Ökologische und ökonomische Bewertung des … · PbA Blei-Säure-Batterie PV Photovoltaik . 12 Abkürzungsverzeichnis . ReCiPe Methode zur Wirkungsabschätzung bei Lebenszyklusanalysen

Ökologische und ökonomische Bewertung des Ressourcenaufwands

Stationäre Energiespeichersysteme

in der industriellen Produktion

April 2018

Studie: Ökologische und ökonomische Bewertung des Ressourcenaufwands - Stationäre Energiespeichersysteme in der industriellen Produktion

Autorinnen und Autoren:

Dr. Andreas R. Köhler, Öko-Institut e.V. – Institut für angewandte ÖkologieYifaat Baron, Öko-Institut e.V. - Institut für angewandte Ökologie Dr.-Ing. Winfried Bulach, Öko-Institut e.V. – Institut für angewandte ÖkologieChristoph Heinemann, Öko-Institut e.V. – Institut für angewandte ÖkologieMoritz Vogel, Öko-Institut e.V. – Institut für angewandte ÖkologieDr. Siegfried Behrendt, IZT – Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung gGmbHMelanie Degel, IZT – Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung gGmbH Norbert Krauß, IZT – Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung gGmbH Dr. Matthias Buchert, Öko-Institut e.V. – Institut für angewandte Ökologie

Fachliche Ansprechpartnerin:

Dr.-Ing. Ulrike Lange, VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH

Für die fachliche Unterstützung danken wir Herrn Dr. Martin Knipper, Abteilung Energie- und Halbleiterforschung der Fakultät V – Institut für Physik, Carl von Ossietzky Universität Oldenburg.

Die Studie wurde im Rahmen der Nationalen Klimaschutzinitiative des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit erstellt.

Redaktion:

VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH (VDI ZRE)Bertolt-Brecht-Platz 310117 BerlinTel. +49 30-27 59 506-0Fax +49 30-27 59 [email protected]

Titelbild: Cybrain/Fotolia.com

VDI ZRE Publikationen: Studien

Ökologische und ökonomische Bewertung des Ressourcenaufwands

Stationäre Energiespeichersysteme in der industriellen Produktion

INHALTSVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS 6

TABELLENVERZEICHNIS 8

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS 10

KURZFASSUNG 13

1 EINLEITUNG 16

2 ENERGIESPEICHERTECHNOLOGIEN IN DER INDUSTRIELLEN PRODUKTION 19 2.1 Energiespeichertechnologien im Überblick 19

2.1.1 Schwungrad-/Schwungmassenspeicher 21 2.1.2 Elektromagnetische Energiespeicher (SMES) 22 2.1.3 Superkondensatoren (Supercaps) 23 2.1.4 Blei-Säure-Batterien (PbA-Batterie) 24 2.1.5 Lithium-Ionen-Batterien (LIB) 25 2.1.6 Natrium-Hochtemperatur-Batterien 28 2.1.7 Redox-Flow-Batterien 28

2.2 Vergleich der Speichertechnologien 29 2.3 Anwendungsfelder in der Industrie 31

2.3.1 Unterbrechungsfreie Stromversorgung 32 2.3.2 Eigenbedarfsoptimierung in Gewerbe und Industrie 33 2.3.3 Minimierung von Spitzenlasten 35 2.3.4 Lastverschiebung 38 2.3.5 Bereitstellung von Regelleistung und Regelenergie 39

2.4 Zusammenfassung 41 2.5 Zielsetzung der Studie 43

3 METHODIK ZUR ANALYSE ÖKOLOGISCHER UND ÖKONOMISCHER AUSWIRKUNGEN 45 3.1 Festlegung eines Anwendungsszenarios für den Einsatz

von Energiespeichern in KMU 45 3.2 Festlegung der funktionellen Einheit 50

3.3 Auswahl von drei Energiespeichertechnologien für die vergleichende Bewertung 51

3.4 Inventarisierung der Energiespeicher einschließlich der vor- und nachgelagerten Lebenswegphasen 57 3.4.1 Nennkapazitätsberechnung der

Energiespeichersysteme 59 3.5 Systemgrenze und Quantifizierung der Sachbilanz 61

3.5.1 Festlegung der Systemgrenze 61 3.5.2 Ökologische Bewertung: Quantifizierung

der Sachbilanz 64 3.5.3 Ökonomische Bewertung: Quantifizierung

der Sachbilanz 65

4 ERGEBNISSE DER ÖKOLOGISCHEN UND ÖKONOMISCHEN BEWERTUNG 74 4.1 Ergebnisse der ökologischen Bewertung 74

4.1.1 Kumulierter Energieaufwand 74 4.1.2 Kumulierter Rohstoffaufwand 75 4.1.3 Wasserverbrauch 76 4.1.4 Flächeninanspruchnahme 78 4.1.5 Treibhausgaspotenzial 79

4.2 Rohstoffkritikalität 80 4.3 Ergebnisse der ökonomischen Bewertung 82

4.3.1 Investitionskosten 82 4.3.2 Betriebskosten 83 4.3.3 Entsorgungskosten 85 4.3.4 Gesamtkosten aus Sicht des ESS-Anwenders 86

4.4 Sensitivitätsanalyse 87 4.4.1 Konfiguration des Schwungrad-Speichersystems 87 4.4.2 Ergebnisse der ökologischen Sensitivitätsanalyse 90 4.4.3 Ergebnisse der ökonomischen Sensitivitätsanalyse 92

5 DISKUSSION DER ERGEBNISSE 95

6 SCHLUSSFOLGERUNGEN UND AUSBLICK 99 6.1 Schlussfolgerungen 99 6.2 Ausblick 100

7 GLOSSAR 102

LITERATURVERZEICHNIS 105

ANHANG A 120

ANHANG B 121

ANHANG C 123

6 Abbildungsverzeichnis

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1: Klassifikation Energiespeichertechnologien nach Speicherdauer und -art 19

Abbildung 2: Beispiel für die Reduktion (hellblau) von Lastspitzen (dunkelblau) bei Werkzeugmaschinen mit und ohne Einsatz von Doppelschichtkondensatoren (DSK) 36

Abbildung 3: Schematische Darstellung einer Netzentgeltreduzierung aufgrund einer atypischen Netznutzung in einer Hochleistungszeitspanne von ca. zwei Stunden 37

Abbildung 4: Schematische Darstellung der Minimierung von Spitzenlasten durch Energiespeichersysteme 46

Abbildung 5: Beispiele für Hochlastzeitfenster im Niederspannungs- netz verschiedener Energieversorgerunternehmen aus 2017 47

Abbildung 6: Technischer Betrachtungsrahmen des betrachteten Energiespeichersystems in KMU 58

Abbildung 7: Annahmen zu Verlustleistungen und zur Dimensionierung der ESS mit Blei-Säure- Batterien (PbA), Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP) bzw. Schwungrädern (SR) 59

Abbildung 8: Systemgrenze der Studie 63

Abbildung 9: Kumulierter Energieaufwand je funktioneller Einheit 74

Abbildung 10: Kumulierter Rohstoffaufwand je funktioneller Einheit 76

Abbildung 11: Wasserverbrauch je funktioneller Einheit 77

Abbildung 12: Flächennutzung je funktioneller Einheit 78

Abbildung 13: Treibhausgaspotenziale je funktioneller Einheit 80

Abbildung 14: Schematische Darstellung der Minimierung von Spitzenlasten mit Zwischenladezyklen bei Schwungrädern 88

Abbildungsverzeichnis 7

Abbildung 15: Vergleich des kumulierten Energieaufwands mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem 91

Abbildung 16: Vergleich des kumulierten Rohstoffaufwands mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem 91

Abbildung 17: Vergleich der Treibhausgaspotenziale mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem 92

8 Tabellenverzeichnis

TABELLENVERZEICHNIS

Tabelle 1: Anwendungsbeispiele zum Einsatz von Energiespeichertechnologie in der industriellen Fertigung 18

Tabelle 2: Lithium-Ionen-Speicher mit verschiedenen Kathodenmaterialien 27

Tabelle 3: Technische und ökonomische Kenndaten von Leistungs- und Energiespeichern 30

Tabelle 4: Anwendungsbereiche und ihre Größenordnungen von Energiespeichern in der industriellen Produktion 31

Tabelle 5: Anwendungsprofil unterbrechungsfreie Stromversorgung 33

Tabelle 6: Anwendungsprofil Eigenbedarfsoptimierung 35

Tabelle 7: Anwendungsprofil zur Minimierung von Spitzenlasten 38

Tabelle 8: Anwendungsprofil Lastverschiebung 39

Tabelle 9: Anwendungsprofil Regelleistung und Regelenergie 41

Tabelle 10: Gegenüberstellung der Marktrelevanz der Energiespeicher 43

Tabelle 11: Spezifikation des Anwendungsszenarios „Minimierung von Spitzenlasten“ für einen generischen industriellen Produktionsprozess 50

Tabelle 12: Übersicht von Arbeits- und Leistungspreis in Abhängigkeit der Spannungsebene 73

Tabelle 13: Indikatoren der VDI-Richtlinie 4800 Blatt 2 81

Tabelle 14: Aggregierte und gerundete Kritikalitätswerte 82

Tabelle 15: Investitionskosten für die Speicherzellen 83

Tabelle 16: Ersparnisse und Betriebskosten 85

Tabelle 17: Entsorgungskosten der Energiespeichersysteme 86

Tabellenverzeichnis 9

Tabelle 18: Gegenüberstellung der Gesamtkostenrechnung über einen Betrachtungszeitraum von 20 Jahren 87

Tabelle 19: Investitionskosten mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem 92

Tabelle 20: Ersparnisse und Betriebskosten mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem 93

Tabelle 21: Gegenüberstellung der Gesamtkostenrechnung mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem (Betrachtungszeitraum von 20 Jahren) 94

Tabelle 22: Technische und ökonomische Kenndaten Leistungsspeicher 121

Tabelle 23: Technische und ökonomische Kenndaten Energiespeicher 122

Tabelle 24: Übersicht zu technischen Parametern von Energiespeichertechnologien 123

Tabelle 25: Zusammenstellung zur Materialzusammensetzung und deren Anteile in Lithium-Ionen-Batterien 125

Tabelle 26: Zusammenstellung mehrerer prozentualer Zusammensetzungen von Lithium-Ionen-Zellen 125

Tabelle 27: Typische Zusammensetzung einer Lithium-Ionen-Batterie 126

10 Abkürzungsverzeichnis

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

AC Wechselstrom

BattG Gesetz über das Inverkehrbringen, die Rücknahme und die umweltverträgliche Entsorgung von Batterien und Ak-kumulatoren

CO2 Kohlenstoffdioxid

CO2-eq Kohlenstoffdioxid-Äquivalente

ct Euro-Cent

DC Gleichstrom

DIHK Deutscher Industrie- und Handelskammertag e.V.

DOD Entladetiefe, engl.: Depth of discharge

DSK Doppelschichtkondensatoren

EC Europäische Kommission

EE Erneuerbare Energien

EoL End of Life

engl. englisch

ESS Energiespeichersystem

η Wirkungsgrad

Euro/kWa jährlicher Leistungspreis in Euro pro Kilowatt

FESS Schwungräder, engl.: Flywheel Energy Storage System

FE Funktionelle Einheit

Gi Gewichtungsfaktor

GWh Gigawattstunde

GWP Treibhauspotenzial, engl.: Global Warming Potential

ILCD International Reference Life Cycle Data System

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

Abkürzungsverzeichnis 11

IT Informationstechnik

Kj Kritikalitätswert

k. A. keine Angabe

KEA kumulierter Energieaufwand

KMU kleine und mittlere Unternehmen

KRA kumulierter Rohstoffaufwand

kW Kilowatt

kWh Kilowattstunde

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LCA Lebenszyklusanalyse, engl.: Life Cycle Analysis

LCC Lebenszykluskostenrechnung, engl.: Life Cycle Costing

LCO Lithium-Cobalt-Oxid

LFP Lithium-Eisenphosphat

LiFePO4 Lithium-Eisenphosphat

LIB Lithium-Ionen-Batterie

LMO Lithium-Mangan-Oxid

LTO Lithium-Titan-Oxid (Li4Ti4O)

Mg Tonne (Megagramm)

MW Megawatt

NCA Lithium-Nickel-Kobalt-Aluminium-Oxid

NMC Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid

NPV Kapitalwert, engl.: Net Present Value

OPEX Betriebskosten, engl.: Operational Expenditures

PbA Blei-Säure-Batterie

PV Photovoltaik

https://de.wikipedia.org/wiki/Lithium-Eisenphosphat

12 Abkürzungsverzeichnis

ReCiPe Methode zur Wirkungsabschätzung bei Lebenszyklusanalysen

RLM Registrierte Leistungsmessung

SMES Elektromagnetische Energiespeicher

SoH Zustandskennwert einer Batterie, engl.: State of Health

SR Schwungrad

StromNEV Stromnetzentgeltverordnung

StromNZV Stromnetzzugangsverordnung

Supercaps Superkondensatoren

UBA Umweltbundesamt

USV unterbrechungsfreie Stromversorgung

V Volt (Nennspannung)

VDI Verein Deutscher Ingenieure e.V.

VRLA Ventilgeregelter Blei-Säure-Akkumulator

W Watt

Wh Wattstunde

Kurzfassung 13

KURZFASSUNG

Stationäre Energiespeicher sind ein notwendiger Bestandteil eines zukünfti-gen Stromversorgungssystems mit hohen Anteilen regenerativer Energien. Eingesetzt in dezentralen industriellen Anwendungen tragen sie zur Steige-rung der Ressourceneffizienz und gleichzeitig zur Minimierung der Kosten der Stromversorgung bei. Speicherlösungen für die kurz- bis mittelfristige Speicherung elektrischer Energie werden deshalb als Beitrag für den mittel- bis langfristigen Erfolg der in Deutschland vorangetriebenen Energiewende betrachtet.1

In der industriellen Fertigung wird erwartet, dass stationäre Energiespeicher im Rahmen zukünftiger intelligenter Stromnetze eine wichtige Rolle einneh-men. Schon heute werden batteriebasierte Stromspeicher genutzt, um ver-fügbare erneuerbare Energiequellen (z. B. Photovoltaik) zwischenzuspei-chern und direkt nutzbar zu machen. So kann der Strombedarf am Produk-tionsstandort teilweise gedeckt werden. Unternehmen, insbesondere kleine und mittlere Unternehmen (KMU), können mit Hilfe dieser Technik zusätz-lich kostenintensive Spitzenlasten an Produktionsstandorten abpuffern und die Anschlussleistung an das öffentliche Stromnetz reduzieren. Dafür kom-men insbesondere verschiedene Batterietechnologien in Frage. Außerdem relevant sind Super- oder Doppelschichtkondensatoren (Supercaps), supra-leitende magnetische Energiespeicher sowie Schwungräder, die als Energie-speicher für den stationären Betrieb in einem kleinen Markt bereits verfüg-bar sind.

Auf Maschinenebene dienen Schwungräder bereits seit langem als Zwi-schenspeicher für mechanische Energie. In der Industrie zählt bisher die un-terbrechungsfreie Stromversorgung (USV) zur Notversorgung von Produkti-onsanlagen und Computersystemen bei Ausfall des Stromnetzes zu den wichtigsten Einsatzzwecken elektrischer Energiespeicher. Daneben rückt im Zuge der Energiewende eine Nutzung zur Minimierung von Spitzenlasten im Stromverbrauch am Netzanschlusspunkt weiter in den Vordergrund. Die

1 Vgl. UBA (2013).

14 Kurzfassung

Integration stationärer Energiespeicher in die Prozessabläufe der industriel-len Produktion kann demnach aufgrund des steigenden Bedarfs an Flexibili-tätsoptionen im Stromnetz an wirtschaftlicher Bedeutung gewinnen.

Vor diesem Hintergrund gibt diese Studie einen Überblick über die wichtigs-ten am Markt bereits verfügbaren stationären Energiespeichertechnologien sowie über innovative neue Speicherlösungen für elektrische Energie. Der Schwerpunkt liegt dabei auf elektrischen, elektrochemischen und mechani-schen Energiespeichern zur Speicherung elektrischer Energie, die im Nie-derspannungsnetz von KMU eingesetzt werden können. Diese verbraucher-seitige Perspektive ist insbesondere für Unternehmen relevant, die techni-sche Möglichkeiten prüfen, um energieintensive Prozesse, Maschinen und Anlagen im Rahmen eines betrieblichen Energiemanagements wirtschaft-lich zu betreiben.

Zu diesem Zweck werden in der vorliegenden Studie verschiedene Einsatz-möglichkeiten für drei ausgewählte dezentrale stationäre Energiespeicher-systeme untersucht und eine vergleichende ökologische und ökonomische Bewertung durchgeführt. Folgende Technologien werden verglichen:

• Lithium-Eisenphosphat-Batterien (ein Typ von Lithium-Ionen-Batterien),

• Blei-Säure-Batterien und

• Schwungradspeicher (rotierende Masse).

Der Vergleich der drei Energiespeichertechnologien erfolgt anhand eines Anwendungsszenarios aus der industriellen Produktion. Es beleuchtet die „Minimierung von Spitzenlasten“ und die mögliche Kostenreduktion bei Netzentgelten für leistungsgemessene Gewerbekunden.

Die Auswirkungen der Energiespeichersysteme auf die Umwelt werden mit-hilfe des methodischen Konzepts der Ökobilanz (Lebenszyklusanalyse, LCA) bewertet. Vor allem die Kennwerte „kumulierter Energieaufwand“ (KEA) und „kumulierter Rohstoffaufwand“ (KRA) werden auf Grundlage der VDI-Richtlinien VDI 4600 und VDI 4800 Blatt 2 (Entwurf) ermittelt. Zusätzlich werden das Treibhausgaspotenzial der jeweiligen Energiespeichersysteme

Kurzfassung 15

sowie weitere Kennzahlen (Versorgungskritikalität, Wasserverbrauch sowie Flächenbedarf) bewertet.

Die ökonomische Analyse erfolgt auf Basis einer Lebenszykluskostenrech-nung. Die möglichen Einsparungen werden dabei auf die Gesamtheit der Kosten der betrachteten Energiespeichersysteme bezogen (Investitions-, Be-triebs- und Entsorgungskosten).

Die Resultate der ökologischen und ökonomischen Vergleichsrechnung ver-deutlichen den weiteren Entwicklungsbedarf der Energiespeichertechnolo-gien für diesen Einsatzzweck. Unter den gegenwärtigen Rahmenbedingun-gen ist die Investition in stationäre Energiespeichertechnologien für KMU noch nicht wirtschaftlich, wenn sie zur Minimierung von Spitzenlasten im Stromnetz eingesetzt werden sollen. Hinsichtlich der Energie- und Ressour-ceneffizienz haben die Energiespeicher im hier betrachteten Einsatzzweck keine Vorteile gegenüber dem direkten Energiebezug aus dem öffentlichen Versorgungsnetz. Aufgrund der hohen Umwandlungsverluste ist die Einbin-dung von Speichern für elektrische Energie auf Ebene des betrieblichen Nie-derspannungsnetzes nicht sinnvoll. Ein positiver ökologischer und ökonomi-scher Effekt wird sich erst durch die Nutzbarmachung weiterer technischer Möglichkeiten zur Effizienzverbesserung und Ausschöpfung dissipativer Prozessenergien (z. B. Bremsenergie) einstellen. Dazu besteht weiterer Be-darf für Forschung und Entwicklung an entsprechenden Technologien.

16 Einleitung

1 EINLEITUNG

Stationäre dezentrale Energiespeicher können in der industriellen Produk-tion zur Steigerung der Ressourceneffizienz und Senkung der Kosten beitra-gen. Sie werden heute vor allem auf der Ebene von Zwischenkreisen in Werkzeugmaschinen, Umformmaschinen mit größeren Leistungen und Zer-spanungsmaschinen eingesetzt.2 Für sensible industrielle Fertigungspro-zesse dienen stationäre Energiespeicher zur unterbrechungsfreien Strom-versorgung. Energiespeicher helfen außerdem, die Stromqualität zu sichern, beispielsweise durch die Frequenzstabilisierung für hochsynchrone indust-rielle Antriebe. Besonders geeignet für den Einsatz von Energiespeichern sind industrielle Prozesse, in denen die eingebrachte Energie rekuperiert (wiedererlangt) wird und beispielsweise auf Maschinenebene wieder ge-nutzt werden kann. Zum Stand der Technik gehören Elektrolytkondensato-ren, Schwungradspeicher und Blei-Säure-Batterien.3 Auch die Lithium-Io-nen-Batterietechnologie gehört bereits zum Stand der Technik, ist jedoch bis-her nicht weit verbreitet.

Zukünftig wird die Integration stationärer Energiespeicher in weitere Pro-zessabläufe der industriellen Produktion interessant. In der industriellen Fertigung haben stationäre Energiespeicher das Potenzial, erneuerbaren Energien im Rahmen zukünftiger intelligenter Stromnetze eine wichtige Rolle zu geben. Insbesondere KMU können mithilfe dieser Technologien kos-tenintensive Spitzenlasten puffern und Energieeffizienzpotenziale erschlie-ßen. Der Einsatz von Energiespeichern ist zur Optimierung branchenspezi-fischer Technologien und für Querschnittstechnologien wie Druckluft, Pum-pen, Ventilatoren und Beleuchtung geeignet.4

Die technologische Entwicklung hat bei Energiespeichern in den letzten Jah-ren einen spürbaren Aufschwung erfahren. Die hohe Innovationsdynamik wird sich auch in Zukunft fortsetzen. Lithium-Ionen-Batterien werden bei-

2 Vgl. Telefongespräch mit Mark Richter, Fraunhofer IWU, Chemnitz (Anhang A). 3 Vgl. Fahlbusch, E. (2015), S. 339 ff. 4 Vgl. Fahlbusch, E. (2015), S. 339 ff.

Einleitung 17

spielsweise zunehmend interessant für Anwendungen mit hohen Anforde-rungen an Lebensdauer und Zyklen, insbesondere im Bereich Leistungsspei-cher und in anderen hochdynamischen Prozessen. Super- und Doppel-schichtkondensatoren sowie supraleitende magnetische Energiespeicher sind als Energiespeicher für den stationären Betrieb in einem kleinen Markt bereits verfügbar und werden an Bedeutung gewinnen.5

Energiespeicher sind dann relevant, wenn durch den Einsatz der Speicher der Lastbezug aus dem Netz verringert, der Anteil selbsterzeugter elektri-scher Energie erhöht oder Produktionsstörungen in Folge von Stromausfäl-len oder Frequenzschwankungen ausgeglichen werden können. Auf diese Weise können Speicher zu spürbaren Kostenreduktionen oder Vermeidung von Kosten (Stillstandskosten, Folgekosten usw.) bei Maschinen- oder Pro-duktionsausfall beitragen. Je nach Anwendungsfall sind die Investitions- und Betriebskosten der Speicher den verhinderten Verlusten aufgrund von Ma-schinenausfall mit Maschinenschäden, Produktionsausfall o. Ä. oder den Strom- und Lastbezugskosten gegenüberzustellen. Infolge steigender Pro-duktionszahlen, ausgelöst z. B. durch staatliche Förderprogramme und tech-nische Weiterentwicklungen, ist mit sinkenden Investitionskosten für Spei-chersysteme zu rechnen.

Durch sinkende Investitionskosten stationärer Anwendungen verringern sich die Amortisationszeiten der Speicher. Für KMU wird dadurch der Ein-satz der Technologien wirtschaftlich immer interessanter. Tabelle 1 zeigt An-wendungsbeispiele in verschiedenen Anwendungsfeldern von Speichertech-nologien in der industriellen Produktion.6

5 Vgl. Wietschel, M. et al. (2015), S. 192. 6 Vgl. Telefongespräche: Jens Fischer, VEA – Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V.; Winfried

Wahl, RRC Power; Mark Richter, Fraunhofer IWU und Prof. Dr. Hanke-Rauschenbach, Universität Hannover (Anhang A).

18 Einleitung

Tabelle 1: Anwendungsbeispiele zum Einsatz von Energiespeichertechnologie in der industriellen Fertigung7, 8

Einsatzfeld im Betrieb Anwendungsbeispiele

Unterbrechungsfreie Stromversorgung

- Hochsynchrone industrielle Antriebe - Produktionsstraßen - IT-Bereich - Halbleiterindustrie - Gummi- und Kunststoffherstellung - Spritzgussmaschinen - Schweißroboter

Eigenverbrauchsoptimierung, Notstromversorgung, Autarkie/Inselsysteme

- Betriebe mit eigenen Stromerzeugungsanlagen (KWK- und PV-Anlagen)

- Micro-Grids

Lastmanagement - Ausgleich bei schwacher Netzinfrastruktur

(Vermeidung Netzausbau) - Lastgangglättung für Netzentgeltreduktion - Lastverschiebung (atypische Netznutzung)

- Flexible Produktionsprozesse - Betriebe mit Energiemanagement und eigener

Strombeschaffung - Chemie - Elektrostahl - Zement - Metallverarbeitung - Galvanik - Lebensmittel - Papier - 3-Schicht-Betriebe

Minimierung von Spitzenlasten

- Maschinennah in Zwischenkreisen, dynamische Industrieprozesse mit hohen Lasten: Umformma-schinen, Werkzeugmaschinen, Zerspanungsma-schinen, Servopressen, Prozesskette in der Auto-mobilindustrie, Presswerkzeuge

- Prozesse mit Bremsenergie (Rekuperation): Gabel-stapler, Hebebühnen, Verladesysteme (Häfen, Regalsysteme)

- Atypische Netznutzung

Bereitstellung von Regelleistung und Regelenergie

- Stationäre Großspeicher - Modulare Speichersysteme in der

energieintensiven Industrie

7 Vgl. Telefongespräche: Jens Fischer, VEA – Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V.; Winfried

Wahl, RRC Power; Mark Richter, Fraunhofer IWU und Prof. Dr. Hanke-Rauschenbach, Universität Hannover, (Anhang A).

8 Vgl. Gobmaier, T. (2014), S. 5.

Energiespeichertechnologien in der industriellen Produktion 19

2 ENERGIESPEICHERTECHNOLOGIEN IN DER INDUSTRIELLEN PRODUKTION

2.1 Energiespeichertechnologien im Überblick

Es gibt eine Vielzahl von Energiespeichertechnologien, die primär zur Leis-tungs- oder Energiespeicherung dienen.

Die Leistungsspeicherung ist geeignet für große Leistungsänderungen, vor allem in Ultrakurz- und Kurzzeitintervallen.9

Die Energiespeicherung erlaubt die zeitliche Entkopplung von Stromerzeu-gung und -verbrauch10 durch bedarfsgerechtes Speichern und Abgeben von Energie in Kurz- und Mittelzeitintervallen.11

Stationäre Energiespeichersysteme können anhand der typischen Lade-/ Entladedauer und der Art der Energiespeicherung klassifiziert werden (Abbildung 1).

• Lithium-Ionen-Batterie• Blei-Säure-Batterie• Hochtemperaturbatterie• Redox-Flow-Batterie

• Wasserstoffspeicher• Erdgasspeichersysteme

• Thermoelektrischer Speicher

• Thermochemischer Speicher

• Latentwärmespeicher

• Pumpspeicherkraftwerk• Druckluftspeicherkraftwerk

• Schwungrad

• Doppelschichtkondensator• Supraleitende magnetische Spule

Sekunden bis Minuten Stunden bis Tage Wochen bis Monate

SPEICHERDAUER

Chemisch

Thermisch

Mechanisch

Elektrisch

SPEICH

ERART

• Sensible Wärmespeicher (z. B. Pufferspeicher)

Abbildung 1: Klassifikation Energiespeichertechnologien nach Speicherdauer und -art12

9 Vgl. Fraunhofer ISI (2015), S. 10. 10 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 32. 11 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 23. 12 In Anlehnung an Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 7 und 10 ff.; Sterner, M. und

Stadler, I. (2014), S. 35 – 37; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 36 und 66 u. Fuchs, G. et al. (2012), S. 26.

20 Energiespeichertechnologien in der industriellen Produktion

Für die Energiespeicherung ist vor allem die Energiespeichergröße (Wh) von Bedeutung. Die Speichergröße heutiger Energiespeichersysteme reicht von kleinen dezentralen Speichern mit weniger als 10 kWh bis hin zu sehr gro-ßen zentralen Energiespeichern mit über 1.000.000 kWh. Für die Leistungs-speicherung sind hingegen die Lade- und Entladedauer sowie die kurzfristig abrufbare Leistung (W) von Bedeutung. Anhand der Bereitstellungsdauer von Energie und Leistung werden drei Speicherklassen unterschieden:13

• Kurzzeitspeichersysteme: Sekunden bis Minuten,14

• mittelfristige Speichersysteme: Stunden bis Tage15 und

• Langzeitspeichersysteme: Tage bis Monate.16

Kurzzeitspeicher speisen unmittelbar nach ihrer Aktivierung Energie ein und erreichen ihre maximale Leistung bereits nach wenigen Sekunden. Ihr Energie-Leistungs-Verhältnis liegt unter 15 Minuten. Die Dauer der Energie-bereitstellung beträgt je nach Einsatzgebiet ca. eine Viertelstunde mit meh-reren Lade- und Entladezyklen pro Tag. Typische industrielle Anwendungen sind die unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV), die Frequenz- und Spannungsregelung und die Minimierung von Spitzenlasten.17

Mittelfristige Speicher haben ein Energie-Leistungs-Verhältnis von einer bis zehn Stunden. Pro Tag werden i. d. R. nicht mehr als zwei Vollzyklen gefahren. Solche Speichersysteme können eine Stromversorgung von eini-gen Stunden gewährleisten. Typische industrielle Anwendungen sind USV, Eigenstromnutzung (z. B. aus Photovoltaikanlage-Systemen) sowie Lastver-schiebung und -optimierung.18

13 Eine Unterteilung der Energiespeichersysteme nach Speicherdauer wird in der Literatur nicht

einheitlich definiert und kann in Form von zwei Kurz- und Langzeitspeichern oder auch wie hier in drei Klassen unterteilt sein, vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 41 – 42.

