Wirtschaftliche Bewertung der Speichertechnologien

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1 Wirtschaftliche Bewertung der Speichertechnologien Dr Maximilian Kloess Dr Wolfgang Prüggler

2 Überblick Stromspeicher stationär Erzeugernah Tagesspeicher Wochenspeicher Verbrauchernah Tagesspeicher Wochenspeicher Thermische Speicher Erzeugernah Tagesspeicher Wochenspeicher Verbrauchernah Tagesspeicher Wochenspeicher Brennstoffspeicher Erzeugernah Tagesspeicher Wochenspeicher Verbrauchernah Tagesspeicher Wochenspeicher

3 Wochenspeicher Tagesspeicher Stromspeicher stationär Angebotsnah (zentrale Großanlagen) Verbrauchernah (dezentrale Kleinanlagen) Leistung: Kapazität: 3 MW 21 MWh Leistung: Kapazität: 1 kw 1 kwh Technologien: Pumpspeicher Druckluftspeicher diabat CAES Druckluftspeicher adiabat AA-CAES NaS Akkus RedoxFlow Akkus LiIon Akkus Technologien: Blei Säure Akkus Li Ion Akkus Leistung: Kapazität: Technologien: Pumpspeicher Wasserstoffspeicher Methanspeicher 3 MW 15 MWh Leistung laden: Leistung entladen: Kapazität: Technologien: Blei-Säure Akkus Wasserstoff 1 kw 1 kw 6 kwh

4 Stromspeicher verbrauchernah Annahmen Tagesspeicher: Speicher für Einfamilienhaus Leistung: Laden 1 kw Kapazität: Entladen 1 kw 1 kwh Anwendungsgebiete: Inselnetze Technologien: Blei-Säure Akkus Li-Ionen Akkus Annahmen Wochenspeicher: Speicher für Einfamilienhaus Leistung: Laden 1 kw Entladen 1 kw Kapazität: 6 kwh Stromspeicher Netzgebunden Verbraucher Verbrauchsreduktion in Hochpreiszeiten (bei variablen Tarifen) bei Anreizen durch polit. Rahmenbedingungen (z.b. Eigennutzungsförderung PV+Speicher) Technologien: Blei-Säure Akkus H 2 -speicher+brennstoffzelle Stromspeicher Verbraucher

5 Stromspeicher verbrauchernah Speicherkosten [ /MWh] Spezifikationen: Tagesspeicher Blei-Säure Akku Li Ion Akku Wochenspeicher Blei-Säure H2 Speicher Akku Leistung laden (max) [kw] entladen (max) [kw] Kapazität [kwh] Wirkungsgrad laden [%] entladen [%] Lebensdauer/Abschreibungsdaue [Jahre] Investitionskosten [ ] * Speicherkosten: Tagesspeicher: 365 Zyklen/Jahr Wochenspeicher: 125 Zyklen/Jahr Tagesspeicher * bei Großserienherstellung Wochenspeicher Ladestrom: /MWh in BleiSäure LiIon Blei Säure H2

7 Tagesspeicher angebotsnah Technologie-Überblick Pumpspeicher AA-CAES NaS Redox-Flow Li-Ion Leistung [MW] Kapazität [MWh] Wirkungsgrad laden [%] entladen [%] Lebensdauer/Abschreibungsdauer [Jahre] Investitionskosten [ /kw] [ /kwh] gesamt [mio. ]

8 Speicherkosten Speicherkosten C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r Zinssatz [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] Entscheidende Größen für Speicherkosten: Investitionskosten Lebensdauer/Abschreibungsdauer & Zinssatz Wirkungsgrad Betriebsstunden Strompreis

9 Speicherwirkungsgrad (Zyklus) Tagesspeicher angebotsnah Speicherwirkungsgrad (Zyklus): 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% %

10 Tagesspeicher angebotsnah Speicherkosten: Leistung: Kapazität: Betriebsstunden: Zinssatz: Annahme: 3 MW 21 MWh 2555 h/jahr (365 Vollzyklen/Jahr) 8% Preis Ladestrom pin = /MWhin 7 C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r Zinssatz [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] Speicherkosten [ /MWh-out]

