 10 ct/kWh ansetzten und einen Wirkungsgrad des Speichers, gemessen auf der Seite des Wechselstroms, von 90% annehmen. Mithin entstehen pro Speicherzyklus in einem 10 kWh Speicher 10 ct Kosten aufgrund des internen Stromverlusts.

Für viele Berechnungen ist aber der verlorene Zins eine der teuersten aber auch am schwierigsten zu verstehenden Größen. Bei einer Investitionsentscheidung will jeder Unternehmer eine Rendite, die höher ist, als die Rendite, die er bei der Bank bekommen würde. Da jede Investition einen Gewinn erwirtschaften soll und mit Unsicherheiten behaftet ist, wird kalkulatorisch eine Verzinsung angenommen, die relativ hoch erscheint, aktuell häufig 8%.
Man bedenke, ein Speicher könnte kaputt gehen, zukünftig könnte ein anderer Bedarf entstehen oder ein wesentlich billigerer Speicher auf den Markt kommen. In jedem dieser Fälle wäre die erwartete Rückzahlung gefährdet und dagegen "Versichert" sich der Unternehmer mit einer geplanten Rendite.

Genaue Berechnung 

Für eine genaue Berechnung der Kosten für das Speichern einer kWh Strom (oder MWh, die im Strommarkt übliche Größe) muss man daher viele Faktoren vorab wissen. Die Wichtigsten sind:

  • Strompreis des einzuspeichernden Stroms (P_elec-in)
  • Wirkungsgrad des Speichers (u(DOD))
  • Kaufpreis des Speichersystems (CAPEX)
  • Lebensdauer des Speichers (N Speicherlebensdauer in Jahren)
  • Anzahl der Speicherzyklen (#cycles)
  • Erwartete Rendite (r Zinssatz)
  • Betriebskosten (O&M
Hat man alle diese Größen zusammen, kann man eine erste einfache Rechnung machen:

                      Alle Kosten
Kosten pro kWh = ---------------------
                  gespeicherter Strom


So einfach diese Formel erscheint, so kompliziert wird sie, wenn man die zukünftigen Einnahmen und Ausgaben finanztechnisch richtig einsetzt. Dann wird etwa eine kWh, die man erst in 5 Jahren speichert, kleiner als gedacht, da man ja alles für die Zukunft abzinsen muss (Stichwort: Rendite). 

Dieses Abzinsen kann man durch eine Summenformel beschreiben, die da lautet:


Ausführliche Formel zum Berechnen der Speicherkosten nach Apricum.
Ich gehe mal davon aus, dass die meisten beim Erblicken dieser Formel in ehrfürchtiges Erstaunen versetzt werden. Aber genaugenommen steht da nicht mehr drin, als ich bisher angesprochen habe, nur in einer, für mathematisch geübte, klaren Schreibweise. 


Auswertung LCOS mit Beispielen


Praktischerweise kann man so eine Formel mit etwas Geduld in Excel eingeben und dann losrechnen. Dies habe ich zusammen mit Experten vom Imperial College in London, insbesondere zu erwähnen Herrn Schmidt [1], gemacht und dabei für einige Systeme die Resultate ermittelt. 

Vergleicht man wichtige Speichersysteme erhält man die folgenden Resultate:
Vergleich LCOS für verschiedene Speichersysteme [1]
In der Grafik sieht man, dass Gravity Storage und Compressed Air Speicher nahezu die gleichen Anschaffungskosten (CAPEX) haben, aber die Speicherkosten bei einem Gravity Storage System niedriger liegen, da der Wirkungsgrad dort höher ist und somit weniger Strom (P-elec) in das System eingespeichert werden muss um gleichviel Strom später zur Verfügung zu haben.

Für die Rechnung wurden folgende Annahmen getroffen:


Verwendete Daten für die Berechnung oben. [1]

Wie stark die Auswirkung der Rendite (Zinssatz) sind, sieht man, wenn man mit 4% Zins statt 8% Zins wie oben gezeigt, rechnet.


