Zusammenfassung der Vorträge

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1 Veranstaltung: Strombedarf in Unternehmen optimieren Lohnen sich Energiespeicher? Am 1. Juni 2016 in der Aula der TU Braunschweig im Haus der Wissenschaft Zusammenfassung der Vorträge Prof. Dr: Bernd Engel TU Braunschweig, Institut für Hochspannungstechnik und Elektrische Energieanlagen (elenia) Die langfristigen Prognosen ergeben sinkende Batteriepreise mit steigender produzierter Stückzahl. Optimierungs-Kriterien für PV-Lösungen zur Eigenversorgung am Netz sind die Eigenverbrauchsquote und damit die Unabhängigkeit vom Einspeisetarif sowie die Autarkiequote und damit die Unabhängigkeit vom Strombezugstarif. Der Einsatz eines Solarstromspeichers verbessert diese Kriterien signifikant. Das KfW-Marktanreizprogramm hat maßgeblich zur breiten Installation von Stromspeichern beigetragen. So wurde jeder zweiter Solarstromspeicher gefördert. Im Jahr 2015 waren dies knapp Speicher. Im Vergleich zum Vorjahr führte das zu einem Preisrutsch von ca. 25 Prozent. Ferner wurde der netzdienliche Betrieb durch die KfW-Förderung etabliert, indem u. a. technische Hinweise entstanden und durch die Fernsteuerbarkeit in Form von Anschlussvorrüstungen sowie die Updatefähigkeit der verwendeten Software gewährleistet wird. Die Preislernkurve für Speicher muss weiter durchlaufen werden, um einen fördermittelunabhängigen Zubau zu ermöglichen. Ebenso müssen Sicherheit, Effizienz und Lebensdauer im Fokus der technischen Entwicklung bleiben. Als zukünftiges Konzept wird neben der Eigenverbrauchsoptimierung die Nutzung von Speichern durch Dritte, also die Teilnahme der Eigentümer von Speichern am Stromhandel, gesehen. Martin Pietsch Bundesverband der Energie-Abnehmer (VEA) Spitzenlastmanagement, also die Glättung von preistreibenden Leistungsspitzen des verbrauchenden Unternehmens, ist ein langjähriges Standardgeschäft des VEA. Hierbei werden die verschiedenen Verbraucher anhand ihrer Abschaltbarkeit priorisiert und bei erhöhtem Leistungsbedarf entsprechend abgeschaltet. Hierfür eignen sich z. B. reaktionsträge Systeme wie Kühlhäuser, Lüftungssysteme oder nicht zeitkritische Transportprozesse. Weitere Methoden wie die atypische Netznutzung, also die Reduzierung des Leistungsbedarfs des Verbrauchers in den sogenannten Hochlastzeitfenstern, ermöglichen eine Senkung der Energiekosten durch eingesparte Netzentgelte. Die Teilnahme am Primärregelenergiemarkt ist für die meisten Industrieunternehmen aufgrund der hohen Anforderungen eine eher unrealistische Option. Der Sekundär- und der Tertiärregelenergiemarkt kommen grundsätzlich in Frage. Bei der Teilnahme am Terminmarkt für die lang- und mittelfristige Versorgung ist die schwindende Differenz zwischen Peak- und Base- Abrechnungspreis zu berücksichtigen.