11 Tagesspeicher angebotsnah Speicherkosten: Leistung: Kapazität: Betriebsstunden: Zinssatz: 3 MW 21 MWh 2555 h/jahr (365 Vollzyklen/Jahr) 8% Speicherkosten abhängig vom Preis des Ladestroms 3 C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r Zinssatz [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] Speicherkosten [ /MWh] 25 2 PSP 15 AA-CAES NaS 1 RedFlow LiIon 5 Preis Ladestrom [ /MWh]

13 Wochenspeicher angebotsnah Technologie-Überblick Pumpspeicher Wasserstoffspeicher Methanspeicher Leistung [MW] Kapazität [MWh] Wirkungsgrad laden [%] entladen [%] Lebensdauer/Abschreibungsdauer [Jahre] Investitionskosten [ /kw] gesamt [mio. ] Investitionskosten - Details Wasserstoffspeicher Methanspeicher Elektrolyseur [ /kw] 1 1 Wietschel et al. 21 Methanisierungsanlage [ /kw] 1 Annahme Kompressor [ /kw] EPRI 23 GuD-Kraftwerk [ /kw] Wietschel et al. 21 Speicher (Salzkaverne) [ /kwh],5,15 Wietschel et al. 21 [ /kw] 18 28

14 Speicherwirkungsgrad (Zyklus) Wochenspeicher angebotsnah Speicherwirkungsgrad (Zyklus): 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % PSP H2 CH4

15 Wochenspeicher angebotsnah Speicherkosten: Leistung: Kapazität: Betriebsstunden: Zinssatz: Annahme: 3 MW 15 MWh 2555 h/jahr (365 Vollzyklus/Jahr) 8% Preis Ladestrom pin = /MWhin 1 9 C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r Zinssatz [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] Speicherkosten [ /MWh] PSP H2 CH4

16 Wochenspeicher angebotsnah Speicherkosten: Leistung: Kapazität: Betriebsstunden: Zinssatz: 3 MW 15 MWh 2555 h/jahr (365 Vollzyklus/Jahr) 8% Speicherkosten abhängig vom Preis des Ladestroms 25 C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r Zinssatz [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] Speicherkosten [ /MWh] 2 15 PSP H2 1 CH4 5 Preis Ladestrom [ /MWh]

17 Wirtschaftliche Bewertung - Speicherbewirtschaftung

18 Speicherbewirtschaftung Motiv für Errichtung eines Speichers: Ertragssteigerung Kostensenkung Profitsteigerung Bewertung als Einzelprojekt: In der Wirtschaftlichkeitsanalyse untersucht Rentabilität des Speichers als Einzelprojekt (positiver Barwert?) Bewertung im Energiesystem: Bewertung wirtschaftlicher Synergien des Speicherbetriebs im Energiesystem z.b.: Vermeidung des Einsatzes teurer Spitzenlast-Erzeugung Vermeidung von Netzausbau Vermeidung von Curtailment erneuerbarer Erzeugung

19 Wirtschaftliche Bewertung Speicherkosten C s Speicherkosten [ /MWh] IC Investitionskosten [ /MWh] pin Preis Ladestrom [ /MWh] η Speicherwirkungsgrad (Zyklus) CRF Annuitätenfaktor OT Betriebsstunden [h/tag; h/jahr] r interest rate [%] DT Abschreibungsdauer [Jahre] pe electricity price [ /MWh] ηs storage efficiency [%] Entscheidende Größen für Speicherkosten: Investitionskosten Lebensdauer/Abschreibungsdauer & Zinssatz Wirkungsgrad Speicher wird nur betrieben wenn Peak-Off-Peak-Spread & Wirkungsgrad Betriebsstunden es rechtfertigen!!! Strompreis (Peak-Off Peak Spread) Nicht bei allen Technologien möglich! Teilnahme Regelenergiemarkt