Veränderung des LCOS bei 4% Zins. [1]

Obwohl alle anderen Kosten unverändert sind, fallen die Speicherkosten für manche Systeme, wie Pumped Hydro (Pumpspeicher) deutlich ab. Hingegen bleiben die Kosten bei Batterien relativ hoch. Woran liegt das? Der Grund liegt in der Bauzeit, während Batteriesysteme innerhalb eines Jahres am Netz sein können, benötigen Systeme mit mehrjähriger Bauzeit viel Kapitalvorlauf bis die ersten Einnahmen kommen. Sind die Zinsen niedrig, hat das aber nur eine geringe Bedeutung.

Fazit

Ich hoffe, an dieser Stelle ist klar geworden, dass die Berechnung der Kosten für Speicher, insbesondere wenn sie als Investition eines Unternehmens getätigt werden, nicht leicht zu bestimmen sind, aber dass es bekannte Verfahren gibt diese Kosten genau zu berechnen.

Viele private Nutzer von Batteriesystemen werden so eine Rechnung selten machen, es geht da oft um das gute "Gefühl" einen Speicher für den eigenen Strom zu haben, das kann aber leider nicht in einer Rechnung abgebildet werden.


Anmerkungen:
CAPEX = capital expenditures (Kapitalkosten)
LCOS = Levelized Cost of Storage (Gewichtete Kosten des Speicherns)

OPEX = operating expenditures (Betriebskosten)

Quellen:
[1] Schmidt, 2017, report: Levelized cost of storage

Mittwoch, 20. Dezember 2017

Pumpspeicher zwei Tagungen

Der Bedarf an Pumpspeicher 

Im Jahr 2017 war ich auf zwei Pumpspeicher Tagungen, "Pumpspeicherwerke" in Essen am 10. Juli 2017 und am 29/30 November auf der 3. Internationalen Pumpspeicherkonferenz in Salzburg, die Ergebnisse sind etwas widersprüchlich und ich will sie in diesem Blogbeitrag diskutieren

Internationale Verteilung von Pumpspeicherwerken.

Pumpspeicher in Deutschland

Die deutschen Pumpspeicher haben eine Kapazität von 40 Gigawattstunden und eine Anschlussleistung von 6 GB, dies sind gewaltige Zahlen allerdings im Verhältnis zum Stromsystem eher klein, die Leistung ist etwa ein Zehntel des deutschen Stromverbrauchs und die Kapazität könnte noch nicht einmal eine Stunde lang Deutschland mit Strom versorgen (Falls die Leistung reichen würde).

Die Aufgabe der Pumpspeicher lag aber in ihrer ursprünglichen Funktion nicht darin, Deutschland etwa über Nacht mit Strom zu versorgen wenn die Sonne nicht scheint, sondern Ausfälle von Kernkraftwerken zu managen oder Spitzenlasten in der Mittagszeit, die insbesondere durch das Einschalten vieler Elektroherde früher entstanden sind, abzudecken.

Rene Kühne zur Entwicklung des Spotpreis, die Spitze am Mittag ist verschwunden. (Folien)

Heute hat sich das Bild massiv gewandelt. Tagsüber trägt die hohe Zahl an Photovoltaik-Anlagen, mit etwa 40 GB installierter Leistung, erheblich zum Abbau von Strombedarfsspitzen bei. Wenn auch nicht immer, insbesondere natürlich im Winter wenn es sehr bewölkt ist und nur wenige hundert Megawatt von der Photovoltaik erzeugt werden. Dies führt dazu, dass der Strompreis nicht mehr so stark schwankt wie früher und genau deshalb haben die Pumpspeicher Betreiber ein erhebliches Problem ihre Anlagen zu finanzieren.

Es ist inzwischen soweit, dass selbst fertige Anlagen kaum mehr den Erlös bringen um den Betrieb aufrecht zu erhalten. So gaben einige Sprecher auf der Tagung in Essen an, dass im Fall einer größeren Revision, etwa den Austausch einer Turbine, das Kraftwerke eigentlich aus wirtschaftlichen Gründen stillgelegt werden müsste.

