Citation:
Fink, M. (2011). Kosten/Nutzen Relationen von Batteriespeichertechnologien in Kombination mit erneuerbaren Energieträgern [Diploma Thesis, Technische Universität Wien]. reposiTUm. http://hdl.handle.net/20.500.12708/161200
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Publication Type:
Thesis - Diploma Thesis
en
Hochschulschrift - Diplomarbeit
de
Language:
German
-
Date (published):
2011
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Number of Pages:
108
-
Keywords:
Batteriespeicher; erneuerbare Energieträger
de
Abstract:
Der Ausbau erneuerbarer Energien bringt neue Herausforderungen für die Stromnetze der Zukunft, aufgrund der stärkeren Belastung und der Notwendigkeit des Ausgleichs der volatilen Erzeugung, mit sich. Wie Batteriespeicher hier Abhilfe schaffen können, und ob sie bei derzeitigen Kosten wirtschaftlich sind, wird in dieser Arbeit erörtert.
Die notwendige Dimensionierung von Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeicher - Kombisystemen, um verschiedenste Einsatzziele, wie die Verringerungen von Spitzenlasten, Leistungsautarkie, Arbitragegewinnen, die Lieferung von Ausgleichsenergie oder die Verwandlung der volatilen PV-Erzeugung in eine Bandlieferung, zu erreichen, wird ermittelt, und daraus die Kosten abgeleitet. Diese Kosten werden dem Nutzen dieser Anlagen, wie zusätzliche Erlöse durch Energieeinsparungen und Rückspeisungen, aber auch Einsparungen auf Seiten der Netzbetreiber, gegenübergestellt. Bei der Spitzenlastreduktion (Reduktion der Lastspitzen im Stromnetz) zeigt sich eine stark überproportionale Steigerung der notwendigen Anlagengröße, und damit auch den Kosten, um den Faktor 15 für die PV-Anlage und einen Faktor 17 für den Batteriespeicher, bei einer Steigerung des Spitzenlastreduktionsfaktors von 20% bis 80%. Bei einer 80% Spitzenlastreduktion müssten sich daher Einsparungen für den Netzbetreiber ergeben, die einem Tausch eines Stromkabels von 1,8km Länge entsprächen.
Die Leistungsautarkie (Leistungsautarker Betrieb eines Haushalts durch PV-Anlage in Kombination mit Batteriespeicher) würde sich erst bei einer Kabellänge von 7km rentabel darstellen lassen, da auch hier die schwachen Wintermonate die Dimensionierung des Kombinationssystems bestimmen. Es wären dadurch eine 18,8 kWp PV-Anlage mit einem 223 kWh Batteriespeicher notwendig, bei einem Einfamilienhaushalt mit zwei Kindern und Vanadium-Redox Batterietechnologie.
Die Analyse der Peak/Off Peak-Arbitrage (Nutzung der Preisdifferenzen zu Hoch- und Niederpreiszeiten) hat gezeigt, dass die Kosten für den Einsatz eines Batteriespeicher 60 mal höher sind als die erzielbaren Gewinne, die durch seine Einführung erzielt werden können, bei direktem Betrieb am Spot-Markt. Auch die PV-Anlage selbst ist ohne Einspeisetarife nicht wirtschaftlich betreibbar.
Bei einer bereits fix projektierten Anlage können, durch die Bereitstellung von Regelenergie in Zeiten überschüssiger Batteriekapazitäten, die Erlöse des Kombisystems um 30% erhöht werden, sofern entsprechende Batterietechnologien, wie Natrium-Schwefel oder Vanadium-Redox, verwendet werden, die durch die Mehrbelastung weniger beansprucht werden als eine Blei-Säure Batterie. Zu beachten hierbei ist allerdings, dass solche Kombisysteme nur im geclusterten Betrieb für die Regelenergiebereitstellung betrieben werden können, aufgrund von Mindestleistungen die von der APCS (Austrian Power Clearing & Settlement) gefordert werden.
Auch der Einsatz von Batteriespeichern zur Vergleichmäßigung volatiler Erzeugungsprofile von erneuerbaren Energieträgern, kann mit den Kosten für Pumpspeicherkraftwerke nicht konkurrieren. Batteriespeicher müssten auch hier um einen Faktor 3 günstiger werden, um mit herkömmlichen Speichertechnologien vergleichbar zu werden.
Im Vergleich der Batterietechnologien weist die Blei-Säure Batterie die geringsten Kosten auf, bei Anwendungen, die eine geringe Belastung für die Batterie darstellen, wie der Ausgleich von Lastspitzen. Für Anwendungen mit hoher Batteriebeanspruchung, wie Bereitstellung von Regelenergie oder Peak/Off Peak Arbitrage, ist die Natrium-Schwefel Batterie bei den gewählten Kostenparametern vorzuziehen.