20 Bewertung des Speicher als Einzelprojekt Vorgehensweise + Erträge aus Speicherbetrieb: Peak-/Off-Peak Arbitrage (+Regelenergie) - Kosten des Speichers (Kapitalkosten, Betriebskosten) = Gewinn/Jahr) Grundlagen: G Gewinn [ /Jahr] Rp-o Erträge Peak-Off Peak Spread [ /Jahr] Rr Erträge Regelenergiebereitstellung [ /Jahr] C Kosten Speicher [ /MWh] CC Kapitalkosten [ /Jahr] OC Betriebskosten [ /Jahr] IC Investitionskosten [ /MWh] CRF Annuitätenfaktor OT Nutzungsdauer [h/tag; h/jahr] r interest rate [%] DT depreciation time [Jahre] pe electricity price [ /MWh] ηs storage efficiency [%]

21 Erträge aus Speicherbewirtschaftung Speichererträge sind vom Strompreis (Spotmarkt) und vom Wirkungsgrad des Speichers abhängig: Strompreis 29: Werktag Wochenende p Winter Strompreis [ /MWh] Strompreis [ /MWh] Sommer Werktag Wochenende p

22 EXAA Preis [ /MWh] EXAA Preis [ /MWh] Strompreise 29 Tagesverlauf Sommer Werktag Sommer Wochenende Winter Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende Strompreis Wochenverlauf Sommter Winter Übergang Strompreis 29

23 Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Optimaler Speicherbetrieb Tagesspeicher Methode: Lineare Optimierung (implementiert in General Algebraic Modelling System GAMS) Zielfunktion: Randbedingungen: maximiere Speichererträge Leistung 3 MW Kapazität 21 MWh Parameter: Energiepreis (EXAA-Preis 29) Speicherwirkungsgrad (Laden & Entladen) Ergebnisse: optimaler Speicherbetrieb maximale Speichererträge

24 Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Speicherbetrieb Tagesspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad η = 92% (Pumpspeicher, LiIon) 25 konstante Kapazität: 21 MWh 2 Sommer Werktag

25 Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Speicherbetrieb Tagesspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad η = 92% (Pumpspeicher, LiIon) 25 konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag 2 Sommer Werktag Winter Werktag

26 Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Speicherbetrieb Tagesspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad η = 92% (Pumpspeicher, LiIon) konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag Sommer Wochenende Sommer Werktag Winter Werktag Winter Wochenende 1 5

27 Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Speicherbetrieb Tagesspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad η = 92% (PSP, LiIon) konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag Sommer Wochenende Winter Werktag Sommer Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende 1 5

28 Speicherstand [MWh] Speicherstand [MWh] Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Speicherbetrieb Tagesspeicher η in = η out = 92% (Pumpspeicher, LiIon) konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag Sommer Wochenende Winter Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende 5 η in = η out = 87% (NaS, Redox Flow) η in = η out = 84% (AA-CAES) konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag Wommer Wochenende Winter Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende konstante Kapazität: 21 MWh Sommer Werktag Sommer Wochenende Winter Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende

29 Erträge & Kosten [mio / Jahr] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Erträge, Kosten, Profit (EXAA Preise 29, ohne Regelenergie) PSP AA-CAES NaS RedoxFlow LiIon Leistung: Kapazität: 3 MW 21 MWh Investitionskosten [ /kw];[ /kwh] Abschreibungsdauer [Jahre] Zinssatz [%] Pumpspeicher AA-CAES NaS/RedoxFlow Li Ion Erträge [mio. /year] Betriebskosten [mio. /year] Kapitalkosten [mio. /year] Gewinn [mio. /year]

30 Gewinn [mio /Jahr] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Gewinn [mio /Jahr] Sensitivitätsanalyse 1: Variation der Investitionskosten Pumped Hydro [mio. /year] Pumped Hydro [mio. /year] AA-CAES [mio. /year] AA-CAES [mio. /year] NaS/Redox Flow [mio. /year] LiIon [mio. /year] spezifische Investitionskosten [ /kwh; /kw] -4 spezifische Investitionskosten [ /kw]

