nt 04 | 2024 Infrastrukturen der Zukunft: Wärmespeicher XXL
Wirtschaftlichkeit von Energiespeichern - Ansätze zur Bewertung und Entwicklung zukunftsfähiger Geschäftsmodelle
Carina Seidnitzer-Gallien, Andreas Hauer, Stefan Puschnigg, Simon Moser, Beatrice Schulz
Energiespeichertechnologien spielen eine zentrale Rolle in der Umstellung auf ein erneuerbares Energiesystem. Doch welchen ökonomischen Wert haben diese Technologien in ihren Anwendungen und wie lässt sich dieser quantifizieren? Wie können der Nutzen und der Wert von Speichersystemen in multiplizierbare Geschäftsmodelle übertragen werden? Diese Fragen stellen sich nicht nur Energieversorger, sondern auch Investoren, Technologieanbieter und Industrieunternehmen, die Energiesysteme (Strom und Wärme) auf erneuerbare Technologien umstellen wollen. Studien und Fahrpläne1,2,3,4 zur Dekarbonisierung zeigen konsequent, dass ein dekarbonisiertes Energiesystem, das auf fluktuierende erneuerbare Energien angewiesen ist, ohne Speicherlösungen nicht realisierbar ist. Eine vollständige Dekarbonisierung der Strom- und Wärmenutzung ist nur möglich, wenn Schwankungen bei der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen reduziert, Spitzenlasten bewältigt, Ungleichgewichte zwischen Angebot und Nachfrage ausgeglichen, die Netzstabilität unterstützt und die Zuverlässigkeit gewährleistet werden – alles bei einer deutlichen Reduzierung der CO2-Emissionen.
Monetäre Bewertung von Speichertechnologien
Die Internationale Energieagentur (IEA) hat im Rahmen ihres Technologiekooperationsprogramms „Energy Storage“ (ES TCP) eine Forschungsgruppe ins Leben gerufen, die sich mit der Wirtschaftlichkeit von Energiespeichertechnologien befasst: den IEA ES TCP Task 41 „Economics of Energy Storage – EcoEneSto“. In diesem Projekt arbeiten Forschungsinstitute, Technologieanbieter und Energiesystemplaner aus 14 verschiedenen Ländern von 2022 bis 2025 gemeinsam an Lösungen zur Quantifizierung des monetären Wertes von Speichertechnologien für Strom- und Wärmemärkte sowie an zukunftsfähigen, stabilen Geschäftsmodellen. Mehr als 90 Teilnehmer*innen aus 16 Ländern und 54 Organisationen haben sich bereits am Task 41 beteiligt. Unter der Leitung des Energieinstituts an der JKU Linz arbeiten AEE INTEC, die FH OÖ Forschungs & Entwicklungs GmbH und die Wirtschaftsagentur Burgenland Forschungs- und Innovations GmbH gemeinsam im österreichischen Konsortium. Die inhaltliche Arbeit ist in vier Subtasks gegliedert.
Abbildung 2: Übersicht der Subtasks im IEA ES Task 41
Im Subtask 1 wurden umfassende Methoden zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Energiespeichern gesammelt und die relevanten Kennzahlen (KPIs) in vier Kategorien unterteilt: technische, ökonomische, ökologische und soziale Indikatoren.
Abbildung 3: Auszug aus den technischen, wirtschaftlichen, ökologischen und sozialen Indikatoren
Eine bedeutende Innovation ist die Entwicklung der Methode „Was kostet es, keinen Speicher zu haben?“. Dabei werden die Kosten eines Systems ohne Speicher denen eines Systems mit Speicher gegenübergestellt, um potenzielle Einsparungen – etwa durch vermiedene Emissionen oder geringere Energieverluste – zu berechnen. Diese Methode bietet einen neuen Ansatz zur Verdeutlichung des Wertes von Energiespeichern. Eine zentrale Erkenntnis dieses Subtasks ist, dass die Bewertung von Speichersystemen aus der Perspektive von Investoren erfolgen sollte. Investoren benötigen einfache, stabile Technologiebewertungen sowie klare Antworten auf technische, wirtschaftliche und regulatorische Fragen, um fundierte Entscheidungen treffen zu können.
In Subtask 2 wurde eine Berechnungsmethode entwickelt, die es ermöglicht, die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Speichersystemen anhand der realisierten und akzeptablen Kosten je Speicherkapazität zu bewerten. Diese Methodik wurde ursprünglich für thermische Speichersysteme5 entwickelt, jetzt jedoch auf elektrische und chemische Speichersysteme erweitert. Das benutzerfreundliche Tool, das auf dieser Methodik basiert, wurde bereits erfolgreich mit verschiedenen Speichertechnologien getestet, wobei Daten aus Fragebögen, von Teilnehmern des Tasks sowie öffentlich zugängliche Informationen verwendet wurden. Zukünftig soll das Modell in enger Zusammenarbeit mit Herstellern und Lieferanten weiter getestet und validiert werden. Neue Daten werden in das Tool integriert, um dessen Anwendbarkeit auf eine breitere Palette von Speichertechnologien zu erweitern.