Allgemein wären für ganz Österreich, bei einer 1% Durchdringungsrate der vorhandenen PV-Potentiale, basierend auf Analysen des Projektes REGIO ENERGY [1], 630 MWp ausgebaute PV-Spitzenleistung realisierbar, welche in Batterie-Speicherkapazitäten von 1,5 GWh bis 7 GWh (je nach Anwendungsfall), resultieren.
Die notwendige Dimensionierung von Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeicher - Kombisystemen, um verschiedenste Einsatzziele, wie die Verringerungen von Spitzenlasten, Leistungsautarkie, Arbitragegewinnen, die Lieferung von Ausgleichsenergie oder die Verwandlung der volatilen PV-Erzeugung in eine Bandlieferung, zu erreichen, wird ermittelt, und daraus die Kosten abgeleitet. Diese Kosten werden dem Nutzen dieser Anlagen, wie zusätzliche Erlöse durch Energieeinsparungen und Rückspeisungen, aber auch Einsparungen auf Seiten der Netzbetreiber, gegenübergestellt. Bei der Spitzenlastreduktion (Reduktion der Lastspitzen im Stromnetz) zeigt sich eine stark überproportionale Steigerung der notwendigen Anlagengröße, und damit auch den Kosten, um den Faktor 15 für die PV-Anlage und einen Faktor 17 für den Batteriespeicher, bei einer Steigerung des Spitzenlastreduktionsfaktors von 20% bis 80%. Bei einer 80% Spitzenlastreduktion müssten sich daher Einsparungen für den Netzbetreiber ergeben, die einem Tausch eines Stromkabels von 1,8km Länge entsprächen.
Die Leistungsautarkie (Leistungsautarker Betrieb eines Haushalts durch PV-Anlage in Kombination mit Batteriespeicher) würde sich erst bei einer Kabellänge von 7km rentabel darstellen lassen, da auch hier die schwachen Wintermonate die Dimensionierung des Kombinationssystems bestimmen. Es wären dadurch eine 18,8 kWp PV-Anlage mit einem 223 kWh Batteriespeicher notwendig, bei einem Einfamilienhaushalt mit zwei Kindern und Vanadium-Redox Batterietechnologie.
Die Analyse der Peak/Off Peak-Arbitrage (Nutzung der Preisdifferenzen zu Hoch- und Niederpreiszeiten) hat gezeigt, dass die Kosten für den Einsatz eines Batteriespeicher 60 mal höher sind als die erzielbaren Gewinne, die durch seine Einführung erzielt werden können, bei direktem Betrieb am Spot-Markt. Auch die PV-Anlage selbst ist ohne Einspeisetarife nicht wirtschaftlich betreibbar.
Bei einer bereits fix projektierten Anlage können, durch die Bereitstellung von Regelenergie in Zeiten überschüssiger Batteriekapazitäten, die Erlöse des Kombisystems um 30% erhöht werden, sofern entsprechende Batterietechnologien, wie Natrium-Schwefel oder Vanadium-Redox, verwendet werden, die durch die Mehrbelastung weniger beansprucht werden als eine Blei-Säure Batterie. Zu beachten hierbei ist allerdings, dass solche Kombisysteme nur im geclusterten Betrieb für die Regelenergiebereitstellung betrieben werden können, aufgrund von Mindestleistungen die von der APCS (Austrian Power Clearing & Settlement) gefordert werden.
Auch der Einsatz von Batteriespeichern zur Vergleichmäßigung volatiler Erzeugungsprofile von erneuerbaren Energieträgern, kann mit den Kosten für Pumpspeicherkraftwerke nicht konkurrieren. Batteriespeicher müssten auch hier um einen Faktor 3 günstiger werden, um mit herkömmlichen Speichertechnologien vergleichbar zu werden.
Im Vergleich der Batterietechnologien weist die Blei-Säure Batterie die geringsten Kosten auf, bei Anwendungen, die eine geringe Belastung für die Batterie darstellen, wie der Ausgleich von Lastspitzen. Für Anwendungen mit hoher Batteriebeanspruchung, wie Bereitstellung von Regelenergie oder Peak/Off Peak Arbitrage, ist die Natrium-Schwefel Batterie bei den gewählten Kostenparametern vorzuziehen.
Allgemein wären für ganz Österreich, bei einer 1% Durchdringungsrate der vorhandenen PV-Potentiale, basierend auf Analysen des Projektes REGIO ENERGY [1], 630 MWp ausgebaute PV-Spitzenleistung realisierbar, welche in Batterie-Speicherkapazitäten von 1,5 GWh bis 7 GWh (je nach Anwendungsfall), resultieren.
The extension of renewable energy sources bears new challenges for the power grids of the future, because of heavier loads and the necessary compensation of volatile generation. How remedy could be achieved through battery storage systems, and finding out whether they can compete at current market-prices or not, is the aim of this thesis.
The necessary dimensioning of photovoltaic (PV) panels and battery storages, to achieve certain goals, like a reduction of peak loads, creating a full stand-alone system, usage of arbitrage-benefits, delivery of balance energy or the conversion of volatile PV-energy into a continuous supply, will be evaluated and the resulting costs derived.