14 Vgl. Agora Energiewende (2013). 15 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 23 – 24. 16 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 14. 17 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 23. 18 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 23 – 24.


Langzeitspeicher kommen in der industriellen Produktion nicht zum Ein-satz und werden daher nicht näher erläutert.

Im Nachfolgenden werden aus der Vielzahl vorhandener Stromspeichertech-nologien ausgewählte Technologien beschrieben, die bereits in der industri-ellen Produktion eingesetzt werden. Weiterhin werden Speichertechnolo-gien angeführt, die perspektivisch zur Kostenreduktion, Flexibilisierung, Er-höhung der Unabhängigkeit von Netzanbietern und zu einer Entlastung der Umwelt beitragen können.

2.1.1 Schwungrad-/Schwungmassenspeicher

Schwungräder („Flywheel Energy Storage System“, kurz: FESS) speichern elektrische Energie in Form kinetischer Energie durch die Rotation einer Schwungmasse (z. B. Schwungrad): Ein elektrisch betriebener Motor setzt das Schwungrad in Bewegung und erhöht die Drehzahl. Durch Abbremsen des Schwungrads wird die so gespeicherte Bewegungsenergie mittels eines Generators wieder in elektrische Energie umgewandelt. Von besonderer Be-deutung ist die Drehzahl moderner Schwungrad-/Schwungmassenspeicher. Diese beeinflusst entscheidend die Größe der speicherbaren Energie. Das be-deutet, dass Schwungräder mit einer großen Drehzahl größere Energiedich-ten erreichen als Schwungräder mit geringeren Drehzahlen. Die Steigerung der Drehzahl ist jedoch aufgrund der Zugfestigkeit und Dichte des verwen-deten Materials begrenzt. Heute werden leichte Materialien mit hohen me-chanischen Zugfestigkeiten wie glas- oder kohlefaserverstärkte Kunststoffe verwendet.19

Es werden zwei Arten von Schwungrädern unterschieden:

• metallische Low-Speed-Flywheels (5.000 bis 10.000 Umdrehungen pro Minute, Energiedichte von 5 Wh/kg) und

• moderne High-Speed-Flywheels aus Faserverbundwerkstoffen (10.000 Umdrehungen pro Minute, Energiedichte: 100 Wh/kg).

Schwungräder können abzüglich der Verluste die gesamte gespeicherte Energie (Tiefentladung) in Sekunden bzw. Minuten abgeben. Sie haben sehr

19 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 511 f. und 518 f.


hohe Leistungsdichten und Wirkungsgrade von bis zu 95 %. Allerdings be-sitzen Schwungradspeicher auch hohe Ruheverluste von ca. 20 % pro Stunde,20 die durch Reibungsverluste an den Wälz- oder Gleitlagern entste-hen. Durch die verstärkte Nutzung von Vakuumkammern oder Magnetla-gern mit Supraleitern sollen diese verringert werden.

Die entstehende Reibung erfordert zudem eine aufwendige Kühlung für den Betrieb.21 Schwungräder können i. d. R. dort eingesetzt werden, wo kurzzei-tig eine große Leistung bereitgestellt oder auch eingespeichert werden muss. Schwungradspeicher werden beispielsweise bei Rekuperation in Hebeanla-gen und bei der unterbrechungsfreien Stromversorgung eingesetzt.22

2.1.2 Elektromagnetische Energiespeicher (SMES)

Supraleitende Magnetische Energiespeicher (SMES) speichern Energie in ei-nem magnetischen Feld, das mittels Gleichstrom in einer supraleitenden Spule erzeugt wird. Nach dem Beenden des Ladevorganges wird der Strom-fluss durch das erzeugte Magnetfeld aufrechterhalten.

Um Leitungsverluste in der Spule zu verringern bzw. ganz zu vermeiden, muss das supraleitende Material (meist Niob-Titan oder Niob-Zinn) auf eine Temperatur unterhalb seiner Sprungtemperatur23 heruntergekühlt werden. Die Sprungtemperatur liegt bei ca. -269 °C (Helium) bzw. -196 °C (Stick-stoff).24 Zur Kühlung wird flüssiger Stickstoff oder flüssiges Helium verwen-det. Verluste entstehen beispielsweise durch den Kühlungsprozess, den

20 Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 12 – 13; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 36 und

Energie-Experten (2017). 21 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 515 – 516 und Energie-Experten (2017). 22 Vgl. Flynn, M. M. et al. (2007) und Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 27. 23 Die Sprungtemperatur bezeichnet eine kritische Temperatur, unterhalb derer Materialien Strom

ohne Widerstand leiten können, vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 15. 24 Vgl. Rummich, E. (2015), S. 219.


Transfer in Leitungen sowie Wechselrichterverluste. Dies führt zu ver-gleichsweise hohen Selbstentladungsraten von 10 – 15 % pro Tag.25 SMES erreichen einen Zyklenwirkungsgrad von rund 90 – 95 %.26

Für SMES werden grundsätzlich folgende Anwendungsfelder in Betracht ge-zogen:27

• Kurzzeitspeicherung,

• Netzstabilisierung bzw. Sicherung der Spannungsqualität,

• Stromversorgung von Inselanlagen sowie

• die unterbrechungsfreie Stromversorgung.

Damit können sie z. B. in Nischenanwendungen eingesetzt werden. Das be-inhaltet auch die Kompensation fluktuierender Lasten in kritischen Prozes-sen, z. B. in der Halbleiterproduktion.

Die Technologie befindet sich noch in der Entwicklungsphase – insbeson-dere wird am Einsatz supraleitender Materialien mit höherer Sprungtempe-ratur geforscht. Der Einsatz bei einer Sprungtemperatur oberhalb des Siede-punkts von flüssigem Stickstoff (-196 °C) könnte die Kosten für die Kühlung erheblich reduzieren. Bisher sind die Materialkosten dieser Supraleiter je-doch noch zu hoch.

2.1.3 Superkondensatoren (Supercaps)

Im Gegensatz zu klassischen Kondensatoren wird in Supercaps (oder Dop-pelschichtkondensatoren) ein Elektrolyt eingesetzt, der durch eine dielektri-sche Schicht von den beiden Elektroden des Kondensators getrennt ist. Die Energiespeicherung findet im elektrischen Feld zwischen den Elektroden und den Ionen des Elektrolyten statt. Dadurch kann die Kapazität eines Su-percaps gegenüber herkömmlichen Kondensatoren erheblich gesteigert wer-

25 Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 15. 26 Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 14. 27 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 194.


den, sie liegt aber bisher unter der reiner elektrochemischer Speicher. Ver-glichen mit diesen weisen Supercaps jedoch deutlich höhere Leistungsdich-ten, Ansprechzeiten und Zyklenlebensdauern auf. Dadurch eignen sie sich insbesondere als Leistungsspeicher mit hohen Ladezyklen.

Durch die hohen Zyklenwirkungsgrade von über 90 %28 bieten sie sich zu-dem für den Einsatz in Anwendungen mit sehr häufigen Lade- und Ent-ladezyklen von bis zu einer Minute an. Eine mittel- bis längerfristige Ener-giespeicherung in Supercaps wird durch die vergleichsweise hohen Selbst-entladungsraten und die hohen energiespezifischen Kosten bisher er-schwert.

Aufgrund der hohen Investitionskosten werden Supercaps in der industriel-len Produktion bisher nur in Demonstrationsprojekten eingesetzt. Kosten-senkungen sollen vor allem durch den Aufbau einer Massenproduktion, z. B. für den Einsatz in Hybrid-Elektrofahrzeugen, erzielt werden. Parallel dazu wird der Einsatz von Supercaps zukünftig auch von der Marktdurchdringung der Hochleistungs-Lithium-Ionen-Batterien beeinflusst.

2.1.4 Blei-Säure-Batterien (PbA-Batterie)

Blei-Säure-Batterien zählen zu den ältesten und weitverbreitetsten elektro-chemischen Energiespeichern.29 Sie werden heute noch insbesondere in der Notstromversorgung eingesetzt. Für die Anwendung als stationäre Energie-speicher eignen sich ventilgeregelte Blei-Säure-Batterien (engl.: „valve-regu-lated lead-acid battery“, VRLA) am ehesten, da sie wartungsarm sind. Sie gelten als ausgereifte Technologielinie, so dass grundlegende Weiterent-wicklungen nicht mehr zu erwarten sind.

Gegenüber anderen verfügbaren Batterietechnologien (z. B. Lithium-Ionen-Batterien, Nickel-Cadmium-Batterien) sind Blei-Säure-Batterien vergleichs-weise kostengünstig. Sie weisen jedoch geringere Leistungsdichten von ca. 180 W/kg und geringere Energiedichten von ca. 25 – 50 Wh/kg auf.30

28 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 179. 29 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57. 30 Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 16; Rummich, E. (2015), S. 154; Ausfelder, F. et

al. (2015), S. 57; DCTI (2014), S. 27; Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 217; Fuchs et al. (2012),


Aufgrund der geringen volumetrischen Energiedichte von ca. 60 – 75 Wh/l31 benötigen Blei-Säure-Batterien mehr Standfläche als alterna-tive Batteriespeichersysteme. Es wird erwartet, dass diese Unterschiede auf-grund der Weiterentwicklungen anderer Technologielinien noch zunehmen werden. Mittelfristig ist somit von einer sinkenden Bedeutung der Blei-Säure-Speichertechnologie im Vergleich zu anderen Technologien auszuge-hen.32

Weiterhin problematisch ist die mit jedem Entladevorgang sinkende Kapazi-tät von Blei-Säure-Batterien, insbesondere bei vermehrten Tiefentladungen. Daher besitzen Blei-Säure-Batterien auch eine relativ geringe Zyklenanzahl von 100 – 2.500 Zyklen.33 Der hohe Anteil des giftigen Schwermetalls Blei stellt ein weiteres Problem dar. Vor allem die Herstellung und Entsorgung der bleihaltigen Elektroden sind in außereuropäischen Ländern äußerst ge-sundheits- und umweltschädlich.

2.1.5 Lithium-Ionen-Batterien (LIB)

Lithium-Ionen-Batterien (LIB) haben in den letzten Jahren deutlich an Bedeu-tung gewonnen. Insbesondere im mobilen Bereich, z. B. für den Einsatz in Elektrofahrzeugen, sind sie die dominierende Batterietechnologie.34 Dies ist vor allem durch ihre vergleichsweise sehr hohen Energiedichten, die zwi-schen 50 und 260 Wh/kg bzw. 160 und 670 Wh/l liegen (Tabelle 2), zu be-gründen. Wie andere Batterietechnologien weisen sie schnelle Ansprechzei-ten auf. Ihre Selbstentladungsrate ist vergleichsweise gering bei hohen Zyk-lenwirkungsgraden von über 90 %. Gegenüber Blei-Säure-Batterien weisen sie zudem eine deutlich höhere Zyklenlebensdauer auf. Die Spanne der Zyk-lenlebensdauer ist vergleichsweise breit und wird vorrangig durch das Ak-tivmaterial der Kathode und den Grad der Entladung (engl.: „Depth of

S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 184; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23 und Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 23.

31 Vgl. Rummich, E. (2015), S. 173. 32 Vgl. Agentur für Erneuerbare Energien (2012), S. 16. 33 Vgl. Rummich, E. (2015), S. 154; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57; DCTI (2014), S. 27; Sterner, M.

und Stadler, I. (2014), S. 217; Fuchs et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 184; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23 und Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 23.

34 Vgl. Nationale Plattform Elektromobilität (2016), S. 19.


discharge“, DOD) beeinflusst.35 Lithium-Ionen-Batterien kommen als kurz- bis mittelfristige Energiespeicher (Stunden bis Tage) in Betracht. Auch ein Einsatz als Leistungsspeicher im größeren Leistungsbereich (ab 20 kW) ist denkbar, erfordert aber eine starke Kostendegression.

Lithium-Ionen-Batterien gibt es in unterschiedlichen Ausführungen mit ei-ner Reihe verschiedener Materialkombinationen für die Elektroden und Elektrolyte. Große Marktanteile entfielen 2012 auf die Kathodenmaterialien Lithium-Cobalt-Oxid (LCO), Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid (NMC), Li-thium-Mangan-Oxid (LMO) und Lithium-Eisenphosphat (LFP).36 Weitere Zellchemien befinden sich in der Entwicklung. Bei den Anodenmaterialien wird mehrheitlich Graphit verwendet, welches sich durch geringe Material-kosten auszeichnet. Eine interessante Alternative bietet Lithiumtitanoxid (LTO), das zu einer Verbesserung der Performance, Lebensdauer (Anzahl Vollzyklen) und Sicherheit der Zelle beiträgt.37 Nachteilig ist die geringe spe-zifische Energiedichte.38

Jede Materialkombination hat spezifische Vor- und Nachteile. Welche Mate-rialien zum Einsatz kommen, hängt von den Anwendungsfeldern und den damit verbundenen Anforderungen ab. Dies sind beispielsweise Sicherheit, Lade- und Entladedauer oder Leistungsspektrum. Entwicklungspotenziale werden u. a. in Lithium-Luft- und Lithium-Schwefel-Konzepten gesehen, die sich jedoch noch in der Forschung befinden und voraussichtlich erst 2025 Marktreife erlangen werden.39

35 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57. 36 Vgl. Pillot, C. (2013), S. 21. 37 Vgl. Scrosati, B. und Garche, J. (2010), S. 2423 und Zaghib, K. et al. (2011), S. 8. 38 Vgl. Battery University (2017); Han, X. et al. (2014), S. 40 und Scrosati, B. und Garche, J. (2010),

S. 2423. 39 Vgl. Fraunhofer ISI (2010) und Fraunhofer ISI (2015), S. 11.


Tabelle 2: Lithium-Ionen-Speicher mit verschiedenen Kathodenmaterialien40 Kriterien LCO LMO NMC NCA LFP

Name Lithium- Cobalt-Oxid

Lithium- Mangan-Oxid

Lithium-Nickel-Mangan-

Cobalt-Oxid

Lithium-Nickel-Kobalt-

Aluminiumoxid

Lithium-Eisen-Phosphat

Umwelt Gesundheitsri-siko aufgrund des Schwer-

metalls Cobalt

Ungiftig/ geringe Umwelt-

einwirkungen

Gesundheitsri-siko aufgrund der Schwer-

metalle Cobalt und Nickel

Gesundheitsri-siko aufgrund der Schwerme-

talle Cobalt und Nickel

Ungiftig/ geringe Umwelt-

einwirkungen

Sicherheit Hohes Sicher-heitsrisiko bei hohen

Temperaturen und

Überbelastung

Relativ hohe Sicherheit und

chemische Stabilität

Erhöhtes Sicherheits-

risiko

Sicherheits- risiko durch Überladung (thermische

Überhitzung)

Relativ hohe Sicherheit und

chemische Stabilität

Nennspannung [V] 3,7a) 3,9a) 3,6a) 3,6a) 3,3a)/1,9b) Energiedichte [Wh/l] 320 – 500 290 – 340 490 – 580 480 – 670 160 – 260

Energiedichte [Wh/kg] 110 – 180 100 – 120 180 – 210 180 – 250 80 – 120

Entladestrom [C] 1 – 2 3 – 20 1 – 10 1 – 10 10 – 50 Lebensdauerc) [Zyklen] 300 – 1.000 1.000 – 2.000 500 – 2.000 500 – 1.000 1.000 – 8.000/

10.000b Kostenrelevanz der Kathodenma-terialien

Hoher Kosten-anteil von

Cobalt

Kosten liegen im mittleren

Bereich


Cobalt


Cobalt

Kosten liegen im unteren

Bereich Anwendungs- bereiche

Energie- speicher

Leistungs-speicher

Energie- und Leistungs-speicher



Haushalts- geräte

Elektr. Werk-zeuge, medizi-nische Geräte, militärische

Anwendungen, Elektro- mobilität

Elektr. Werk-zeuge, Haus-haltsgeräte,

medizinische Geräte, Elektro-

mobilität

Elektr. Werk-zeuge, Haus-haltsgeräte

Elektro- mobilität

Elektr. Werk-zeuge, Haus-haltsgeräte,

Elektromobili-tät, Notbe-leuchtung

a) Bei Graphit-Anode b) Bei LTO-(Li4Ti5O12-)Anode c) Bandbreiten der Lebensdauer in Tabelle 3, S. 27 größer, da keine Unterscheidung in Zellchemie, unterschiedliche Annahmen bei der Entladetiefe (DOD) und unter-schiedlicher Untersuchungszeitraum einzelner Studien geben verschiedenen Entwicklungsstand wieder.

Leistungssteigerungen werden in Bezug auf Leistungs- und Energiedichte erwartet. Es ist davon auszugehen, dass die Lebensdauer deutlich erhöht wird. Zudem sinken die Beschaffungskosten durch eine weitere Markter-schließung. Möglicherweise könnten Hochleistungs-Lithium-Ionen-Batterien

40 Vgl. Stahl et al. (2016); Rahimzei, E. et al. (2015), S. 24 – 26; Kunkelmann, J. (2015); eNOVA (2015); Pillot, C. (2013); Fraunhofer ISI (2015); Tübke, J. (2010); DCTI (2014); EASE (2016); Zenke, W. (2012), S. 26 – 27; Baumann, M. J. (2012), S. 12 und Kairies, K.-P. (2017), S. 34 – 35.


zukünftig in Anwendungsbereiche der Supercaps vordringen.41 Lithium-Io-nen-Batterien werden als eine der bedeutendsten Speichertechnologien ein-geschätzt.

2.1.6 Natrium-Hochtemperatur-Batterien

Im Gegensatz zu den anderen Batterietypen verwenden Natrium-Hochtem-peratur-Batterien einen festen Elektrolyten. Um dennoch eine Ladungsträ-gerbewegung zu ermöglichen, muss die Batterie auf einer Betriebstempera-tur von 270 – 350 °C gehalten werden. Im täglichen Gebrauch lässt sich diese Temperatur durch die Reaktionswärme aufrechterhalten; der Einsatz als längerfristiger Energiespeicher wird durch diese Restriktion jedoch ver-hindert.

Natrium-Hochtemperatur-Batterien kommen sowohl als Natrium-Nickel- als auch als Natrium-Schwefel-Batterie zum Einsatz. Für beide Typen gibt es momentan nur einen Hersteller, was einen breiten Einsatz behindert. Wei-tere Nachteile von Hochtemperatur-Batterien sind der geringe Wirkungs-grad von rund 75 %, das Gefahrenpotenzial42 bei Bruch des Festelektrolyten, der Bedarf eines komplizierten thermischen Managementsystems, die ge-ringe Zyklenanzahl und die benötigte Initial- sowie Betriebstemperatur.43 Einer der größten Vorteile dieser Technologie besteht darin, dass die benö-tigten Rohstoffe weit verbreitet und günstig sind, insbesondere im Vergleich zu Lithium-Ionen-Batterien.

2.1.7 Redox-Flow-Batterien

Redox-Flow-Batterien unterscheiden sich von anderen Batterietypen vor al-lem dadurch, dass der Elektrolyt in zwei Tanks außerhalb der eigentlichen Reaktionseinheit, einer elektrochemischen Zelle, gespeichert wird. In dieser findet der Ionen-Austausch zwischen den Elektrolyten mittels einer Memb-ran statt.44

41 Vgl. Fraunhofer ISI (2015), S. 10. 42 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 281. 43 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 280 und Rummich, E. (2015), S. 163 – 166. 44 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 59.


Da die Kapazität einer Redox-Flow-Zelle nur von der Größe des Tanks be-stimmt wird, lassen sich diese Systeme sehr einfach skalieren.45 Aufgrund ihrer geringen Energiedichten ist der Platzbedarf jedoch vergleichsweise groß. So benötigt eine Redox-Flow-Batterie mit 100 kWh etwa 24 m3 und wiegt rund zehn Tonnen. Das entspricht einer Energiedichte von ca. 10 kWh/kg.46 Des Weiteren wird zum Betrieb einer Redox-Flow-Batterie eine Betriebstemperatur zwischen 10 °C und 30 °C benötigt.47 Ihr Wir-kungsgrad liegt je nach Reaktionsmaterial zwischen 66 und 80 %.48

Redox-Flow-Batterien eignen sich daher vorrangig für mittlere bis große Energiespeicher, die Energie über Zeitskalen, d. h. im Tages- bis Wochenbe-reich, speichern. Ein weiterer Grund ist, dass sie eine sehr geringe Selbst-entladung von < 1 % pro Jahr aufweisen.49 Deswegen werden Redox-Flow-Batterien eher für den Einsatz in netzgekoppelten Anlagen diskutiert.

Demonstrationsanlagen mit Vanadium oder Zink-Bromid-Lösungen für Re-dox-Flow-Batterien befinden sich bereits im Einsatz. Es wird erwartet, dass der Batterietyp kurzfristig kommerziell großflächig verfügbar sein wird. Ihre Verbreitung wird wahrscheinlich auch von der Verfügbarkeit kostengünsti-ger Redox-Materialien abhängen.

2.2 Vergleich der Speichertechnologien

Die Auslegung von Speichertechnologien orientiert sich in erster Linie am konkreten Anwendungsgebiet. Dieses bestimmt Leistung und Kapazität des einzusetzenden Energiespeichers. In Anwendungen, in denen Energie nur kurzzeitig gespeichert wird, jedoch schnell zur Verfügung gestellt werden muss, kommen Leistungsspeicher zum Einsatz. Ihre Auslegung orientiert sich dementsprechend primär an der lieferbaren Leistung, während die Energiespeicherkapazität und auch die energiebezogenen Kosten des Spei-chers nachrangig sind. Dementsprechend sind die Kosten pro Leistungsein-heit (€/kWh) entscheidend. Auch die Beurteilung der Lebensdauer von Spei-chern ist vom Anwendungsfall abhängig. Bei der Lebensdauer werden die

45 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 60. 46 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 60. 47 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 60 und Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 286. 48 Vgl. Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 290. 49 Vgl. Ausfelder, F. et al. (2015), S. 60.


Zyklenlebensdauer und die kalendarische Lebensdauer unterschieden. Bei Anwendungen mit häufigen Be- und Entladezyklen ist die Zyklenlebens-dauer ein wesentlicher Wirtschaftlichkeitsfaktor. Kommen die Energiespei-cher hingegen selten zum Einsatz und sind lange Stillstandzeiten zu erwar-ten, ist die kalendarische Lebensdauer entscheidend.

Einige Technologien besitzen eine große Spannbreite realisierbarer Leistun-gen oder Kapazitäten. Das liegt einerseits an der Flexibilität der Technologie selbst und anderseits an ihrer Skalierbarkeit: In modularen Systemen wer-den viele Einheiten mit geringen Kapazitäten zu einem System großer Leis-tung in Reihe geschaltet. Einen Überblick zum Vergleich wichtiger techni-scher und ökonomischer Parameter der zuvor beschriebenen Technologien bietet Tabelle 3.

Tabelle 3: Technische und ökonomische Kenndaten von Leistungs- und Energie-speichern50

Zyklen- lebensdauer

Lebens-dauer Kosten Leistungs-

größen Speicher- größen

KURZZEIT-LEISTUNGSSPEICHER (SEKUNDEN BIS MINUTEN) Anzahl Jahre €/kW kW kWh

Schwungrad 10.000 – 10 Mio. 15 – 20 27 – 8.000 1 – 10.000 < 5.000 (skalierbar)

Supercaps 10.000 – 1 Mio. 5 – 30 20 – 9.019 10 – 200.000 < 100 (im kleinen kWh-Bereich)

SMES 20.000 – 1 Mio. 15 – 30 180 – 915 100 – 10.000 0,1–15

Hochleistungs- Lithium-Ionen-Batterie

500 – 10.000 5 – 20 158 – 3.608 Skalierbar

(bis zu mehrere tausend kW)

Skalierbar (im ein- bis zweistelligen

MWh-Bereich) Blei-Säure- Batterie*) 100 – 2.500 3 – 20 150 – 812 < 50.000 < 50.000

MITTELFRISTIGE ENERGIESPEICHER (MINUTEN BIS STUNDEN) Anzahl Jahre €/kW kW kWh

Energiespei-cher-Lithium- Ionen-Batterie

300 – 15.000 5 – 20 158 – 3.608 Skalierbar


Skalierbar (im ein- bis zweistelligen

MWh-Bereich) Blei-Säure- Batterie 100 – 2.500 3 – 20 45 – 992 < 50.000

(skalierbar) < 50.000

(skalierbar) Redox-Flow- Batterie 800 – 20.000 2 – 25 100–1.153 < 100.000

(skalierbar) Skalierbar

(mehrere 1.000 kWh) Natrium- Schwefel- Batterie

2.500 – 8.250 10 – 20 210 – 645 Skalierbar

(bis zu zweistellige MW)

Skalierbar (bis zu

dreistellige MWh)

*) Es liegen keine spezifischen Daten für Hochleistungs-Blei-Säure-Batterien vor. Die Daten umfassen die gesamte Bandbreite.

50 Aus redaktionellen Gründen können die Quellen der Tabelle 3 im Anhang B nachvollzogen

werden.


2.3 Anwendungsfelder in der Industrie

Die technischen und wirtschaftlichen Anforderungen an die Speichertechno-logien werden durch die konkrete Nutzung bestimmt. Eine Beurteilung ist daher immer nur im Rahmen von Anwendungsfällen möglich. Sie geben technische Kenngrößen (Energieform, Leistung, Kapazität und Reaktions-zeit) und ökonomische Parameter (Energiepreise, Nutzungsdauer) vor. Hinzu kommen energierechtliche Rahmenbedingungen wie gesetzliche Re-gelungen, Abgaben, Umlagen und Steuern etc. Für Betriebe lautet die Kern-frage bei der Auswahl einer Speichertechnologie deshalb: „Welcher Spei-chertyp eignet sich für ‚meinen‘ spezifischen Einsatzzweck aus wirtschaftli-cher sowie ökologischer Perspektive am besten?“

Für den Einsatz von Speichertechnologien in der industriellen Praxis gibt es

kein pauschales Geschäftsmodell. Jede Anwendung muss einzeln wirtschaft-

lich betrachtet werden. Die Rentabilität ist jedoch immer stark von den je-weiligen Lastprofilen, den Leistungs- und Energiepreisen und der Flexibilität bei der Produktion abhängig. Tabelle 4 fasst die Energiespeicher mit ihren Leistungsgrößen und Einsatzdauern, die heute in der industriellen Produk-tion eingesetzt werden, zusammen (Kapitel 2.3.1 – 2.3.5).51

Tabelle 4: Anwendungsbereiche und ihre Größenordnungen von Energiespeichern in der industriellen Produktion

Einsatzfeld im Betrieb Größenordnung und Technologien

Unterbrechungsfreie Stromversorgung

- 0,001 MW bis zu zwei Stunden - Lithium-Ionen-Batterien, Blei-Säure-Batterien - Superkondensatoren, Schwungräder

Eigenverbrauchsoptimierung, Notstromversorgung, Autarkie/Inselsysteme

- 2 MW bis zu fünf Stunden - Lithium-Ionen-Batterien, Blei-Säure-Batterien

Lastmanagement - 2 MW bis zu vier Stunden - Lithium-Ionen-Batterien, Blei-Säure-Batterien - Natrium-Schwefel-Batterien, Redox-Flow-Batterien

Minimierung von Spitzenlasten - 1 MW bis zu einer Stunde - Schwungräder, Supercaps, Lithium-Ionen-Batterien

Bereitstellung von Regelleistung und Regelenergie

- 1 – 5 MW bis zu einer Stunde - Schwungräder, Supercaps, Lithium-Ionen-Batterien

51 Vgl. Wahl, W. und Igel, S. (2017), S. 10; Wahl, W. (2016), S. 8; Fraunhofer ISI (2015), S. 7 und Gobmaier, T. (2014), S. 5.


2.3.1 Unterbrechungsfreie Stromversorgung

Unterbrechungsfreie Stromversorgungsanlagen (USV-Anlagen) gewährleis-ten eine zuverlässige elektrische Energieversorgung auch in Momenten in-stabiler Versorgung aus dem öffentlichen Stromnetz. Zusätzlich zum Schutz vor Stromausfällen sichern USV-Anlagen die Qualität der Stromversorgung. Viele Industriebetriebe installieren USV-Anlagen, um Produktionsausfälle und weitere Gefahren zu vermeiden und bei Netzausfall die kritischsten Pro-zesse aufrechterhalten zu können. USV-Anlagen sind hier von großer be-triebswirtschaftlicher Bedeutung.52

Abhängig vom eingesetzten Energiespeicher können in der Praxis Netzaus-fälle von wenigen Sekunden bis zu 30 Minuten abgepuffert werden. Zur Überbrückung länger andauernder Ausfälle werden i. d. R. Dieselaggregate eingesetzt. Im Markt der unterbrechungsfreien Stromversorgung sind Batte-riesysteme etabliert. Daneben werden zunehmend Schwungradspeicher ein-gesetzt. Typische Einsatzzeiten von USV-Anlagen mit Batterien liegen zwi-schen fünf und 30 Minuten. Energiespeicherlösungen können auch bis zu einer Dauer von 60 Minuten kostengünstiger als Dieselaggregate sein. Da-gegen liegt die Einsatzzeit von Schwungradspeichern nur bei acht und 30 Sekunden. Schwungradspeicher haben i. d. R. einen geringeren Platzbedarf als Batterien mit vergleichbarer Leistung.53

Die Auswahl hängt vom Anwendungsfall ab. Die Verwendung von Blei-Säure-Batterien hat den Nachteil, dass in einem Zyklus nur 50 % der Nenn-leistung genutzt werden können. Je nach Technik stehen bei der Verwen-dung eines Lithium-Ionen-Systems 80 – 99 % zur Verfügung. Welche Tech-nik zum Einsatz kommt, entscheidet die Wirtschaftlichkeit. Kleinere USV-Anlagen eines IT-Systems werden üblicherweise noch mit Blei-Säure-Batte-rien betrieben, mit zunehmender Größe ist das aber unwirtschaftlich.54 Ta-belle 5 fasst die typischen Charakteristika der unterbrechungsfreien Strom-versorgung zusammen.