2 Derzeit ist eine akzeptable Amortisationszeit für den industriellen Einsatz von Stromspeichern nur selten erreichbar. Ebenso kommen Marktsignale aus Regelenergie- und Großhandelsmärkten erfahrungsgemäß kaum bei mittelständischen Industrieunternehmen an. Die Potenziale sind stark abhängig von politischen Einflussnahmen wie z. B. der Diskussion um 19 Abs. 2 StromNEV und der Einstufung von Energiespeichern als Letztverbraucher. Prof. Dr. Richard Hanke-Rauschenbach Gottfried Wilhelm Leibniz Universität Hannover, Lehrstuhl für Elektrische Energiespeichersysteme Die Auswahl einer für den Anwendungsfall passenden Speichertechnologie ist eine komplexe Investitionsentscheidung. Deshalb hat das Team um Professor Richard Hanke-Rauschenbach und Astrid Bensmann einen Ansatz zur Technologieauswahl und Dimensionierung von Speichern entwickelt. Hierbei wird anhand des jeweiligen vorgegebenen Lastgangs schrittweise ein Optimum zwischen Kapazität (kwh) und Entladeleistung (kw) mithilfe eines so genannten charakteristischen Diagramms ermittelt. Die am Markt verfügbaren Speichertechnologien decken bestimmte Bereiche dieser Parameter zu entsprechenden Kosten ab. So lässt sich abschätzen, welche Lösung für den gegebenen Lastgang in Frage kommt. Dieser Ansatz berücksichtigt neben den vorgegebenen Lastgängen zahlreiche weitere Einflussgrößen wie die Betriebsführung, Regler- und Technologieparameter. Diese so getroffene Abschätzung ermöglicht zudem eine Einordnung in den Gesamtkontext der verfügbaren Technologien und dient als Vorbereitung für die Detailplanung. Hauke Loges TU Braunschweig, Institut für Hochspannungstechnik und Elektrische Energieanlagen (elenia) Während des Betriebs eines PV-Speichersystems treten zahlreiche Verluste durch Umwandlung, Lade- und Entladevorgänge, Selbstentladung und Abregelung auf. Einen besonders hohen Effekt hat hierbei die Selbstentladung, also die Stand-by- Verluste, die durch den Stromverbrauch der Geräte selbst entstehen. Die Wirkungsgrade der am Markt verfügbaren Batteriespeichersysteme berücksichtigen diese Effekte nur unzureichend, da keine einheitliche Kennzeichnung z. B. in Form einer Norm existiert. So ist ein Vergleich insbesondere für Laien nahezu unmöglich. Am elenia wurden deshalb anhand von Referenzlastprofilen von Ein- und Mehrfamilienhäusern Messungen an verschiedenen Speichersystemen durchgeführt, um so die Herstellerangaben im realen Betrieb zu prüfen. Die bisherigen Ergebnisse zeigen zum Teil erhebliche Abweichungen von den Herstellerangaben. Deshalb wird ein einheitliches Energieeffizienzlabel für PV- Speicher empfohlen, in dem der Gesamtwirkungsgrad und der Stand-by-Verbrauch deutlich zu erkennen sind. Die durchgeführten Messungen sind reproduzierbar und eignen sich als Ausgangsbasis für weitere Untersuchungen.

3 Andreas Becker AEG Power Solutions GmbH Die AEG Power Solutions sieht einen erhöhten Nutzen von Batterieenergiespeichersystemen in der Kombination der klassischen Anwendungsfelder für die Industrie wie Spitzenlastreduktion und Lastverschiebung, Netzdienstleistungen wie Blindleistungskompensation und Spannungsregelung sowie erneuerbaren Energien wie der Zwischenspeicherung von Überschüssen und der Minimierung von Netzausbaukosten. Zur Reduzierung der Strombezugskosten bietet AEG Systemlösungen, sogenannte MicroGrids, zur Eigenversorgung von Unternehmen an. Anhand von Lastgängen des Ist-Zustandes, den sich daraus ergebenden Leistungs- und Kapazitätsbedarfen sowie den gesetzten wirtschaftlichen Rahmenbedingungen werden so passende Anlagenkombinationen konfiguriert. Bestandteile des Geschäftsmodells sind auch hier die Netzentgeltreduktion, Lastglättung, Eigenverbrauchserhöhung, Backup zur Vermeidung von Produktionsausfällen und die Blindleistungskompensation. Der zukünftig denkbare Betrieb von MicroGrids durch Stadtwerke würde