Dies hätte natürlich erhebliche Folgen für das Stromnetz, denn die Pumpspeicher dienen eben auch zur Stabilisierung des Netzes und sollen zukünftig ja Solarstrom und Windstrom puffern um zu anderen Zeiten des Bedarfs die entsprechende Energie zur Verfügung zu stellen.

Einige steile Thesen zur Wirkung von Pumpspeichern, vorgestellt von Peter Stratmann (Folien)

An einen Neubau ist daher in Deutschland praktisch überhaupt nicht zu denken, was auch dazu führte, dass das bekannte Projekt Atdorf im Südschwarzwald, gestoppt wurde, obwohl bereits 60 Millionen Euro für die Planung ausgegeben wurden.

Ausbau der Pumpspeicherwerke ist fast zum Erliegen gekommen, dargestellt als gelbe Kreise, Reinhard Fritzer, ILF (Folien)

Pumpspeicher in Österreich

Anders die Situation in Österreich, dort stehen wesentlich mehr Pumpspeicherkraftwerke, insbesondere was die Speicherkapazität betrifft. Diese kommt von den großen Gefällen in den Alpen um den erheblich größeren Staumauern und damit Speicher.
Auf der Internationalen Pumpspeicher Tagung in Salzburg wurden die berühmte Anlage der Illwerke von Professor Helmut Jaberg vorgestellt. Ein Pumpspeicher mit über 800 m Fallhöhe und über einen Gigawatt Leistung.

Das Verhältnis Speicher zu Turbine ist in Österreich und in der Schweiz größer, womit länger gespeichert werden kann.
Durch die große Speicherkapazität können auch Überschüsse, wie sie aus längeren Starkwind-Perioden kommen aufgenommen werden, wenn die Leitungen ausreichen. Bei Flaute kann die Energie dann abgerufen werden und teurer verkauft werden.

Dies wird in den Medien oft irreführend dargestellt, als ob wir Strom ans Ausland verschenken und teuer wieder importieren. Nein, da liegt eine Dienstleistung dazwischen, dass die Energie gespeichert wird und genau dann geliefert wird, wenn wir Bedarf haben!

Einnahmequellen für Speicher

Die sehr flache Preiskurve für Strom kann Speicher aktuell nicht finanzieren, aber es gibt auch andere Einnahmequellen für Speicher, etwa der Regelenergiemarkt. Dabei wird kurzfristig Energie bereitgestellt oder aufgenommen, um das Netz zu stabilisieren.

Regelenergie ist eine weitere Einnahmequelle für Pumpspeicher.

Im Vortrag der Beratungsfirma BET aus Aachen wurden weitere Einnahmequellen vorgestellt.

Verschiedene Einnahmequellen für Speicher
Das Problem sind aber oft die gesetzlichen Regelungen, die es sehr schwer machen alle Märkte fair zu behandeln. Hier zeigt sich oft, dass unsere Energiegesetze immer noch zu stark von der Denkweise im alten Energiesystem dominiert sind. Zudem wird der Transport von Energie nicht abgebildet, alle Preise gelten flächendeckend für Deutschland, obwohl vielleicht in Norddeutschland ein Überschuss und in Süddeutschland ein Mangel an Strom vorhanden sein kann.

Die Lastgradienten wachsen in den letzten Jahren, daher ist schnelle Regelleistung erforderlich. 

Eine Alternative zu Speichern ist der Netzausbau, aber der geht leider sehr schleppend voran, so dass langfristig viel Energie, die aus Wind und Sonne kommen, nicht den Verbraucher erreicht.

Netzausbau, erst 3% sind 2016 geschafft, Folie Team Consult.

Fazit

Pumpspeicher alleine in einem Stromsystem zu betrachten ist nicht zielführend. Zukünftig müssen alle Komponenten eines modernen Stromnetzes zusammenarbeiten. Wind, Off- und Onshore, PV, Leitungen, Speicher in Deutschland aber auch jenseits der Grenze und das am Besten mit fairen Regeln für alle Beteiligte.

Mehr Konferenzberichte:
http://energiespeicher.blogspot.de/2013/11/konferenzberichte.html