These costs will be compared to benefits, like additional earnings through energy savings and feedback, but also benefits that arise for transmission companies.
A disproportionately high increase in the necessary dimensioning of the facilities shows up in the scenario of peak load reduction. PV panels would need to be 15 times, and battery storages 17 times larger for an 80% reduction of peak load, compared to a 20% reduction. For an 80% peak load reduction transmission companies would need to generate savings equivalent to a change of a power cable of 1.8km length.
A stand-alone system (operation of a household with energy from PV-panels and the battery storage, without a connection to the energy grid) would only be cost-efficient if the installation of a 7km long power cable could be avoided. Because of the winter months with weak solar radiation, that determine the dimensioning of the facility, PV-panels with 18.8 kWp and a battery storage with 223 kWh capacity would be necessary, to supply a single-family household with two kids, using the Vanadium-Redox battery technology.
The analysis of the peak/off peak-arbitrage (the usage of price-differences between high- and low-price times) showed, that the costs for batteries are about 60 times higher than the benefits generated through them, when directly operating on the spot-market. The PV-plant itself would also not be economical without any form of subsidies.
For an already projected PV and battery storage plant the provision of balance energy, in times of excessive battery capacities, can provide a 30% increase in earnings, in case of battery technologies like natrium-sulfur or vanadium redox, which can work longer under heavy loads than a lead-acid battery. It has to be noted though, that, for the delivery of balance energy, such systems need to be operated in clusters, because of a demanded minimum performance by the APCS (Austrian Power Clearing & Settlement).
The usage of battery storages for the conversion of volatile PV-energy into a continuous supply can't compete with the costs of pumped storage hydropower plants. Battery storages would need to be 3 times cheaper to get equivalent to common storage-technologies.
The comparison of battery technologies showed that the lead-acid battery achieves the lowest costs in appliances with a low strain on the battery, like the reduction of peak loads. For appliances with a high strain on batteries, like the delivery of balance energy or peak/off peak arbitrage, the natrium-sulfur battery led to the cheapest costs.
For Austria, with a 1% penetration level of available PV-potentials, based on an analysis of the project REGIO ENERGY [1], 630 MWp of developed PV-peak-power could be realized, leading to battery storage capacities between 1.5 GWh and 7 GWh (depending on the use case).
The necessary dimensioning of photovoltaic (PV) panels and battery storages, to achieve certain goals, like a reduction of peak loads, creating a full stand-alone system, usage of arbitrage-benefits, delivery of balance energy or the conversion of volatile PV-energy into a continuous supply, will be evaluated and the resulting costs derived.
These costs will be compared to benefits, like additional earnings through energy savings and feedback, but also benefits that arise for transmission companies.
A disproportionately high increase in the necessary dimensioning of the facilities shows up in the scenario of peak load reduction. PV panels would need to be 15 times, and battery storages 17 times larger for an 80% reduction of peak load, compared to a 20% reduction. For an 80% peak load reduction transmission companies would need to generate savings equivalent to a change of a power cable of 1.8km length.
A stand-alone system (operation of a household with energy from PV-panels and the battery storage, without a connection to the energy grid) would only be cost-efficient if the installation of a 7km long power cable could be avoided. Because of the winter months with weak solar radiation, that determine the dimensioning of the facility, PV-panels with 18.8 kWp and a battery storage with 223 kWh capacity would be necessary, to supply a single-family household with two kids, using the Vanadium-Redox battery technology.
The analysis of the peak/off peak-arbitrage (the usage of price-differences between high- and low-price times) showed, that the costs for batteries are about 60 times higher than the benefits generated through them, when directly operating on the spot-market. The PV-plant itself would also not be economical without any form of subsidies.
For an already projected PV and battery storage plant the provision of balance energy, in times of excessive battery capacities, can provide a 30% increase in earnings, in case of battery technologies like natrium-sulfur or vanadium redox, which can work longer under heavy loads than a lead-acid battery. It has to be noted though, that, for the delivery of balance energy, such systems need to be operated in clusters, because of a demanded minimum performance by the APCS (Austrian Power Clearing & Settlement).
The usage of battery storages for the conversion of volatile PV-energy into a continuous supply can't compete with the costs of pumped storage hydropower plants. Battery storages would need to be 3 times cheaper to get equivalent to common storage-technologies.
The comparison of battery technologies showed that the lead-acid battery achieves the lowest costs in appliances with a low strain on the battery, like the reduction of peak loads. For appliances with a high strain on batteries, like the delivery of balance energy or peak/off peak arbitrage, the natrium-sulfur battery led to the cheapest costs.
For Austria, with a 1% penetration level of available PV-potentials, based on an analysis of the project REGIO ENERGY [1], 630 MWp of developed PV-peak-power could be realized, leading to battery storage capacities between 1.5 GWh and 7 GWh (depending on the use case).
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Abweichender Titel laut Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers
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