In einem Referenzprojekt aus dem Jahre 2016 demonstrierte Fenecon, wie eine Amortisationszeit von vier Jahren und weniger erreicht werden kann. In dem Beispiel hatte ein Energieversorger bei seinem Kunden, einer Pralinenfabrik, zwei Commercial 40-40 installieren lassen, in erster Linie, um für den Gewerbekunden die Kosten für die Netznutzung zu senken. Vor der Installation betrug die Spitzenlast im Unternehmen 218,3 Kilowatt. Der Netzbetreiber hatte für drei Monate im Januar, Februar und Dezember ein Hochlastzeitfenster von zwei Stunden am Tag vorgegeben und von September bis November von einer halben Stunde. Gerade in dieser Zeit sollte die Lastspitze um mindestens 100 Kilowatt unterboten werden. Durch den Speichereinsatz konnte eine Maximallast von nur 85,4 Kilowatt erreicht werden, was zu einer Rückerstattung durch die atypische Netznutzung von 17.600 Euro führte.
Darüber hinaus konnte der Speicher als Notstromsystem eingesetzt werden, wofür der Kunde einen Wertansatz von 10 Euro pro Arbeitstag (2.500 Euro pro Jahr) angesetzt hat. Außerhalb der Monate mit Hochlastzeitfenster kann der Speicher zusätzlich mit seiner vollen Leistung am Markt für Primärregelleistung teilnehmen, was weitere 3.200 Euro pro Jahr einspielt. Mit einer Gesamtsumme von mehr als 20.000 Euro pro Jahr liegt die Amortisation der Investition inklusive Vertriebsmargen und Installation bei 4 Jahren. Die Garantiezeit des Speichers beträgt dagegen fünf Jahre und außerdem wird eine 70-prozentige Kapazität in den ersten zwölf Jahren beziehungsweise für 6.000 Zyklen zugesichert.
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Wenn Ihr Energieversorger Ihnen leistungsabhängige Netznutzungsentgelte berechnet oder Sie in Hochlastzeitfenstern ihre Kosten aber nicht die Stromspitzen reduzieren wollen, kann der Speicher Lastspitzen kappen und Geld sparen. Außerhalb dieser Zeiten kann er sein Geld mit Primärregelleistung verdienen oder als Back-up die Notstromversorgung gewährleisten.
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Wichtige Faktoren, um diese Amortisationszeit zu erreichen, sind die Leistung, die der Batteriewechselrichter bei der Be- und Entladung zur Verfügung stellen kann und das Speichermanagement, das mit den Anforderungen der unterschiedlichen Modelle zurecht kommen muss. Fenecon hat dafür ein Energiemanagementsystem entwickelt (FEMS), das mit verschiedenen Apps für die unterschiedlichen Anwendungen bespielt werden kann und stellt dieses auch als Open-Source-Software zur Verfügung (www.openems.io). Im Gegensatz zur privaten Speicherung von Solarstrom sind die jährlichen Einsparungen in gewerblichen Geschäftsmodellen nicht garantiert, sondern von externen Faktoren abhängig, wie den Festlegungen des Netzbetreibers zur atypischen Netznutzung und den Einnahmen, die ein Energiepartner über den Primärregelmarkt realisieren kann. Weitere Referenzprojekte von anderen Gewerbekunden wird Fenecon am 24. Mai beim pv magazine vorstellen.
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Das ist aber sehr dünnes Eis, soweit die Amortisation sich über atypische Netznutzung in dieser Größenklasse mitfinanziert, da üblicherweise die Hochlastzeitfenster 10 Stunden am Tag betragen mit einem größeren Zeitraum von ca. 6 Stunden am Tag. Da diese Hochlastzeitfenster jedes Jahr neu definiert werden kann es sein, dass der Akku bald das nicht mehr leisten kann und dann fehlt dieser Amortisationsbaustein.