52 Vgl. Telefongespräch mit Winfried Wahl, RRC Power, (Anhang A). 53 Vgl. Piller (2011), S. 3, S. 9 und S. 19. 54 Vgl. Telefongespräch mit Winfried Wahl, RRC Power, (Anhang A).


Tabelle 5: Anwendungsprofil unterbrechungsfreie Stromversorgung

Anwendungsprofil unterbrechungsfreie Stromversorgung Speichertechnologien (Kurzzeitspeicher)

Schwungrad, Blei-Säure-Batterie, Lithium-Ionen-Batterie (auch Kombinationen)

Typische Leistungen Sehr hoch (bis zu mehreren MW) Typische Kapazitäten Gering (ab wenigen Wh) Reaktionszeiten Einige Millisekunden Ausspeicherdauern Einige Sekunden bis 30 Minuten

Bedarf Kontrolliertes Herunterfahren von Prozessen, Speichern von Informationen oder Anfahren einer Notstromversorgung

Anforderungen

USV-Systeme müssen sehr schnell und zuverlässig hohe Leistungen liefern können und gute Wirkungsgrade bei langen Standzeiten erzielen (kommen unregelmäßig zum Einsatz).

2.3.2 Eigenbedarfsoptimierung in Gewerbe und Industrie

Investitionen in Eigenerzeugungsanlagen lohnen sich für die meisten Unter-nehmen dann, wenn es gelingt, einen möglichst hohen Anteil des erzeugten Stroms selbst zu nutzen. Eigenerzeugungsanlagen werden daher, unabhän-gig von der genutzten Technologie, stets so ausgelegt und dimensioniert, dass die eigenen Potenziale zur Einbindung des erzeugten Stroms möglichst optimal genutzt werden können. Da viele Betriebe sowohl Strom als auch Wärme im Produktionsprozess benötigen, ist der Einsatz von Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sinnvoll. In der Praxis nimmt die Anzahl der Unternehmen mit eigener Stromerzeugung in den letzten Jahren zu. Nach Schätzungen der DIHK betreiben derzeit ca. 25.000 Unternehmen eigene Anlagen und 25.000 weitere planen den Einstieg. Insgesamt erzeugt die In-dustrie 20 % ihres Strombedarfs selbst. Bisher werden ca. 60 % davon in KWK-Anlagen erzeugt, davon 8 % mit erneuerbaren Energien.55

Energiespeichersysteme können zur Steigerung des Eigenverbrauchsanteils von Strom aus dezentralen Energiesystemen beitragen. Hierbei wird die Aus-prägung der notwendigen Speicherzyklen vom Stromangebot der Selbster-zeugung und durch das Lastverhalten der angeschlossenen Verbraucher be-stimmt. Fällt die Stromerzeugung vor allem auf die Tages- und Mittagsstun-den (z. B. bei Photovoltaikanlagen), nehmen Energiespeicher den Stromüber-

55 Vgl. DIHK (2014), S. 4.


schuss auf und stellen diesen in den Abend- und Morgenstunden wieder be-reit. Auf diese Weise lässt sich der Strombezug aus dem öffentlichen Strom-netz reduzieren (Tabelle 6).56

Großabnehmer in der industriellen Produktion zahlen durchschnittlich ca. 16 ct/kWh. Wenn die Investitionskosten in eine eigene Erzeugungsan-lage aufgebracht werden können und der produzierte Strom vor Ort genutzt wird, sind Einsparungen von bis zu 10 ct/kWh erreichbar. Ohne Energiespei-cher liegen die Eigenverbrauchsquoten der Betriebe zwischen 20 % und 30 %. Mit geeigneten Speichersystemen lässt sich die Quote auf 60 % bis 75 % anheben.57 Noch erfolgt die Eigenstromerzeugung meist mittels kon-ventioneller Technologien (z. B. Generatoren) und nur vereinzelt mit Photo-voltaikanlagen.

Die Erzeugungskosten von Photovoltaikstrom sind stetig gesunken. Aktuell liegen sie in großen Anlagen unterhalb von 6 ct/kWh. Die Strombezugs-preise verdeutlichen, dass eine dezentrale Stromerzeugung rentabel sein kann. Entscheidend sind die Investitionskosten der Erzeugungsanlage, die Höhe des Eigenverbrauchs und die Stromtarife. Derzeit liegen die Geste-hungskosten von eigenerzeugtem Photovoltaikstrom plus Speicher bei einer Neuanlage bei ca. 30 ct/kWh.58 Für bestehende Photovoltaikanlagen könnte in einigen Fällen die Wirtschaftlichkeit erreicht werden, besonders bei sin-kenden Kosten von Batteriespeichern.59

56 Vgl. DCTI (2014), S. 15. 57 Vgl. Wahl, W. und Igel, S. (2017), S. 12. 58 Vgl. DIHK (2015), S. 20. 59 Vgl. Wahl, W. und Igel, S. (2017), S. 12.


Tabelle 6: Anwendungsprofil Eigenbedarfsoptimierung

Anwendungsprofil Eigenbedarfsoptimierung Speichertechnologien Blei-Säure-Batterien, Lithium-Ionen-Batterien, Natrium-Hochtemperatur-

Batterien, Redox-Flow-Batterien Typische Leistungen Ab wenigen kW Typische Kapazitäten Mehrere kWh Reaktionszeiten Von allen Technologien ausreichend Ausspeicherdauern Minuten bis zu zehn Stunden

Bedarf Energiespeicher bieten die Möglichkeit, einen höheren Anteil des selbst erzeugten Stroms im Betrieb einzusetzen.

Anforderungen Auch größere Mengen elektrischer Energie müssen mit geringen Verlusten bis zehn Stunden gespeichert werden.

2.3.3 Minimierung von Spitzenlasten

Eine Lastspitze (im Englischen als Peak Load bezeichnet) ist eine kurz auf-tretende, hohe Leistungsnachfrage im Stromnetz. Diese entsteht, wenn bei-spielsweise mehrere Geräte oder Maschinen eines Betriebs zeitgleich anlau-fen oder ein kurzzeitiger stromintensiver Bearbeitungsvorgang ausgeführt wird (z. B. Induktionserwärmung).

Mit Energiespeichern können Spitzenlasten reduziert werden, da sie Energie aufnehmen, wenn die Last unterhalb einer definierten Maximallast liegt. So-bald die Last eine bestimmte Grenze überschreitet, wird die gespeicherte Energie in das betriebliche Niederspannungsnetz (0,4 kV) eingespeist. Dadurch wird ein überdurchschnittlicher Strombezug aus dem Netz be-grenzt. Wenn kurzfristig sehr hohe Leistungen mit Energiespeichern bereit-gestellt werden, sind die Investitionskosten pro Kilowatt relevant. Je nach Dauer des Energiebezugs sind die Kosten pro ausgespeicherter Kilowatt-stunde weniger wichtig. Daneben sind Zyklenfestigkeit und Leistungsdichte wesentliche Anforderungen an die eingesetzten Technologien.

Aktuell verfügen typische Speichergrößen von ca. 100 kW über eine Bereit-stellungdauer von bis zu einer Stunde. In diesem Anwendungsbereich haben Lithium-Ionen-Batterien Potenzial, wenn die Zyklenlebensdauern bei deutli-chen Kostendegressionen zukünftig gesteigert werden. Auch Schwungrad-speicher können zukünftig als Leistungsspeicher, insbesondere im Minuten-bereich, wirtschaftlich werden, wenn ihre Anschaffungskosten infolge eines zunehmenden Angebots sinken.

Nachfolgend werden drei Anwendungsfälle in der industriellen Produktion beschrieben. Im Rahmen von Forschungsarbeiten des Fraunhofer IWU


wurde der Einsatz von Superkondensatoren auf Maschinenebene erprobt. In Werkzeugmaschinen, wie z. B. Fräsmaschinen, zeigten Messungen im rea-len Produktionsbetrieb eine Minimierung der Spitzenlasten um bis zu 67 % (Abbildung 2).60

8

4

0

-42 3 4 5 6 7 8

Wirkle

istu

ng (kW)

Zeit (s)mit DSK

ΔPmax

ohne DSK

Abbildung 2: Beispiel für die Reduktion (hellblau) von Lastspitzen (dunkelblau) bei Werkzeugmaschinen mit und ohne Einsatz von Doppelschichtkondensatoren (DSK)61

In einem weiteren Anwendungsfall wurde der Einsatz von Energiespeicher-technologien innerhalb einer Prozesskette zur Herstellung von Komponen-ten des Antriebsstrangs beim Fahrzeugbau (Powertrain) untersucht.62 Am Beispiel der Prozesskette zur Herstellung von Powertrain-Komponenten (z. B. Welle im Getriebe eines Automobils) wurden die Energieströme aller Herstellungsschritte sowie verschiedene Fertigungsprozesse (Umform-, Zer-spanungs- und Schweißverfahren) und Montageprozesse analysiert. An-schließend wurde in fünf bis sechs Maschinen eine Kombination von Schwungrädern und Lithium-Ionen-Batterien eingesetzt. Gemeinsam mit ei-ner intelligenten Betriebsführung konnten die Lastspitzen der Maschinen so in Summe um 80 % verringert werden.

Ein dritter Anwendungsfall umfasst die atypische Netznutzung, die Unter-nehmen die Möglichkeit bietet, ihre Netzentgelte um mindestens 20 % zu

60 Vgl. ESiPinno (2015). S. 56 ff. 61 Richter, M. (2016), S. 15. 62 In der E3-Forschungsfabrik „Ressourceneffiziente Produktion“ (ESiPinno Tagungsband, S. 80 f.)

erforscht das Fraunhofer IWU zukunftsfähige Lösungen für die Produktionstechnik.


senken.63 Betriebe können zur Entlastung des öffentlichen Stromnetzes bei-tragen, wenn sie in Zeiten mit hohem Strombedarf (Hochlastzeiten) keine Lastspitzen nachfragen (Abbildung 3). Beispielrechnungen zeigen, dass Be-triebe durch eine zweistündige Lastreduktion von 586 kW auf 308 kW in einem Hochlastzeitfenster bis zu 25 % des Netzentgeltes einsparen können. Energiespeicher können Betrieben helfen, eine atypische Netznutzung zu erreichen, indem sie in Hochlastphasen den Strom bereitstellen, der in Zei-ten geringerer Netzbelastung eingespeichert wurde.64, 65

600

300

0 6 12 18 24 Uhr

Last

(kW)

Tageszeit

Hochlast

Verschiebungder Lastspitze

Abbildung 3: Schematische Darstellung einer Netzentgeltreduzierung aufgrund einer atypischen Netznutzung in einer Hochleistungszeitspanne von ca. zwei Stunden66

Tabelle 7 fasst die Charakteristika des Anwendungsprofils zur Minimierung von Spitzenlasten zusammen.

63 Bis zu 80 % bei Großverbrauchern mit Abnahmemenge von mindestens 10 GWh/a. 64 Vgl. DIHK (2015), S. 6. 65 Vgl. Telefongespräche mit Jens Fischer, VEA – Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V.;

Winfried Wahl, RRC Power; Mark Richter, Fraunhofer IWU (Anhang A). 66 In Anlehnung an DIHK (2015), S. 6.


Tabelle 7: Anwendungsprofil zur Minimierung von Spitzenlasten

Anwendungsprofil zur Minimierung von Spitzenlasten Speichertechnologien Supercaps, Schwungräder, Lithium-Ionen-Batterien Typische Leistungen Hoch, bis zu 1 MW Typische Kapazitäten Bis zu mehreren hundert kWh Reaktionszeiten Sekunden Ausspeicherdauern Sekunden (auf Maschinenebene) bis Stunden (auf Systemebene)

Bedarf Mit Energiespeichern können Lastspitzen reduziert und somit die Leistungspreise gesenkt werden.

Anforderungen Die Energiespeicher werden häufig be- und entladen und müssen eine hohe Zyklenfestigkeit aufweisen.

2.3.4 Lastverschiebung Das Ziel einer Lastverschiebung (auch als Load Levelling bzw. Load Shifting bezeichnet) ist die Minimierung der Energiekosten durch den Ausgleich des Strombezugs zwischen Hoch- und Schwachlastzeiten. Damit wird der Ver-brauch gegenüber dem bisher üblichen Produktionsablauf verlagert. Das er-fordert eine vor- oder nachgelagerte Lasterhöhung. Betriebe mit hohem Strombedarf können hierfür gezielt Energiespeicher einsetzen, die dabei mehrere Lade- und Entladephasen täglich absolvieren und die Stromversor-gung im Bereich von Minuten bis zu einigen Stunden abdecken (Tabelle 8). Lastverschiebungen eignen sich für energieintensive Verbraucher, die Ver-sorgungsverträge mit Zeittarifen haben oder ihren Strom selbst an der Strombörse beschaffen.

Die Anwendung von Lastverschiebungen wird in der Praxis bisher vor allem in der stromintensiven Industrie erprobt. Entscheidend aus Sicht der Unter-nehmen ist der finanzielle Wert einer Lastverschiebung. In Süddeutschland wurde für die energieintensive Industrie ein Lastverschiebungspotenzial von einem Gigawatt für die Dauer von einer Stunde berechnet. Hierzu wurden die Chlor-, Zement-, Papier-, Elektrostahl- und Metallindustrie mit Jah-resstromverbräuchen in der Größenordnung von über einer Gigawattstunde betrachtet. In dieser Größenordnung bietet die Teilnahme am Regelenergie-markt zusätzlich finanzielle Anreize.67

Je gleichmäßiger der Strombezug eines Verbrauchers ist, umso höher sind die Kostenentlastungen für das Unternehmen und nachgelagert für den Be-darf an vorgehaltener Infrastruktur. Für die industrielle Praxis bedeutet dies,

67 Vgl. Agora Energiewende (2013), S. 51.


dass die Last zu Spitzenzeiten (i. d. R. von 8 – 18 Uhr) zeitlich verschoben oder lokal vorgehalten wird. Dabei haben große Verbraucher bei richtigem Einsatz von Lastverschiebung durchaus das Potenzial, 7.000 – 8.000 Voll-laststunden zu erreichen. Bei Großverbrauchern kann im Rahmen eines um-fangreichen Energiemanagements mittels Energieaudits eine Analyse der Lastgänge erfolgen, um mit zielgerichteter Steuerung der Lasten gleichzeitig den Gesamtverbrauch zu reduzieren.68 Mit einer Lastverschiebung können Maschinen besser ausgelastet und hohe Spitzenlasten aufgrund von Paral-lelbetrieb verringert werden. Entsprechend ausgelegte Speichersysteme sind dabei hilfreich. Hierfür sind professionelle Datenerfassungssysteme zur Erstellung von Fahrplänen und Verbrauchsprognosen erforderlich. Die wich-tigen Energieflüsse im Unternehmen müssen dokumentiert sein. Dann kann ein Energiespeichersystem als Element einer Gesamtoptimierung seinen maximalen Beitrag leisten.69 Tabelle 8 fasst die typischen Charakteristika einer Lastverschiebung zusammen.

Tabelle 8: Anwendungsprofil Lastverschiebung

Anwendungsprofil Lastverschiebung Speichertechnologien Blei-Säure-, Lithium-Ionen-, Natrium-Hochtemperatur-, Redox-Flow-Batterien Typische Leistungen Mittlere Leistung bis zu mehreren kW Typische Kapazitäten Bis zu mehrere kWh Reaktionszeiten Unbedeutend Ausspeicherdauern Minuten bis zu einigen Stunden Bedarf Verlagerung des Strombezugs von Hoch- in Schwachlastzeiten

Anforderungen Speicher müssen mehrmals täglich elektrische Energie mit einem hohen Wirkungsgrad speichern und abgeben.

2.3.5 Bereitstellung von Regelleistung und Regelenergie Im Strommarkt muss zu jeder Zeit ein Gleichgewicht zwischen Stromerzeu-gung und -abnahme bestehen. Die Regelleistung dient zum Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz. Ist die Nachfrage höher als das Angebot, wird positive Regelenergie (mehr Strom in das Netz) benötigt. Ist das Angebot höher als die Nachfrage, wird negative Regelenergie gebraucht (Strom aus dem Netz). Abhängig von der zeitlichen Verfügbarkeit wird zwischen Pri-mär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung unterschieden. Zukünftig können

68 Vgl. Wahl, W. (2016), S. 5. 69 Vgl. Telefongespräche mit Mark Richter, Fraunhofer IWU (Anhang A) und vgl. Wahl, W. (2016),

S. 6 f.


auch netzgeführte Energiespeicher Regelleistung bereitstellen, die bisher überwiegend von konventionellen Kraftwerken erbracht wird.

Betreiber von Energiespeichern können am Markt für Regelenergie zusätz-liche Einnahmen erwirtschaften, müssen aber bestimmte Voraussetzungen erfüllen (Präqualifikationsanforderungen).70, 71 Am Primärregelmarkt ist bei-spielsweise eine Mindestgröße von einem Megawatt erforderlich (auch im Anbieter-Pool möglich), die in max. 30 Sekunden verfügbar sein muss. Für eine Angebotsabgabe am Sekundär- und Tertiärregelleistungsmarkt ist eine Mindestgröße von 5 MW festgelegt, verfügbar ab 30 Sekunden bis 60 Minu-ten.72

Für die meisten industriellen Verbraucher ist eine Teilnahme am Primärre-gelmarkt aufgrund der zeitlichen Anforderungen unrealistisch. Der Sekun-där- und der Tertiärregelenergiemarkt können hingegen wirtschaftlich rea-listische Absatzmärkte für KMU sein, die eigene Energiespeicher vorhalten. Um die Chancen in diesem Anwendungsfeld nutzen zu können, müssen die Marktsignale der Regelenergie- und Stromgroßhandelsmärkte die mittel-ständischen Unternehmen besser erreichen. Bisher sind vor allem zentrale Großspeicher (Pumpspeicher, Großbatterien) an den Märkten aktiv. Prinzi-piell können auch mehrere dezentrale kleinere Speicher gemeinsam ver-marktet werden. Rein technisch sind im Sekundenbereich vor allem Schwungräder geeignet, einsetzbar sind aber auch Batteriespeicher, die heute bereits Reaktionszeiten im Sekunden- bis Minutenbereich erzielen. Ein charakteristisches Anwendungsprofil zeigt Tabelle 9.73

70 Vgl. DIHK (2017a), S. 23. 71 Vgl. Agora Energiewende (2013), S. 86. 72 Vgl. Beck, H. P. et al. (2013), S. 12 ff. 73 Vgl. DCTI (2014), S. 12 f. und Fraunhofer ISI (2015), S. 34.


Tabelle 9: Anwendungsprofil Regelleistung und Regelenergie

Anwendungsprofil Regelleistung und Regelenergie Speichertechnologien Stationäre Großspeicher (Pumpspeicher, Batterien) Typische Leistungen Hoch, von 1 – 5 MW Typische Kapazitäten Bis zu mehrere MWh Reaktionszeiten Millisekunden Ausspeicherdauern Sekunden bis zu einigen Stunden Bedarf Stabilisierung des Energiesystems, Versorgungssicherheit

Anforderungen Speicher müssen in Millisekunden einsatzbereit sein und hohe Leistungen vorhalten, Teilnehmer an Anbietermärkten müssen verschiedene Anforde-rungen erfüllen.

2.4 Zusammenfassung

Stationäre Energiespeicher können in der industriellen Fertigung zur Stei-gerung der Effizienz und gleichzeitig zur Minimierung der Kosten führen. Prinzipiell können als technische Lösungen Schwungräder, Superkondensa-toren, elektromagnetische Energiespeicher und Batterien zum Einsatz kom-men. Bei den stationären Anwendungen im Kilowatt-Bereich befinden sich derzeit vor allem Lithium-Ionen- und Blei-Säure-Batterien im Wettbewerb. Im Megawatt-Bereich konkurrieren Lithium-Ionen- mit Redox-Flow-Batte-rien.

Wesentlich beim zukünftigen Einsatz von Energiespeichertechnologien auf allen Ebenen der industriellen Produktion ist ihre Einbindung in ein aktives Energiemanagement. Dabei sind folgende Voraussetzungen zentral:

(1) Simulation und Auslegung von Energiespeichersystemen,

(2) Auslegung der Integrationsfähigkeit und Schnittstellen der Energiespei-chersysteme auf die gewerbliche Nutzung und

(3) wirtschaftliche Dimensionierung der Energiespeicher durch eine adä-quate Betriebsführung.

Der Einsatz von Energiespeichern bei der unterbrechungsfreien Stromver-sorgung ist Stand der Technik und seit Jahrzehnten etabliert. Verbesserun-gen aufgrund technologischer Weiterentwicklungen liegen hier insbeson-dere bei den Leistungsspeichern und den Lithium-Ionen-Batterien. Der ma-schinennahe Einsatz von Energiespeichern zur Minimierung von Spitzenlas-ten, z. B. in den Umformmaschinen der Automobilindustrie, ist aus heutiger


Sicht wirtschaftlich relativ einfach umsetzbar. Auch zur Energieeffizienzstei-gerung, wie bei der Rückgewinnung von Bremsenergie, werden Energiespei-cher in der Industrie bereits erfolgreich eingesetzt.

In KMU besteht bei zahlreichen Prozessen ein hohes Potenzial für den Ein-satz von Leistungsspeichern. Mit ihnen lassen sich Verluste in der Betriebs-praxis durch Überdimensionierung einzelner Produktionskomponenten, suboptimale Fahrweisen oder Standby-Betrieb minimieren.

In anspruchsvollen Umgebungen, wie in Hallen oder an einem gesamten Standort, sind Speicher aus heutiger Sicht dann wirtschaftlich, wenn ein Mehrfachnutzen realisiert werden kann, beispielsweise durch betriebsin-terne Minimierung der Spitzenlasten kombiniert mit der Optimierung der Eigenstromerzeugung. Bei Unternehmen mit hohen Jahresproduktionsstun-den kann eine Lastverschiebung mit Energiespeichern rentabel sein. Diese Option wird zukünftig besonders bei steigenden Strompreisen und sinken-den Speicherkosten interessant. Daneben können Unternehmen zusätzlich als Marktanbieter von Regelenergie auftreten. Angesichts der geforderten Leistungsgrößen auf den Regelenergiemärkten ist dies aktuell vor allem für große Industrieunternehmen rentabel und weit von der Maschinenebene entfernt, mit der kleine und mittelständische Unternehmen vertraut sind. Mittelfristig könnten mehrere KMU in Pooling-Lösungen organisiert werden.

Tabelle 10 fasst die Rechercheergebnisse zusammen und hebt die aktuelle Marktrelevanz der Speichertechnologie hervor.


Tabelle 10: Gegenüberstellung der Marktrelevanz der Energiespeicher

Speicher-technologie

USV/ Notstrom

Eigenbedarfs-optimierung

Minimierung von

Spitzenlasten

Lastver- schiebung

Regelleistung/ Regelenergie

Blei-Säure- Batterien

Marktrelevanz: etablierter Einsatz;

Zykluslebens-dauer:

gut


Zykluslebens-dauer:

durchschnittlich

Marktrelevanz: etablierter

Energiespeicher

Marktrelevanz: derzeit gering

Marktrelevanz: derzeit gering

Noch nicht als Leistungsspei-cher etabliert

Lithium-Ionen-Batterien

Marktrelevanz: steigende Relevanz;

Zykluslebens-dauer:

gut


Zykluslebens-dauer:

gut

Marktrelevanz: etablierter

Energiespeicher

Marktrelevanz: perspektivisch; Zykluslebens-

dauer: gut

Marktrelevanz: derzeit noch

gering Noch nicht als

Leistungsspei-cher etabliert

Redox-Flow- Batterien

Marktrelevanz: einzelne Verbrei-tung und Demo-anlagen vor al-lem in den USA und Japan, Grö-ßenordnung im MWh-Bereich

Marktrelevanz: perspektivisch, jedoch eher im MWh-Bereich; Zykluslebens-

dauer: gut

Marktrelevanz: einzelne Verbrei-tung und Demo-

anlagen, vor allem in den USA und Japan, Grö-ßenordnung im MWh-Bereich

Marktrelevanz: perspektivisch; Zykluslebens-

dauer: gut

Marktrelevanz: einzelne Verbrei-tung und Demo-anlagen, vor al-lem in den USA und Japan, Grö-ßenordnung im MWh-Bereich

Natrium- Hoch-

temperatur- Batterien

Marktrelevanz: derzeit keine bis

gering

Marktrelevanz: perspektivisch,

wenn Energieauf-wand für den

Betrieb verringert wird

Marktrelevanz: derzeit keine

bis gering


wenn Energieauf-wand für den

Betrieb verringert wird


gering

Schwungrad-speicher


Zykluslebens-dauer:

gut


gering

Marktrelevanz: auf Maschinen-ebene erprobt, Rekuperations-

anwendungen in Forschung


gering

Marktrelevanz: etabliert, jedoch geringe Verbrei-

tung

Doppelschicht-kondensatoren


Zykluslebens-dauer:

gut


gering


insbesondere im Kurzzeitbereich;

Zykluslebens-dauer:

gut


gering


gering

hohe Marktrelevanz, moderate/perspektivische Marktrelevanz, geringe bis keine Marktrelevanz

2.5 Zielsetzung der Studie

Das Ziel dieser Studie liegt in einer vergleichenden ökologischen und ökono-mischen Bewertung von drei ausgewählten dezentralen stationären Energie-speicherlösungen auf Basis einer technischen, ökologischen und ökonomi-schen Perspektive. Der Vergleich erfolgt anhand eines konkreten Anwen-dungsszenarios in der industriellen Produktion in kleinen und mittleren Un-ternehmen (KMU). Folgende Forschungsfragen werden in diesem Zusam-menhang im Einzelnen untersucht:


• Welche Aufwendungen an Material, Energie, Wasser und gegebenenfalls Fläche müssen über den Lebensweg der dezentralen stationären Energie-speicher aufgebracht werden?

• Welche versorgungskritischen Rohstoffe werden bei den betrachteten Energiespeichertechnologien verwendet?

• Welche Treibhausgasemissionen, ausgedrückt in CO2-Äquivalenten, wer-den je betrachteten Energiespeichersystem ausgestoßen?

• Welche Kosten ergeben sich für die Energiespeichersysteme?

Gegenstand dieser Studie ist ein Vergleich von drei abstrakten Energiespei-chersystemen im Kontext eines generischen Anwendungsszenarios. Diese Verallgemeinerung ist erforderlich, um die Analyse im Hinblick auf die Viel-falt der technischen Gegebenheiten von Energiespeichern sowie der Modali-täten ihrer Nutzung in industriellen Fertigungsprozessen auf das Wesentli-che zu begrenzen. Es werden keine konkreten Modelle von Energiespeichern und keine konkreten Einsatzbeispiele in einem Unternehmen analysiert. Stattdessen wird der Analyse ein modellhaftes Anwendungsszenario (Kapi-tel 3.1) zugrunde gelegt. Dieses spiegelt die Gegebenheiten eines generi-schen KMU-relevanten Fertigungsprozesses wider, bei dem Energiespeicher eingesetzt werden. Die Auswahl der drei zu bewertenden Technologien aus den analysierten Energiespeichersystemen (Kapitel 3.3) beruht auf diesem Anwendungsszenario.

Hauptzielgruppe der Studie sind kleine und mittlere Unternehmen mit ener-gieintensiven Prozessen, Maschinen- und Anlagenhersteller, Berater sowie Forschungsinstitutionen. Die Auswahl der analysierten Energiespeicherlö-sungen richtet sich nach den Bedürfnissen dieser Zielgruppe. Die Ergebnisse der Studie sollen KMU in die Lage versetzen, die Sinnhaftigkeit einer Inves-tition in stationäre Energiespeicher aus ökologischer und ökonomischer Per-spektive zu bewerten. Weiterhin soll die Studie als Informationsquelle für Initiativen und Verbände sowie Einrichtungen des Bundes, der Länder und deren Vertreter dienen.

