Ergebnisse

Die Auswertung der Ergebnisse erfolgt zunächst unter Berücksichtigung einer, neben dem netzorientierten Betrieb zusätzlichen Teilnahme am Energiemarkt. Anschliessend wird die Marktteilnahme sowohl auf den Energie- als auch den Regelleistungsmarkt ausgedehnt.

Teilnahme am Energiemarkt

Die Berechnungsergebnisse (siehe Abbildung 2-9) zeigen, dass es die Möglichkeiten zur Erwirtschaftung zusätzlicher Deckungsbeiträge am Spotmarkt stark von der jeweiligen Speicherdimensionierung und den verfügbaren Netzkapazitäten abhängen. Speicher, die bei geringen Netzüberlastungen eingesetzt werden, können aufgrund ihrer geringen spezifischen Speicherkapazität nur geringe Deckungsbeiträge generieren.

Mit steigender PV-Belastung steigt auch die relative Speicherkapazität (bzw. Speicherreichweite, vgl.

Abbildung 2-5) und damit einhergehend die spezifischen, auf die Speicherleistung bezogenen Erträge. Bei noch weiter steigender PV-Belastung haben die Speicher jedoch einen zunehmenden Einfluss auf den stabilen Zustand des Verteilnetzes und werden häufiger für netzdienliche Anwendungen benötigt. Daher ist bei hohen PV-Belastungen nur noch eine eingeschränkte Marktaktivität möglich. Zusätzlich wird deutlich, dass im Preisszenario 2035 deutlich höhere Erträge möglich sind.

Neben der PV-Belastung haben auch das verwendete Preisszenario sowie die Verpflichtung zur Zahlung von Netznutzungsentgelten einen erheblichen Einfluss auf die Ertragsmöglichkeiten. Während im Preisszenario 2020 nur sehr geringe Erträge erwirtschaftet werden können, bietet das Preisszenario 2035 eine ausreichende Volatilität, um nennenswerte Deckungsbeiträge zu generieren (siehe Abbildung 2-9).

Bei Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten (Basisfall) ist zudem nur die Nutzung grosser Preis-Spreads wirtschaftlich. Speicher werden in diesem Fall nur bedingt am Energiemarkt teilnehmen und erwirtschaften verringerte Deckungsbeiträge.

Abbildung 2-9: Ertragsmöglichkeiten bei zusätzlicher Teilnahme am Spotmarkt in einem ländlichen Mittelspannungsnetz. Durch die steigende Speicherreichweite ergeben sich zunächst höhere Erlösmöglichkeiten. Da mit zunehmender Speicherleistung jedoch auch die

Restriktionen durch das Verteilnetz zunehmen, sinkt die relative Erlösmöglichkeit wieder.

Die Möglichkeit zur Teilnahme am Energiemarkt führt demnach bei allen simulierten Speichern zu einer wirtschaftlichen Verbesserung im Vergleich zu einem rein netzorientierten Betrieb. Die Auswirkungen auf die Konkurrenzfähigkeit gegenüber den alternativen Handlungsoptionen des VNB sind in Abbildung 2-10 dargestellt. Dabei sind die Deckungsbeiträge aus dem rein netzorientierten Betrieb (schwarz) sowie das finanzielle Ergebnis unter Berücksichtigung einer Marktteilnahme in 2020 und 2035 abgebildet. Es wird

zusätzlicher DB in Tsd. CHF/MW

Speicherreichweite Preisszenario 2020 2035 2020 2035 Preisszenario 2035 Preisszenario 2020 o. NNE Preisszenario 2035 o. NNE

verfügbare Netzkap.

deutlich, dass die jährlichen Speicherkosten nicht gedeckt werden können und somit auch eine zusätzliche Teilnahme am Energiemarkt keinen wirtschaftlichen Speicherbetrieb ermöglicht.

