Zusammenfassung
In diesem Kapitel werden Stromspeichertechnologien anhand von Kennwerten und Kosten für verschiedene Einsatzmöglichkeiten dargelegt. In diesem Zusammenhang wird auch eine Methodik für die Berechnung von Stromspeicherungskosten (engl.: Levelized Cost of Storage, LCOS) präsentiert. Des Weiteren wird der Bestand an Stromspeichern in den 2010er-Jahren aufgezeigt. Im Zuge der Energiewende resultiert ein steigender Stromspeicherbedarf aufgrund des zunehmenden Anteils der dargebotsabhängigen Stromerzeugung. Dieser Bedarf ist von vielen Faktoren abhängig. Darüber hinaus spielen die rechtlichen Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Einsatz von Stromspeichern eine entscheidende Rolle. Unter Berücksichtigung der verschiedenen Einflussfaktoren und eines Literaturreviews wird der Stromspeicherbedarf je nach erneuerbaren Ausbaugrad in Deutschland abgeschätzt.
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Notes
- 1.
- 2.
- 3.
Sterner und Stadler 2017, S. 26–28.
- 4.
- 5.
Diese werden auch als Speichergase bezeichnet (siehe Abschn. 3.5.1).
- 6.
Wasserstoff kann auch mittels anderer Verfahren hergestellt werden, z. B. mittels Dampfreformierung oder Pyrolyse von Kohlenwasserstoffen.
- 7.
Wasserstoff kann nicht nur in Methan, sondern auch in andere Energieträger, z. B. in Ammoniak und Methanol, umgewandelt werden.
- 8.
Sterner und Stadler 2017, S. 28.
- 9.
Siehe Abschn. 2.4 bzgl. weltweiter Bestand thermischer Energiespeicher im Jahr 2017.
- 10.
Siehe IRENA 2020 bzgl. Hochtemperatur-Speichertechnologien wie beispielsweise Flüssigsalzspeicher.
- 11.
Stenzel et al. 2020; Power-to-Heat-to-Power Systeme werden z. T. als Carnot-Batterien bezeichnet.
- 12.
- 13.
Sterner und Stadler 2017, S. 664.
- 14.
BVES 2016.
- 15.
- 16.
Sterner und Stadler 2017, S. 38–44.
- 17.
Sterner und Stadler 2017, S. 670.
- 18.
Erfolgt der Bezug auf die Einspeicherleistung ist die Bezeichnung Einspeicherdauer gebräuchlich.
- 19.
Sterner und Stadler 2017, S. 44–45.
- 20.
IRENA 2020 S. 16–18.
- 21.
Schmidt et al. 2019.
- 22.
Sterner und Stadler 2017, S. 648.
- 23.
IRENA 2017, S. 12.
- 24.
Siehe Abschn. 1.5.5 bzgl. Merit Order.
- 25.
Siehe Abschn. 1.4.5 bzgl. Strompreisbestandteile.
- 26.
Kairies 2019, S. 8.
- 27.
Zander et al. 2018, S. 44.
- 28.
Daneben erfolgen auch Investitionen in einen Stromspeicher aus ideellen oder Image-Gründen, obwohl dies keinen finanziellen Vorteil für den Investor hat (Bundesnetzagentur 2020, S. 14).
- 29.
Bundesnetzagentur 2017, S. 21–22.
- 30.
Bundesnetzagentur 2021, S. 20.
- 31.
Siehe Abschn. 2.4 bzgl. Typen von Batteriespeichersystemen und deren Hauptanwendungsfälle.
- 32.
Siehe Kairies 2019, S. 10 bzgl. Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen < 10 kWp) und des durchschnittlichen Strompreises.
- 33.
Gemäß Figgener et al. (2020) wurden Ende der 2010er-Jahre über 50 % aller neuen PV-Systeme mit weniger als 30 KW installierter Leistung mit Heimspeichersystem ausgerüstet.
- 34.
- 35.
Sterner und Stadler 2017, S. 713–714.
- 36.
Kairies 2019, S. 68–73.
- 37.
Gemäß Art. 2 Nr. 59 und Nr. 60 Richtlinie (EU) 2019/944.
- 38.
Im Sinne des § 3 Nr. 25 EnWG bzw. des § 5 Nr. 24 EEG 2014.
- 39.
Siehe Abschn. 1.4.5 bzgl. Letztverbraucherabgaben.
- 40.
- 41.
- 42.
Pape et al. 2014, S. 95.
- 43.
Siehe Abschn. 3.5.1 bzgl. Definition Speichergase.
- 44.
Pape et al. 2014, S. 101.
- 45.
Sterner und Stadler 2017, S. 828.
- 46.
Stenzel et al. 2020, S. 36.
- 47.
Gemäß Beschluss vom 20.06.2017, Az.: EnVR 24/26.
- 48.
Gemäß Beschluss vom 20.06.2017, Az.: EnVR 24/26, S. 8.
- 49.
Siehe IRENA 2017, S. 31–32 bzgl. des exponentiellen Anstiegs des Einsatzes von Batterien.
- 50.
IRENA 2017, S. 14–22.
- 51.
- 52.
AEE 2014a, S. 8.
- 53.
- 54.
Bestand Ende 2019 gemäß Stenzel et al. (2020): 27 PSW mit rund 6 200 MW und rund 39 GWh innerhalb Deutschlands + 3504 MW in Österreich und Luxemburg (stehen teilweise nur anteilig zur Verfügung).
- 55.
- 56.
- 57.
Stenzel et al. 2020, S. 39.
- 58.
Sterner und Stadler 2017, S. 525–548.
- 59.
Sterner und Stadler 2017, S. 802.
- 60.