Methodik zur Analyse ökologischer und ökonomischer Auswirkungen 45

3 METHODIK ZUR ANALYSE ÖKOLOGISCHER UND ÖKONOMISCHER AUSWIRKUNGEN

3.1 Festlegung eines Anwendungsszenarios für den Einsatz von Energiespeichern in KMU

Der erste Schritt für die vergleichende ökologische und ökonomische Bewer-tung stationärer Energiespeichertechnologien ist die Festlegung eines An-wendungsszenarios in der industriellen Fertigung. Ein solches Szenario ist notwendig, weil dieser Untersuchung keine konkrete Fallstudie zugrunde liegt. Statt eines Einzelfalls soll diese Studie eine möglichst große Bandbreite an industriellen Anwendungen von Energiespeichern in KMU abdecken. Al-lerdings ist eine Pauschalisierung KMU-relevanter Anwendungsfälle zur Auslegung eines typischen Energiespeichersystems aufgrund der hohen He-terogenität der industriellen Produktion in KMU nicht möglich.74 Die Bewer-tung bezieht sich dabei auf ein Szenario, das den Bedarf an zu speichernder elektrischer Energie im Rahmen generischer Fertigungsprozesse modellhaft spezifiziert. Die Definition des Szenarios orientiert sich an folgenden Krite-rien:

• Aussicht auf ökonomische Vorteile für KMU,

• Relevanz für Fertigungsprozesse in KMU und

• Erfüllung der technischen Rahmenbedingungen für die Eignung der Ener-giespeicher hinsichtlich des vorgesehenen Einsatzzwecks.

Es ist davon auszugehen, dass bei Unternehmen ein besonderes Interesse an Kosteneinsparungen besteht. Neben der Einführung eines Energiema-nagements kann die Reduktion der Netzentgelte zur Einsparung von Ener-giekosten führen. Diese werden bei leistungsgemessenen Netznutzern ab ei-ner jährlichen Abnahme von 100.000 kWh erhoben. Im Rahmen der derzei-tigen Netzentgeltsystematik kann eine Minimierung der Spitzenlasten netzentgeltreduzierend wirken. Es ist jedoch zu beachten, dass nicht alle Ge-werbekunden leistungsgemessen sind und auch die Anteile der leistungsbe-

74 Vgl. Telefongespräch mit Mark Richter, Fraunhofer IWU (Anhang A).

46 Methodik zur Analyse ökologischer und ökonomischer Auswirkungen

zogenen Netzentgelte je nach Spannungsebene und Benutzungsstunden va-riieren. Die Höhe des Netzentgelts wird, basierend auf dem Anteil der Spit-zenlast am Jahresstromverbrauch (Jahresbenutzungsdauer in h/a), einer Leistungspreisgruppe zugeordnet. Insbesondere Netznutzer mit einer Jah-resbenutzungsdauer75 von mehr als 2.500 Stunden kommen je nach Span-nungsebene auf Leistungspreisanteile von 57 % bis 83 % am Netzentgelt.76 Relevant für die Netzentgelte ist das Gesamtlastprofil des Netznutzers. Inso-fern muss das zu installierende Energiespeichersystem auf die Optimierung des Gesamtlastprofils ausgelegt sein und nicht auf das Profil eines einzelnen stromintensiven Prozesses.

Für Unternehmen gibt es zwei Ansätze, ein solches Einsparpotenzial mit-tels Reduktion der Netzentgelte zu erzielen:

(1) Eine sogenannte atypische Netznutzung – dies ist die Reduktion von Spitzenlasten während bestimmter Zeitabschnitte (Hochlastzeitfens-ter) im Sinne der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Diese Va-riante entspricht der in Abbildung 4 skizzierten Lastspitze 1.

(2) Eine absolute Reduktion der spezifischen Jahreshöchstlast (zu allen Zeitpunkten) im Sinne der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV). Diese Variante entspricht der in Abbildung 4 skizzierten Lastspitze 2.

Last

(kW)

Tageszeit

Hochlast

Einspeicherung

Ausspeicherung

neue Spitzenlast

bisherige Spitzenlast

Red

uktion

s-ziel

Abbildung 4: Schematische Darstellung der Minimierung von Spitzenlasten durch Energiespeichersysteme

75 Jahresstromnachfrage geteilt durch Jahreshöchstlast. 76 Vgl. BNetzA (2015), S. 14.


Atypische Netznutzung (Lastspitze 1, Abbildung 4)

Bei der atypischen Netznutzung (Lastspitze 1) geht es um die Vermeidung von Lastspitzen in Zeiträumen hoher Stromnachfrage in öffentlichen Netzen (sog. Hochlastzeitfenster, Abbildung 5).

Stadtwerke Mosbach Stadtwerke AnnweilerStadtwerke WolfhagenWestnetzStadtwerke GmündStadtwerke Deggendorf

Winter

Frühling

Sommer

Herbst

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Hochlast

Abbildung 5: Beispiele für Hochlastzeitfenster im Niederspannungsnetz verschiedener Energieversorgerunternehmen aus 201777

Verpflichtet sich ein Unternehmen für das Folgejahr auf eine nachweisbare Kappung der eigenen Lastspitzen innerhalb der jeweiligen Hochlastzeitfens-ter um mindestens 100 kW, kann sich das zu entrichtende Netznutzungs-entgelt verringern. Die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) regelt seit 2005 die von gewerblichen Stromkunden zu entrichtenden Entgelte für den Anschluss an öffentliche Stromnetze.78 Die Stromnetzbetreiber können dem-nach die Kosten der Stromdurchleitung auf die Letztverbraucher, also auf ihre Kunden, umlegen. Gleichzeitig erlaubt die StromNEV eine individuelle Reduktion des Netznutzungsentgelts bei atypischer Netznutzung. Energie-versorgerunternehmen müssen Netznutzern, die nachweislich ihre Höchst-last außerhalb der definierten Hochlastzeitfenster haben, ein individuelles, vergünstigtes Netzentgelt anbieten. 2016 hat die Bundesnetzagentur über 4.500 Unternehmen registriert, die eine atypische Netznutzung betreiben und dafür reduzierte Entgelte zahlen.79 Dieses Netzentgelt darf nicht weni-ger als 20 % des veröffentlichten Netzentgeltes betragen und muss von der

77 Vgl. Mosbach (2017), Annweiler (2017), Deggendorf (2017), Gmünd (2017), Westnetz (2017) und

Wolfhagen (2017). 78 Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (StromNEV). 79 Vgl. BNetzA (2016).


zuständigen Regulierungsbehörde genehmigt werden. Die Höhe des Einspar-potenzials für den Letztverbraucher hängt dabei von der erzielten Lastreduk-tion ab. Im Niederspannungsnetz (0.4 kV) muss diese mindestens 30 % der prognostizierten Lastspitzen ausmachen. Im Kontext der atypischen Netz-nutzung wäre der Einsatzzweck eines Energiespeichers die Verringerung von Lastspitzen um 100 kW, um die gesetzlich vorgegebene Mindestverla-gerung der Lastspitze zu erreichen. Der Mindestwert (Bagatellgrenze) für die zu erzielende Netzentgeltreduktion durch Lastspitzenverlagerung beträgt 500 € pro Jahr.

Absolute Reduktion der spezifischen Jahreshöchstlast (Lastspitze 2, Abbil-dung 4)

Die zweite Möglichkeit für Kosteneinsparungen liegt in der Reduktion der spezifischen Jahreshöchstlast und damit des zu entrichtenden Leistungsprei-ses. Diese Möglichkeit basiert auf der Regelung in der Stromnetzzugangsver-ordnung (Strom NZV).80 Demnach richtet sich der Leistungspreis eines Ver-brauchers nach dessen höchster Lastspitze, auch wenn diese nur einmal im Jahr auftritt und der Durchschnittswert (Bandlast) deutlich darunter liegt. Diese Regelung gilt allerdings nur für leistungsgemessene Netznutzer mit mehr als 100.000 kWh Stromverbrauch pro Jahr. Ab dieser Größenordnung setzt sich der Strompreis aus einem fixen Teil (Leistungspreis in €/kWa) und einem variablen Teil (Arbeitspreis in €/kWh) zusammen. Die Leistungs-preise pro Kilowatt Anschlusswert betragen zwischen 80 und 120 Euro pro Jahr, je nach Lastprofil sind sie ein erheblicher Kostenfaktor. Reduziert ein Betrieb mit einer Spitzenlast von angenommen 160 kW und einer durch-schnittlichen Leistungsaufnahme von 30 kW die Spitzenlast auf 60 kW, lie-ßen sich bei einem Leistungspreis von 100 €/kW die Strombezugskosten jährlich um 10.000 Euro verringern.81 Für solche Fälle lohnt sich für Unter-nehmen i. d. R. ein Energiemanagement.82 In dessen Rahmen könnte der

80 Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzugangsverordnung -

StromNZV). 81 Vgl. Wahl, W. und Igel, S. (2017) S. 12: Energiekostensenkungspotentiale durch Anwendung

geltenden Rechts und wirtschaftliche Lösungsmöglichkeiten durch elektrische Energiespeicher, zuletzt geprüft am 07.03.2017 (nach Gespräch zugesandt, noch unveröffentlicht).

82 Vgl. Wagenblass, D. (2016).


Einsatz von Energiespeichern eine Möglichkeit zur Minimierung von Spit-zenlasten sein, falls andere Methoden des Energiemanagements bereits aus-geschöpft sind.

Die in den oben dargestellten Konstellationen nach StromNEV (Lastspitze 1) und StromNZV (Lastspitze 2) illustrierte Nutzung eines Energiespeichers zur Minimierung von Spitzenlasten repräsentiert einen typischen, wenn auch nicht universellen Anwendungsfall in KMU. Dieser eignet sich aus den folgenden Gründen als Gegenstand des Anwendungsszenarios dieser Studie:

(1) Der von der StromNEV vorgegebene Mindestwert der Minimierung von Spitzenlasten von 100 kW trifft auf viele KMU relevanter Branchen zu. Durch die Reduktion des Netzentgelts ergeben sich ökonomische Vor-teile für KMU.

(2) Die technischen Erfordernisse des vorgesehenen Einsatzzwecks lassen sich mit Hilfe marktverfügbarer Energiespeichersysteme erfüllen.

Anwendungsszenario

Das für diese Studie festgelegte Anwendungsszenario ist die „Mini-mierung von Spitzenlasten“.

Unter Berücksichtigung der technischen Randbedingungen für den Ein-satz der Speichertechnologien in der Praxis wird das Anwendungsszena-rio „Minimierung von Spitzenlasten“ wie folgt spezifiziert:

• Die Anwender der Energiespeicher sind KMU mit Stromanschluss auf Niederspannungsebene.83 Die Betriebsweise ist 1-Schicht-Betrieb, werktags zwischen 7:00–17:30 Uhr.

• Die Nutzung der Energiespeicher gewährleistet eine Absenkung von Lastspitzen innerhalb der vom Energieversorger vorgegebenen Hoch-lastzeitfenster um mindestens 100 kW.

83 Auf der in KMU üblichen Niederspannungsebene (0,4 kV) ist die technische Bezeichnung 400 V

Dreiphasenwechselstrom. Dieser sogenannte Drehstrom ist bspw. bei Werkzeugmaschinen üblich.


Das Anwendungsszenario „Minimierung von Spitzenlasten“ wird für diese Studie mit den in Tabelle 11 aufgelisteten Parametern spezifiziert.

Tabelle 11: Spezifikation des Anwendungsszenarios „Minimierung von Spitzenlasten“ für einen generischen industriellen Produktionsprozess84

Anwendungsparameter Spezifikation Betriebsweise der Produktion in KMU 1-Schicht-Betrieb, werktags zwischen

7:00 – 17:30 Uhr Arbeitstage pro Jahr [d/a] 250 Betriebsstunden pro Tag [h/d] 10 Betriebsstunden pro Jahr [h/a] 2.500 Durchschnittliche Last (Bandlast) [kW] 150 Spezifische Jahreshöchstlast [kW] 300 Gesamtdauer der Lastspitzen [h/d] 1 Stromverbrauch [kWh/a] 375.000 Leistungspreis [€/kW und a] 30 Gesamtstrompreis (inkl. Steuern und Abgaben) [ct/kWh] 85,86 13

Stromkosten gesamt pro Jahr [€/a] 57.750

Der Betrachtungsrahmen des hier diskutierten Anwendungsszenarios be-schränkt sich auf die Gegebenheiten des innerhalb eines in KMU vorhande-nen Niederspannungsnetzes mit 400 V Drehstrom, d. h. vor dem Netzan-schlusspunkt zur Mittelspannungsebene. Auswirkungen der Energiespei-cher auf die Stromversorgungsinfrastruktur (Mittelspannung/Hochspan-nung) werden in dieser Studie nicht untersucht. Allerdings werden in der Ökobilanz die Vorketten der Stromerzeugung mit berücksichtigt.

3.2 Festlegung der funktionellen Einheit

Die funktionelle Einheit ist gemäß der DIN EN ISO 14044 definiert als der quantifizierte Nutzen eines Produktsystems für die Verwendung als Ver-gleichseinheit.87 Eine einheitliche Bezugsgröße für die Funktion der betrach-teten Energiespeichertechnologien ist notwendig, um die Kostendaten sowie die zu ermittelnden Stoff- und Energieströme im Zuge der ökonomischen und ökologischen Analyse auf einen einheitlichen Nenner zu beziehen. Die funktionelle Einheit beschreibt demzufolge den zu erbringenden Nutzen,

84 Vgl. Österreichische Energieagentur (2014), S. 43 und S. 28; Neugebauer, R. (2012), S. 16; TU-

Darmstadt (2017), S. 14 und Fraunhofer ISI (2015a), S. 3 und S. 42 f. 85 Der Gesamtstrompreis von lastgemessenen Verbrauchern mit einem Stromverbrauch über

100.000 kWh pro Jahr setzt sich zusammen aus dem Leistungspreis, dem Arbeitspreis und Steuern und Abgaben sowie dem Standort des Unternehmens und der Anschlussebene.

86 Vgl. DIHK (2017b), S. 3. 87 Vgl. DIN EN ISO 14044:2006 (2006), S. 11.


d. h. das Speichern und Bereitstellen von elektrischer Energie, unter be-stimmten Randbedingungen (die Zeitdauer).

Auf Basis von Kapitel 3.1 und unter Berücksichtigung der mittels Experten-befragungen gewonnenen Erkenntnisse wurde die funktionelle Einheit wie folgt definiert.

Funktionelle Einheit

„Minimierung von Lastspitzen im Stromverbrauch eines KMU von 100 kW elektrischer Wirkleistung für eine Stunde pro Werktag über einen Vergleichszeitraum von einem Jahr“

Diese narrative Beschreibung der von den Energiespeichern erwarteten Funktion enthält die folgenden Elemente:

• Einsatzzweck: Spitzenlastreduktion entsprechend der Mindestverlage-rung nach StromNEV (100 kW),

• Anwendungsbereich: kleine und mittelständische Unternehmen,

• Anwendungsbedingungen: ökonomisch sinnvoll.

Der Vergleichszeitraum von einem Jahr beschreibt eine in der Ökobilanz analysierte Periode zum Zweck des Vergleiches unterschiedlicher Technolo-gien mit verschiedenen Lebensdauern. Der tatsächliche Einsatzzeitraum der jeweiligen Energiespeicher in KMU umfasst eine längere Zeitdauer.

Die Charakterisierung der für die funktionelle Einheit notwendigen techni-schen Voraussetzungen und Produktlebensdauer sowie die Zuordnung der dafür benötigten Material- und Energiemengen (die sogenannten Referenz-flüsse) erfolgen in den nachfolgenden Kapiteln 3.3 und 3.4.

3.3 Auswahl von drei Energiespeichertechnologien für die vergleichende Bewertung

Die wichtigsten Einflussgrößen zur Festlegung einer Speichertechnologie sind der Lastgang und die Angaben zur Betriebsführung im Unternehmen, wie zum Beispiel Einschaltzeiten der Maschinen und Produktionspau-


sen.88, 89 Wegen der hohen Heterogenität von in KMU anzutreffenden Pro-duktionsprozessen und der dafür eingesetzten Maschinen entstehen in der Praxis sehr unterschiedliche Charakteristika in den elektrischen Lastprofi-len. Aufgrund dieser großen Bandbreite der Leistungsbezüge werden die in dieser Studie betrachteten Energiespeicher anhand des in 3.1 festgelegten Anwendungsszenarios ausgewählt.

Die Auswahl der Energiespeichertechnologien für den ökologischen und öko-nomischen Vergleich erfolgte auf Basis einer multikriteriellen Abwägung (Anhang C). Als oberstes Auswahlkriterium stand die Eignung der jeweili-gen Energiespeichertechnologie (Kapitel 2.1) für die Erbringung der funkti-onellen Einheit unter den im Anwendungsszenario definierten Vorausset-zungen (Eignung zur Minimierung von Spitzenlasten in KMU, Kapitel 3.1). Beim Auswahlprozess wurde eine Schnittmenge aus den folgenden Kriterien berücksichtigt:

• Marktreife/Entwicklungsstand (qualitativ, Tabelle 10),

• Wirkungsgrad des Energiespeichers (in %),

• Speicherverlust (in %),

• spezifische Energiedichte (in Wh/kg),

• kalendarische Lebensdauer (in Jahren),

• Zyklenfestigkeit (Anzahl der Lade- und Entladezyklen),

• Handhabung/Sicherheitsaspekte (verbal-argumentativ).

Auf Basis der genannten Kriterien wurden die in Kapitel 2.1 vorgestellten Energiespeichertechnologien bewertet. Neben den Batterien (elektrochemi-sche Speicherung) wurden Supercaps (kapazitive Speicherung) und Schwungräder (Rotationsenergie) als potenzielle Optionen betrachtet. Bei den elektrochemischen Speichertechnologien standen insgesamt fünf ver-schiedene Batteriesysteme zur Auswahl. Neben den klassischen Blei-Säure-Batterien waren dies zwei verschiedene Typen von Lithium-Ionen Batterien

88 Vgl. ESiPinno (2015), S. 29. 89 Vgl. Telefongespräch Mark Richter, Fraunhofer IWU (Anhang A).

https://de.wikipedia.org/wiki/Rotationsenergie


(Lithium-Eisenphosphat-Batterien und Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien, Tabelle 2), die neuartigen Redox-Flow-Batterien und die Natrium-Hochtemperatur-Batterien (Anhang C). Je nach Datenverfügbarkeit wurden entweder semi-quantitative oder qualitative Einschätzungen getroffen (Anhang C). Im Einzelfall kamen noch weitere Aspekte hinzu, die in der nachfolgenden Bewertung der einzelnen Speichertypen erläutert werden. Die limitierte Verfügbarkeit produktspezifischer Daten aus öffentlich zu-gänglichen Informationsquellen stellte ein einschränkendes Auswahlkrite-rium dar.

Als Resultat des Auswahlprozesses und unter Berücksichtigung der Ergeb-nisse aus Experteninterviews wurden folgende Energiespeichertechnologien für die weitere Untersuchung ausgewählt.

Für die Bewertung gewählte Speichertechnologien

(1) Blei-Säure-Batterien, Typ VRLA90 (Kapitel 2.1.4),

(2) LFP-Batterien (Lithium-Eisenphosphat (LiFePO4) mit Graphitanode, Kapitel 2.1.5),

(3) Schwungradspeicher (High-Speed-Flywheels, Kapitel 2.1.1).

Lithium-Ionen-, Redox-Flow und Natrium-Hochtemperatur-Batterien

Betrachtet man die Gesamtheit der technischen Merkmale und funktionellen Eigenschaften (Tabelle 2, Anhang C), ergeben sich in Summe klare Vorteile für die Lithium-Ionen-Batterien. Bei den wichtigen Kriterien Wirkungsgrad (bis zu 98 %) und Speicherverlust (0,1 % pro Tag) erzielen die beiden Li-thium-Ionen-Batterien die besten Ergebnisse. Die Lithium-Eisenphosphat-Batterien als auch die Redox-Flow-Batterien erreichen die längste Lebens-dauer von bis zu 20 Jahren. Im Vergleich erzielen die Redox-Flow-Batterien dabei die höchste Zyklenanzahl von mehr als 10.000 Zyklen. Mit ähnlichen Werten sind die Natrium-Hochtemperatur-Batterien und die Lithium-Ei-senphosphat-Batterien charakterisiert (1.000 – 10.000 bzw. < 1.000 – 8.000

90 VRLA-Akkumulator steht für „ventilgeregelte Blei-Säure-Batterie“ (engl. valve-regulated lead-acid battery), eine wartungsarme Bauform mit Überdruckventil mit gelartigem Elektrolyten. Ein Nachfüllen von destilliertem Wasser ist bei diesem Batterietyp nicht notwendig.






https://de.wikipedia.org/wiki/%C3%9Cberdruckventil


Zyklen). Die Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien fallen demgegen-über ab (500 – 2.000 Zyklen). Bei der Sicherheit wiederum bestehen Risiken vor allem bei Natrium-Hochtemperatur-Batterien und bei Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien. Im Vergleich dazu sind Lithium-Eisenphos-phat-Batterien als unbedenklicher einzustufen. Neben den Blei-Säure-Batte-rien besitzen jedoch beide Lithium-Ionen-Batterien eine vergleichsweise hohe Verbreitung und Marktreife sowie einen hohen Entwicklungsstand.

Über die höchste Energiedichte verfügen Lithium-Ionen-Batterien (80 – 210 Wh/kg) und Natrium-Hochtemperatur-Batterien (80 – 250 Wh/kg), wobei sich hier ein klarer Nachteil der Lithium-Eisen-phosphat-Batterien im Vergleich zu Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien abzeichnet (80 – 120 Wh/kg im Vergleich zu 180 – 210 Wh/kg, Tabelle 2). Anders als bei Mobilitätsanwendungen wird jedoch der spezifi-schen Energiedichte im hier betrachteten stationären Bereich keine so große Bedeutung beigemessen.

Aufgrund der im Vergleich zu Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien höheren Lebensdauer, der größeren Zyklenfestigkeit und der besseren Si-cherheitsaspekte werden damit die Lithium-Eisenphosphat-Batterien unter den betrachteten Batterien als am geeignetsten bewertet und als eine Tech-nologiealternative für den Vergleich ausgewählt.

Blei-Säure-Batterien

Als weitere Batterien wurden als klassischer Batterietyp die Blei-Säure-Bat-terien gewählt. Unter allen Industriebatterien haben die Blei-Säure-Batte-rien einen Anteil von ungefähr 90 bis 95 % bei den jährlich auf den Markt gebrachten Batterien. Die klaren Vorteile von Blei-Säure-Batterien liegen bei der Marktreife und dem Entwicklungsstand. Der etablierte Batterietyp ist seit vielen Jahren in der industriellen Anwendung weit verbreitet, wohinge-gen die „neueren“ Technologien wie Lithium-Ionen-Batterien erst seit kur-zem auf dem Markt sind. Ein weiterer Vorteil der Blei-Säure-Batterien zeigt sich in deren Sicherheit und dem seit Jahren etablierten Handling. Ein Brand-risiko wie bei Natrium-Hochtemperatur-Batterien oder Lithium-Ionen-Batte-rien gibt es bei dem hier betrachteten Typ von Blei-Säure-Batterien (VRLA) nicht.







Klare Nachteile bestehen bei den technischen Merkmalen und funktionellen Eigenschaften. Insbesondere bei dem Wirkungsgrad, der Lebensdauer und der Zyklenfestigkeit weisen die Blei-Säure-Batterien im Vergleich zu den an-deren Batterietypen geringere Kennwerte auf. Trotz dieser Nachteile sind Blei-Säure-Batterien seit Jahrzehnten als Standard bei der industriellen An-wendung etabliert. Dies liegt u. a. an deren verhältnismäßig geringeren An-schaffungskosten,91 der unkritischen Ressourcenproblematik (Blei) und der weitgehenden Recyclingfähigkeit. Entsprechend der Richtlinie 2006/66/EG über Batterien und Akkumulatoren sowie Altbatterien und Altakkumulato-ren wird davon ausgegangen, dass ein Großteil der Blei-Säure-Batterien aus der industriellen Anwendung recycelt wird. Die Recyclingeffizienz für Blei-Säure-Batterien liegt abhängig vom jeweiligen Recycler bei rund 95 %. Im Vergleich dazu ist die Recyclingeffizienz für Lithium-Ionen-Batterien, insbe-sondere mit Blick auf Lithium, geringer. Für Natrium-Hochtemperatur-Batte-rien und Redox-Flow-Batterien gibt es aktuell keine etablierten Recycling-verfahren.

Schwungräder

Schwungräder sind als technologische Alternative zu den elektrochemi-schen Speichersystemen grundsätzlich geeignet für den Einsatz im hier be-trachteten Anwendungsszenario. Die Speicherzeiten im Minutenbereich sind ausreichend, um kurzzeitige Spitzenlasten abzupuffern. Dazu bedarf es eines gestaffelten Lade- und Entlademanagements. Zudem sind Schwungrä-der als Bestandteil einer modernen unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV) bereits seit Jahren für die Netzstabilisierung in Rechenzentren im Ein-satz. Beim Vergleich der technischen Merkmale und funktionellen Eigen-schaften zeigt sich, dass Schwungräder durch ähnlich gute Kennwerte wie die Batteriespeicher charakterisiert sind (Anhang C). So haben Schwungrä-der einen mit den Lithium-Ionen-Batterien vergleichbaren Wirkungsgrad von 80 – 95 % bzw. einen höheren Wirkungsgrad als die anderen verbleiben-den Batterietypen (Natrium-Hochtemperatur-Batterien: 70 – 90 %, Redox-Flow-Batterien: 65 – 90 %). Auch die kalendarische Lebensdauer und die Zyklenfestigkeit befürworten einen Einsatz der Schwungrad-Technologie. Bei der Zyklenfestigkeit erzielen Schwungräder mit mehr als 1 Mio. Zyklen

91 Vgl. Energie-Experten (2017).


den höchsten Wert, während die kalendarische Lebensdauer mit 15 bis 20 Jahren im Bereich der Lithium-Eisenphosphat-Batterien und der Redox-Flow-Batterien liegt (je < 20 Jahre). Nachteile, insbesondere gegenüber den Batte-rien, bestehen allerdings bei den Speicherverlusten, da hier aufgrund der Reibungsverluste eine hohe Selbstentladung auftritt. Diese schränkt die Zeit zwischen Ladung und Entladung stark ein.

Supercaps

Bei den Supercaps zeigt sich, dass deren Speicherverhalten zur Minimie-rung von Spitzenlasten in KMU unter den im Anwendungsszenario definier-ten Voraussetzungen (Kapitel 2.3.3) nicht geeignet ist. Supercaps bieten sich für Lade- und Entladezyklen von bis zu einer Minute an, aber nicht für eine Energiespeicherung, die über mehrere Minuten hinausgeht, wie sie im vor-liegenden Szenario definiert ist. Hinzu kommt, dass Supercaps aufgrund der hohen Investitionskosten in der industriellen Produktion bisher nur in De-monstrationsprojekten eingesetzt werden.

Zusammenfassend werden die drei gewählten Energiespeichertypen Blei-Säure-Batterie, Lithium-Eisenphosphat-Batterie und Schwungradspeicher als grundsätzlich geeignet betrachtet, um den in der funktionellen Einheit definierten Nutzen zu erbringen. Alle drei Technologien lassen sich durch Kombination mehrerer Zellen so konfigurieren, dass sie in Form eines Ener-giespeichersystems die erforderliche Leistung über den im Anwendungssze-nario definierten Zeitraum von einer Stunde liefern können.92 Die Anpas-sung der Lade- und Entladevorgänge an den tatsächlichen Lastgang des Ver-brauchers (bei Auftreten von Lastspitzen) wird mittels eines elektronischen Batteriemanagementsystems gewährleistet. Die entsprechende Skalierung der Zellenzahl wird im Rahmen der Inventarisierung des Referenzflusses für die jeweiligen Energiespeichertypen berücksichtigt (Kapitel 3.4). So ist eine annähernde Vergleichbarkeit der drei Energiespeicher zum Zwecke der öko-nomischen und ökologischen Vergleichsrechnung möglich. Einschränkend ist allerdings anzumerken, dass die konkrete Auslegung der technischen Pa-rameter der jeweiligen Speichertypen Gegenstand einer Einzelfallanalyse

92 Die elektrochemischen Energiespeicher bestehen aus zusammengeschalteten Zellen (= Batterie).

Dieses Prinzip ist auch für High-Speed-Schwungradspeicher möglich, da ein einzelnes Schwungrad äquivalent als Zelle einer Batterie angesehen werden kann.




sein muss. In der Praxis spielen die kostenabhängigen Qualitätsunter-schiede verschiedener Produkte eine entscheidende Rolle bei der Auslegung eines Spitzenlastmanagementsystems. Diese Einzelheiten konnten im Rah-men dieser generischen Untersuchung nicht berücksichtigt werden.

3.4 Inventarisierung der Energiespeicher einschließlich der vor- und nachgelagerten Lebenswegphasen

Bei den in dieser Studie untersuchten Energiespeichern handelt es sich um abstrakte Systeme. Das heißt, es werden nicht konkrete Produkte betrachtet, sondern modellhafte Energiespeichersysteme. Diese wurden für den Zweck der Studie auf Basis verfügbarer technischer Informationen ausgelegt. Ne-ben den eigentlichen Speichern werden auch die elektronischen und elekt-rotechnischen Zusatzeinrichtungen in Betracht gezogen, die erforderlich sind, um elektrische Energie einzuspeichern und bei Bedarf wieder zur Ver-fügung zu stellen. Diese umfassen eine elektronische Steuereinrichtung, welche die Be- und Entladung des Speichersystems entsprechend den Last-zuständen im Unternehmen sowie dem vorgegebenen Hochlastzeitfenster regelt. Außerdem bedarf es bei Lithium-Eisenphosphat-Batterien eines elekt-ronischen Batteriemanagementsystems (Temperaturkontrolle, Spannungs-überwachung, Lademanagement) auf Zellebene. Weiterhin ist ein mehrstufi-ger Stromwandler erforderlich, der den 400-V-Drehstrom des Niederspan-nungsnetzes in Gleichstrom auf der Spannungsebene der jeweiligen Batte-rien (und umgekehrt) umwandelt. Dies trifft auch für Schwungräder zu. Zu-sätzlich ist eine Kühleinrichtung zur Kühlung des Energiespeichersystems sowie der Elektrotechnik erforderlich, um die durch Wirkungsgradverluste entstehende Wärme abzuführen.