Abbildung 2-10: Anteil der durch den kombinierten netz- und marktorientierten Speicherbetrieb generierten Deckungsbeiträge an den Gesamtkosten des Speichereinsatzes

(Basisfall: keine Netzentgelte, geringen Speicherkosten; Teilnahme am Spotmarkt) Im günstigsten Fall kann der eingesetzte Speicher zu ca. 51 % refinanziert werden. Im Gegensatz zu den Ergebnissen des rein netzorientierten Betriebs erreichen Speicher bei einer PV-Belastung zwischen 115 % und 125 % (städtische Netze) bzw. 140 % (ländliche Netze) die beste Wirtschaftlichkeit. In einer Variantenrechnung, in der auch für den marktorientierten Speicherbetrieb keine Netzentgelte berechnet werden, verbessert sich das wirtschaftliche Ergebnis geringfügig (siehe Anhang C). In diesem Fall können bis zu 58 % der jährlichen Speicherkosten erwirtschaftet werden. In allen untersuchten Fällen (alle Werte kleiner 100 %) stellt der Speichereinsatz jedoch trotz zusätzlicher Deckungsbeiträge aus der Marktaktivität keine wirtschaftliche Handlungsalternative gegenüber den übrigen Netzverstärkungsmassnahmen bzw. der Abregelung dar.

Teilnahme am Regelleistungsmarkt

Für die Bestimmung möglicher Erträge unter zusätzlicher Berücksichtigung des PRL-Marktes wird zunächst analysiert, welche Leistung die betrachteten Speichersysteme an jedem Tag des betrachteten Jahres bereitstellen können. Dabei werden sowohl der netzorientierte Betrieb als auch die verfügbaren Netzkapazitäten für eine symmetrische Leistungsbereitstellung als Beschränkungen berücksichtigt. Hierbei zeigt sich, dass kleinere Speicher aufgrund ihres geringeren Einflusses auf den Netzzustand relativ gesehen grössere PRL-Mengen bereitstellen können. Abbildung 2-11 zeigt exemplarisch die maximale PRL-Menge, die bei Speichersystemen in ländlichen Mittelspannungsnetzen angeboten werden kann. 100% entspricht hierbei einem ganzjährigen Angebot (zu beachten ist, dass bei PRL eine Reichweite von mindestens 1h nötig ist, was alle betrachteten Speicher erfüllen). Es wird deutlich, dass bereits ab einer PV-Belastung von 115 % nur noch sehr eingeschränkte PRL-Mengen angeboten werden können. Dies liegt darin begründet, dass mit steigender PV-Belastung grössere Speicherleistungen zur Behebung der Netzprobleme notwendig sind. Diese sind im PRL-orientierten Betrieb stärker durch das Stromnetz (kurze Leitungen: eher thermische Grenzen; lange Leitungen: eher Spannungsprobleme) eingeschränkt. Zusätzlich ist die einspeiseseitige Netzkapazität bei höheren PV-Belastungen auch häufiger bereits durch die PV-Anlagen ausgereizt. Bei hoher PV-Belastung ist eine Teilnahme am PRL-Markt somit nur sehr eingeschränkt

NS Stadt NS Land NS Extrem MS Stadt MS Land MS Extrem Szenario

0 10 20 30 40 50 60

keine Marktteilnahme Marktteilnahme 2020 Marktteilnahme 2035 Mittelwert

möglich. Die Kapazität der einzelnen Speicher stellt für das PRL-Angebot keine Restriktion dar, da alle betrachteten Speicher über eine Reichweite von über einer Stunde verfügen (vgl. Abbildung 2-5).

Abbildung 2-11: Maximal mögliches PRL-Angebot in Abhängigkeit der PV-Belastung für ländliche Mittelspannungsnetze, bezogen auf ein ganzjähriges Angebot.

Anschliessend kann anhand des zuvor beschriebenen Optimierungsverfahrens das optimale Betriebs- und Gebotsverhalten der betrachteten Speicher bestimmt werden. Für Speicher bei geringer PV-Belastung erfolgt neben dem netzorientierten Betrieb aufgrund der deutlich günstigeren Ertragssituation fast ausschliesslich die Bereitstellung von Regelleistung. Bei höheren PV-Belastungen stellt der energiemarkt-orientierte Betrieb i. d. R. die wirtschaftlichste Option dar. Abbildung 2-12 zeigt das Ergebnis für einen optimierten und kombinierten netz- und marktorientierten Speicherbetrieb inkl. der Bereitstellung von PRL.

