Ausgleich kurzfristiger Schwankungen

Abbildung 1: Photovoltaikanlage mit Batteriespeicher (Bildquelle).

Der Stromverbrauch schwankt. Er ist am Tag höher als in der Nacht und an Wochenenden niedriger als unter der Woche. Hinzu kommen die Schwankungen aufgrund der unregelmässigen Produktion von Wind- und Solaranlagen. Für den . Für den Ausgleich dieser kurzfristigen Schwankungen in einem Periodenbereich von 12 Stunden bis zu mehreren Tagen kommen insbesondere Speicherkraftwerke, Pumpspeicherwerke und Batterien in Frage.

Andere Optionen wie Wasserstoff-, Druckluft- oder Wärmespeicher (Flüssigsalz- resp. Sandspeicher) sind aufgrund ihres niedrigeren Zykluswirkungsgrades von lediglich 40% bis 50% weniger gut geeignet. Die folgenden Ausführungen beschränken sich deshalb auf Pumpspeicherwerke sowie Batteriespeicher.

Als weitere Möglichkeit zum Umgang mit variabler Produktion wird oft auch das verbraucherseitige Lastmanagement genannt. Dieses wird im Beitrag zur Netzeinbindung der zusätzlichen Verbraucher behandelt.

Speicherkraftwerke

Im heutigen Stromnetz sind insbesondere die kurzfristigen Schwankungen des Strombedarfs auszugleichen. Dies geschieht zum grössten Teil mit Speicherkraftwerken. Sie verfügen über eine installierte Leistung von 12,6 GW welche bei Bedarf sehr schnell bereit gestellt werden können. Damit lassen sich kurzzeitige Bedarfsspitzen sehr effizient ausgleichen. Speicherkraftwerke können auch zum Ausgleich der Produktionsschwankungen von Wind- und Solaranlagen eingesetzt werden.

Die hohe Leistung der Speicherkraftwerke steht jedoch nur für eine beschränkte Zeit zur Verfügung. Bei voller Leistung würde der Inhalt der Speicherseen für lediglich 30 Tage Produktion reichen. Für das Wiederauffüllen der Stauseen ist man auf Niederschläge angewiesen.

Pumpspeicherwerke

Im Unterschied zu Speicherkraftwerken kann der Speicher von Pumpspeicherwerken aktiv wiederaufgefüllt werden. Dazu benötigen sie Strom der aber zu gewissen Zeiten im Überschuss vorhanden sein kann. Die Gesamtleistung der schweizerischen Pumpspeicherkraftwerke beträgt heute 3,8 GW und ihre Speicherkapazität 0,5 TWh/a. Bei voller Leistung reicht der Inhalt der Pumpspeicherbecken für lediglich 5,5 Tage Produktion. Pumpspeicherwerke können deshalb Speicherkraftwerke nicht ersetzen, sondern lediglich ergänzen.

Das klassische Einsatzgebiet der Pumpspeicherwerke war die Nutzung von billigem Nachtstrom zur Deckung der teuren Verbrauchsspitzen um die Mittagszeit. Weil Photovoltaikanlagen zur Mittagszeit am meisten Produzieren ist dieses Geschäftsmodell mit ihrer zunehmenden Verbreitung uninteressant geworden. Stattdessen können Pumpspeicherwerke jedoch in Zukunft überschüssigen Mittagsstrom von Photovoltaikanlagen in die Abendstunden verschieben.

Für einen Ausgleich der Schwankungen von PV-Anlagen wird in der Regel eine Speicherkapazität von 1,0 bis 1,5 kWh pro kWp Peakleistung angesetzt. Der Zykluswirkungsgrad der Pumpspeicherwerke für die Zwischenspeicherung der Produktion von dezentralen in der Netzebene NE7 angeschlossenen Gebäude-PV-Anlagen beläuft sich unter Berücksichtigung der Netztransportverluste auf 72% (vgl. Kap. 5.3, SATW-Speicherstudie). Der Wirkungsgrad, bei den in der Netzebene NE3 angesiedelten alpinen Solaranlagen beträgt rund 80%.

Die maximale Ladeleistung zum Laden dieses Speichers wird mit 0,2 kW pro kWp Peakleistung angesetzt. Dies entspricht der Hälfte der durchschnittlichen PV-Leistung während eines Sommertages.