Nur mit Hilfe eines so konzipierten Gesamtsystems lassen sich Energiespei-cher in bestehende Produktionsstandorte integrieren. Allerdings sind die Auswahl und Dimensionierung einer geeigneten Energiespeichertechnolo-gie sowie deren elektrotechnischer Zusatzeinrichtungen eine komplexe in-genieurtechnische Aufgabe und können nur im konkreten Anwendungskon-text erfolgen. Für den Zweck dieser Studie wird ein in Abbildung 6 skizzier-tes, stark vereinfachtes Modellsystem zugrunde gelegt.



Betriebliches Lastmanagement

SystemMittelspannungsnetz

Lade-/Entlade-Controller

(schematisiert)

Energiespeicher2

Energiespeicher3

Energiespeicher1

Küh

leinrich

tung

AC/DC-Wandler

DC/DC-Wandler

+ -

Verbraucher 1…n

(Maschinen und Anlagen

L1L2L3

Ste

uers

igna

l fü

r La

de-

/

Entlad

econ

trol

ler

Betriebliches Niederspannungsnetz

Net

zans

chlu

sspu

nkt

Ableitung technischer Spezifikationen zur Dimensionierung der

Energiespeichersysteme

SACHBILANZ Σ Input, Σ Output

Ceteris ParibusTECHNISCHER KONTEXT

Abbildung 6: Technischer Betrachtungsrahmen des betrachteten Energiespeichersystems in KMU

Das Modellsystem umfasst die wesentlichen Komponenten der zu verglei-chenden Energiespeichersysteme in Form einer Sachbilanz (Abbildung 6: rot umrahmter Bereich). Die Sachbilanz unterteilt die Energiespeichersysteme in zwei Bereiche: die eigentlichen Energiespeicher 1 – 3, also Blei-Säure-Bat-terien, Lithium-Eisenphosphat-Batterien und Schwungradspeicher. Für diese Komponenten enthält die Sachbilanz eine quantitative Beschreibung des je-weiligen Materialinventars und der spezifischen Wirkungsgrade auf Basis generischer Daten aus Literaturquellen und Expertenaussagen (Abbildung 6: unterer Bereich). Die elektrotechnischen Komponenten der Energiespei-chersysteme (Stromwandler, Steuerung und Kühlung) werden in der Sach-bilanz für alle drei zu vergleichenden Energiespeichersysteme gleich dimen-sioniert, d. h., die quantitative Beschreibung dieses Teils der Sachbilanz (Abbildung 6: oberer Bereich) ist für alle drei Energiespeichersysteme iden-tisch (ceteris paribus), weil dieser Teil des Systems in erster Näherung un-abhängig von der eingesetzten Energiespeichertechnologie ist. Das bei Li-thium-Eisenphosphat-Batterien zusätzlich erforderliche Lademanagement





und Zellschutzsystem werden als integraler Bestandteil der einzelnen Zellen betrachtet.

3.4.1 Nennkapazitätsberechnung der Energiespeichersysteme

Für die Modellierung der elektrischen Systeme und die Dimensionierung der Speicher gelten die in Abbildung 7 skizzierten Annahmen. Zur Ermittlung der Nennkapazität muss zunächst die Basiskapazität der Batteriezellen bestimmt werden, die auf der Nutzkapazität und den Wirkungsgraden der Komponenten basiert. Um die erforderliche Nutzkapazität des Energiespei-chersystems von 100 kWh zu erreichen, müssen die (entladeseitigen) Ver-lustleistungen der Stromwandler sowie die Verlustleistungen der Batterie-zellen addiert werden, um diese Energiedissipation auszugleichen.

Verlustleistung

Nutzleistung 100 kW

Basiskapazität

ɳ = 0,90 (PbA & LFP); 0,98 (LFP)

Überkapazität 1/DOD (PbA & LFP)

20 % Reserve für Kapazität am Lebensende (PbA & LFP)

10 % Reservekapazität

EINSPEICH

ERUNG

AUSSPEICH

ERUNG

DC/DC-Wandlerɳ = 0,95

DC/AC-Wandlerɳ = 0,95

AC/DC-Wandlerɳ = 0,95

DC/DC-Wandlerɳ = 0,95

Verlustleistung

Verlustleistung

Verlustleistung

Verlustleistung

DC - Gleichstrom ɳ - Wirkungsgrad AC- Wechselstrom DOD - Entladetiefe ESS – Energiespeichersystem

Abbildung 7: Annahmen zu Verlustleistungen und zur Dimensionierung der ESS mit Blei-Säure-Batterien (PbA), Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP) bzw. Schwungrädern (SR)



Die Basiskapazität errechnet sich mit folgender Formel:

𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵ä𝐵𝐵 = 𝑁𝑁𝑁𝑁𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵ä𝐵𝐵

(ɳ 𝐷𝐷𝐷𝐷/𝐴𝐴𝐷𝐷 ∗ ɳ 𝐷𝐷𝐷𝐷/𝐷𝐷𝐷𝐷 ∗ ɳ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸ℎ𝐸𝐸𝐸𝐸)

mit ɳ = Wirkungsgrad, DC = Gleichstrom und AC = Wechselstrom

Um am Ende des Lebenszyklus der Energiespeichersysteme noch sicher eine Nutzkapazität von 100 kWh vorhalten zu können, müssen die Batteriezellen über diese Basiskapazität hinaus dimensioniert werden. Es gelten folgende Annahmen:

(1) Überkapazität für eine zellschonende Entladetiefe (DOD): Batterien re-agieren empfindlich auf tiefe Entladezustände. Eine vollständige Entla-dung führt zu einer irreversiblen Schädigung der Elektroden und ver-kürzt die Standzeiten der Batterien erheblich. Deshalb ist in der Praxis nicht die gesamte Kapazität der Batterien nutzbar und muss, je nach Batterietyp, durch Überdimensionierung der Basiskapazität ausgegli-chen werden. Diese richtet sich nach der vom Hersteller empfohlenen Entladetiefe. Bei Schwungrädern ist dies nicht erforderlich.

(2) Zusätzliche Reserve aufgrund von Kapazitätsabfall bis zum Lebens-ende: Bei Batterien ist üblicherweise das Ende der Lebensdauer er-reicht, wenn die Nennkapazität auf 80 % der ursprünglichen Kapazität gesunken ist.93 Unterhalb von 80 % Nennkapazität beschleunigt sich die Alterung der Elektroden und die Batterie wird anfällig für plötzli-ches Versagen. Deshalb werden auf die anfänglich installierte Basiska-pazität noch 20 % Kapazität aufgeschlagen. Bei Schwungrädern ist dies nicht erforderlich.

(3) Zusätzliche Reservekapazität von 10 % zur Gewährleistung der erfor-derlichen Spitzenlastreduktion bei ungünstiger Performance des Ener-giespeichersystems.

93 Vgl. Powerthru (2016), S. 3 für VRLA-Batterien und Zhanga et al. (2011) für Lithium-Eisenphosphat-Batterien.


Aus der vorgestellten Formel und den getroffenen Annahmen berechnen sich folgende Nennkapazitäten für die gewählten Energiespeicher.

Geforderte NutzkapazitätEnergiespeichersystem: 100 kWh

Blei-Säure-Batterie (PbA): Basiskapazität der Batterie: 100 kWh * (1/(0,95*0,95*0,90)) = 123 kWh

Überkapazität (1/DOD): 123 kWh * (1/0,6) = 205 kWh

+ Reserve auf Endkapazität: 123 kWh * 0,2 = 25 kWh

+ Zusätzliche Reserve: 123 kWh * 0,1 = 12 kWh

Nennkapazität PbA: 242 kWh

Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP, LiFePO4-Batterien): Basiskapazität der Batterie: 100 kWh * (1/(0,95*0,95*0,98) = 113 kWh

Überkapazität (1/DOD): 113 kWh * (1/0,8) = 141 kWh

+ Reserve auf Endkapazität: 113 kWh * 0,2 = 23 kWh


Nennkapazität LFP: 175 kWh

Schwungrad (SR): Basiskapazität des SR: 100 kWh * (1/(0,95*0,95*0,90)) = 123 kWh


Nennkapazität SR: 135 kWh

Anders als bei den elektrochemischen Energiespeichersystemen wird bei den Schwungrädern keine Überkapazität veranschlagt, weil diese keine kri-tische Entladetiefe und keine altersbedingte Degradation aufweisen.

3.5 Systemgrenze und Quantifizierung der Sachbilanz

3.5.1 Festlegung der Systemgrenze

Die Analyse ökologischer Auswirkungen erfolgt auf Grundlage des Lebens-zykluskonzepts und die Bewertung ökonomischer Effekte anhand einer Le-benszykluskostenrechnung (engl.: „Life Cycle Costing“, LCC). Die Methode bewertet alle relevanten Kostenarten (ausgedrückt in Euro und bezogen auf


die funktionelle Einheit), die mit einem bestimmten Produkt verbunden sind und direkt durch einen oder mehrere Akteure im Lebenszyklus des Produkts getragen werden.94 Auch Kosten jenseits der reinen Investitionskosten, wie Kosten für Betriebsstoffe, Wartung und Entsorgung, werden hierbei syste-matisch erfasst. So kann bei einem direkten Vergleich unterschiedlicher Un-tersuchungsobjekte festgestellt werden, welche Option aus ökonomischer Sicht und aus der Perspektive eines KMU, welches die Energiespeichertech-nologien einsetzen möchte, am wirtschaftlichsten ist. Die methodischen Grundlagen für die Durchführung von Analysen zu Lebenszykluskosten sind für unterschiedliche Anwendungen in diversen internationalen und nationa-len Standards und Richtlinien verankert.95

Die Auswirkungen auf die Umwelt werden mithilfe des methodischen Kon-zepts der Ökobilanz (Lebenszyklusanalyse, LCA) bewertet. Bei Ökobilanzen wird davon ausgegangen, dass jedes Produkt oder Produktsystem auf sei-nem Lebensweg mehrere Stadien durchläuft, die sich im Hinblick auf ihre Umweltauswirkungen unterscheiden. Der Produktlebenszyklus lässt sich in vier Phasen aufteilen: die Gewinnung und Aufbereitung von Rohstoffen, die Herstellung des fertigen Produkts, gefolgt von Transporten und der eigentli-chen Nutzungsphase, in der ein Produkt seinen Einsatzzweck erfüllt, und die Entsorgung als Abfall (Abbildung 8).

94 Vgl. Hunkeler, et al. (2008), S. 154. 95 Vgl. z. B. DIN EN ISO 15663-2:2001.


Inventarisierung der Referenzflüsse für jedes Energiespeichersystem

ESS 1(Blei-Säure-Batterie)

Rohstoff-gewinnung

Rohstoff-gewinnung

Rohstoff-gewinnung

Produkt-herstellung

Produkt-herstellung

Produkt-herstellung

Anwendung in KMU

Anwendung in KMU

Anwendung in KMU

Entsorgung Entsorgung Entsorgung

ESS 2(LFP-Batterie)

ESS 3(Schwungrad)

Sachbilanz (Σ Input, Σ Output)Ec

oinv

ent

3.3

Dat

enba

nkLite

ratu

rang

aben

zu

Kos

ten

& N

utze

n

Inventar-daten zu Vorketten

Abs

chät

zung

der

Wirku

ngen

auf

die

Umwelt

(Öko

bila

nz)

Abs

chät

zung

der

ök

onom

isch

en

Aus

wirku

ngen

Ges

amtb

eurteilu

ng

Erneuerbare & nicht erneuerbare Rohstoffe und Primärenergie

Abfall, Abwasser, Emissionen, LuftESS – Energiespeichersystem LFT – Lithium-Eisemphosphat-Batterie

Abbildung 8: Systemgrenze der Studie

Eine vergleichende Ökobilanz hilft insbesondere dabei, mehrere Produkte oder funktionale Alternativen hinsichtlich ihrer Umweltauswirkungen ge-genüberzustellen und deren jeweilige Vor- und Nachteile zu vergleichen. Dadurch können gegebenenfalls bei Entscheidungen auftretende Zielkon-flikte und Problemverlagerungen aufgedeckt werden. Eine solche Verlage-rung von Umweltproblemen kann sowohl zwischen den einzelnen Lebens-phasen (wie Verlagerungen von Umweltbelastungen von der Herstellungs- in die Anwendungsphase) auftreten als auch zwischen verschiedenen Um-weltaspekten beziehungsweise -medien (z. B. Treibhausgasemissionen ver-sus Ressourceninanspruchnahme).

In dieser Studie wird eine orientierende Ökobilanz eingesetzt, die nicht alle typischerweise in LCA-Studien betrachteten Wirkungskategorien berück-


sichtigt. Insbesondere werden die mit den Umweltauswirkungen korrespon-dierenden Kennwerte „kumulierter Energieaufwand“ (KEA)96, „kumulierter Rohstoffaufwand“ (KRA)97, Versorgungskritikalität sowie Flächenbedarf er-mittelt. Diese inputbasierten Indikatoren basieren ebenfalls auf dem Lebens-zyklusansatz und erlauben eine ökologische Bewertung von Produkten an-hand ihrer technisch erfassbaren Einflussgrößen. Recyclinggutschriften wer-den nicht berücksichtigt, da die zugrunde liegende methodische Basis für die Ökobilanzierung gemäß VDI-Richtlinien VDI 4600 und VDI 4800 Blatt 198 keine Gutschriften für Ressourceneinspareffekte durch Recycling vor-sieht. Stattdessen werden marktübliche Anteile an rezyklierten Materialien (v. a. Metalle) beim Rohstoffinput der Herstellungsphase mit berücksichtigt. Dadurch wird eine richtungssichere Aussage über die Ressourceneffizienz ermöglicht, welche für die Zielgruppe der KMU als besonders relevant er-achtet wird. Zusätzlich werden Kennzahlen für relevante Umweltauswirkun-gen (Treibhausgaspotenzial, Wasserverbrauch) ermittelt.

3.5.2 Ökologische Bewertung: Quantifizierung der Sachbilanz

In Vorbereitung für die Lebenszyklusbewertung wurden Inventarinformati-onen zu den ausgewählten Energiespeichertechnologien zusammengestellt. Eine Sichtung der in den kommerziellen Datenbanken „ecoinvent V3.3“ und „GaBi“ verzeichneten Datensätze sowie der freien Datenbanken „PROBAS“ offenbarte zahlreiche Datenlücken zu verschiedenen Komponenten der je-weiligen Energiespeicher. Diese Datenlücken wurden über eine Literatur-recherche geschlossen.

Für die Blei-Säure-Batterien wurde eine Zusammensetzung in der Literatur99 gefunden, welche dem VRLA-Typ entspricht und sehr aktuell ist. Es fehlten allerdings Inventardaten zur Herstellung von Blei(II, IV)-oxid. Diese wurden ebenfalls in der Literatur100 gefunden. Ergänzend wurde ein Batteriemana-gementsystem hinzugefügt, um eine Steuerung bei der Be- und Endladung

96 Vgl. VDI 4600:2012-01. 97 Vgl. VDI 4800 Blatt 2 (Entwurf 2016). 98 Vgl. VDI 4800 Blatt 1 (2016), S. 15. 99 Vgl. Sullivan, J. L. und Gaines, L. (2012), S. 137. 100 Vgl. Sullivan, D. et al. (1980).


zu gewährleisten. Die entsprechenden Daten wurden aus der Literatur für Lithium-Ionen-Batterien101 entnommen. Für Blei-Säure-Batterien wird eine weniger aufwändige Lademanagementelektronik veranschlagt.

Für die Lithium-Eisenphosphat-Batterie wurde im ersten Schritt auf einen aktuellen Review-Artikel zu Lithium-Ionen-Batterien102 zurückgegriffen. Hier wurde herausgearbeitet, welche Publikationen sich auf welche Inven-tardaten stützen. Es wurden drei Quellen103 mit relevanten Daten zu Li-thium-Eisenphosphat-Batterien identifiziert. Diese wurden untersucht und nur eine Quelle104 wies den notwendigen Detaillierungsgrad auf, um die Bat-terie modellieren zu können.

Für den Schwungradspeicher wurden zur Modellierung Primärdaten der Rosseta Technik GmbH i.L. verwendet.105 Zur Modellierung des notwendigen carbonfaserverstärkten Kunststoffs wurde auf Literaturdaten106 zurückge-griffen.

Die Modellierung der notwendigen Infrastruktur (Schaltschränke mit Strom-wandlern inkl. Transformator) basieren auf Expertenabschätzungen der EAM Elektroanlagenbau Mannheim GmbH. Für die Modellierung der elektri-schen Systeme und die Dimensionierung der Speicher gelten die in Abbil-dung 7 skizzierten Werte.

3.5.3 Ökonomische Bewertung: Quantifizierung der Sachbi-lanz

Die ökonomische Bewertung betrachtet einen Betriebszeitraum der Energie-speichersysteme von jeweils 20 Jahren, um die Systeme mit unterschiedli-cher Lebensdauer auf eine vergleichbare Ebene zu bringen. Bei allen Kosten-Nutzen-Betrachtungen besteht die Herausforderung, dass sich Kosten und Nutzen über den betrachteten Zeitraum verteilen.

101 Vgl. Majeau-Bettez, G. et al. (2011), S. 14. 102 Vgl. Peters, J. F. et al. (2017). 103 Vgl. Zackrisson, M. et al. (2010); Majeau-Bettez, G. et al. (2011) und Amarakoon, S. et al. (2013). 104 Vgl. Majeau-Bettez, G. et al. (2011). 105 Vgl. Telefongespräch Dr. Frank Täubner, Rosseta Technik GmbH i. L. (Anhang A). 106 Vgl. Suzuki, T. und Takahashi, J. (2005), S. 16 und Warren, C. D. (2016), S. 10.


In der hier vorgenommenen Betrachtung fallen je nach Lebensdauer wieder-holt Investitionskosten zu unterschiedlichen Zeitpunkten an. Zusätzlich müssen die relevanten Betriebskosten quantifiziert und betrachtet werden. Die hieraus abzuleitenden Aussagen sollen aber auf einen bestimmten Zeit-punkt bezogen werden. Das Umweltbundesamt stellt hierzu fest:

„Der Zeitpunkt der Realisation der Kosten und Nutzen (oder Erträge) heuti-ger Entscheidungen spielt bei ökonomischen Analysen eine große Rolle. In betriebswirtschaftlichen Analysen diskontiert man künftige Kosten und Er-träge mit einem Marktzins (oder auch einem Kalkulationszins) auf den heu-tigen Zeitpunkt, denn der Marktzins stellt für die Investoren die Opportuni-tätskosten des Kapitals dar.“107

Diskontierung ist eine Methode, die es ermöglicht, künftige Kosten (und Nut-zen) auf einen Gegenwartswert (engl: NPV, Net Present Value) umzurech-nen. Die Festlegung des Zinssatzes zur Umrechnung wirkt sich dabei im vorliegenden Fall durch den sehr langen Betrachtungszeitraum signifikant auf die Ergebnisse aus.

„Bei gesamtwirtschaftlichen Bewertungen besteht unter allen Fachleuten Ei-nigkeit darüber, dass eine niedrigere Diskontrate als der Marktzins ange-setzt werden muss. In der Regel wird hierbei der reale Kapitalmarktzins für risikoarme Anleihen verwendet. Dieser Kapitalmarktzins ist für kurz- bis mittelfristige Zeiträume – etwa bis 20 Jahre – verwendbar. Rückblickend zeigt sich, dass sich der reale Marktzins – abgesehen von kurzfristigen Schwankungen – in den letzten 150 Jahren immer wieder bei 2,5 Prozent bis 3 Prozent eingependelt hat. […] Für kurzfristige Zeiträume (bis ca. 20 Jahre) ist mit einer Diskontrate von 3 Prozent zu rechnen.“108

Für die Ermittlung der Gesamtkosten werden alle zukünftigen Kosten und Gewinne auf Basis des Gegenwartswertes umgerechnet. Um den Gegen-wartswert (NPV) zu ermitteln, werden sämtliche Kosten, die erst in der Zu-kunft fällig werden, diskontiert. Die Diskontierung wird auf Basis eines Zins-satzes von 3 % berechnet.109 Als Basisjahr wurde das Jahr 2016 festgelegt.

107 UBA (2012), S. 33. 108 UBA (2012). S. 33. 109 Dies entspricht der vom UBA verwendeten Konvention zur Annahme des Zinssatzes.


Für Kostenangaben zu Energiespeichersystemen, die aus den Jahren 1992 – 2017 stammen, wurde der Wert von 2016 auf Basis der Angaben aus dem Verbraucherindex umgerechnet.

3.5.3.1 Auswahl der Kostenpositionen

Der Fokus der ökonomischen Bewertung liegt auf kleinen oder mittleren Un-ternehmen mit Stromanschluss auf Niederspannungsebene, wie in Tabelle 11 spezifiziert. Investitionskosten, Betriebskosten und Kosteneinsparungen sowie Erlöse aus der Entsorgung der Energiespeicher werden über einen Zeitraum von 20 Jahren betrachtet. Aufgrund einer Lebensdauer von acht Jahren werden im Fall der Blei-Säure-Batterie in einem Betrachtungszeit-raum von 20 Jahren mehrere Neubeschaffungen und Entsorgungen erforder-lich. Die beiden anderen Energiespeichersysteme haben eine Standzeit von 20 Jahren und werden nur einmal beschafft und entsorgt. Beim Schwungrad ist davon auszugehen, dass durch Instandhaltung die Lebensdauer auf weit über 20 Jahre verlängert werden kann.

Folgende Positionen in der Kosten-Nutzen-Bilanz werden berücksichtigt:

• Investitionskosten und wiederkehrende Beschaffung des Energiespei-chersystems sowie deren Zusatzeinrichtungen (Stromwandler, Kühlung),

• Betriebskosten: Instandhaltungskosten für Energiespeicher und Zusatz-einrichtungen,

• Betriebskosten: Kosten für den durch die Verlustleistung der Energiespei-chersysteme verursachten Stromverbrauch,

• Betriebskosten: Stromkosten der für den Normalbetrieb der Energiespei-chersysteme notwendigen Zusatzeinrichtungen (Stromwandler, Küh-lung), ebenfalls Berücksichtigung von Energiekosten, die durch die sys-temtypischen Standby-Verbräuche der Stromwandler und die benötigte Kühlung der Energiespeichersysteme und der Stromwandler entstehen,

• Mietkosten für die Unterbringung der Energiespeichersysteme im Unter-nehmen entsprechend einem geschätzten Platzbedarf,


• Entsorgungskosten (Abholung und Abfallbehandlung) durch einen fach-kundigen Entsorger,

• Kosteneinsparungen: Netzentgeltreduktionen, durch verringerte Spitzen-lasten entsprechende Ersparnisse (= vermiedene Kosten).

Die Kosten werden mit realitätsnahen Durchschnittswerten bilanziert. Für die Kostenschätzungen wurden öffentlich zugängliche Daten verwendet so-wie eigene Abschätzungen durchgeführt. Die angenommenen Einkaufs-preise für die einzelnen Energiespeichersysteme basieren auf Daten aus ei-ner Marktübersicht zu Energiespeichern und repräsentieren den Stand von 2017.110 Ergänzend wurden ausgewählte Experten befragt, um Datenlücken zu schließen und getroffene Annahmen zu verifizieren.

Investitionskosten

Die Investitionskosten setzen sich zusammen aus den Kosten für die Ener-giespeichersysteme selbst (Batteriezellen oder Schwungradmodule) sowie den Kosten für Geräte, die für den Betrieb zusätzlich notwendig sind (Strom-wandler, Kühlungsanlage).

Die Anschaffungspreise der Batteriesysteme bzw. des Schwungradspeicher-systems hängen von der erforderlichen Anzahl der Batteriezellen bzw. Schwungradmodule ab. Die geforderte Nutzkapazität des Energiespeicher-systems wurde anhand der im Anwendungsszenario festgelegten Leistung des Energiespeichersystems (100 kW) und der Dauer der zu überbrücken-den Lastspitzen (zusammengerechnet eine Stunde pro Werktag) definiert. Das Energiespeichersystem muss die Bereitstellung von 100 kWh elektri-scher Energie gewährleisten. Zusätzlich müssen die spezifischen Verlust-leistungen aller Systemkomponenten berücksichtigt werden. Dadurch er-höht sich die erforderliche Nennkapazität der eigentlichen Energiespeicher. Darüber hinaus wird eine Überdimensionierung der Energiespeicher berück-sichtigt, um die Bereitstellung der Nutzkapazität bis zum Ende der Lebens-dauer zu gewährleisten (Kapitel 3.4.1).

110 Vgl. C.A.R.M.E.N. e.V. (2017).


Bei der Blei-Säure-Batterie liegt die erforderliche Nutzkapazität bei 160 kWh (Kapitel 3.4.1), die dafür bereitzustellende Nennkapazität der Bat-terie beträgt 242 kWh. Der Energiespeicher besteht aus 14 einzelnen Zellen mit einer Nutzkapazität von jeweils 11,88 kWh.111 Daraus ergibt sich eine Gesamtkapazität in Höhe von 166,32 kWh. Der Preis einer einzelnen Blei-Säure-Zelle im Komplettsystem wird mit 13.500 € angegeben. Damit liegen die Investitionskosten pro Batteriesystem bei 189.000 €. Die Lebensdauer der Batteriezellen errechnet sich aus der Anzahl der Ladezyklen und erreicht acht Jahre bei 250 Werktagen im Jahr (Annahme: ein Ladezyklus pro Werk-tag). Demzufolge sind im Laufe des Betrachtungszeitraums (von 20 Jahren) 2,5 Beschaffungen neuer Blei-Säure-Batterien erforderlich (nur einmalige In-vestitionskosten für Stromwandler und Kühlanlage).

Die Lithium-Eisenphosphat-Batterie benötigt eine Nutzkapazität von 147 kWh (siehe 3.4.1) und hat eine Nennkapazität von 175 kWh. Um diese bereitzustellen, werden vier Lithium-Eisenphosphat-Zellmodule mit einer Nutzkapazität von jeweils 40 kWh ausgewählt (insgesamt 160 kWh). Auf Basis der technisch erreichbaren Anzahl der Ladezyklen ist mit einer Le-bensdauer von 20 Jahren zu rechnen. Da die Marktpreise für einzelne Li-thium-Eisenphosphat-Zellen als Komplettsystem mit 50.500 € oder 55.000 € angegeben werden, wurde der Mittelwert errechnet. Die einmaligen Investi-tionskosten für das Gesamtsystem liegen bei 222.500 €. Eine Wiederholung der Investition ist in diesem Betrachtungszeitraum nicht erforderlich.

Für die Marktpreise der Schwungradspeicher gibt es in der Literatur sehr unterschiedliche Angaben (218 – 20.000 €/kWh). Diese enorme Preis-spanne reflektiert die sehr verschiedenen technischen Konzepte und Leis-tungsmerkmale der existierenden Schwungradtechnologien. Die Ermittlung verifizierbarer Investitionskosten für das hier erforderliche Schwungrad-energiespeichersystem erfolgte auf Basis von Expertenangaben.112 Es wer-den Schwungradmodule mit je 4 kWh Nennkapazität in Betracht gezogen, die eine Lebensdauer von 20 Jahren erreichen. Der Stückpreis eines Schwungrad-Komplettsystems (inklusive Stromwandler) liegt bei 80.000 €.

111 Die den Berechnungen zugrundeliegende Datengrundlage C.A.R.M.E.N. e.V. (2017) verzeichnet

die Nutzkapazität der Batterien, darin ist die zulässige Entladetiefe (Faktor 1/DOD) bereits einkalkuliert.

112 Vgl. Telefongespräch Dr. Täubner, Rosseta Technik GmbH i. L. (Anhang A).


Zur Realisierung der im Anwendungsszenario geforderten Nutzkapazität von 100 kWh Nutzkapazität wird ein Energiespeichersystem mit 34 Schwungradmodulen benötigt. Die Schwungradmodule werden in Parallel-schaltung betrieben und können u. a. in Containern untergebracht werden, wie es in kommerziell erhältlichen Energiespeichersystemen zur unterbre-chungsfreien Stromversorgung für Industrieanlagen und Rechenzentren der Fall ist. Die einmaligen Investitionskosten für das Gesamtsystem liegen dann bei 2.740.413 €. Eine Neuinvestition ist im Betrachtungszeitraum von 20 Jahren nicht erforderlich.

Die Investitionskosten für eine geeignete Kühlanlage liegen gemäß Exper-tenangaben bei 2.500 €. In Hinblick auf die Lebensdauer solcher Geräte wird eine Neubeschaffung innerhalb des betrachteten Zeitraums nicht angerech-net.

Betriebskosten

Die Energiespeichersysteme und ihre Zusatzausrüstung werden im Innen-bereich eines Unternehmens aufgestellt und können in Regalen gestapelt werden. Bei den batteriebasierten Energiespeichersystemen wird mit einem Platzbedarf von 5 m2 gerechnet, beim Schwungrad-Speichersystem werden 25 m2 Platzbedarf angenommen. Die dafür erforderlichen Mietkosten wer-den berücksichtigt, auch wenn diese Flächen am Standort des Unterneh-mens bereits vorhanden sind (eventueller Zubau bleibt unberücksichtigt). Als durchschnittlicher monatlicher Mietpreis für Gewerbeflächen werden 5 €/m2 veranschlagt.