Gleiches gilt für die PRL. Allgemein wird von einem Sinken der Vergütung für diesen Bereich ausgegangen, sodass auch diese nicht mehr den Anteil an der Amortisation des Speichers übernehmen kann. Dann hängt die Gesamtamortisation übel „in der Luft“. Ich weiß nicht, ob das ein Firmeninhaber so toll findet, wenn nach vielleicht 2 Jahren das ganze Konzept einbricht, zumal 6.000 Zyklen schon recht knapp sind. Dabei gerade mal 70% der ursprünglichen Speicherleistung. Man bedenke, dass aktuelle Speichertechnik 15.000 Zyklen bei 80% zulässt. Rechne ich 4 Lade- und Entladezyklen pro Tag (PRL), komme ich je Jahr auf 1.460 Zyklen (selbst wenn das keine Vollzyklen sind, muss ich ja noch bedenken, dass „nebenher“ noch die Atypische Netznutzung bedienen muss) . Daneben stören sich ja ggfs. Atyp. Netznutzung und PRL, wenn nämlich der Akku leer ist, nachdem eine Hochlastzeit „abgefrühstückt“ ist und dann wird in der Folge negative Regelenegie abgerufen. Dann wird der Speicher nicht zur Verfügung stehen und umgekehrt bei positiver Regelenergie ebenso. Insgesamt kann ich den Speicher bei o.g. 1.460 Zyklen p.a. gerade mal ca 4,3 Jahre nutzen, also gerade mal so lange wie dieser für seine Amortisation benötigt (wenn das tatsächlich, dank gnädiger Hochlastzeitfenster überhaupt gelingt), da wurde also nichts verdient, zumal der o.g. Doppeleffekt dafür sorgt, dass ich bei Weitem nicht alle Regelleistungsvorgänge nutzen kann.
Sehr geehrter Herr Allion,
Vielen Dank für Ihre Anmerkungen, auf die ich nach Hinweis durch Frau Lichner gerne direkt antworte.
Die Hochlastzeitfenster liegen meist bei 0,5 bis 3 Stunden. Ein 10-stündiges HLZF ist uns noch nicht untergekommen und würde auch dem Anspruch des Verteilnetzbetreibers, das Netz zu den kurzen Zeiten der maximalen Belastung zu entlasten, entgegenlaufen.
PRL-Erträge: derzeit liegen die Erträge bei ca. 130 €/kW/Jahr, damit können mit Gewerbespeichern 4-stellige Erträge pro Jahr erwirtschaftet werden. Ich persönlich gehe von sinkenden Einnahmen aus dem Produkt PRL aus (Studien sagen i.d.R. stabile Erträge voraus) – gleichzeitig sehen wir aber neue Netzdienstleistungsmärkte für Spannung, Blindleistung, Schieflastausgleich, Schwarzstartfähigkeit uvm. entstehen, so dass die Aussage, dass wir langfristig immer von >50 €/kW Batterie-Wechselrichterleistung ausgehen können, auch von vielen Experten bestätigt wird. Auch das wären 2000 €/Jahr bei einem Speicher mit 40 kW Ausgangsleistung.
15.000 Zyklen bis 80% Kapazität ist auf Zellebene und mit geringen Be-/Entladeleistungen durchaus realistisch. Da wir aber einen Hochvolt-Zellverbund betreiben und mit hohen Leistungen arbeiten, ist die Erwartung von 6000 Zyklen bis 80% ehrlich. Dabei garantieren wir mindestens 70%.
Übrigens rechnen alle Hersteller in „kumulierten Zyklen“, also praktisch dem „Umsatz der Batterie“. So sind es bspw. 1000 Zyklen, wenn die Batterie 1000 kWh pro kWh Kapazität be- und entladen hat, unabhängig davon, ob das jeweils von 0 bis 100% war oder es eine Vielzahl an kleinen Zyklen gegeben hat (wie bspw. beim Elektroauto mit Rekuperation).