In Subtask 3 wurden zahlreiche Fallstudien gesammelt, um erfolgreiche Beispiele sowie schwierige Fälle zu analysieren. Diese dienen dazu, Muster zu identifizieren, die wirtschaftlich tragfähige Speicherprojekte fördern, sowie Herausforderungen aufzuzeigen, die der Wirtschaftlichkeit entgegenstehen. Aus Österreich wurden mehrere Erfolgsgeschichten dokumentiert, darunter Pumpspeicherkraftwerke, die sich als effiziente und langlebige Speicherlösungen erwiesen haben. Auch elektrochemische Speicher, vor allem auf Lithiumbasis, haben sich in verschiedenen Projekten als wirtschaftlich erfolgreich erwiesen. Zudem wird auch an einer Transformation der erfolgreichen Realisierungen und Business Cases von Großwarmwasserspeichern in Dänemark für urbane Gebiete in Österreich gearbeitet. Neben den Erfolgsbeispielen wurden jedoch auch Herausforderungen identifiziert. So sind thermochemische Speicher aufgrund niedriger Zyklenzahlen und hoher Materialkosten derzeit wirtschaftlich schwer umsetzbar. Auch die Integration von Redox-Flow-Batterien bleibt herausfordernd, da technische Hürden noch überwunden werden müssen.
Subtask 4 konzentrierte sich auf die Entwicklung eines Bewertungsrahmens, der hilft, Energiespeichersysteme in tragfähige Geschäftsmodelle zu überführen. Eine zentrale Erkenntnis ist, dass der wirtschaftliche Erfolg von Speichersystemen stark von der spezifischen Anwendung abhängt. Es gibt keine allgemeingültige „beste“ Speichertechnologie – die technischen Anforderungen und die Marktbedingungen bestimmen, welche Technologie wirtschaftlich realisierbar ist.
Revenue Stacking
Ein wichtiger Ansatz zur Maximierung der Erträge von Speichersystemen ist das sogenannte Revenue Stacking, bei dem ein Speicher für mehrere Anwendungen genutzt wird. Dieser Ansatz erhöht jedoch auch die Komplexität der Planung und Umsetzung. Der entwickelte Bewertungsrahmen berücksichtigt diesen Aspekt und wird derzeit getestet und verfeinert, wobei Fallbeispiele aus verschiedenen Speichertechnologien herangezogen werden.
Abbildung 4: Visualisierung der Revenue Stacking Methode
Eine weitere wichtige Erkenntnis ist, dass der Gesamtnutzen eines Speichersystems für das Energiesystem nicht immer dem finanziellen Nutzen für den Betreiber entspricht. Dies wirft die Frage auf, wie Betreiber für den systemweiten Nutzen – etwa für Flexibilität und Versorgungssicherheit – entschädigt werden können. Insgesamt liegt der Schwerpunkt dieses Tasks auf der Entwicklung eines praxisnahen, anwendungsorientierten Bewertungsrahmens, der sowohl den technischen Nutzen als auch die wirtschaftliche Machbarkeit von Energiespeichern abbildet.
Mit Blick auf die Zukunft bleibt die Herausforderung, die technischen Hürden zu überwinden und gleichzeitig politische Rahmenbedingungen zu schaffen, die vor allem konstant und verlässlich sein sollen und Investitionen in Speichertechnologien langfristig attraktiv machen. Energiespeicher werden nicht nur die Energiewende unterstützen, sondern auch als wichtige Säule für die Sicherung der Netzstabilität und die Vermeidung von CO2-Emissionen fungieren.
Literatur
1 Colbertaldo, P., Agustin, S., Campanari, S., & Brouwer, J. (2019). Impact of hydrogen energy storage on California electric power system: Towards 100% renewable electricity. International Journal of Hydrogen Energy. https://doi.org/10.1016/J.IJHYDENE.2018.11.062
2 Lizana, J., Friedrich, D., Renaldi, R., & Chacartegui, R. (2018). Energy flexible building through smart demand-side management and latent heat storage. Applied Energy. https://doi.org/10.1016/J.APENERGY.2018.08.065
3 Liu, H., Brown, T., Andresen, G., Schlachtberger, D., & Greiner, M. (2018). The role of hydro power, storage and transmission in the decarbonization of the Chinese power system. Applied Energy. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.02.009
4 Arbabzadeh, M., Sioshansi, R., Johnson, J., & Keoleian, G. (2019). The role of energy storage in deep decarbonization of electricity production. Nature Communications, 10. https://doi.org/10.1038/s41467-019-11161-5
5 Christoph Rathgeber, Stefan Hiebler, Eberhard Lävemann, et.al, IEA SHC Task 42 / ECES Annex 29 – A Simple Tool for the Economic Evaluation of Thermal Energy Storages, Energy Procedia, Volume 91, 2016, Pages 197-206, https://doi.org/10.1016/j.egypro.2016.06.203
Weiterführende Informationen
Autor*innen
Dipl.-Ing. Carina Seidnitzer-Gallien, MA ist wissenschaftliche Mitarbeiterin des Bereichs „Erneuerbare Energien“ bei AEE INTEC, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!
Dr. Andreas Hauer ist Geschäftsführer von ZAE Bayern und Operating Agent des IEA ES Task 41, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!
Beatrice Schulz, MSc ist Leiterin der Abteilung Technologien und Märkte beim BVES, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!
Dipl.-Ing. Dr. mont. Stefan Puschnigg ist Senior Researcher am Energieinstitut an der JKU Linz, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!
MMag. Dr. Simon Moser ist Key Researcher am Energieinstitut an der JKU Linz, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!