Der Betrieb der Kühlanlage erzeugt einen Energieverbrauch im Volllastbe-trieb als auch in den Standby-Zeiten der Energiespeichersysteme. Es werden folgende Betriebszeiten pro Werktag angenommen:

• 2 Stunden Volllastbetrieb beim Ladevorgang,

• 1 Stunde Volllastbetrieb beim Entladevorgang,

• 21 Stunden Standby-Betrieb.


Auf Basis einer Leistung von 0,5 kW entsteht im Jahr ein Verbrauch von 750 kWh für Vollbetrieb und 525 kWh für Standby-Betrieb. Dieser Ver-brauch wird auf Basis der durchschnittlichen Strompreise von 2016 für die Industrie, die bei 13,5 ct/kWh liegen, berechnet (ohne Stromsteuer).113

Zusätzliche Energiekosten entstehen durch die wirkungsgradbedingte Ver-lustleistung der Energiespeicher und Stromwandler. Die Kosten wurden auf Basis der durchschnittlichen Strompreise in 2016 für die Industrie errech-net. Für das Blei-Säure-Speichersystem und das Schwungrad-Speichersys-tem wird ein Wirkungsgrad von jeweils 90 % angenommen. Damit liegt die jährliche Verlustleistung bei 26,7 kWh. Lithium-Eisenphosphat-Batterien ge-nerieren mit ihrem Wirkungsgrad von 98 % eine Verlustleistung in Höhe von 20,2 kWh pro Jahr. Es ist davon auszugehen, dass die Instandhaltungskosten bei allen drei Energiespeichersystemen relativ gering sind. Lithium-Eisen-phosphat- und Schwungrad-Speichersysteme benötigen kaum Wartung. Blei-Säure-Batterien vom Typ VRLA werden ebenfalls als wartungsarm be-zeichnet. Auch das Nachfüllen von entionisiertem Wasser ist bei diesem Typ nicht nötig.114 Die Instandhaltungskosten werden deshalb für alle Systeme pauschal mit 20 € pro Monat veranschlagt.

Entsorgungskosten

Abhängig von der Lebensdauer der einzelnen Energiespeichersystem-Kom-ponenten werden Ersatzteile (z. B. Batteriezellen) periodisch neu beschafft. Bei elektrochemischen Speichern ist das Ende der Lebensdauer üblicher-weise erreicht, wenn die Ladekapazität unter 80 % des Ausgangswerts ge-sunken ist. Die alten Energiespeichersysteme müssten dann entsorgt wer-den. Für die Entsorgung von Altbatterien gelten die gesetzlichen Vorschrif-ten des Batteriegesetzes (BattG).

Für die Kostenmodellierung wird davon ausgegangen, dass die Anwender von Energiespeichersystemen die Altbatterien einem Entsorgungsfachbe-trieb übergeben, der zur weiteren Behandlung zertifiziert ist („gewerblicher Altbatterieentsorger“ gemäß § 2 Abs. 17 BattG). Die Schwungradsysteme können hingegen als normaler Metallschrott (hauptsächlich Edelstahl und

113 Vgl. BDEW (2016), S. 23. 114 Vgl. Ausfelder et al. (2015), S. 57.


Kupfer) entsorgt werden. Für Altbatterien und Metallschrott gelten Markt-preise für Sekundärrohstoffe. Diese werden vergütet. Für die Kostenmodel-lierung wurde der Mittelwert der Vergütung für Blei-Säure- und Lithium-Io-nen-Batterien auf Basis mehrerer Entsorgerangaben errechnet. Die Band-breite der Vergütung liegt für Blei-Säure-Altbatterien zwischen 200 und 650 € pro Tonne115, als Mittelwert werden 442,44 € pro Tonne angenom-men. Bei Lithium-Ionen-Batterien liegt die Vergütung zwischen 160,74 und 2009,29 € pro Tonne.116 Allerdings besteht beim Typ Lithium-Eisenphos-phat-Batterie derzeit noch keine relevante Nachfrage für Altbatterien zum Recycling. Deshalb werden als Minimalwert 160 € pro Tonne angenommen. Für das Schwungrad wurde eine Vergütung von 120,56 € pro Tonne ge-mischten Metallschrotts (Abholungspreis) zugrunde gelegt.117 Für die Alt-batterien wurde ein Transportaufschlag für die Abholung ab Werksgelände von 500 € addiert.

Kosteneinsparung durch Netzentgeltreduktion

Kosteneinsparungen ergeben sich durch zwei verschiedene Möglichkeiten zur Reduktion der Netzentgelte (Kapitel 3.1). Die Kosteneinsparungen wer-den in der ökonomischen Vergleichsrechnung als Ersparnisse behandelt und sind für alle Energiespeichersysteme gleich berücksichtigt.

Möglichkeit 1 ist die sogenannte atypische Netznutzung (Reduktion von Spitzenlasten während der Hochlastzeitfenster). Für die Berechnung wird von einem Mindestwert für die Netzentgeltreduktion in Höhe der gesetzlich vorgesehenen Bagatellgrenze von 500 € im Jahr ausgegangen.

Möglichkeit 2 ist die absolute Reduktion der spezifischen Jahreshöchstlast im Sinne der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV).

Tabelle 12 zeigt die Arbeits- und Leistungspreise für leistungsgemessene Kunden in Abhängigkeit der Spannungsebene zweier exemplarischer Netz-

115 Vgl. Rockaway Recycling (2017a) und Recyclingmagazin (2017), S. 37. 116 Vgl. Rockaway Recycling (2017b). 117 Vgl. Rockaway Recycling (2017b).

https://rockawayrecycling.com/lets-learn-to-scrap/faq/




betreiber. Bei einer Reduktion der Spitzenlast um 100 kW wäre so eine Kos-tenreduktion zwischen 320 € und 9.864 € pro Jahr in Abhängigkeit von Spannungsebenen und Netzgebiet möglich.

Tabelle 12: Übersicht von Arbeits- und Leistungspreis in Abhängigkeit der Spannungsebene118

Leistungspreis [€/kWa] Arbeitspreis [ct/kWh] <2500 h/a >2500 h/a <2500 h/a >2500 h/a

Hochspannung 7,76 – 21,72 65,17 – 54,72 2,43 – 2,35 0,13 – 1,02

Mittelspannung 10,52 – 45,60 83,77 – 72,60 3,58 – 3,72 0,65 – 2,64

Niederspannung 11,12 – 49,08 49,87 – 98,64 4,12 – 6,46 2,57 – 4,48

Für die hier betrachtete Niederspannungsebene beläuft sich eine für KMU erzielbare Kostenreduktion im Leistungspreis durch Minimierung der Spit-zenlast um 100 kW auf angenommen 30 € pro kW und Jahr. Daraus errech-net sich ein Kosteneinsparpotenzial von 3.000 € im Jahr.

118 Vgl. e.dis (2017), S. 1 und Westnetz (2017a), S. 1.

74 Ergebnisse der ökologischen und ökonomischen Bewertung

4 ERGEBNISSE DER ÖKOLOGISCHEN UND ÖKONOMISCHEN BEWERTUNG

4.1 Ergebnisse der ökologischen Bewertung

4.1.1 Kumulierter Energieaufwand

Für die Betrachtung des kumulierten Energieaufwands wird die Methodik aus der VDI-Richtlinie 4600 „Kumulierter Energieaufwand (KEA); Begriffe, Berechnungsmethoden“119 verwendet.

Es werden aus Gründen der Übersichtlichkeit nur die beiden Kategorien „KEA, erneuerbar“ und „KEA, erschöpflich“ dargestellt. Abbildung 9 zeigt die summierten Ergebnisse der Herstellungs-, Nutzungs- und Entsorgungs-phase der betrachteten Energiespeichersysteme für den KEA.

LiFePO4 – Lithium-Eisenphosphat-Batterie

128.128 133.558

237.819

12.032 13.309

15.703

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

Blei-Säure-Batterie LiFePO4-Batterie Schwungradspeicher

MJ-

eq/FE

KEA, regenerativ KEA, erschöpflich

Abbildung 9: Kumulierter Energieaufwand je funktioneller Einheit

Die Ergebnisse zeigen, dass der Schwungradspeicher mit fast 254.000 MJ (rund 71.000 kWh) den höchsten Energieaufwand der drei Technologien auf-weist. Die Lithium-Eisenphosphat-Batterie sowie die Blei-Säure-Batterie lie-gen mit ihrem Bedarf von rund 147.000 MJ bzw. 140.000 MJ deutlich darun-ter.

119 Vgl. VDI 4600:2012-01.

Ergebnisse der ökologischen und ökonomischen Bewertung 75

Beim Schwungradspeicher macht die Herstellung 63 % des KEA aus. Weitere 35 % entstehen in der Nutzungsphase durch die Verlustleistungen beim Ein- und Ausspeichern des Stroms sowie durch Effizienzverluste bei der elektro-chemischen Energieumwandlung in der Batterie selbst.

Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie sind die Anteile des KEA in der Her-stellungsphase etwa gleich hoch wie in der Nutzungsphase.

Bei der Blei-Säure-Batterie entstehen 65 % des Aufwands durch Effizienzver-luste. Die Herstellung des Systems (inkl. Schaltschrank) verursacht 32 % des Aufwands.

4.1.2 Kumulierter Rohstoffaufwand

Für die Betrachtung des kumulierten Rohstoffaufwandes wird die Methodik aus der VDI-Richtlinie 4800 Blatt 2 „Ressourceneffizienz – Bewertung des Rohstoffaufwands“120 verwendet. Gemäß dieser Norm erfolgt die Darstellung der Ergebnisse in der Einheit Megagramm (Mg) (= metrische Tonne).

Die Richtlinie unterscheidet zwischen vier verschiedenen Arten des kumu-lierten Rohstoffaufwandes: energetisch, metallisch, Bau- und Industriemine-ralien sowie biotisch. Die summierten Ergebnisse der Herstellungs-, Nut-zungs- und Entsorgungsphase der betrachteten Energiespeichersysteme für den kumulierten Rohstoffaufwand sind in Abbildung 10 dargestellt.

120 Vgl. VDI 4800 Blatt 2 (Entwurf 2016).



5.571,4 5.612,68.370,4

19.263,6

28.055,7

35.163,91.708,3

2.087,7

2.236,9

397,2

377,9

457,0

0,0

5.000,0

10.000,0

15.000,0

20.000,0

25.000,0

30.000,0

35.000,0

40.000,0

45.000,0

50.000,0


kg/FE

biotisch

Bau- und Industriemineralien

metallisch

energetisch

Abbildung 10: Kumulierter Rohstoffaufwand je funktioneller Einheit

Auch beim kumulierten Rohstoffaufwand benötigt der Schwungradspeicher mit knapp 46 Mg/FE (8,4 Mg energetisch, 35,2 Mg metallisch, 2,2 Mg Bau- und Industriemineralien und 0,5 Mg biotisch) den höchsten Rohstoffauf-wand. Der Aufwand der Lithium-Eisenphosphat-Batterie ist mit 36 Mg/FE (5,6 Mg energetisch, 28,1 Mg metallisch, 2,1 Mg Bau- und Industrieminera-lien und 0,4 Mg biotisch) 10 Mg geringer. Der Bedarf der Blei-Säure-Batterie liegt mit knapp 27 Mg/FE (5,6 Mg energetisch, 19,2 Mg metallisch, 1,7 Mg Bau- und Industriemineralien und 0,4 Mg biotisch) 9 Mg unter der Lithium-Eisenphosphat-Batterie. Die Herstellung des Schwungradspeichers erfordert knapp 88 % des Gesamtrohstoffbedarfs, während die Nutzungsphase, also die Effizienzverluste, nur 11 % des Rohstoffaufwands verbrauchen.

Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie gleicht die Verteilung auf die ver-schiedenen Phasen dem Schwungradspeicher: Die Herstellung erfordert 88 % des Rohstoffaufwands und die Nutzungsphase 11 %.

Bei der Blei-Säure-Batterie werden in der Herstellungsphase nur knapp 80 % des Rohstoffaufwands verbraucht. Die Nutzungsphase verursacht 19 % der Gesamtrohstoffaufwendungen.

4.1.3 Wasserverbrauch

Für die Betrachtung des Wasserverbrauchs wird ebenfalls auf die aktuelle Bewertungsmethode ILCD 2011, midpoint (v1.0.10, August 2016) für


openLCA121 zurückgegriffen. Der gesamte Wasserverbrauch für die Herstel-lung, Nutzung und Entsorgung der betrachteten Energiespeichersysteme ist in Abbildung 11 dargestellt.


10,6

24,4

16,1

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


m³/

FE

Wasserverbrauch

Abbildung 11: Wasserverbrauch je funktioneller Einheit

Bei allen drei Energiespeichersystemen wird während der Nutzungsphase kein Wasser im Energiespeicher selbst verbraucht. Die hier dargestellten Wasserverbräuche beziehen sich vor allem auf die Herstellungsphase der Energiespeichersysteme sowie auf Energieerzeugungsprozesse. Wasser wird dabei für verschiedene Prozesse der Rohstoffgewinnung und Material-verarbeitung benötigt. Anders als bei den Treibhausgasemissionen weist die Lithium-Eisenphosphat-Batterie mit rund 24 m³ den höchsten Wasserver-brauch der drei Technologien auf. Für den Schwungradspeicher werden rund 16 m³ und für die Blei-Säure-Batterie knapp 11 m³ benötigt.

Der Wasserverbrauch verteilt sich beim Schwungradspeicher zu knapp 62 % auf die Herstellung, zu 35 % auf die Nutzungsphase und zu 3 % auf die Ent-sorgung. Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie werden 79 % für die Her-stellung benötigt, 19 % für die Nutzungsphase und 2 % für die Entsorgung.

121 Vgl. openLCA (2015).


Bei der Blei-Säure-Batterie entfällt der Bedarf zu knapp 55 % auf die Nut-zungsphase und nur zu 37 % auf die Herstellung. Die Entsorgung erfordert knapp 8 % des gesamten Wasserverbrauchs.

4.1.4 Flächeninanspruchnahme

Für die Betrachtung der benötigten Fläche zur Bereitstellung der Rohstoffe wird auf die Bewertungsmethode ReCiPe Midpoint (H) V 1.11 Dezember 2014122 für openLCA123 zurückgegriffen. Hier wird die Kategorie „urban land occupation“ zur Quantifizierung herangezogen. Der Platzbedarf der Energiespeichersysteme im Unternehmen ist in dieser Betrachtung nicht enthalten. Dieser Platzbedarf wird als relativ gering eingeschätzt (Kapi-tel 3.5.3.1), da die Energiespeichersysteme stapelbar sind und in bestehende Räumlichkeiten integriert werden können.

Die gesamte eingenommene Fläche für die Herstellung, Nutzung und Ent-sorgung der betrachteten Energiespeichersysteme ist in Abbildung 12 dar-gestellt.

103,5

138,8157,6

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0


m²a

/FE

Siedlungsflächen


Abbildung 12: Flächennutzung je funktioneller Einheit

Die Nutzung von urbanem Boden ist für den Schwungradspeicher mit knapp 158 m² pro Jahr am höchsten. Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie sind

122 Vgl. ReCiPe (2014). 123 Vgl. openLCA (2015).


es mit rund 139 m² pro Jahr etwa 19 m² pro Jahr weniger. Die Blei-Säure-Batterie zeigt in dieser Kategorie mit knapp 104 m² pro Jahr die geringsten Wirkungen.

Beim Schwungradspeicher benötigt die Herstellung mit ca. 75 % den größten Anteil der Flächen. Die Nutzungsphase verursacht 22 % des Flächenbedarfs und die Entsorgung die übrigen 3 %. Die Flächennutzung für die Herstellung der Energiespeichersysteme resultiert aus der Rohstoffgewinnung und den dazu benötigten Minenanlagen für die Erzförderung und den Anlagen zur Verarbeitung. Der Flächenbedarf in der Nutzungsphase ergibt sich u. a. aus der Stromerzeugung (Nutzung fossiler und regenerativer Energieträger und Kraftwerke). Bei der Entsorgung ist der Flächenbedarf auf die Abfallbehand-lungsanlagen zurückzuführen.

Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie werden zur Herstellung 85 % des Ge-samtflächenbedarfs benötigt, während in der Nutzungsphase 13 % und in der Entsorgungsphase 2 % der Gesamtfläche gebraucht werden.

Bei der Blei-Säure-Batterie werden 77 % der gesamten Fläche für die Herstel-lung erforderlich. In der Nutzungsphase werden 14 % der Gesamtfläche in Anspruch genommen, während knapp 3 % der Gesamtfläche in der Entsor-gungsphase okkupiert werden.

4.1.5 Treibhausgaspotenzial

Für die Betrachtung des Treibhausgaspotenzials wird auf die aktuelle Bewer-tungsmethode ILCD 2011, midpoint (v1.0.10, August 2016) für openLCA124 zurückgegriffen, welche die aktuellen Werte der IPCC zur Um-rechnung aller relevanten Emissionen in CO2-Äquivante verwendet. Die summierten Treibhausgaspotenziale für die Herstellung, Nutzung und Ent-sorgung der betrachteten Energiespeichersysteme sind in Abbildung 13 dar-gestellt.

124 Vgl. openLCA (2015).


8.718,310.717,3

19.663,6

0,0

5.000,0

10.000,0

15.000,0

20.000,0

25.000,0


kgCO2-

eq/FE

Treihausgaspotential GWP 100


Abbildung 13: Treibhausgaspotenziale je funktioneller Einheit

Das höchste Treibhausgaspotenzial verursacht der Schwungradspeicher mit 19.700 kg CO2-Äquivalenten. Die Herstellung, Nutzung und Entsorgung der Lithium-Eisenphosphat-Batterie resultieren in insgesamt 10.700 kg CO2-Äquivalenten. Durch die Blei-Säure-Batterie werden 8.700 kg CO2-Äquivalente über den gesamten Lebensweg umgesetzt.

Die Herstellung der Blei-Säure-Batterie verursacht 33 % der Treibhaus-gasemissionen. Fast 64 % der Emissionen resultieren aus den Effizienzver-lusten in der Nutzungsphase und weniger als 3 % der Gesamtemissionen werden während der Entsorgung erzeugt.

Bei der Lithium-Eisenphosphat-Batterie entsteht mit 57 % der größte Anteil der Emissionen bei der Herstellung. 41 % der Treibhausgasemissionen wer-den durch Effizienzverluste in der Nutzungsphase erzeugt und nur 2 % der Gesamtemissionen entfallen auf die Entsorgung.

Die Herstellung des Schwungradspeichers verursacht knapp 49 % der Emis-sionen, die Nutzungsphase ca. 28 % und die Entsorgung bewirkt ca. 22 % der Gesamtemissionen.

4.2 Rohstoffkritikalität Für die Bewertung der Kritikalität der eingesetzten Rohstoffe wird die Me-thodik aus der VDI-Richtlinie 4800 Blatt 2 „Ressourceneffizienz – Bewer-


tung des Rohstoffaufwands“125 genutzt. Die Richtlinie basiert auf einem Sys-tem von 13 Indikatoren, die in drei Gruppen eingeteilt sind. In Tabelle 13 sind die Indikatoren dargestellt.

Tabelle 13: Indikatoren der VDI-Richtlinie 4800 Blatt 2

Geologische, techni-sche und struktu-relle Indikatoren

Geopolitische und regulatorische Indikatoren

Ökonomische Indikatoren

Verhältnis von Reserven zu glo-baler Jahresproduktion

Herfindahl-Hirschman-Index der Reserven

Herfindahl-Hirschman-Index der Unternehmen

Grad der Koppelproduktion/ Nebenproduktion

Herfindahl-Hirschman-Index der Länderproduktion Grad der Nachfragesteigerung

Verbreitungsgrad funktionaler EoL-Recyclingtech-nologien

Politisches Länderrisiko Technische Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit von Substitu-tionen in Hauptanwendungen

Wirtschaftlichkeit von Lagerung und Transport

Regulatorisches Länderrisiko Annualisierte Preisvolatilität

Verbreitungsgrad natürlicher Vorkommen/Anbaugebiete

Jeder Rohstoff erhält für jeden Indikator eine Bewertung, wobei die Bewer-tungsskala von 0 bis 1 reicht und die Zwischenschritte 0,3 und 0,7 beinhal-ten. Eine Bewertung einzelner Rohstoffe wird über eine Zahl vorgenommen. Hierbei werden die einzelnen Indikatorwerte der Größe nach geordnet. Es werden Gewichtungsfaktoren Gi, nach folgender Formel

2(𝑖𝑖−1) 𝐺𝐺𝐸𝐸 =

3𝑖𝑖

berechnet. Diese werden mit den Indikatorwerten multipliziert und nach fol-gender Formel

1 𝐾𝐾𝑗𝑗 = 𝑗𝑗

∑ 𝐺𝐺𝑖𝑖−1 𝑖𝑖

zu einer Gesamtkritikalität addiert. In der VDI 4800 finden sich für viele der zu betrachtenden Rohstoffe Bewertungen aufgrund von Berechnungen, Schätzungen und Expertenmeinungen. Die vollständige Tabelle ist in der Richtlinie aufgeführt. Gold ist jedoch nicht vermerkt. Dieser fehlende Wert

125 Vgl. VDI 4800 Blatt 2 (Entwurf 2016).


wurde über einen Analogieschluss ausgeglichen. Für Gold wurde auf die Da-ten von Silber zurückgegriffen, da dieses in der Förderstruktur, der Knapp-heit und der geopolitischen Verteilung sehr nah an Gold liegt.

Die für die Energiespeichersysteme relevanten Metalle und deren aggre-gierte Kritikalitätswerte sind in Tabelle 14 dargestellt.

Tabelle 14: Aggregierte und gerundete Kritikalitätswerte

Metall Kritikalitätswert Anwendung in

Speichertechnologie Aggregiert Gerundet Aluminium 0,71 0,7 Alle Eisen 0,72 0,7 Alle Kupfer 0,72 0,7 Alle Nickel 0,79 0,7 Schwungradradspeicher Silber 0,81 0,7 Alle Gold (Silber) 0,81 0,7 Alle Lithium 0,87 1 Lithium-Eisenphosphat-Batterie Zinn 0,89 1 Alle Antimon 0,90 1 Blei-Säure-Batterie Neodym 0,90 1 Schwungradradspeicher Chrom 0,92 1 Schwungradradspeicher

Für die Metalle Chrom, Neodym und Antimon resultiert der Kritikalitäts-wert 1, also ein sehr hohes Versorgungsrisiko. Sie sind vor allem im Schwungrad und in der Blei-Säure-Batterie enthalten. Lithium im Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem und Zinn als Bestandteil aller Energiespei-chersysteme werden mit einem ebenso hohen Kritikalitätswert eingestuft.

Für die übrigen Metalle errechnet sich ein gerundeter Kritikalitätswert von 0,7. Die Metalle (außer Nickel) lassen sich in allen Technologien finden, da sie in den elektrischen Komponenten verarbeitet sind.

Die Betrachtung der in den Energiespeichersystemen verwendeten Metalle führt zu dem Schluss, dass die Versorgungssicherung dieser zur Herstellung der Energiespeichersysteme aktuell mit einem mittleren bis hohen Risiko behaftet ist.

4.3 Ergebnisse der ökonomischen Bewertung

4.3.1 Investitionskosten

Die Investitionskosten des Anwenders hängen stark von der typischen tech-nologiespezifischen Lebensdauer der jeweiligen Energiespeichersysteme


ab. Für die Blei-Säure-Batterien werden innerhalb des Betrachtungszeit-raums von 20 Jahren insgesamt 35 Batteriezellen benötigt, weil die Zellen 2,5-mal erneuert werden müssen.126 Daraus ergeben sich für die Blei-Säure-Batterien Investitionskosten in Höhe von 397.088 € für den Gesamtzeit-raum.

Für die Lithium-Eisenphosphat-Batterien und die 34 Schwungradspeicher-module – beide Technologien erreichen eine Lebensdauer von 20 Jah-ren – ergeben sich Investitionskosten in Höhe von 210.000 € bzw. 2.720.000 €. Darüber hinaus werden beim Blei-Säure-Energiespeichersys-tem und Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem einmalige Investitionskos-ten für den Stromwandler in Höhe von 10.000 € angenommen (beim Schwungrad-Energiespeichersystem ist der Stromwandler Bestandteil der Module). Die Investitionskosten für das Kühlungssystem sind für alle Ener-giespeichersysteme gleich und liegen bei 2.500 € (bezogen auf das Jahr 2016). Weitere Details sind Tabelle 15 zu entnehmen.

Tabelle 15: Investitionskosten für die Speicherzellen

Die in Tabelle 16 dargestellten Betriebskosten und Ersparnisse aus der Netzentgeltreduktion sind für den Gesamtbetrachtungszeitraum gerechnet und auf ein Jahr diskontiert. Dabei sind die Kosten für Miete, Klimaanlagen

126 Der letzte Investitionszyklus wird in der Kostenrechnung nur zur Hälfte berücksichtigt (Allokation), weil diese 14 Zellen noch vier weitere Jahre genutzt werden können.

Energiespeicher und

Komponenten

Gesamtzahl Zellen/ Modul

Preis pro Zelle/Modul

Kosten pro Beschaf-

fung

Kosten über den Gesamtzeitraum*

Stück €/Stück € € Blei-Säure- Batterie 14 13.500 € 189.000 € 397.088 €

Lithium-Eisenphos-phat-Batterie 4 52.500 € 210.000 € 210.000 €

Schwungrad 34 80.000 € 2.720.000 € 2.720.000 € Stromwandler (für Blei-Säure- & Li-thium-Eisenphos-phat- Speichersysteme)

1 10.000 € 10.000 € 10.000 €

Kühlanlage 1 2.500 € 2.500 € 2.500 €

* diskontierter Gegenwartswert (engl.: Net Present Value)

4.3.2 Betriebskosten


und Instandhaltung wegen der zugrundeliegenden Annahmen für alle drei Technologien gleich. Dasselbe gilt für das eingesparte Netzentgelt, weil die Funktion (Minimierung von Spitzenlasten) bei allen drei Energiespeicher-systemen als gleich eingeschätzt wird.

Die Kosteneinsparungen aus dem reduzierten Netzentgelt und die Betriebs-kosten summieren sich für alle drei Energiespeichersysteme auf 44.632 € über den Betrachtungszeitraum. Von dieser Kosteneinsparung werden die zusätzlichen Energiekosten abgezogen, die aus der unterschiedlichen Ver-lustleistung der jeweiligen Energiespeichersysteme resultieren. Beim Blei-Säure-System und Schwungrad-Speichersystem betragen die diskontierten Energiekosten über den Gesamtzeitraum 13.406 €. Bei den Lithium-Eisen-phosphat-Batterien sind es 10.143 €.

In Summe ergeben sich im Betriebszeitraum folgende ökonomische Einspar-potenziale über den Gesamtzeitraum: 20.706 € für das Blei-Säure-Speicher-system und 23.970 € für das Lithium-Eisenphosphat-Energiespeichersys-tem. Wegen der höheren Kosten für den Flächenbedarf beträgt das Einspar-potenzial beim Schwungrad-Speichersystem nur 2.853 €. Es lässt sich also unter dem gegebenen Anwendungsszenario bei allen drei Varianten eine Kosteneinsparung während der Nutzungsphase realisieren, da die Erspar-nisse aus der Netzentgeltreduktion die Betriebskosten übertreffen.


Tabelle 16: Ersparnisse und Betriebskosten

Position Kosten-faktoren

Kosten per Element

Jährliche Kosten

Gesamt- Zeitraum

Element €/Element €/Jahr € Ersparnisse Netzentgeltreduktion (1) Jahr -500 €/Jahr -500 € -7.439 € Netzentgeltreduktion (2) kW -30 €/kW pro Jahr -3.000 € -44.632 €

Betriebskosten Miete (PbA & LFP) 5 m2 5 €/m2 300 € 4.463 € Miete (Schwungrad) 25 m2 5 €/m2 1.500 € 22.316 €

Klimaanlage (Vollbetrieb) 750 kWh/a 0,135 €/kWh 100 € Gesamt: 2.530 € Klimaanlage (Standby) 525 kWh/a 0,135 €/kWh 700 €

Instandhaltung 12 Monate 20 €/Monat 237 € 3.527 €

Kosten durch Verlustleistung der jeweiligen Energiespeichersysteme Blei-Säure-ESS 26,7 kWh 0,135 €/kWh 901,13 € 13.406 € LFP-ESS 20,2 kWh 0,135 €/kWh 681,75 € 10.143 € Schwungrad-ESS 26,7 kWh 0,135 €/kWh 901,13 € 13.406 €

Gesamt je Energiespeichersystem Blei-Säure-ESS -20.706 € LFP-ESS -23.970 € Schwungrad-ESS -2.853 € ESS – Energiespeichersystem; PbA – Blei-Säure-ESS; LFP – Lithium-Eisenphosphat-ESS

4.3.3 Entsorgungskosten Die Entsorgungskosten für die Zellen und Komponenten der Energiespei-chersysteme beziehen sich auf deren Gewicht. Am Ende des Lebenszyklus werden die Energiespeichersysteme als Metallschrott entsorgt, worauf es eine marktabhängige Vergütung abzüglich der Transportkosten gibt. Jedes der Energiespeichersysteme enthält unterschiedliche Metalle, die von den Entsorgern als Sekundärmaterialien verkauft werden können. Es wird des-halb angenommen, dass bei der Entsorgung der Energiespeichersysteme ein Erlös für Metallschrott erzielt werden kann, der je nach Metall und aktuellem Schrottpreis variiert (in der Rechnung steht dieser Erlös als Minus-Wert, da er von den Kosten abgezogen wird).