31 EXAA Preis [ /MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher EXAA Preis [ /MWh] Sensitivitätsanalyse 2: Änderung des Strompreisverlaufs Änderung der Erträge Sommter Winter Übergang Strompreis 29 Annahme: Strompreisverlauf 22 höhere Durchschnittspreise (wahrscheinlich) höhere Volatilität (unsicher) Sommer Winter Übergang Strompreis 22

32 Erträge & Kosten [mio / Jahr] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher Erträge, Kosten, Profit (EXAA Preise 29 & Annahmen 22, ohne Regelenergie) PSP AA-CAES NaS RedoxFlow LiIon Leistung: Kapazität: 3 MW 21 MWh Investitionskosten [ /kw];[ /kwh] Abschreibungsdauer [Jahre] Zinssatz [%] Pumpspeicher AA-CAES NaS/RedoxFlow Li Ion Erträge Erträge [mio. 29 /year] Erträge 22 Kapitalkosten Kapitalkosten [mio. /year] Betriebskosten Betriebskosten [mio. /year] Gewinn 29 Gewinn [mio. Gewinn /year] 22

33 Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Optimaler Speicherbetrieb Wochenspeicher Methode: Lineare Optimierung (implementiert in General Algebraic Modelling System GAMS) Zielfunktion: maximiere Speichererträge Randbedingungen: Leistung 3 MW Kapazität 15 MWh Parameter: Energiepreis (EXAA-Preis 29) Speicherwirkungsgrad (Laden & Entladen) Ergebnisse: optimaler Speicherbetrieb maximale Speichererträge

34 EXAA Preis [ /MWh] EXAA Preis [ /MWh] Strompreise 29 Tagesverlauf Sommer Werktag Sommer Wochenende Winter Werktag Winter Wochenende Übergang Werktag Übergang Wochenende Strompreis Wochenverlauf Sommter Winter Übergang Strompreis 29

35 : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: Speicherstand [MWh] Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Speicherbetrieb Wochenspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad η = 92% (Pumpspeicher) Sommer Winter Übergang Wochenende Werktage

36 SOC [MWh] : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Speicherstand [MWh] Speicherstand [MWh] : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: : 6: 12: 18: Speicherbetrieb Wochenspeicher Lade- & Entladewirkungsgrad Sommer Winter Übergang η in = η out = 92% Pumpspeicher 2 η in = 68% η out = 55% Wasserstoffspeicher η in = 5% η out = 55% Methanspeicher 12 1 Sommer Winter 12 1 Sommer Winter 8 Übergang 8 Übergang

37 revenue & costs [mio /year] Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Erträge, Kosten, Profit (EXAA Preise 29, ohne Regelenergie) PSP H2 CH4 Leistung: Kapazität: 3 MW 15 MWh Investitionskosten [ /kw];[ /kwh] Abschreibungsdauer [Jahre] Zinssatz [%] Pumpspeicher H2 CH4 Erträge Kapitalkosten Betriebskosten Gewinn

38 Gewinn [mio /Jahr] Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Sensitivitätsanalyse 1: Unsicherheit bezüglich Investitionskosten: Pumpspeicher H2-Speicher CH4-Speicher 4 abhängig vom Standort Kostenzurechnung für GuD Kraftwerk Variation der Investitionskosten Kostenzurechnung für GuD Kraftwerk, Kosten für Speicher (Erdgasspeicher vorhanden Erdgasspeicher) Pumped Hydro H2 CH4 spezifische Investitionskosten [ /kw]

39 EXAA Preis [ /MWh] Speicherbewirtschaftung Tagesspeicher EXAA Preis [ /MWh] Sensitivitätsanalyse 2: Änderung des Strompreisverlaufs Änderung der Erträge Sommter Winter Übergang Strompreis 29 Annahme: Strompreisverlauf 22 höhere Durchschnittspreise (wahrscheinlich) höhere Volatilität (unsicher) Sommer Winter Übergang Strompreis 22