Wir weisen in unseren Simulationen zu kombinierten Geschäftsmodellen die Gesamtzahl an Zyklen transparent aus.
Richtig ist auch der Hinweis, dass sich die Geschäftsmodelle gegenseitig beeinflussen. Das bilden wir in unserer WiPo-Betrachtung (Wirtschaftlichkeits-Potenzial) soweit möglich ab. Das muss aber auch das Energiemanagementsystem im täglichen Betrieb als Rahmenbedingung möglich machen und hier steckt die eigentliche Komplexität in unserer Softwareentwicklung für das FEMS.
Durch die real i.d.R. zwischen 300 und 500 Zyklen pro Jahr in kombinierten Geschäftsmodellen reduziert sich die Lebensdauer nicht so drastisch wie von Ihnen angenommen, außerdem gewähren wir die Garantie auch für kombinierten Betrieb.
Für weitere Fragen stehe ich Ihnen auch gerne unter franz.feilmeier@fenecon.de zur Verfügung.
Sehr geehrter Herr Feilmeier,
vielen Dank für Ihre Antwort. Leider kann ich nicht allen Ihren Argumenten ganz folgen. Da ich mit einem Geschäftsmodell auch im Bereich der atypischen Netznutzung unterwegs bin habe ich mit vielen Hochlastzeitfenstern zu tun gehabt aber ein Fall beidem das längste Hochlastzeitfenster lediglich 3 h dauerte ist mir auch noch nicht untergekommen. Als Beispiel seinen hier die Netze BW zu nennen. An diesen Hochlastzeitfenstern orientieren sich die ÜNB der Gegend (Baden- Württemberg, Pfalz, Südhessen) wo ich unterwegs bin. Da können Sie sehen woher ich diese Daten nehme. darüber hinaus verweise ich auf die Verlautbarungen der Bundesnetzagentur, wo ein Referntenentwurf zur Neufassung der atypischen Netznutzung vorliegt, der erheblich strenegere Vorgaben (50% Peakp., mind. 1MW) formuliert. Dieser liegt zwar aus politischen Gründen derzeit „auf Eis“ die dort genannten Probleme, warum die Regelung verschärft werden soll existieren fort und wer weiß was nach der Bundestags Wahl sein wird. Wenn man nun potentiellen Kunden diese Option anbietet, finde ich sollte man sehr gut prüfen, ob die Voraussetzungen bzgl. Hochlastzeitfenstern und absehbaren Entwicklungen auch real sind.
Soweit es sich um Überschüsse aus PRL handelt ,sind auch hier die Möglichkeiten eingeschränkt, so die PRL Vermarktungs Anbieter. ein PRL Präqualifizierter Akku kann i.d.R. nicht nach Belieben für alle anderen „konventionellen“ Speicheraufgaben genutzt werden, da hier Durchmischungen von PRL- Strom, Speicherstrom aus PV mit Vermarktung zu Hochpreiszeiten, oder Eigenverbrauch sehr eingeschränkt sind. Dies die Aussage eines Anbieters, dem ich Ihre Ausführungen vortrug. Darüber hinaus habe ich auch ein Problem mit der Anzahl von 300 bis 500 Zyklen. Hier werden mir von PRL- Vermarktungs-Anbietern ganz andere Zahlen gennant.
Leider ist hier der Platz zu Ende . MfG Allion
@Herr Allion,
wie kommen Sie auf die 4 Lade- und Entladezyklen pro Tag (PRL). Das kann ich nicht nachvollziehen. Sicher kann man auch mit dem Aggregator vereinbaren, dass die Batterie generell nur für 1 Zkylus/Tag am PRL-Markt zur Verfügung steht. Gibt es Stimmen, die das bestätigen können?
