Kostenentwicklung dezentraler Batteriespeicher Evolution oder Revolution? Albert Hiesl, EEG TU Wien

Kostenentwicklung dezentraler Batteriespeicher Evolution oder Revolution? Albert Hiesl, EEG TU Wien

Agenda - Forschungsfrage & Methodik - Entwicklung ausgewählter Parameter dezentraler Batteriespeicher - Maximale Höhe der Investitionskosten dezentraler Batteriespeicher

Forschungsfrage - Wie haben sich die Investitionskosten dezentraler Batteriespeicher in den letzten Jahren entwickelt und wie hoch dürften die Investitionskosten eines Batteriespeichers zusätzlich zu einer Photovoltaikanlage sein, um wirtschaftlich profitabel betrieben werden zu können? - Standardlastprofil vs. gemessene Lastprofile

Methodik und Annahmen - Lineares Optimierungsmodell - Zeithorizont: 25 Jahre - PV-Erträge werden viertelstündlich simuliert - Degradation PV & Speicher werden berücksichtigt - Lebensdauer des Speichers: 12 Jahre - Effizienz des Speichers: 90% - Geclusterte Lastprofile

Methodik und Annahmen Ökonomische Berechnung: 12!"# = & '()),)+)(, +. 12 & '()),)+)(, =. )/0 )/0 4 ) 1 + 6 ) = 0 4 ) 1 + 6 ) Zinssatz: 1% Haushaltsstrompreis (variabler Anteil): 15 c/kwh Einspeisevergütung: 3 c/kwh - Ct = Cash-flow inklusive Batteriespeicher Cash-flow ohne Batteriespeicher - Annahme: Investitionskosten für Batteriespeicher sinken auf 70% aktueller Investitionskosten

Entwicklung ausgewählter Parameter dezentraler Batteriespeicher Datenquelle: Carmen e.v., eigene Darstellung

Zusammenhang Entladetiefe & Vollzyklen 10 kwh Batterie -> 8 kwh nutzbar ~9000 Zyklen ~3000 Zyklen Quelle: Datenblatt Saft Intensium Flex www.saftbatteries.com

Entwicklung der Investitionskosten dezentraler Batteriespeicher Datenquelle: Carmen e.v., eigene Darstellung - Viele unterschiedliche Systeme - Installationskosten werden nicht berücksichtigt - Größenabhängigkeit fehlt gänzlich

Kapazitätsabhängigkeit der Investitionskosten 7000 Investitionskosten [ /kwh_netto] 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Batteriekapazität netto [kwh] 2013 2014 2015 2016 2017 - Höchste Reduktion bei typischen Haushaltskapazitäten - Größenabhängigkeit der Investitionskosten stark vermindert - Installationskosten (Fixkosten) sind nicht berücksichtigt

Maximale Höhe der Investitionskosten Standardlastprofil: 4000 kwh/a, südliche Ausrichtung der PV-Anlage vorgegebene jährliche Rendite: 1% 2 /kwh 1 - max. zusätzliche Investitionskosten: 406 /kwh (15 kwp, 1 kwh Speicher) - min. zusätzliche Investitionskosten: 3,9 /kwh (1 kwp, 10 kwh Speicher)

Eigenverbrauchsanteil PV & Speicher Standardlastprofil: 4000 kwh/a, südliche Ausrichtung der PV-Anlage Eigenverbrauchsanteil [%]

Maximale Höhe der Investitionskosten Gemessene Lastprofile skaliert auf: 4000 kwh/a, südliche Ausrichtung der PV-Anlage, gemittelt über 40 Lastprofile vorgegebene jährliche Rendite: 1% /kwh - max. zusätzliche Investitionskosten: 440 /kwh (15 kwp, 1 kwh Speicher) - min. zusätzliche Investitionskosten: 36 /kwh (1 kwp, 10 kwh Speicher)

Maximale Höhe der Investitionskosten Gemessene Lastprofile skaliert auf: 4000 kwh/a, südliche Ausrichtung der PV-Anlage vorgegebene jährliche Rendite: 1%

Nötige Reduktion der Investitionskosten im Jahr 2017 Investitionskosten im Jahr 2017 vs. nötige Investkostenreduktion 1500 95 /kwh 1450 1400 1350 1300 1250 1200 1150 1100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Batteriekapazität [kwh] nötige Investkostenreduktion [%] 90 85 80 75 70 65 3 kwp PV Anlage 5 kwp PV Anlage 7 kwp PV Anlage 11 kwp PV Anlage 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Batteriekapazität [kwh]

Zusammenfassung - Unterschiedliche Batteriesysteme mit unterschiedlichen Angaben der Hersteller machen einen Vergleich schwierig - Zyklenhaltbarkeit und Entladetiefe konnten kontinuierlich gesteigert werden - Investitionskosten sind gerade bei kleineren Anlagen seit 2013 drastisch gesunken (6000 /kwh vs. 1400 /kwh) - Unterschiede zwischen gemessenen Lastprofilen und einem Standardlastprofil erkennbar

Zusammenfassung - ABER: Investitionskosten von Batteriespeichersysteme sind immer noch deutlich zu hoch - Bei derzeitigen Haushaltstarifstrukturen und ohne zusätzlichen Einnahmemöglichkeiten sind Kostenreduktionen zwischen 73% und 89% nötig

Danke für Ihre Aufmerksamkeit! Kontakt: Albert Hiesl Technische Universität Wien Institute of Energy Systems and Electrical Drives Energy Economics Group EEG Tel: +43(0)-1-58801-370371 Web: http://eeg.tuwien.ac.at/ E-Mail: hiesl@eeg.tuwien.ac.at