Die Kosten für neue Pumpspeicherwerke werden im Beitrag https://georgschwarz.ch/variante-saisonspeicherung/ hergeleitet. Sie belaufen sich auf 2’000 CHF pro kW Pumpleistung für die neu zu erstellenden Pumpen, Stollen und Kraftwerkszentralen sowie auf 4 CHF pro kWh Speicherkapazität für den Bau eines Stausees. Die Pufferung einer PV-Anlage mit einer Peakleistung von 1 KWp kostet unter Anwendung der oben genannten Parameter somit 406 CHF. Unter der Annahme, dass 33% der Jahresproduktion im Pumpspeicherwerk zwischengespeichert werden, reduziert sich die Jahresproduktion einer mittels Pumpspeicherwerk gepufferten Gebäude-PV-Anlage um 9% und bei einer Alpinsolaranlage um rund 7%.

Da die Windenergieproduktion eine negative Korrelation zur Solarproduktion aufweist ist es insbesondere im Winter möglich, die für die Speicherung von Solarproduktion aufgebauten Pumpspeicherkapazitäten für die Speicherung von Windenergie zu nutzen.

Batteriespeicher

In den letzten Jahren sind die Preise für Batteriespeicher stark gesunken. Dadurch wurden sie insbesondere für die Pufferung von Dach-Photovoltaikanlagen interessant.

Wie im vorangehenden Beispiel wird für die Batteriespeicher von einer Speichergrösse von 1,0 bis 1,5 kWh pro kWp und einer Ladeleistung von 0,2 kW pro kWp Peakleistung ausgegangen. Da die Batteriespeicher in der gleichen Netzebene NE7 wie die Verbraucher angeschlossen sind, fallen bedeutend weniger Netztransportverluste als bei der Speicherung in Pumpspeicherwerken an. Sie belaufen sich gemäss Kap. 5.3 der SATW-Speicherstudie auf 16%. Unter der Annahme, dass 33% der Jahresproduktion in der Batterie zwischengespeichert werden, reduziert sich die Jahresproduktion einer Gebäude-PV-Anlage um rund 5%.

Batteriespeicher mit einer Kapazität von 10 kWh werden zurzeit für rund 5’000 CHF angeboten (Quelle). Bei einer Speicherkapazität von 1,5 kWh pro kWp Peakleistung resultieren Batteriekosten von 750 CHF pro kWp Peakleistung.

Die Installation von dezentralen Speichern hilft die Netzausbaukosten zu reduzieren. Das Szenario «Smarteres Netz» der BFE-Verteilnetzstudie liefert einen Hinweis auf die möglichen Einsparungen. Im genannten Szenario wird verbrauchsseitig davon ausgegangen, dass sowohl die Ladung der Elektrofahrzeuge als auch der Betrieb der Wärmepumpen netzorientiert, d.h. zu Zeiten geringer Netzbelastung erfolgt. Dieses verbrauchsseitige Verhalten ist im Szenario «Steuerung Emob&WP» abgebildet und führt gemäss Bild 3.62 der BFE-Verteilnetzstudie zu Einsparungen von 7 Mia. CHF im Vergleich zum Szenario Zero Basis.

Produktionsseitig wird im Szenario «Smarteres Netz» angenommen, dass alle PV-Anlagen mit Batteriespeichern ausgerüstet werden und dass auch die Elektrofahrzeuge zur Pufferung von Produktionsschwankungen herangezogen werden können (Vehicle-to-grid). Insgesamt können mit dem Szenario «Smarteres Netz» 19 Mia. CHF eingespart werden. Davon entfallen 12 Mia. CHF auf die Installation von Batteriespeichern und die Implementierung von Vehicle-to-grid. Pro kWp Peakleistung reduzieren sich die Netzausbaukosten somit um 320 CHF auf 430 CHF.

