Forscher der Universität Sheffield im Großbritannien haben die Leistung von Lithium-Ionen-Batterien (LIB) mit der von Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VFB) in einer modellierten kommerziellen Photovoltaik-Anlage im US-Bundesstaat Kalifornien verglichen. „Der primäre Beitrag dieser Arbeit ist die Durchführung solcher multikriteriellen Optimierungen für VFB- und LIB-Systeme unter Verwendung der detailliertesten Degradationsmodelle, die für jede Technologie verfügbar sind“, so die Forscher. Sie betrachteten dabei die Überdimensionierung der Photovoltaik-Anlage, die Speicherleistung und die Speicherdauer als die wichtigsten Variablen.
Die Forschergruppe verwendete einen gemischt-ganzzahligen linearen Programmierungsansatz, um den Selbstversorgungsgrad der Speicherlösungen und eines hybriden VFB-LIB-Systems zu berechnen. Die Photovoltaik-Anlage wurde mit einer Leistung von 636 Kilowatt angenommen, um einen Lebensmittelladen in einem einstöckigen Gebäude zu versorgen.
„Die Anlage ist sieben Tage in der Woche in Betrieb und weist eine breite Spitze zwischen 6 und 23 Uhr auf“, so die Forscher. „Im Sommer treten während der aktiven Stunden kürzere Lastspitzen auf, die vermutlich auf die Kühllast der Luft zurückzuführen sind.
Die AC-Wirkungsgrade der Lithium-Ionen und Vanadium-Redox-Flow-Batterien wurden mit 0,94 respektive 0,78 angenommen, und der Betrieb der Anlage wurde jeweils für 24 Stunden optimiert, wobei von einer perfekten Vorhersage von Photovoltaik und Nachfrage innerhalb dieses Zeitraums ausgegangen wurde. Ein Rain-Flow-Counting-Algorithmus sei auf das Ladezustandsprofil von Lithium-Ionen und Vanadium-Redox-Flow-Batterien angewandt worden, um deren Degradation zu berechnen.
Die Wissenschaftler fanden heraus, dass sowohl die Lithium-Ionen und Vanadium-Redox-Flow-Batterien als auch ihre Hybridisierung mit einer überdimensionierten Photovoltaik-Anlage Stromgestehungskosten (LCOE) von weniger als 0,22 US-Dollar pro Kilowattstunde erreichen können, während sie immer noch einen Selbstversorgungsgrad von 0,95.
„Zwischen 0,8 und 0,95 Selbstversorgungsgrad beträgt die optimale Dauer beider Systeme sechs bis 7,5 Stunden“, so die Wissenschaftler. „Die optimale Wahl von Lithium-Ionen und Vanadium-Redox-Flow-Batterien hängt sowohl von den CAPEX-Annahmen als auch von den Annahmen bezüglich der Temperatur der LIB-Zellen in Bezug auf das Umgebungsklima ab.“
Die Forscher erklärten, dass Lithium-Ionen-Batterien die kostengünstigere Option mit einer hohen Autarkie sind, da sie eine Überdimensionierung der Batterie und eine geringere Anzahl von Zyklen erfordern. „Vanadium-Redox-Flow-Hersteller sollten sich auf Standorte mit hohen oberen Umgebungstemperaturbereichen konzentrieren, da Lithium-Ionen-Batterien in diesen Situationen höhere Stromgestehungskosten aufweisen“, so die Wissenschaftler. „Da sich die Stromgestehungskosten von Lithium-Ionen und Vanadium-Redox-Flow-Batterien je nach Szenario überschneiden, ist es wahrscheinlich, dass andere Faktoren bei der Wahl zwischen den beiden Technologien eine Rolle spielen werden.“
Die Wissenschaftler präsentierten ihre Ergebnisse in „The economics of firm solar power from Li-ion and vanadium flow batteries in California„, das kürzlich in der Zeitschrift „Large-scale Energy Storage“ veröffentlicht wurde.
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Interessante Studie, die natürlich für spezielle Bedingungen erarbeitet wurde. Kalifornien mit hohem Sonnenangebot und hohem Klimatisierungsbedarf ist sicher für PV optimal. Und dann immer noch nur 95%! Was würden die fehlenden 5% kosten?
Etwas entsprechendes sollte man mal für Deutschland oder Europa machen, dann aber mit 100% Deckungsgrad. Mit der Zahl könnte man dann auch etwas anfangen. Die 0,22 Dollar für den kalifornischen Fall erscheint mir eher zu hoch. Ich hätte gedacht, dass sich das billiger darstellen lassen müsste.
Die USA haben riesige Kosten für PV Installationen. In der Studie wird mit $1700/kwp für die 650 kwp Aufdachanlage gerechnet. Wenn Du dir die Graphen anschaust, kostet 90% Autarkie nur 17 cent. Die fehlenden 5/10% können aus offpeak Strom bezogen werden, ob es sich da lohnt auf die letzten Prozente zu optimieren und den Durchschnittsstrompreis so hoch zu treiben ist fraglich. 100% Abdeckung ist nicht wirtschaftlich mit reiner PV Erzeugung. Ich glaube es wurde auch nicht mit Überschusseinspeisung gerechnet, sondern die PV Größe auf die Akkukapazität ausgelegt. Was ein zusätzlicher Faktor für höhere Preise ist.