aufgrund der längeren Planungshorizonte ebenso längere Amortisationszeiten ermöglichen, die häufig mit derartigen Investitionsentscheidungen einhergehen. Zudem eröffnen sich so für Stadtwerke die zuvor genannten Geschäftsfelder und eine verstärkte Kundenbindung zu den Unternehmen entsteht. Unternehmen müssten die hierfür benötigte hohe Investitionssumme nicht aufbringen sondern würden eine monatliche Gebühr zahlen und hätten somit den Vorteil der Planungssicherheit und Risikominimierung. Batteriespeicher haben diverse technische Anwendungsfelder, deren ökonomische Rahmenbedingungen sich zudem verbessern. Es ist jedoch immer eine Einzelfallprüfung erforderlich. Durch die Einbindung kommunaler Energiedienstleister bieten sich neue und verbesserte Finanzierungsoptionen für Unternehmen. Kommunale Dienstleister erschließen so neue Geschäftsfelder und KMU reduzieren ihre Risiken. Dr. Thorsten Hickmann Eisenhuth GmbH & Co. KG Die derzeitigen Entwicklungen wie steigende Strompreise, sinkende EEG- Vergütungssätze und anhaltende Diskussionen über die zukünftige Versorgungssicherheit fördern den Einsatz von Speichertechnologien. Die seit 2009 auf der für Industrieunternehmen wichtigen Mittelspannungsebene steigende durchschnittliche Ausfalldauer des Stromnetzes, die über den sogenannten SAID- Index beschrieben wird, führt zu einem gesteigerten Interesse an unterbrechungsfreien Stromversorgungen und Backup-Lösungen. Ungeplante Ausfälle können für Unternehmen zum Teil mit erheblichen Stillstandzeiten verbunden sein, wenn z. B. ältere und nach einer Netzstörung defekte Steuerungstechnik ausgetauscht werden muss. Kommen Lieferschwierigkeiten für nicht mehr ganz aktuelle Ersatzteile hinzu, verzögert sich die Wiederaufnahme des Anlagenbetriebs weiter. Dieser nicht ungewöhnliche Umstand kann für produzierende Unternehmen zu hohen Kosten führen.

4 Unternehmen profitieren zwar oftmals von günstigen Strombezugskosten auf den Großhandelsmärkten (rund 3 bis 4,5 Ct/kWh) trotzdem müssen in der Regel Stromnebenkosten wie Umlagen, Steuern oder Netzentgelte gezahlt werden. Die Höhe der Industriestrompreise hängt also stark davon ab, ob und in welchem Umfang Steuern und Abgaben zu zahlen sind. Der Strompreis kann also insgesamt auch höher sein im Vergleich zu den Kosten der Eigenerzeugung. Der Einsatz von Speichern wie Redox-Flow-Batterien ermöglicht dabei eine Steigerung des Eigenverbrauchs und die Glättung von Verbrauchsspitzen. Eisenhuth GmbH & Co. KG stellt u. a. Komponenten für Batterien und elektrochemische Anwendungen her. In diesem Geschäftsfeld wird der Schwerpunkt des Unternehmens auf Bauteile für Vanadium-Redox-Flow-Batterien gelegt. Redox-Flow-Systeme eignen sich in erster Linie für den stationären Einsatz. Sie sind vor allem aufgrund der unabhängigen Skalierbarkeit von Leistung und zu speichernde Strommenge besonders für Unternehmen interessant. Redox-Flow- Batterien zeichnen sich durch eine hohe Anzahl an Ladezyklen, keinen eintretenden Memory-Effekt, nahezu keine Selbstentladung und keine Brandlast aus. Auch hier ist allerdings weitere Entwicklungsarbeit erforderlich, um die Kosten weiter zu reduzieren. Dennoch sind Redox-Flow-Batterien bereits heute industriell einsetzbar und kommerziell verfügbar. Dr. Kai Gent Ritter GENT COLLEGEN; Franziska Lietz Energie-Forschungszentrum Niedersachsen In Bezug auf die rechtlichen Rahmenbedingungen der Energiespeicherung führt besonders die Letztverbrauchereigenschaft von Speichertechnologien zu zahlreichen Fragestellungen. Diese basiert auf der Rechtsprechung des BGH über Pumpspeicher, wonach sie als netzentgeltpflichtige Letztverbraucher anzusehen sind. Das wird ebenso auf weitere Speichtechnologien wie Batterie- und Druckluftspeichern sowie Power-to-Gas-Anlagen übertragen. Begründet wird diese Einordnung damit, dass der technische Vorgang zum einen