In der Optimierung wird dabei implizit entschieden, ob eine Teilnahme am PRL-Markt oder wahlweise am Energiemarkt wirtschaftlicher ist.

Abbildung 2-12: Anteil der durch den kombinierten netz- und marktorientierten (Energie- und Regelleistungsmarkt) Speicherbetrieb generierten Deckungsbeiträge an den Gesamtkosten

des Speichereinsatzes (Bandbreite für alle PV-Belastungen, Basisfall, geringen Speicherkosten)

Anhand der Grafik wird ersichtlich, dass bei zusätzlicher Teilnahme am Regelleistungsmarkt Kombinationen von Netzkonfiguration und PV-Belastung existieren, für die der Einsatz eines Speichersystems günstiger ist als alle betrachteten Alternativmassnahmen. Dies betrifft jedoch ausschliesslich Speicher mit einer geringen PV-Belastung von 105 % in städtischen Nieder- und Mittelspannungsnetzen sowie dem ländlichen Mittelspannungsnetz. Bei diesen Speichern kann, aufgrund der geringen netzorientierten Einsatzzeit und geringen Netzrestriktionen nahezu unbeschränkt am Regelleistungsmarkt teilgenommen werden. Dies

NS Stadt NS Land NS Extrem MS Stadt MS Land MS Extrem Szenario

0 20 40 60 80 100 120

keine Marktteilnahme PRL + Markt 2020 PRL + Markt 2035 Mittelwert

führt jedoch dazu, dass der überwiegende Teil der Deckungsbeiträge (ca. 96 %) am PRL-Markt erwirtschaftet werden, während der netzorientierte Betrieb für nur 4 % der Erträge verantwortlich ist.

Abbildung 2-13 zeigt exemplarisch die jeweils generierten Deckungsbeiträge aus dem netz- und marktdienlichen Betrieb für das städtische Niederspannungsnetz. Es wird ersichtlich, dass nur die Speicher mit der geringsten Leistung günstiger sind als die Alternativmassnahmen des VNB (Netzausbau, rONT, Abregelung oder Einspeisemanagement). Für diesen Speicher überstiegen die jährlichen Gesamterträge die Kosten um ca. 13 %³³.

Zusätzlich zeigt die Abbildung auch die möglichen Erträge der Speicher ohne Berücksichtigung von Netzrestriktionen und ohne die zusätzlichen Erträge aus dem netzorientierten Betrieb (blaue Striche).

Diese stellen die Ertragsmöglichkeiten bei Aufstellung der Speicher abseits überlasteter Netze dar. In diesem Fall wird der Speicher so positioniert, dass für die Teilnahme am PRL-Markt keine Netzrestriktionen existieren und auch kein netzstützender Betrieb notwendig ist. Im Gegenzug erhalten diese Speicher keine Deckungsbeiträge aus der Vermeidung von Netzausbaumassnahmen.

Es wird deutlich, dass die Erträge eines Speichers ohne Netzrestriktionen stets oberhalb den kombinierten netz- und marktorientierten Erlösen liegen. Die Erträge der Speicher aus der Vermeidung von Netzausbaumassnahmen sind somit geringer als der entgangene Ertrag aufgrund nicht platzierbare Regelleistungsmengen. Für einen unabhängigen Speicherbetreiber wäre es somit günstiger, den Speicher ausserhalb überlasteter Netze zu betreiben. Für das Angebot für PRL sind Speicher oberhalb einer PV-Belastung von 105 % zudem bezüglich ihrer Speicherkapazität überdimensioniert und können nicht wirtschaftlich am PRL-Markt betrieben werden.

Abbildung 2-13: Erträge aus netzdienlichen und marktorientierten Betrieb im städtischen Niederspannungsnetz (Basisszenario, geringe Speicher- und PRL-Preise, Preisszenario 2020).

Zusätzlich sind die Erträge dargestellt, welche die jeweiligen Speicher bei unbeschränktem Netzzugang erwirtschaften können (blaue Linien).