Dabei ist zu berücksichtigen, dass im Szenario «Smarteres Netz» die Batteriespeicherkapazitäten der Elektrofahrzeugen ins Lastmanagement einbezogen werden. Dadurch kann der Stromverbrauch über mehrere Tage verschoben werden. Dies ist jedoch mit erheblichen Komforteinbussen für die Fahrzeughalter verbunden. Es kann deshalb davon ausgegangen werden, dass sich die flächendeckende Implementierung von Vehicle-to-grid nur mit entsprechenden Vorschriften oder einer sehr attraktiven Tarifstruktur durchsetzen lässt. Die genannten Einsparungen beim Netzausbau von 320 CHF/kWp werden deshalb tendenziell tiefer ausfallen.

Weil alpinen Solaranlagen in der Netzebene NE3 angesiedelt sind, entfallen bei diesen die Einsparungen beim Netzausbau der tieferen Netzebenen. Im Gegenzug kommen bei alpinen Solaranlagen Grossbatteriespeicher zum Einsatz welche mit 400 CHF/kWh (Quelle) rund 20% niedrigere Kosten als Kleinspeicher aufweisen. Damit resultieren für alpine Solaranlagen bei einer Speichergrösse von 1,5 kWh pro kWp Batteriekosten von 600 CHF/kWp. Der Wirkungsgrad von Grossspeichern beträgt rund 95%. Unter der Annahme, dass 33% der Jahresproduktion in der Batterie zwischengespeichert werden, reduziert sich die Jahresproduktion einer Alpinsolaranlage um rund 2%.

Windkraftwerke werden zurzeit nur in Ausnahmefällen mit Batteriespeichern ausgerüstet, die im Verhältnis zur produzierten Strommenge zudem deutlich kleiner dimensioniert werden als bei Solaranlagen. Als Beispiel kann der Windpark Schmölln II in Deutschland mit einer Speicherkapazität von 0,8 MWh pro MWp genannt werden (Quelle).

Fazit

Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass der Ausgleich kurzfristiger Schwankungen insbesondere für die Photovoltaik relevant ist. In der Schweiz ist der Nutzen der Kurzzeitspeicherung aufgrund der zur Verfügung stehenden grossen Speicherkapazität der Stauseen jedoch beschränkt. Strom kann nur in Zeiten des Überschusses gespeichert werden. In den Wintermonaten liefert die Photovoltaik zu wenig Strom, um allfällige Speicher zu laden. Kurzfristige Energiespeicher kommen deshalb vor allem im Frühling und Sommer zum Tragen.

Insbesondere im Frühling, wenn der Wasserstand der Speicherwerke tief ist, kann die Pufferung der Photovoltaik zur Entlastung der Speicherkraftwerke beitragen und insofern indirekt zur Versorgungssicherheit beitragen.

Tabelle 1: Zusammenstellung der Kosten verschiedener Kurzfristspeicher in Abhängigkeit der Leistung der zugehörigen Produktionsanlage (in Mia. CHF, Berechnungsgrundlagen für Jahreskosten: Pumpspeicher: Betriebskosten 2,5%, Betriebsdauer 80 Jahre, Realzins 1,6%, Batterie: Betriebskosten 0%, Betriebsdauer 15 Jahre, Realzins 1,6%).

TechnologieLeistung

[GW]
Vollast-
stunden
[h/a]
Pro Jahr

[TWh/a]
Kosten pro
GW
Kosten pro
TWh/a
Jahres-
kosten pro TWh/a
Produktions-
verlust
[TWh/a]
Pumpspeicher Gebäude-PV1.09700.970.410.420.0200.09
Pumpspeicher Alpin-PV1.01’5001.500.410.270.0130.11
Batterie Gebäude-PV1.09700.970.580.600.0450.05
Batterie Alpin-PV1.01’5001.500.720.480.0360.03

Wie aus Tabelle 1 ersichtlich ist, können Pumpspeicherwerken die kurzfristigen Schwankungen der PV-Produktion, trotz höherer Verluste, günstiger ausgleichen als Batteriespeicher. Bei der Dachphotovoltaik beläuft sich der Unterschied auf 30%, bei alpinen Solaranlagen sind es sogar 43%. Zudem können Pumpspeicherwerke in Zeiten mit wenig Solarenergie auch zur Speicherung von Windenergie genutzt werden. Mit dezentralen Batteriespeichern wäre dies deutlich aufwändiger. Der Vorteil der Batteriespeicher ist die im Vergleich zu Pumpspeicherwerke höhere gesellschaftliche Akzeptanz.

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