dem Verbrauch von Strom entspricht und zum anderen während der Speicherung eine tatsächliche Netznutzung erfolgt. Hiermit greifen im Umkehrschluss auch Regelungen zur Befreiung von Strompreisbelastungen. Für bei der Stromspeicherung anfallende Netzentgelte, die, Stand 2015, 25 Prozent des Strompreises ausmachen, und die Stromsteuer, deren Anteil 10 Prozent ergibt, gelten gesetzliche Befreiungstatbestände. Dazu wurden zwei Anwendungsfälle zur Speicherung ohne und mit Nutzung des allgemeinen Versorgungsnetzes betrachtet. Bei der Speicherung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes fallen keine Netzentgelte und damit keine Messentgelte, KWKG- und sonstige Umlagen an. Wird der Strom zudem nicht von Dritten bezogen, entfällt ebenfalls die Umsatzsteuer. Bei der Einspeicherung ist grundsätzlich Stromsteuer zu zahlen. Kleinanlagen unter 2 MW können jedoch davon befreit werden. Konzessionsabgaben können anfallen, was nur in seltenen Fällen bei der Nutzung öffentlicher Verkehrswege auftritt. Die EEG-Umlage ist ebenfalls zu zahlen, aber auch hier gibt es gemäß 61 EEG Befreiungsregeln. Eine Befreiung von der EEG- Umlage setzt u. a. voraus, dass nach 5 Nr. 12 EEG eine Personenidentität

5 zwischen Erzeuger und Verbraucher vorliegt vorliegt. Eine Umlagereduzierung setzt nach 61 Abs. 1 EEG eine EEG-Anlage, was nach 5 Abs. 1 Nr. 1 EEG auch Speicher einschließt, oder KWK-Anlage voraus. Eine vollumfängliche Befreiung ist das allerdings nur in Ausnahmefällen nach 61 Abs. 2 oder bei so genannten Bestandsanlagen nach 61 Abs. 3, 4 EEG möglich. Die Eigenversorgung über eine Bestandsanlage nach 61 Abs. 3 EEG ermöglicht eine Befreiung bei der Einspeisung in einen eigenen und nach dem 1. August 2014 in Betrieb genommenen Speicher. Bei der Entnahme ist in der Regel nur dann eine Reduzierung der Umlage auf bis zu 35 Prozent möglich, sofern es sich um einen rein für Strom aus erneuerbaren Quellen genutzten Speicher handelt. Die Eigenversorgung mit Speicher und Nutzung des öffentlichen Netzes ist in der Regel nur dann wirtschaftlich, wenn die Speicherung dem Letztverbraucher von einem dritten Dienstleister angeboten wird. Es fallen grundsätzlich Netz- und Messentgelte, KWKG- sowie sonstige Umlagen an. Eine Sonderregelung gilt für Stromspeicher nach 118 Abs. 6 EnWG: Wenn der Speicher den Strom aus dem öffentlich Netz bezieht und dort wieder zurückspeist, sind keine Netzentgelte für die Einspeicherung zu zahlen. Die Stromsteuer ist auch hier zu zahlen, sofern es sich nicht um Kleinanlagen handelt. Die EEG-Umlage ist grundsätzlich zu zahlen, da hier davon ausgegangen wird, dass ein Dritter den Speicher betreibt. Speist aber beispielsweise eine eigene Bestandsanlage nach 60 Abs. 4 EEG über das öffentliche Netz in den fremden Speicher ein, ist keine EEG-Umlage zu zahlen. Bei der Entladung fällt hingegen die EEG-Umlage in voller Höhe an. Die derzeitigen Regelungen in Bezug auf die Stromspeicherung geben im Hinblick auf die Belastungen des Bezugsstrompreises derzeit kein konsistentes Bild ab. Obwohl die Nutzung von Stromspeichern durch Stromerzeuger ausdrücklich gesetzgeberisch gewollt ist, ist die Speicherung von erzeugtem Strom aufgrund der anfallenden zusätzlichen Belastungen vielfach für den Erzeuger von Nachteil. Dies zeigt sich insbesondere im Rahmen der Eigenversorgung bei der Ergänzung von Bestandsanlagen mit neuen Stromspeichern. Der derzeitige rechtliche Rahmen für die Eigenversorgung inklusive Speichertechnologie stellt sich in erster Linie aufgrund der im EEG geschaffenen Ausnahmetatbestände zur Befreiung von Unternehmen, die wiederum auf EU- Ebene beihilferechtlich relevant sind, als einer nicht durchgängigen Logik folgend dar. Ebenso ist deshalb die atypische Netznutzung Gegenstand aktueller rechtlicher Diskussionen. Es wird eine Überarbeitung von Regelungen im EEG 2016 erwartet.