40 revenue & costs [mio /year] Speicherbewirtschaftung Wochenspeicher Erträge, Kosten, Profit (EXAA Preise 29 & Annahmen 22, ohne Regelenergie) Leistung: Kapazität: 3 MW 15 MWh PSP H2 CH4 Investitionskosten [ /kw];[ /kwh] Abschreibungsdauer [Jahre] Zinssatz [%] Pumpspeicher H2 CH Erträge Erträge 22 Kapitalkosten Betriebskosten Gewinn Gewinn 22

41 Speicherbewirtschaftung Jahresspeicher Optimaler Speicherbetrieb Jahresspeicher Methode: Lineare Optimierung (implementiert in General Algebraic Modelling System GAMS) Zielfunktion: maximiere Speichererträge Randbedingungen: Leistung 3 MW Parameter: Energiepreis (EXAA-Preis 29) Speicherwirkungsgrad (Laden & Entladen) Ergebnisse: optimaler Speicherbetrieb optimale Speicherkapazität maximale Speichererträge

42 Speicherstand [GWh] Speicherbewirtschaftung Jahresspeicher Speicherbetrieb Jahresspeicher (basierend auf EXAA Preisverlauf 29) Pumpspeicher Wasserstoffspeicher Methanspeicher 35 3 Pumpspeicher H2 CH Stunden

43 Speicherbewirtschaftung Jahresspeicher Speicherstand [GWh] Optimale Speicherkapazität (bei 3MW Leistung) 35 3 Pumpspeicher H2 CH4 25 Pumpspeicher 297 GWh Wasserstoffspeicher 175 GWh Methanspeicher 13 GWh Speichererträge (EXAA Preise 29) Pumpspeicher 24,4 Mio. Wasserstoffspeicher 5,2 Mio. Methanspeicher 3.1 Mio. Stunden Wie hoch dürfen die spezifischen Investitionskosten bei diesen Erträgen sein? maximale Investitionskosten Pumpspeicher Wasserstoffspeicher Methanspeicher < 8 /kw < 17 /kw < 1 /kw Kostenziel für Technologien (Preise 29) Saisonaler Spread kann in Zukunft steigen (mehr erneuerbare Stromerzeugung) höhere Erträge höhere Kosten möglich

44 Schlussfolgerungen

45 Stationäre Stromspeicher Erzeugernah Großspeicher Tagesspeicher Pumpspeicher - wirtschaftlich beste Option - hoher Wirkungsgrad - geringe kapazitätsabhängige Invest.kosten Adiabater Druckluftspeicher AA-CAES - geringe kapazitätsabhängige Invest.kosten Investitionskosten (Standort) für Rentabilität entscheidend NaS Redox Flow LiIon - hoher Wirkungsgrad - hohe kapazitätsabhängige Invest.kosten für den Anwendungsfall Tagesspeicher unwirtschaftlich

46 Stationäre Stromspeicher Erzeugernah Großspeicher Wochenspeicher Pumpspeicher - wirtschaftlich beste Option - hoher Wirkungsgrad Standort/Investitionskosten für Rentabilität entscheidend Wasserstoffspeicher Methanspeicher schlechter Wirkungsgrad kaum Erträge als Wochenspeicher unwirtschaftlich Jahresspeicher Pumpspeicher - wirtschaftlich beste Option - hoher Wirkungsgrad - Standort/Investitionskosten für Rentabilität entscheidend; - kaum Standorte vorhanden! Wasserstoffspeicher Methanspeicher Speichererträge trotz schlechtem Wirkungsgrad - Investitionskosten & Entwicklung d. saisonalen Spreads für Rentabilität entscheidend - viele Standorte vorhanden!

47 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dr Maximilian KLOESS Dr Wolfgang PRÜGGLER TU Wien, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, Gusshausstraße 25-29, 14 Wien,