Die angenommenen Schrottpreise gelten für das Jahr 2017 und werden als repräsentativ für den gegenwärtigen Weltmarkt betrachtet. Die Schrott-preise können aber bis zum Zeitpunkt der Entsorgung der Energiespeicher-systeme steigen oder abnehmen. Für Blei-Säure-Batterien ergibt die Rech-nung eine Vergütung von 3.935 €. Der Erlös für Lithium-Eisenphosphat-Bat-terien liegt bei 324 € und bei 1.838 € für das Schwungrad-Speichersystem, welches größtenteils aus Stahl besteht. Für die Blei-Säure-Batterien und die Lithium-Eisenphosphat-Batterien sind Abholungskosten dazuzurechnen


(845 € für Blei-Säure-Batterien und 269 € für Lithium-Eisenphosphat-Batte-rien). Für das Schwungrad-Speichersystem sind die Abholungskosten in der Vergütung schon inbegriffen.

Tabelle 17: Entsorgungskosten der Energiespeichersysteme

Element Kosten-faktoren Vergütung

Erlös pro Entsorgung

Diskontierter Erlös über

Gesamtzeitraum Einheiten €/Einheit €/Entsorgung €

Abholungskosten

Abholung Transport 500 €/Abholung 500 € Blei-Säure: 845 €

LFP: 269 €

Erlöse aus Metallschrott Blei-Säure-ESS 5,33 t/System -442,44 €/t -2.329 € -3.935 € LFP-ESS 3,68 t/System -160,74 €/t -584 € -324 € Schwungrad-ESS 27,5 t/System -120,56 €/t -3.320 € -1.838 €

ESS – Energiespeichersystem; LFP – Lithium-Eisenphosphat-ESS

4.3.4 Gesamtkosten aus Sicht des ESS-Anwenders

Tabelle 18 zeigt die Gesamtkosten für alle betrachteten Energiespeichersys-teme über einen Betrachtungszeitraum von 20 Jahren, unterteilt nach den Kostenpositionen. Zusätzlich ist für jedes Energiespeichersystem angege-ben, in welcher Höhe die monatliche Netzentgeltreduktion liegen müsste, um die Gesamtkosten im betrachteten Zeitraum gerade eben aufzuwiegen (engl.: break even). Hierfür müsste die Reduktion des Netzentgelts mindes-tens 283 € beim Blei-Säure-Speichersystem bzw. 157 € beim Lithium-Eisen-phosphat-Speichersystem betragen. Beim Schwungrad-Speichersystem wäre aufgrund der hohen Investitionskosten und des höheren Platzbedarfs eine Reduktion der monatlichen Netzentgelte in Höhe von 1.889 € erforderlich.


Tabelle 18: Gegenüberstellung der Gesamtkostenrechnung über einen Betrachtungszeitraum von 20 Jahren

Element Kosten Gesamtkosten* € €

Blei-Säure-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Stromwandler & Kühlanlage) 409.588 €

Betriebskosten 23.926 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -3.091 €

385.791 € Break-even Netzentgeltreduktion -283 €/kW pro Jahr

Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Stromwandler & Kühlanlage) 222.500 €

Betriebskosten 20.663 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -55 €


Schwungrad-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Kühlanlage) 2.722.500 € Betriebskosten 2.853 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -1.838 €

2.717.809 € Break-even Netzentgeltreduktion -1.889 €/kW pro Jahr


4.4 Sensitivitätsanalyse

4.4.1 Konfiguration des Schwungrad-Speichersystems

Die Ergebnisse der ökonomischen Bewertung zeigen, dass sich das Schwungrad-Speichersystem aufgrund der hohen Investitionskosten nicht für die im Anwendungsszenario dargestellte Betriebsweise eignet. In Hin-blick auf die technischen Eigenschaften lassen sich diese Kurzzeitspeicher nicht in ökonomisch sinnvoller Weise mit den elektrochemischen Energie-speichersystemen vergleichen. Letztere sind für mittlere Speicherzeiten bes-ser geeignet als Schwungräder.

Da ein eventueller zukünftiger Bedarf für alternative Speichertechnologien erwartet wird, erfolgte die Untersuchung der Schwungräder auch zu dem Zweck, eine Einschätzung zu technisch und wirtschaftlich sinnvollen Ein-satzbedingungen treffen zu können.


Aus technischer Sicht wären Schwungrad-Speichersysteme für eine Mini-mierung von Spitzenlasten in KMU durchaus geeignet, wenn sie kleiner und damit kostengünstiger dimensioniert würden. Im Folgenden wird ein Szena-rio zur Minimierung von Spitzenlasten untersucht, welches sich mit Hilfe von Kurzzeitspeichern realisieren lässt. Im Gegensatz zu der in Abbildung 4 dargestellten Zeitspanne von mehreren Stunden zwischen Ein- und Ausspei-cherung kann in manchen Fällen auch eine viel kürzere Speicherzeit ausrei-chen (Abbildung 14). Unter folgenden Voraussetzungen ist eine Nutzung von Schwungrädern zur Minimierung von Spitzenlasten innerhalb bestimm-ter Hochlastzeitfenster (atypische Netznutzung) als auch für eine Reduktion der spezifischen Jahreshöchstlast möglich:

• Die Lastspitzen sind kurz, d. h. wenige Minuten, oder treten in Intervallen auf, so dass zwischen aufeinanderfolgenden Lastspitzen eine Einspeiche-rung von Energie im Schwungrad-Speichersystem möglich ist.

• Die Lastspitze ist vorhersehbar und die Einspeicherung erfolgt jeweils kurz vor einer Lastspitze.

Die außerhalb der Lastspitzen bezogene Leistung bietet genügend Abstand zur maximal zulässigen Höchstlast, um eine Aufladung der Kurzzeitspeicher auch innerhalb von Hochlastzeitfenstern zu ermöglichen (Abbildung 14).

Last

(kW)

Tageszeit

Hochlast

EinspeicherungMittelfristspeicher

neue Spitzenlast

bisherige Spitzenlast

Red

uktion

s-ziel

Ausspeicherung

EinspeicherungKurzzeitspeicher

Abbildung 14: Schematische Darstellung der Minimierung von Spitzenlasten mit Zwischenladezyklen bei Schwungrädern


Eine so angepasste Betriebsweise der Schwungrad-Speichersysteme ist da-für geeignet, wiederholte kurzzeitige Lastspitzen im Minutenbereich zu überbrücken. Daraus resultiert eine höhere Anzahl von Ladezyklen, die je-doch technologiebedingt keine Auswirkung auf die Lebensdauer des Schwungrad-Speichersystems hat. Eine Neuinvestition ist im Betrachtungs-zeitraum nicht erforderlich. Unter solchen Bedingungen ist unter Berück-sichtigung ökonomischer Erwägungen eine kleinere Dimensionierung des Schwungrad-Energiespeichersystems möglich. Die folgende Sensitivitäts-analyse untersucht die Auswirkung einer solchen technischen Modifikation des Energiespeichersystems in Bezug auf die ökologischen und ökonomi-schen Aspekte.

In Hinblick auf die Investitionskosten wird festgelegt, dass das Schwungrad-Speichersystem in einer ähnlichen Größenordnung wie das Blei-Säure- und das Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem liegen soll. Bei einem Stück-preis von 80.000 € pro Schwungradmodul wird angenommen, dass das Schwungrad-Speichersystem maximal drei Schwungradmodule mit einer Gesamtkapazität von 12 kWh enthält. Diese Anzahl leitet sich von einer mit den batteriebasierten Energiespeichersystemen vergleichbaren Investitions-summe ab. Die daraus resultierenden Investitionskosten für das modifizierte Schwungrad-Speichersystem liegen bei 240.000 €.

Die Realisierung der im Anwendungsszenario geforderten Leistungsabgabe von 100 kW ist mit dieser Ausstattung problemlos möglich. Die Konsequenz aus dieser Anpassung ist eine Verkürzung der maximal überbrückbaren Dauer der Lastspitzen. Bei einer Leistungsabgabe von 100 kW ist das Schwungrad-Speichersystem mit 12 kWh Gesamtkapazität bereits nach 7,2 Minuten entladen. Danach muss das Schwungrad-Speichersystem wie-der aufgeladen werden, bis die nächste Lastspitze auftritt. Schwungräder las-sen sich im Gegensatz zu elektrochemischen Energiespeichern sehr schnell wieder aufladen und können problemlos im Intervallbetrieb gefahren wer-den.

Mit der dargestellten Konfiguration ist allerdings keine vollständige funk-tionelle Äquivalenz zu den elektrochemischen Energiespeichersystemen er-reichbar, weil Schwungräder zwar 100 kW Leistung bereitstellen können,


aber weniger Energie (kWh) speichern. Die drei Schwungradmodule spei-chern zusammen lediglich 12 kWh Energie, während die batteriebasierten Energiespeichersysteme auf 100 kWh kommen. Letztere sind für einen kur-zen Intervallbetrieb nicht gut geeignet, da sich Batterien nicht so schnell wieder aufladen lassen wie Schwungräder. Eine Schnellaufladung von Blei-Säure-Batterien und Lithium-Eisenphosphat-Batterien mit höheren Ladeströ-men würde die Lebensdauer dieser Batterien deutlich verkürzen.127 Außer-dem würde die Lebensdauer dieser infolge der höheren Anzahl von Ladezyk-len massiv reduziert. Die Kapazität der Batteriespeicher wurde deshalb so hoch gewählt, damit mehrere kurze Peaks ohne Zwischenaufladen über-brückt werden können. Bei Schwungrädern hat die Anzahl der Ladezyklen hingegen keinen Einfluss auf die Lebensdauer.

4.4.2 Ergebnisse der ökologischen Sensitivitätsanalyse Die im Folgenden dargestellten Ergebnisse repräsentieren den Vergleich des modifizierten Schwungrad-Speichersystems (Kapitel 4.4.1) mit den unverän-derten Blei-Säure- und Lithium-Eisenphosphat-Speichersystemen (Kapitel 3.4.1) unter Maßgabe der in Abbildung 14 skizzierten Betriebsweise.128

Die Ergebnisse für den kumulierten Energieaufwand zeigen, dass in diesem Szenario das Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem mit 147.000 MJ den höchsten Energieaufwand der drei Technologien verursacht. Das Blei-Säure-Speichersystem liegt mit fast 140.000 MJ (rund 39.000 kWh) knapp darun-ter, während für das kleiner dimensionierte Schwungrad-Speichersystem nur 124.000 MJ benötigt werden (Abbildung 15).

127 Vgl. Zhanga, Y. et al. (2011), S. 1513. 128 Beim Schwungrad-Energiespeichersystem wird hier ein höherer Wirkungsgrad (η=0,98)

angenommen, als in Abbildung 10 dargestellt, weil die Selbstentladung dieses Speichertyps bei kurzen Speicherintervallen wesentlich geringer ist als bei langen Speicherintervallen.


128.128 133.558112.911

12.032 13.309

10.903

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000


MJ-

eq

KEA, regenerativ KEA, erschöpflich


Abbildung 15: Vergleich des kumulierten Energieaufwands mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem

Auch beim kumulierten Rohstoffaufwand (Abbildung 16) benötigt das Li-thium-Eisenphosphat-Speichersystem mit 36 Mg (5,6 Mg energetisch, 28,1 Mg metallisch, 2,1 Mg Bau- und Industriemineralien und 0,4 Mg bio-tisch) den höchsten Rohstoffaufwand. Der Aufwand des Blei-Säure-Speicher-systems ist mit 26 Mg (6 Mg energetisch, 19 Mg metallisch, 1,7 Mg Bau- und Industriemineralien und 0,4 Mg biotisch) um 9 Mg geringer. Das kleiner di-mensionierte Schwungrad-Speichersystem liegt mit knapp 24 Mg (5,0 Mg energetisch, 17,8 Mg metallisch, 0,7 Mg Bau- und Industriemineralien und 0,4 Mg biotisch) unter den beiden anderen Technologien.

5.571 5.613 5.050

19.264

28.056

17.839

1.708

2.088

702

397

378

360

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000


kg

biotisch

Bau- und Industriemineralien

metallisch

energetisch


Abbildung 16: Vergleich des kumulierten Rohstoffaufwands mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem


In Bezug auf das Treibhausgaspotenzial (Abbildung 17) verursacht das Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem mit 10.700 kg CO2-Äquivalenten die meisten Emissionen. Das Blei-Säure-Speichersystem produziert 8.718 kg CO2-Äquivalente und das Schwungrad-Speichersystem 8.000 kg CO2-Äquivalente. Beim Schwungrad-Speichersystem verursachen die Reibungsverluste bei der Be- und Entladung sowie die Wandlungs-verluste einen erhöhten Strombedarf und sind deshalb für knapp 69 % der Treibhausgasemissionen verantwortlich.

8.718

10.717

8.018

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000


kgCO2-

eq

Treihausgaspotential GWP 100


Abbildung 17: Vergleich der Treibhausgaspotenziale mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem

4.4.3 Ergebnisse der ökonomischen Sensitivitätsanalyse

Für das modifizierte Schwungrad-Speichersystem ergeben sich Investitions-kosten in Höhe von 240.000 € (bezogen auf 2017). Die Investitionskosten für das Kühlungssystem bleiben gleich und liegen bei 2.500 € (bezogen auf 2016). Weitere Details sind Tabelle 19 zu entnehmen.

Tabelle 19: Investitionskosten mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem

Energie- speichertechnologie/-komponente

Gesamt- anzahl Zellen/ Einheiten

Preis pro Zelle/ Einheit

Kosten pro Beschaffung

Kosten über den Gesamt-zeitraum

Stück €/Stück €/Beschaffung € Blei-Säure-Batterie 14 13.500 € 189.000 € 397.088 € Lithium-Eisen- Phosphat-Batterie 4 52.500 € 210.000 € 210.000 €

Schwungrad 3 80.000 € 240.000 € 240.000 € Kühlanlage 1 2.500 € 2.500 € 2.500 €


Die Betriebskosten (Tabelle 20) verändern sich beim kleiner dimensionier-ten Schwungrad-Speichersystem vor allem durch den wesentlich reduzier-ten Platzbedarf (5 m2 statt 25 m2) sowie die geringeren Stromkosten infolge der niedrigeren Verlustleistung.

Tabelle 20: Ersparnisse und Betriebskosten mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem

Position Kosten-faktoren

Kosten per Element

Jährliche Kosten

Gesamt- zeitraum

Element €/Element €/Jahr € Ersparnisse Netzentgeltreduktion (1) Jahr -500 €/Jahr -500 € -7.439 € Netzentgeltreduktion (2) kW -30 €/kW pro Jahr -3.000 € -44.632 €

Betriebskosten Miete 5 m2 5 €/m2 300 € 4.463 € Klimaanlage (Vollbetrieb) 750 kWh/a 0,135 €/kWh 100 € Gesamt:

2.530 € Klimaanlage (Standby) 525 kWh/a 0,135 €/kWh 700 € Instandhaltung 12 Monate 20 €/Monat 237 € 3.527 €

Kosten durch Verlustleistung der jeweiligen Energiespeichersysteme Blei-Säure-ESS 26,7 kWh 0,135 €/kWh 901,13 € 13.406 € LFP-ESS 20,2 kWh 0,135 €/kWh 681,75 € 10.143 € Schwungrad-ESS 20,2 kWh 0,135 €/kWh 681,75 € 10.143 €

Gesamt je Energiespeichersystem Blei-Säure-ESS -20.706 € LFP-ESS -23.970 € Schwungrad-ESS -23.970 € ESS – Energiespeichersystem; LFP – Lithium-Eisenphosphat-ESS

Der Erlös aus der Verschrottung von drei Schwungradmodulen mit 2,43 t Gesamtgewicht liegt bei 162 €.

Die Aufstellung der Gesamtkosten über den Betrachtungszeitraum von 20 Jahren für alle betrachteten Energiespeichersysteme inklusive der modi-fizierten Schwungradspeicher enthält Tabelle 21. Auch für die Sensitivitäts-analyse ist die erforderliche monatliche Netzentgeltreduktion pro Energie-speichersystem angegeben, um die Gesamtkosten im betrachteten Zeitraum gerade eben aufzuwiegen (engl.: break even).


Tabelle 21: Gegenüberstellung der Gesamtkostenrechnung mit modifiziertem Schwungrad-Speichersystem (Betrachtungszeitraum von 20 Jahren)

Element Kosten Gesamtkosten* € €

Blei-Säure-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Stromwandler Kühlanlage) 409.588 €

Betriebskosten 23.926 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -3.091 €


Lithium-Eisenphosphat-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Stromwandler & Kühlanlage) 222.500 €

Betriebskosten 20.663 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -55 €


Schwungrad-Speichersystem Investitionskosten (inkl. Kühlanlage) 242.500 € Betriebskosten 23.970 € Kosteneinsparungen Netzentgelt (2) -44.632 € Entsorgungskosten -162 €



Das erforderliche Einsparpotenzial durch die Reduktion des Netzentgelts bleibt beim Blei-Säure-Speichersystem und beim Lithium-Eisenphosphat-System unverändert. Beim kleiner dimensionierten Schwungrad-Speicher-system wäre eine Reduktion des Netzentgelts von 178 € ausreichend.

Es ist anzumerken, dass sich die in dieser Modellrechnung angenommene Minimierung der Spitzenlast mit den angepassten Schwungrad-Speichersys-temen auf kürzere Zeitintervalle je Lastspitze bezieht als bei den Batterie-systemen. Demzufolge ist die erwünschte Netzentgeltreduktion im Sinne der atypischen Netznutzung mit den kleiner dimensionierten Schwungradspei-chern nur unter den in Kapitel 4.4.1 genannten Umständen möglich. Bei den elektrochemischen Energiespeichersystemen besteht keine Einschränkung.

Diskussion der Ergebnisse 95

5 DISKUSSION DER ERGEBNISSE

Die Ergebnisse der ökonomischen Bewertung verdeutlichen eine entschei-dende Hürde hinsichtlich des Einsatzes der Energiespeicher zur Minimie-rung der Spitzenlasten. Bei allen drei Energiespeichersystemen sind die In-vestitionskosten höher als die erzielten Netzentgelteinsparungen, die sich mit dem in dieser Studie betrachteten Anwendungsszenario erzielen lassen. Im Vergleich der Energiespeichersysteme haben die Lithium-Eisenphosphat-Batterien das günstigste Verhältnis von Kosten und Nutzen.

Derzeit ist die Nutzung von Energiespeichersystemen aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoll, wenn es weitere Gründe für deren Einsatz gibt, wie beispiels-weise prozesstechnische Erfordernisse, Netzstabilisierung oder Eigenbe-darfsoptimierung in Kombination mit der Nutzung erneuerbarer Energien. Schwungrad-Speichersysteme eignen sich wegen ihrer hohen Investitions-kosten nur zur Überbrückung kurzzeitiger Lastspitzen im Minutenbereich (siehe Sensitivitätsanalyse). In solchen Fällen haben sie aufgrund ihrer ho-hen Zyklenfestigkeit deutliche Vorteile gegenüber den elektrochemischen Energiespeichersystemen.

Die Ergebnisse der ökologischen Bewertung sind maßgeblich von der jeweils betrachteten Speichertechnologie abhängig. Während das Blei-Säure-Spei-chersystem vor allem in der Nutzungsphase die größten Umweltauswirkun-gen hat (KEA: 65 %; CO2-eq: 64 %), ist es bei dem Schwungrad-Speichersystem die Herstellung (KEA: 63 %; CO2-eq: 49 %). Die Umweltauswirkungen des Li-thium-Eisenphosphat-Speichersystems sind bei der Herstellung und der Nut-zungsphase etwa gleich (KEA: 48 % zu 49 %; CO2-eq: 57 % zu 41 %). Die Un-tersuchungsergebnisse zum kumulierten Rohstoffaufwand (KRA) zeigen für alle drei Energiespeichersysteme für die Herstellungs- und Nutzungsphase ähnliche Verhältnisse (KRA Herstellungsphase: 80 % für Blei-Säure-Spei-chersystem und 88 % für Lithium-Eisenphosphat- und Schwungrad-Spei-chersystem; KRA Nutzungsphase: 19 % für Blei-Säure-Speichersystem und 11 % für Lithium--Eisenphosphat- sowie Schwungrad-Speichersystem). Die Entsorgung nimmt erwartungsgemäß bei keinem der Energiespeichersys-teme einen nennenswerten Einfluss auf die Gesamtumweltauswirkungen.

96 Diskussion der Ergebnisse

Als kritisch sind die energetischen Verluste hervorzuheben. Infolge der mehrstufigen Stromwandlung (Wechselstrom zu Gleichstrom; Transforma-tion der Spannungsebenen) tritt eine markante Energiedissipation auf, ohne dass durch die Minimierung der Spitzenlasten in irgendeiner Weise Energie gespart würde. Wegen der Verlustleistung verursacht die Energiespeiche-rung Treibhausgasemissionen in den Vorketten der Stromerzeugung.

Beim Vergleich der Ökobilanzergebnisse und der Sensitivitätsanalyse wird deutlich, dass ein kleiner dimensioniertes Schwungrad-Speichersystem im Zusammenhang mit einer angepassten Betriebsweise (Zwischenaufladung) zu merklichen Verbesserungen in der ökologischen Performance führt. Die Auswahl des günstigsten Energiespeichersystems, aus ökologischer und ökonomischer Perspektive, hängt demzufolge sehr stark vom konkret vor-handenen Lastprofil eines Betriebes und vor allem der Dauer der Last-spit-zen ab.

Optimierungsmöglichkeiten beim Einsatz von Energiespeichersystemen:

• Nutzen von Gleichstrommotoren an Maschinen oder Anlagen, die im Batchmodus gefahren werden und bekanntermaßen zu singulären Last-spitzen führen: Dies könnten beispielsweise Pumpen und Rührwerke für viskose Substanzen (z. B. Teig) sein oder sporadisch genutzte Hubeinrich-tungen für Schwerlasten. Auch andere gleichstrombasierte Prozesse, wie galvanische Verfahren, ließen sich mittels eines DC/DC-Wandlers direkt mit einer Gleichstromquelle verbinden.

• Nutzen von Bremsenergien zur Aufladung der Energiespeichersysteme: Diese Option nutzt die in rotierenden oder bewegten Anlagenteilen ent-haltene kinetische Energie zur Erzeugung von Strom, anstatt sie mittels Bremsen in Wärme umzuwandeln. Diese Art der Stromerzeugung erfolgt oft in Intervallen, die sich schwer mit der Stabilität des betrieblichen Nie-derspannungsnetzes harmonisieren lassen. Der Einsatz von Energiespei-chern, insbesondere Schwungrädern, könnte hier eine ökonomisch und ökologisch sinnvolle Ergänzung zur Minimierung der Spitzenlasten dar-

Diskussion der Ergebnisse 97

stellen. Hierbei besteht in Ergänzung zu dem in dieser Studie betrachte-ten Anwendungsszenario tatsächlich ein ökonomisches und ökologisches Energiesparpotenzial.

• Weiternutzung von gebrauchten Lithium-Eisenphosphat-Batteriezellen (sogenannten „Second-Life-Batterien“) anstelle von neuen: Die Zweitan-wendung gebrauchter Traktionsbatterien aus Elektrofahrzeugen könnte sich in Zukunft zu einer ökonomisch sinnvollen Alternative für Teilneh-mer am Regelleistungsmarkt entwickeln.129 Stationäre Anwendungen stellen geringere Anforderungen an die mechanischen und elektrischen Eigenschaften von Batterien als mobile Anwendungen. Es wäre deshalb vorstellbar, die für den Einsatz in Elektrofahrzeugen nicht mehr nutzba-ren Batterien noch bis zum Ende ihrer physischen Lebensdauer in statio-nären Anlagen weiter zu nutzen. Diese Anlagen müssten zum Ausgleich der abnehmenden Nutzkapazität sowie zur Kompensation der verringer-ten Zuverlässigkeit stark überdimensioniert werden. Dies wäre für statio-näre Zwecke jedoch kein entscheidendes Hemmnis, sofern sich in Zu-kunft ein großes Angebot an preisgünstig verfügbaren gebrauchten Trak-tionsbatterien entwickelt. Es ist aber fraglich, ob Lithium-Eisenphosphat-Batterien im Automotivsektor im Vergleich zu Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxid-Batterien jemals eine große Rolle spielen werden. Gegenwär-tig ist eine Marktverfügbarkeit an „Second-Life-Batterien“ für den hier be-trachteten Anwendungszweck in KMU noch nicht gegeben.

Aus technischen Gründen ist die Machbarkeit einer Weiterverwendung gebrauchter Traktionsbatterien genau abzuwägen. Da Lithium-Eisenphos-phat-Zellen am Ende ihrer Primärnutzungsphase keinen zuverlässig be-kannten Gesundheitszustand (state of health, Soh) aufweisen, müssen alle Batteriezellen ausgebaut, individuell geprüft und als Batterie neu zu-sammengestellt werden. Um eine zuverlässige Einschätzung des Zu-stands und der zu erwartenden Restlebensdauer der Batteriezellen zu er-möglichen, müssen der Alterungsprozess und die Diagnostik in der Spätphase des Batterie-Lebenszyklus weiter erforscht werden. Das soge-nannte Repurposing gebrauchter Traktionsbatterien hätte neben den wirtschaftlichen Anreizen auch entscheidende Vorteile hinsichtlich der

129 Vgl. Richter, S. et al. (2017), S. 145 f.

98 Diskussion der Ergebnisse

Ressourceneffizienz. Die Nachnutzung der Energiespeicher für langlebige stationäre Einrichtungen verlängert deren Lebensdauer und erhöht damit die Produktivität der darin gebundenen materiellen Ressourcen. Aller-dings sind weitere Untersuchungen in Hinblick auf die energetischen Ef-fizienzverluste gealterter Lithium-Eisenphosphat-Batterien erforderlich. Infolge der zum Lebensdauerende hin ansteigenden Verlustleistung der Lithium-Eisenphosphat-Zellen könnten die indirekten Treibhausgasemis-sionen derartiger Energiespeichersysteme viel höher ausfallen, als in Ab-schnitt 4.1.5 für neue Batterien dargestellt. Außerdem müsste bei einer Anwendung von Second-Life-Batterien in KMU mit erhöhtem Wartungs-aufwand gerechnet werden, um die Zuverlässigkeit und Sicherheit des Energiespeichersystems zu gewährleisten.

Schlussfolgerungen und Ausblick 99

6 SCHLUSSFOLGERUNGEN UND AUSBLICK

6.1 Schlussfolgerungen

Die Ergebnisse in Kapitel 4 zeigen für das illustrierte Beispiel eines KMU, dass die gewählten Energiespeichersysteme aus ökologischer und ökonomi-scher Sicht derzeit noch keinen wirtschaftlichen Mehrwert erzielen können. Neben den hohen Investitionskosten reduzieren die Wirkungsgradverluste bei der Ein- und Ausspeicherung zusätzlich die ökonomische Rentabilität. Unter den derzeitigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sind die finan-ziellen Anreize für eine Minimierung von Spitzenlasten zu gering, um die Kosten aufzuwiegen. In anderen Anwendungsbereichen kann die Nutzung von Energiespeichern ökonomisch durchaus sinnvoll sein, wie z. B. bei der unterbrechungsfreien Stromversorgung.

Aus ökologischer Perspektive weist die Nutzung von Energiespeichersyste-men zur Minimierung von Spitzenlasten keine Vorteile auf. Infolge der Ver-lustleistung resultieren aus dem Einsatz von Energiespeichersystemen ein höherer Stromverbrauch und dadurch höhere Treibhausgasemissionen als bei der Duldung von Lastspitzen. Außerdem entsteht bei der Herstellung der Energiespeichersysteme zusätzlicher Bedarf an energetischen und materiel-len Ressourcen. Diese ökologische Gesamtbewertung gilt jedoch nur inner-halb der in dieser Studie betrachteten Systemgrenzen. Ein ökologischer Vor-teil der Nutzung von Energiespeichersystemen in anderen Anwendungsfel-dern, wie in Kapitel 2 vorgestellt, ist damit nicht ausgeschlossen, z. B. Nut-zung dezentraler Energiespeicher zur Eigenbedarfsoptimierung in Kombina-tion mit erneuerbaren Energien.

Aktuell ist – aus ökologischer und ökonomischer Perspektive – die Minimie-rung von Spitzenlasten mit einer zeitlichen Verschiebung der Lasten (zeitli-ches Lastmanagement) in Unternehmen einfacher erreichbar als mit dem Einsatz von Energiespeichersystemen. Letztere haben infolge der unver-meidlichen Energieverluste bei der Stromumwandlung einen eher geringen Wirkungsgrad. Das aktive Energiemanagement in KMU bleibt vor allem für die energieintensiven Unternehmen ein Erfolgsfaktor. Bei den heterogenen Anwendungen in der industriellen Produktion kommt es auf den Einzelfall an. Der Einsatz von Energiespeichern in KMU steht noch am Anfang. Zu-künftig sind Simulation und Auslegung von Energiespeichersystemen sowie

100 Schlussfolgerungen und Ausblick

die Auslegung der Integrationsfähigkeit und der Schnittstellen von den Ener-giespeichersystemen auf die gewerbliche Nutzung wesentliche Erfolgsfakto-ren. Mit der Betriebsführung können Speichersysteme wirtschaftlich dimen-sioniert werden.

Die Ergebnisse zeigen aber auch, dass eine wirtschaftliche Machbarkeit er-reichbar ist, besonders bei Anwendungsfällen mit sehr hohen kurzen Last-spitzen und hohen Leistungspreisen. Hierfür sind weiter sinkende Investiti-onskosten bei den Speichertechnologien notwendig und Kombinationen ver-schiedener Technologien sinnvoll (z. B. Schwungradspeicher und Lithium-Ionen-Batterien).