@ Herr Feilmeier, ich nehme Bezug auf Ihren Satz: „Richtig ist auch der Hinweis, dass sich die Geschäftsmodelle gegenseitig beeinflussen. Das bilden wir in unserer WiPo-Betrachtung (Wirtschaftlichkeits-Potenzial) soweit möglich ab. “ Können Sie generell eine Aussage treffen, bei welchen Geschäftsmodellen es eine positive Beeinflussung untereinander gibt. Zum Beispiel kann ich mir vorstellen, dass die PRL zusammen mit der atypischen Netznutzung und dem Strompreis-Abitrage Geschäft gut läuft. Ich frage mich nur, wie die Eigenverbrauchsoptimierung oder ein netzdienlicher Betrieb (Speicherung der Photovoltaik Mittagsspitzen) da noch positiv reinspielen?
Viele Grüße,
Marina Braun
Sehr geehrter Herr Allion,
Vielen Dank für Ihre Antwort! Finde ich gut, dass Sie sich auch intensiv mit der atypischen Netznutzung und weiteren netzdienlichen Geschäftsmodellen auseinandersetzen. In der Tat hatten wir im vergangenen Jahr mit der Änderung wie beschrieben gerechnet, die dann jedoch noch mal gekippt wurde. Außerdem können die HLZF jährlich in Zeitraum und Umfang angepasst werden. Daher sprechen wir auch lieber vom Anteil der im ersten Jahr erzielten Einsparungen/Erträge an der Investition als von Amortisationszeiten, da das eine lineare Fortschreibung der Istsituation bedeuten würde.
Allerdings gehen wir gleichzeitig von künftig deutlich dynamischeren Netztarifen aus. Damit könnten künftige Geschäftsmodelle insb. für sehr flexible Speicher sogar noch deutlich attraktiver ausfallen.
Im EnBW-Netz ist das HLZF im NS-Nezt derzeit tatsächlich fast 3 Stunden lang, siehe S. 11 hier: https://assets.contentful.com/xytfb1vrn7of/XdYdgkVLOKEc268y0aWcw/bda981057d56bba3fe275c64a6a118c2/regelungen-netzentgelte-strom.pdf
Dafür ist es aber relativ spät und auch nur im Winterquartal, so dass es gut zu produzierenden Unternehmen passen könnte, mit oder ohne Stromspeicher.
Im MS- und HS-Netz bietet sich der Speichereinsatz dagegen nicht an.
PRL muss von EEG scharf getrennt werden. Dafür gibt es das Zweizählermodell des BVES, das alle PRL-Anbieter (Caterva, Ampard, Sonnen,…) einsetzen. Wenn keine EEG-Anlage vorhanden ist, ist die Abgrenzung wiederum einfacher und auf einem Zähler möglich.
In der PRL werden bei gepoolten Anlagen tatsächlich tausende von Mikrozyklen pro Jahr im Bereich 40 bis 60% gefahren. Das ist für die Batterie aber keine wirkliche Belastung. Daimler spricht hierbei sogar von einem „Jungbrunnen für die Batterie“, siehe http://media.daimler.com/marsMediaSite/de/instance/ko/Daimler-und-enercity-machen-Ersatzteillager-zum-Energiespeicher.xhtml?oid=9919108
Letztlich sind diese Zyklen auch weit weniger belastend für die Batterie, als die Randbereiche bei leerer aber insb. bei langdauernd voller Batterie.
@ Frau Braun: genauso erleben wir es auch: PRL mit Arbitrage (Intraday-Trading / OTC) und atypische Netznutzung passen sehr gut zueinander, bzw. lassen sich zeitlich nacheinander betreiben. Da können die einzelnen Modelle noch jeweils viel erlösen. Die Eigenverbrauchsoptimierung dagegen läuft i.d.R. von 0 auf 100% und zurück und bedeutet daher Einschränkungen der anderen Geschäftsmodelle bzw. man müsste die EV-Optimierung etwas zurückfahren, um die anderen voll zur Geltung kommen zu lassen.
Schönen Gruß,
Franz-Josef Feilmeier