Siehe Figgener et al. 2020 bzgl. Datenbank des Forschungszentrums Jülich.
- 61.
Die Transparenz wurde durch die Einführung des Marktstammdatenregisters Ende der 2010er-Jahre in Deutschland erhöht.
- 62.
Lithium-Ionen-Batterien weisen auf dem Markt für Heimspeichersysteme seit 2017 einen Marktanteil von fast 100 % auf.
- 63.
Alle zuvor in diesem Abschnitt (einschl. Fußnoten) dargelegten Angaben zu stationären Batteriesystemen stammen aus Figgener et al. 2020.
- 64.
IRENA 2017, S. 64.
- 65.
Fraunhofer ISI 2017, S. 11.
- 66.
Kairies 2019, S. 14–15.
- 67.
Polymere, keramische oder hybride Festelektrolyte.
- 68.
- 69.
RMI 2019.
- 70.
Sterner und Stadler 2017, S. 46.
- 71.
Bei Redox-Flow-Batterien können Speicherkapazität und Leistung unabhängig voneinander ausgelegt werden.
- 72.
IRENA 2017, S. 126.
- 73.
- 74.
„Battery packaging costs represent around 19 %–34 % of the total pack price“ (RMI 2019, S. 18).
- 75.
Sterner und Stadler 2017, S. 671.
- 76.
Schmidt et al. 2017 (Supplementary Information).
- 77.
Einschließlich der Kosten für Leistungselektronik und MwSt., exkl. Installationskosten.
- 78.
Figgener et al. 2020.
- 79.
McKinsey&Company 2018.
- 80.
McKinsey&Company 2018.
- 81.
Angaben zu Pumpspeichern beziehen sich auf Großanlagen.
- 82.
Siehe Sterner und Stadler 2017, S. 649–653 bzgl. kapazitätsabhängige Investitionskosten.
- 83.
Siehe Abschn. 1.1.3 bzgl. Erfahrungs- bzw. Lernkurven.
- 84.
Siehe Abschn. 1.1.3 bzgl. Lernrate großskaliger Kraftwerke.
- 85.
Schmidt et al. 2019.
- 86.
Siehe IRENA 2017, S. 126–129 bzgl. Berechnungsmethodik für die Kosten der Speicherdienstleistung als Alternative zu den Stromspeicherungskosten.
- 87.
Annahme: Wirkungsgradsteigerung mittels Abwärmenutzung von 10 %.
- 88.
Siehe Fraunhofer ISE 2013, S. 43 bzgl. Wirkungsgradannahmen zu GuD-KWK.
- 89.
In Abb. 2.7 nicht dargelegt, da hierfür die LCOSP entscheidend sind.
- 90.
Als Power-to-Gas-to-Power System wird eine Kombination aus Elektrolyseur, Wasserstoffspeicher und Brennstoffzelle untersucht (Bezeichnung in der Abbildung: Hydrogen).
- 91.
LCOS für Anwendungen mit einer jährlichen Zyklenzahl >300 sinken von 150–600 US$/MWh (2015) auf 130–200 US$/MWh (2050) und für Anwendungen mit einer jährlichen Zyklenzahl von 50–100 von 1000–3500 US$/MWh (2015) auf 500–900 US$/MWh (2050).
- 92.
Siehe Abschn. 1.1.3 bzgl. Erfahrungs- bzw. Lernkurven.
- 93.
EURELECTRIC 2014.
- 94.
Papaefthymiou, Grave und Dragoon 2014.
- 95.
Sterner und Stadler 2017, S. 58.
- 96.
Siehe Sterner et al. 2015a bzgl. Reduzierung der Spannungsanhebung mittels Stromspeicher.
- 97.
Siehe Abschn. 1.3.5.2 bzgl. Regelleistung.
- 98.
TenneT TSO GmbH et al. 2014b.
- 99.
Sterner und Stadler 2017, S. 67.
- 100.
Leistungskomponente des Netzentgeltes gemäß individueller Jahreshöchstlast, verringertes individuelles Netzentgelt für energieintensive Unternehmen mit Mindestwerten für Benutzungsstunden und Jahresverbrauch bzw. starre Hochlastzeitfenster bei atypischer Netznutzung.
- 101.
dena 2015a.
- 102.
Siehe Abschn. 1.3.5 bzgl. Systemdienstleistungen.
- 103.
Siehe Berichte über die Mindesterzeugung gemäß § 63 Abs. 3a EnWG.
- 104.
Marktgebiete umfassen bisher i. d. R. die nationalen Grenzen.
- 105.
Siehe Abschn. 2.4 bzgl. Netzspeicher zur Primärregelleistungserbringung.
- 106.
SVC = Static Var Compensator, STATCOM = Static Synchronous Compensator.
- 107.
dena 2014a.
- 108.
Siehe Abschn. 2.6 bzgl. Einflussfaktoren auf den Stromspeicherbedarf.
- 109.
Als Mittelwerte über die vier Wetterjahre 2008–2011.
- 110.
- 111.
Siehe Abschn. 1.5.6 bzgl. Eignung verschiedener Kraftwerkstypen als Spitzenlastkraftwerke.
- 112.
Entspricht der Verminderung von Engpassmanagement-Maßnahmen.
- 113.
Siehe Tab. 2.10 bzgl. angenommene wirtschaftliche Lastmanagement-Potenziale.
- 114.
2010 betrug der Endenergieverbrauch ca. 2516 TWh und der Primärenergieverbrauch ca. 3662 TWh.
- 115.
Siehe Abschn. 1.3.2.2 bzgl. Ergebnisse der dena-Verteilnetzstudie.
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Zapf, M. (2022). Stromspeicher – Technologien, Kosten und Bedarf. In: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Springer Vieweg, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-658-37129-6_2
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