33 Die Tatsache, dass die betrachteten Speicher trotz der zuvor berechneten, marginalen PRL-Preise überhaupt wirtschaftlich betrieben werden können, liegt darin begründet, dass bei der Berechnung der annuitätischen Speicherkosten die Sichtweise des VNB mit Kapitalkosten von 4,7 % zugrunde gelegt wird. Die Berechnung der marginalen PRL-Preise erfolgt hingegen mit Kapitalkosten i. H. v. 10 %. Der Netzbetreiber kann aufgrund der geringeren Kapitalkosten somit trotz marginaler PRL-Preise einen Gewinn erwirtschaften.

< 2 h 4 h 4,5 h > 5 h

Speicher-reichweite

In der praktischen Umsetzung können sich für einen kombinierten netzdienlichen und marktorientierten Speicherbetrieb jedoch Nutzungskonflikte ergeben. Dies kann insbesondere dann auftreten, wenn kein netzdienlicher Einsatz prognostiziert und daraufhin die Verpflichtung zur Bereitstellung von PRL eingegangen wird. Im Falle unerwartet hoher PV-Einspeisung kann in diesem Fall keine PRL bereitgestellt werden. Betrifft die Prognoseabweichung grössere Gebiete, kann hierbei auch ein Pooling mehrerer Speicher nur bedingt zur Erhöhung der Bereitstellungssicherheit beitragen.

Sollten sich die Kosten für Speichersysteme zukünftig über die hier angenommenen Kostendegressionen hinaus entwickelt, ist mit keiner signifikanten Veränderung dieser Ergebnisse zu rechnen. Da die hier angenommenen PRL-Preise durch Speichersysteme dominiert werden, sind bei sinkenden Speicherkosten auch fallende PRL-Preise die Folge. Entsprechend sinken auch die Erlöse des kombinierten Speicherbetriebs.

2.3.3 Fazit

Anhand der Analyse kann gezeigt werden, dass durch eine zusätzliche Marktteilnahme der netzdienlich eingesetzten Speicher teils signifikante Zusatzerträge erwirtschaftet werden können. Dabei wird in der Analyse zwischen einer zusätzlichen Teilnahme am Energiemarkt sowie einer Teilnahme an Energie- und Regelleistungsmarkt differenziert.

Für den Energiemarkt (Day-Ahead-Spot-Markt 2020 und 2035) zeigt sich, dass die betrachteten Speicher neben dem netzorientierten Betrieb zusätzliche Deckungsbeiträge erwirtschaften können. Je nach Kostenentwicklung von Speichern, Netzsituationen und der zu zahlenden Netzentgelte können Speicher in diesem Fall zwischen 1,5 % und maximal 58 % refinanziert werden. Ein wirtschaftlicher Speicherbetrieb kann jedoch in keinem Szenario nachgewiesen werden.

Bei zusätzlicher Betrachtung des Regelleistungsmarktes (in Anlehnung an den heutigen PRL-Markt) kann gezeigt werden, dass für einzelne Speicher deutlich höhere Ertragsmöglichkeiten bestehen. Dies betrifft vor allem kleine Speicher, die nur eine geringe PV-Überlastung kompensieren. Bei diesen Speichern kann ein wirtschaftlicher Betrieb nachgewiesen werden. Es besteht jedoch kein Synergieeffekt zwischen dem netzdienlichen und marktorientierten Einsatz. Vielmehr kann der Speicher trotz (und nicht wegen) der Tatsache, dass er zur Vermeidung von Netzausbaumassnahmen beiträgt, in bestimmten Situationen wirtschaftlich betrieben werden. Durch Platzierung dieser Speicher in Netzgebieten ohne Überlastungen sind demnach höhere Erträge möglich. Dies betrifft jedoch nur besonders kleine Speicher mit Leistungen zwischen 30 kW (Niederspannung) und 700 kW (Mittelspannung). Für den übrigen Teil der untersuchten Speicher kann auch bei Berücksichtigung des Regelleistungsmarktes keine Wirtschaftlichkeit nachgewiesen werden.

2.4 Auswirkungen netzdienlicher Speicher auf vorgelagerten