6.2 Ausblick

Auf der Ebene der Hoch- und Mittelspannungsnetze wird Netzkapazität auch in der Zukunft ein knappes Gut bleiben. Es ist aus diesem Grund davon aus-zugehen, dass dieses Gut weiterhin dementsprechend bepreist wird. Die Mi-nimierung von Spitzenlasten wird als Beitrag zur atypischen Netznutzung auch in Zukunft einen relevanten Beitrag zur Netzentlastung leisten können.

Es ist jedoch zu erwarten, dass sich die Netzentgeltsystematik insbesondere mit Blick auf die Verteilnetze verändern wird. Wenn beispielsweise Einspei-sespitzen bei erneuerbaren Energien effizient genutzt werden sollen, sollte es den Letztverbrauchern ermöglicht werden, zu diesen Zeitpunkten erhöhte Leistung zu beziehen, ohne dass dies zu erhöhten Netzentgelten führt. Dies setzt jedoch voraus, dass das Netz nicht an seine technischen Grenzen stößt. So diskutiert derzeit die Bundesnetzagentur, dass viele Verteilnetze mittler-weile entsprechend der Einspeisung von erneuerbaren Energien dimensio-niert werden und dadurch die Lastspitzen nicht mehr netzausbaurelevant sind.130 In modernisierten Netzen steht der Nutzen einer reinen Minimie-rung von Spitzenlasten in Frage und wird gegebenenfalls zukünftig in der Netzentgeltsystematik nicht mehr belohnt.

130 BNetzA (2017), S. 23.

Schlussfolgerungen und Ausblick 101

Mittel- bis langfristig ist davon auszugehen, dass ein flexibler Einsatz von Energiespeichern bei Letztverbrauchern sowie das zeitliche Lastmanage-ment im aktiven Verteilnetzmanagement einen großen Nutzen entfalten werden.131 Neben der Minimierung von Spitzenlasten zählen dazu Lasterhö-hung oder Lastreduktion. So kann auch außerhalb der Hochlastzeiten bzw. außerhalb der Spitzenlastzeit des einzelnen Verbrauchers der Netzbetrieb unterstützt und kritische Netzzustände können verhindert werden.

Die Flexibilität der Lastnachfrage könnte zukünftig zu einem handelbaren Gut werden, weil es das Verteilnetzmanagement ergänzt. Daraus könnte eine zusätzliche Einnahmequelle für die Betreiber lokaler Energiespeicher entstehen. Auch auf dem Regelenergiemarkt oder Spotmarkt können Flexi-bilitätsoptionen zukünftig Erlöse erzielen. Gleichfalls lässt sich so die allei-nige Ausrichtung von Speichersystemen auf die Minimierung von Spitzen-lasten reduzieren und die ökonomische Effizienz als auch die Ressourcenef-fizienz erhöhen.

Für eine weiterführende netzdienliche Flexibilität müssen nicht nur die Energiespeicher, sondern auch die industriellen Produktionssysteme für ein Lastmanagement geeignet sein. Dies betrifft vor allem batchweise Produkti-onsprozesse. Um eine zeitflexible Produktionssteuerung zu ermöglichen, müssen gegebenenfalls Zwischenspeicher für halbfertige Erzeugnisse zur Verfügung stehen. Gewerbliche Prozesse sollten auf diese Potenziale hin überprüft werden. Erste Hinweise auf geeignete Prozesse und Branchen gibt zum Beispiel das Projekt DSM Baden-Württemberg der DENA.132

131 Vgl. BNetzA (2017), S. 23. 132 Vgl. Deutsche Energie-Agentur (2017).

102 Glossar

7 GLOSSAR

Der Autarkiegrad (Deckungsgrad)133 gibt den Anteil des Strombedarfs an, der durch PV-Energie zeitgleich versorgt werden kann. Wird über ein gesam-tes Jahr im Mittel ein Autarkiegrad von 50 % erreicht, kann die Hälfte des Jahresstrombedarfs vor Ort durch die PV-Anlage versorgt werden. Dadurch reduziert sich der Strombezug aus dem Netz um die Hälfte.

Betriebskosten134 (engl. „Operation & Maintenance costs“, Abkürzung „O&M costs“ oder auch OPEX genannt) bestehen aus festen jährlichen O&M-Kosten (in €/kW*a) und variablen O&M-Kosten (in €/kWh). Die festen Kos-ten sind beispielsweise Versicherungskosten, Zinsen oder fest eingeplante Wartungen nach einer bestimmten Zeit. Die variablen Betriebskosten sind z. B. Wartungs- und Reparaturkosten oder der Strompreis und hängen davon ab, wie viel Energie der Energiespeicher im Jahr ausspeichert.

Der Eigenverbrauchsanteil135 entspricht dem Anteil an der erzeugten PV-Energie, der zeitgleich vor Ort genutzt werden kann. Wird im Jahresmittel ein Eigenverbrauchsanteil von 50 % erzielt, kann die Hälfte der gesamten Jahreserzeugung der PV-Anlage vor Ort genutzt werden.

Einsatz- oder Reaktionszeit136 ist die Zeit, die von der Anforderung bis zum Erreichen der vollen Leistung des Systems vergeht.

Verhältnis Energie zu Leistung137 (E-P-Verhältnis, auch C-Rate) in kWh/kW beschreibt das Verhältnis der installierten Kapazität (Energie) und der in-stallierten Leistung. Je höher der E/P-Wert, desto länger kann ein Speicher Energie liefern. Leistungsspeicher weisen i. d. R. geringe E/P-Werte auf.

133 Vgl. Quaschning, V. (2017). 134 Vgl. Fraunhofer ISI (2015), S. 19. 135 Vgl. Quaschning, V. (2017). 136 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 20. 137 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 19.

Glossar 103

Energiedichte (kWh/m3)138 als Maß der verfügbaren Energie eines Spei-chers zu seinem Volumen in kWh/Liter oder kWh/m3. Je höher die Energie-dichte, desto geringer der benötigte Raum zur Installation. Schwungräder haben beispielsweise eine Energiedichte von 10 kWh/m3 und LIB mit 500 kWh/m3 das 50-Fache davon.

Entladetiefe (DOD, Depth of discharge)139 bezeichnet die Menge entlade-ner Energie im Vergleich zur gesamten Speicherkapazität. Der Maximalwert beträgt 100 % DOD und entspricht einem vollkommen entladenen System. Zu beachten ist, ob der Wert von 100 % DOD der Gesamtspeicherkapazität entspricht oder ob er sich auf die Menge nutzbarer Speicherkapazität be-zieht. Einige Speichertechnologien gestatten aus technischen Gründen keine vollständige Entladung des Systems.

Die kalendarische Lebensdauer140 gibt die Lebenszeit eines ungenutzten Speichersystems an.

Ein Lastgang141 erfasst viertelstundengenau die durchschnittlichen Leis-tungswerte einer Verbrauchsstelle. Voraussetzung für das Vorliegen eines Lastgangs ist eine registrierende Leistungsmessung (RLM), die üblicher-weise ab einem Jahresverbrauch von 100.000 kWh Strom vorgenommen wird.

Leistungsdichte (W/m3)142 beschreibt das Verhältnis von verfügbarer Leis-tung zum Volumen des Speichers. Hochleistungsanwendungen erfordern hohe Leistungsdichten bei gleichzeitig geringem Gewicht und Volumen.

Selbstentladung143 ist der Verlust von Energieinhalt eines Speichers auf-grund von Reibung, internen Prozessen etc.

138 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 19. 139 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 20. 140 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 21. 141 Vgl. Energiemarktplatz (2017). 142 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 19. 143 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 20.

104 Glossar

Speicherkapazität C (kWh)144 ist die Menge Energie, die ein Energiespei-cher speichern kann.

Ein Vollzyklus145 ist eine vollständige Entladung und Aufladung eines Spei-chersystems.

Der Zwischenkreis146 kann als Speicher betrachtet werden, aus dem der Motor über den Wechselrichter seine Energie beziehen kann. Der Zwi-schenkreis kann nach drei verschiedenen Prinzipien aufgebaut sein. Der eingesetzte Zwischenkreistyp wird danach bestimmt, mit welchem Gleich-richter und Wechselrichter er kombiniert werden soll. Es gibt drei Typen:

a) den Zwischenkreis, der die Spannung des Gleichrichters in einen Gleich-strom umformt,

b) den Zwischenkreis, der die pulsierende Gleichspannung stabilisiert bzw. glättet und dem Wechselrichter zur Verfügung stellt,

c) den Zwischenkreis, der die konstante Gleichspannung des Gleichrichters variabel macht.

Zyklenlebensdauer (Zyklenzahlen/Zyklenfestigkeiten)147, angegeben in Anzahl pro Tag, Woche oder Jahr, ist die Anzahl an Vollzyklen eines Speichers unter bestimmten Bedingungen.

144 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 20. 145 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 21. 146 Vgl. Guetzgold Elektrotechnik GmbH (2017), S. 59. 147 Vgl. Fuchs et al. (2012), S. 21.

Literaturverzeichnis 105

LITERATURVERZEICHNIS

Agentur für Erneuerbare Energien (2012): Strom speichern [online]. Agentur für Erneuerbare Energien e. V., Berlin, Renews Spezial (57), ISSN 2190-3581, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: http://www.un-endlich-viel-energie.de/media/file/160.57_Renews_Spezial_Strom_spei-chern_mar13_online.pdf.

Agentur für Erneuerbare Energien (2014): Strom speichern [online]. Agentur für Erneuerbare Energien e. V., Berlin, Renews Spezial (75), ISSN 2190-3581, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: www.unendlich-viel-energie.de/media/file/382.75_Renews_Spezial_Strom_spei-chern_Dez2014_online.pdf.

Agora Energiewende (2013): Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland [online]. Agora Energiewende, Berlin, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2012/Lastmanagement-als-Beitrag-zur-Versorgungssicherheit/Agora_Studie_Lastmanagement_Sueddeutsch-land_Endbericht_web.pdf.

Albright, G.; Edie, J. und Al-Hallaj, S. (2012), [Anhang C]: A Compari-son of Lead Acid to Lithium-ion in Stationary Storage Applications [online]. AllCell Technologies LLC, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: www.batterypoweronline.com/main/wp-content/uploads/2012/07/Lead-a-cid-white-paper.pdf.

Amarakoon, S.; Smith, J. und Segal, B. (2013): Application of life-cycle assessment to nanoscale technology: Lithium-ion batteries for electric vehi-cles [online]. US Environmental Protection Agency, Washington, US, EPA 744-R-12-001, [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.epa.gov/sites/production/files/2014-01/documents/li-thium_batteries_lca.pdf.

Annweiler Stadtwerke (2017): Hochlastzeitfenster 2017 für atypische Netznutzung gemäß § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV Stadtwerke Annweiler am Trifels [online]. Stadtwerke Annweiler, [abgerufen am 10. Oktober 2017], verfügbar unter: http://www.stadtwerke-annweiler.de/in-dex.php/veroeffentlichungspflichten-strom.html?file=files/Medien/Con-tent/Stromkennzeichnung/Hochlastzeitfenster_2017%20Annweiler.pdf.

http://www.unendlich-viel-energie.de/media/file/160.57_Renews_Spezial_Strom_speichern_mar13_online.pdf



http://www.unendlich-viel-energie.de/media/file/382.75_Renews_Spezial_Strom_speichern_Dez2014_online.pdf



https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2012/Lastmanagement-als-Beitrag-zur-Versorgungssicherheit/Agora_Studie_Lastmanagement_Sueddeutschland_Endbericht_web.pdf




http://www.batterypoweronline.com/main/wp-content/uploads/2012/07/Lead-acid-white-paper.pdf

http://www.batterypoweronline.com/main/wp-content/uploads/2012/07/Lead-acid-white-paper.pdf

https://www.epa.gov/sites/production/files/2014-01/documents/lithium_batteries_lca.pdf


http://www.stadtwerke-annweiler.de/index.php/veroeffentlichungspflichten-strom.html?file=files/Medien/Content/Stromkennzeichnung/Hochlastzeitfenster_2017%20Annweiler.pdf



106 Literaturverzeichnis

Ausfelder, F. et al. (2015): Energiespeicherung als Element einer sicheren Energieversorgung [online]. In: Chemie Ingenieur Technik, 87 (1 – 2), S. 17 – 89. DOI: 10.1002/cite.201400183, [abgerufen am: 9. Oktober 2017], verfügbar unter: online-library.wiley.com/doi/10.1002/cite.201400183/epdf.

Battery University (2017): Types of Lithium-ion. Lithium Titanate (Li4Ti5O12) [online]. Battery University, Isidor Buchmann, [abgerufen am: 4. September 2017], verfügbar unter: http://batteryuniver-sity.com/learn/article/types_of_lithium_ion.

Baumann, M. J. (2012): A Constructive Technology Assessment of Station-ary Energy Storage Systems: prospective Life Cycle orientated Analysis [online]. Enterprise and Work Innovation pole at FCT-UNL, Centro de Estu-dos em Sociologia, IET Working Papers Series, No. WPS01/2013, [abgeru-fen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: http://www.itas.kit.edu/ pub/v/2013/baum13a.pdf.

BDEW (2016): Strompreisanalyse Mai 2016 Haushalte und Industrie [on-line], Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), [ab-gerufen am 17. Oktober 2017] verfügbar unter: https://www.bdew.de/in-ternet.nsf/res/886756c1635c3399c1257fc500326489/$file/160524 _bdew_strompreisanalyse_mai2016.pdf.

Beck, H. P. et al. (2013): Eignung von Speichertechnologien zum Erhalt der Systemsicherheit [online]. Energie-Forschungszentrum Niedersachsen (efzn), Goslar, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: www.spei-cherinitiative.at/assets/Uploads/24-eignung-von-speichertechnologien-zum-erhalt-der-systemsicherheit.pdf.

BNetzA – Bundesnetzagentur (2015): Bericht der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltsystematik Elektrizität [online]. Bundesnetzagentur, Bonn, [ab-gerufen am 17.10.2017], verfügbar unter: https://www.bundesnetzagen-tur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie /Unternehmen_In-stitutionen/Netzentgelte/Netzentgeltsystematik/Bericht_Netzentgeltsyste-matik_12-2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1.

BNetzA – Bundesnetzagentur (2016): § 19 StromNEV-Umlage, Was wird mit dieser Umlage ausgeglichen und wie hoch ist sie? [online]. Bundesnetz-agentur, Bonn, [abgerufen am: 9. Juni 2017], verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/FAQs/DE/Sachgebiete /Energie/Verbraucher/PreiseUndRechnungen/%C2%A719_strom_nev_um-lage.html.

http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/cite.201400183/epdf

http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/cite.201400183/epdf

http://batteryuniversity.com/learn/article/types_of_lithium_ion

http://batteryuniversity.com/learn/article/types_of_lithium_ion

http://www.itas.kit.edu/pub/v/2013/baum13a.pdf

http://www.itas.kit.edu/pub/v/2013/baum13a.pdf

https://www.bdew.de/internet.nsf/res/886756c1635c3399c1257fc500326489/$file/160524_bdew_strompreisanalyse_mai2016.pdf



http://www.speicherinitiative.at/assets/Uploads/24-eignung-von-speichertechnologien-zum-erhalt-der-systemsicherheit.pdf



https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Netzentgelte/Netzentgeltsystematik/Bericht_Netzentgeltsystematik_12-2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1




https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/FAQs/DE/Sachgebiete/Energie/Verbraucher/PreiseUndRechnungen/%C2%A719_strom_nev_umlage.html




BNetzA – Bundesnetzagentur (2017): Flexibilität im Stromversorgungs-system. Bestandsaufnahme, Hemmnisse und Ansätze zur verbesserten Er-schließung von Flexibilität [online]. Bundesnetzagentur, Bonn, [abgerufen am: 9. Juni 2017], verfügbar unter: https://www.bundesnetzagen-tur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen _In-stitutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/BNetzA_Flexibilitaetspa-pier.pdf?__blob=publicationFile&v=1.

C.A.R.M.E.N. e.V. (2017): Marktübersicht Energiespeicher 2016 – Infor-mationsangebot [online]. Centrales Agrar-Rohstoff Marketing- und Energie-Netzwerk, C.A.R.M.E.N. e.V., [abgerufen am 17. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.carmen-ev.de/files/Sonne_Wind_und_Co/Spei-cher/Markt%C3%BCbersicht-Batteriespeicher_2016.pdf.

Chen, H.; Cong, T. N.; Yang, W.; Tan, C.; Li Y. und Ding, Y. (2009) [An-hang B]: Progress in electrical energy storage system [online]. A critical re-view. Progress in Natural Science, 19(3), S. 291 – 312, [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: https://ac.els-cdn.com/S100200 710800381X/1-s2.0-S100200710800381X-main.pdf?_tid=1ca19678-b56c-11e7-84aa-00000aab0f02&acdnat=1508486340_73d581ba9 426f749f92d38379c98e416.

DCTI (2014): Speichertechnologien 2014. Technologien - Anwendungsbe-reiche - Anbieter [online]. Deutsches CleanTech Institut GmbH, Bonn, ISBN 978-3-942292-20-7, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.dcti.de/fileadmin/user_upload/Publikationen_DCTI-gesammelt/DCTI_Speichertechnologien-2014_web.pdf.

Deggendorf Stadtwerke (2017): Individuelle Netzentgelten nach § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV [online]. Stadtwerke Deggendorf, [abgerufen am 10. Oktober 2017], verfügbar unter: http://www.swdnetz.de/media/hoch-lastzeitfenster.pdf.

Dekka, A., Ghaffari, R., Venkatesh, B. und Bin Wu. (2015): A survey on energy storage technologies in power systems [online], 2015 IEEE Electri-cal Power and Energy Conference (EPEC), [abgerufen am: 22. August 2017], verfügbar unter: http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecen-tIssue.jsp?punumber=7368726.

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/BNetzA_Flexibilitaetspapier.pdf?__blob=publicationFile&v=1




https://www.carmen-ev.de/files/Sonne_Wind_und_Co/Speicher/Markt%C3%BCbersicht-Batteriespeicher_2016.pdf

https://www.carmen-ev.de/files/Sonne_Wind_und_Co/Speicher/Markt%C3%BCbersicht-Batteriespeicher_2016.pdf

https://ac.els-cdn.com/S100200710800381X/1-s2.0-S100200710800381X-main.pdf?_tid=1ca19678-b56c-11e7-84aa-00000aab0f02&acdnat=1508486340_73d581ba9426f749f92d38379c98e416




http://www.dcti.de/fileadmin/user_upload/Publikationen_DCTI-gesammelt/DCTI_Speichertechnologien-2014_web.pdf

http://www.dcti.de/fileadmin/user_upload/Publikationen_DCTI-gesammelt/DCTI_Speichertechnologien-2014_web.pdf

http://www.swdnetz.de/media/hochlastzeitfenster.pdf

http://www.swdnetz.de/media/hochlastzeitfenster.pdf

http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=7368726

http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=7368726


Deloitte (2015): Energy storage: Tracking the technologies that will trans-form the power sector [online]. Deloitte Development LLC, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: https://www2.deloitte.com/con-tent/dam/Deloitte/us/Documents/energy-resources/us-er-energy-storage-tracking-technologies-transform-power-sector.pdf.

Deutsche Energie-Agentur (dena) (2017): Pilotprojekt Demand Side Ma-nagement Baden-Württemberg [online]. Deutsche Energie-Agentur, Berlin, [abgerufen am: 22. Mai 2017], verfügbar unter: www.dsm-bw.de.

DIHK (2014): Faktenpapier zur Eigenerzeugung von Strom [online]. Deut-scher Industrie- und Handelskammertag Berlin, Brüssel und VEA - Bundes-verband der Energie-Abnehmer e. V. Hannover, [abgerufen am: 1. März 2017], verfügbar unter: www.vea.de/fileadmin/user_upload/06_Publikatio-nen/Faktenpapier_DIHK_VEA2014.pdf.

DIHK (2015): Faktenpapier zur atypischen Netznutzung [online]. Deut-scher Industrie- und Handelskammertag Berlin, Brüssel, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: http://www.vea.de/fileadmin/user_up-load/06_Publikationen/Faktenpapier_Atypische_Netznutzung2015.pdf.

DIHK (2017a): Faktenpapier Energiespeicher. Rechtsrahmen, Geschäfts-modelle, Forderungen [online]. BVES Bundesverband Energiespeicher e.V. Berlin und DIHK Deutscher Industrie- und Handelskammertag Berlin, Brüs-sel, [abgerufen am: 20. Oktober 2017], verfügbar unter: http://www.bves.de /wp-content/uploads/2017/05/Faktenpapier_2017.pdf.

DIHK (2017b): Faktenpapier Strompreise in Deutschland 2017. Bestand-teile, Entwicklungen, Strategien [online]. DIHK - Deutscher Industrie- und Handelskammertag Berlin, Brüssel, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfüg-bar unter: https://www.rostock.ihk24.de/blob/hroihk24/innova-tion_und_umwelt/downloads/3301616/3c7673170127d2b27c999 62a6852b846/Faktenpapier--Strompreise-in-Deutschland--data.pdf.

DIN EN ISO 14044:2006: Deutsches Institut für Normung e. V., Umwelt-management – Ökobilanz – Anforderungen und Anleitungen. Beuth Verlag GmbH, Berlin.

DIN EN ISO 15663-2:2001: Petroleum and natural gas industries – Life-cycle costing – Part 2: Guidance on application of methodology and calcula-tion methods; DIN EN 60300-3-3: Zuverlässigkeitsmanagement – Teil 3-3: Anwendungsleitfaden – Lebenszykluskosten (IEC 60300-3-3:2004); Deut-sche Fassung EN 60300-3-3, 2004.

https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/us/Documents/energy-resources/us-er-energy-storage-tracking-technologies-transform-power-sector.pdf



http://www.dsm-bw.de/

http://www.vea.de/fileadmin/user_upload/06_Publikationen/Faktenpapier_DIHK_VEA2014.pdf

http://www.vea.de/fileadmin/user_upload/06_Publikationen/Faktenpapier_DIHK_VEA2014.pdf

http://www.vea.de/fileadmin/user_upload/06_Publikationen/Faktenpapier_Atypische_Netznutzung2015.pdf

http://www.vea.de/fileadmin/user_upload/06_Publikationen/Faktenpapier_Atypische_Netznutzung2015.pdf

http://www.bves.de/wp-content/uploads/2017/05/Faktenpapier_2017.pdf

http://www.bves.de/wp-content/uploads/2017/05/Faktenpapier_2017.pdf

https://www.rostock.ihk24.de/blob/hroihk24/innovation_und_umwelt/downloads/3301616/3c7673170127d2b27c99962a6852b846/Faktenpapier--Strompreise-in-Deutschland--data.pdf




EASE (2016): Energy Storage Technology Descriptions [online]. European Association for Storage of Energy, Brussels, [abgerufen am: 22. August 2017], verfügbar unter: http://ease-storage.eu/wp-content/uplo-ads/2016/07/EASE_TDs.pdf.

EASE/EERA (2015): European Energy Storage Technology Development Roadmap Towards 2030 [online]. European Association for Storage of En-ergy und European Energy Research Alliance, [abgerufen am: 22. August 2017], verfügbar unter: http://ease-storage.eu/wp-content/uplo-ads/2015/10/EASE-EERA-recommendations-Annex-LR.pdf.

e.dis (2017): Preisblätter Netzentgelte Strom [online]. e.dis Netz GmbH,[abgerufen am: 11. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.e-dis-netz.de/content/dam/revu-global/e-dis-netz/dokumente/netznut-zung_strom/Preisblaetter_Netzentgelte_Strom_20170101.pdf.

Elsner, P. und Sauer, D.U. (2015): Energiespeicher: Technologiesteckbrief zur Analyse „Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050“ [online]. München. Schriftenreihe Energiesysteme der Zukunft, [abgerufen am: 15. Mai 2017], verfügbar unter: www.acatech.de/fileadmin/user_upload/Baum-struktur_nach_Website/Acatech/root/de/Publikationen/Materia-lien/ESYS_Technologiesteckbrief_Energiespeicher.pdf.

Energie-Experten (2017): Energiespeicher-Technologien im Überblick [on-line]. Energie-Experten, Robert Doelling, [abgerufen am: 9. Mai 2017], ver-fügbar unter: www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/oe-kostrom/energiespeicher.html.

Energie-Lexikon (2017): Volllaststunden [online]. RP Energie-Lexikon, RP Photonics Consulting GmbH, Bad Dürrheim, [abgerufen am 9. Mai 2017], verfügbar unter www.energie-lexikon.info/volllaststunden.html.

Energiemarktplatz (2017): Glossar, Lastgang [online]. EMP Energie AG, Hamburg, [abgerufen am 9. Mai 2017],verfügbar unter: www.energiemarkt-platz.de/energieeinkauf/glossar/Lastgang?entryId=7.

http://ease-storage.eu/wp-content/uploads/2016/07/EASE_TDs.pdf

http://ease-storage.eu/wp-content/uploads/2016/07/EASE_TDs.pdf

http://ease-storage.eu/wp-content/uploads/2015/10/EASE-EERA-recommendations-Annex-LR.pdf

http://ease-storage.eu/wp-content/uploads/2015/10/EASE-EERA-recommendations-Annex-LR.pdf

https://www.e-dis-netz.de/content/dam/revu-global/e-dis-netz/dokumente/netznutzung_strom/Preisblaetter_Netzentgelte_Strom_20170101.pdf



http://www.acatech.de/fileadmin/user_upload/Baumstruktur_nach_Website/Acatech/root/de/Publikationen/Materialien/ESYS_Technologiesteckbrief_Energiespeicher.pdf



http://www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/oekostrom/energiespeicher.html

http://www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/oekostrom/energiespeicher.html

http://www.energie-lexikon.info/volllaststunden.html

http://www.energiemarktplatz.de/energieeinkauf/glossar/Lastgang?entryId=7

http://www.energiemarktplatz.de/energieeinkauf/glossar/Lastgang?entryId=7


eNOVA (2015): Lithium-Ionen-Batterien für die Elektromobilität: Bestands-aufnahme [online]. Geschäftsstelle eNOVA Strategiekreis Elektromobilität bei der VDI/VDE Innovation + Technik GmbH, Berlin, [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q =&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0ahUKEwjP4vqJgf_WAhXCJ JoKHWGBDJoQFggxMAA&url=http%3A%2F%2Fwww.strategiekreis-automo-bile-zukunft.de%2Fpublic%2Foeffentliche-dokumente%2Fbestandsauf-nahme-li-ionenbatterien-fuer-die-elektromobilitaet%2Fat_down-load%2Ffile&usg=AOvVaw3GNtyoKyoXg4JnkFYRfWMk.

EPA (2013): Application of Life-Cycle Assessment to Nanoscale Technol-ogy: Lithium-ion Batteries for Electric Vehicles [online]. United States Envi-ronmental Protection Agency, [abgerufen am 12. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.epa.gov/sites/production/files/2014-01/docu-ments/lithium_batteries_lca.pdf.

ESiPinno (2015): Innovative Energiespeicherkonzepte für die industrielle Produktion 2015. Tagungsband zur Abschlussveranstaltung des Innovati-onsforums „Innovative Energiespeicherkonzepte für die industrielle Pro-duktion – ESiPinno“, am 28./29.01.2015, Technische Universität Chemnitz, Chemnitz.

Fahlbusch, E. (Hrsg.) (2015): Batterien als Energiespeicher. 1. Auflage 2015, DIN Deutsches Institut für Normung, Beuth Verlag GmbH, Berlin, Wien, Zürich, ISBN 978-3-410-24478-3.

Flynn, M. M.; McMullen P. und Solis, O. (2007): High-Speed Flywheel and Motor Drive Operation for Energy Recovery in a Mobile Gantry Crane [online]. In: Twenty-second Annual IEEE Applied Power Electronics Confe-rence (APEC 2007), 25. Februar – 1. März 2007, Anaheim, CA, USA, pp. 1151 – 1157, [abgerufen am: 25. April 2017], verfügbar unter: reposito-ries.lib.utexas.edu/bitstream/handle/2152/30735/PR_482.pdf?sequence =1&isAllowed=y.

Fraunhofer ISI (2010): Technologie-Roadmap Lithium-Ionen-Batterien 2030 [online]. Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Karlsruhe, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/t/de/publikationen/TRM-LIB2030.pdf.

https://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0ahUKEwjP4vqJgf_WAhXCJJoKHWGBDJoQFggxMAA&url=http%3A%2F%2Fwww.strategiekreis-automobile-zukunft.de%2Fpublic%2Foeffentliche-dokumente%2Fbestandsaufnahme-li-ionenbatterien-fuer-die-elektromobilitaet%2Fat_download%2Ffile&usg=AOvVaw3GNtyoKyoXg4JnkFYRfWMk








https://repositories.lib.utexas.edu/bitstream/handle/2152/30735/PR_482.pdf?sequence=1&isAllowed=y



http://www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/t/de/publikationen/TRM-LIB2030.pdf

http://www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/t/de/publikationen/TRM-LIB2030.pdf


Fraunhofer ISI (2015): Technologie-Roadmap Stationäre Energiespeicher 2030 [online]. Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Karlsruhe, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/t/de/publikationen/TRM-SES.pdf.

Fraunhofer ISI (2015a): Energieverbrauch des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) in Deutschland für die Jahre 2011 bis 2013 [online]. Karlsruhe, München, Nürnberg, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/x/de/projekte/ Schlussbericht-GHD_2006-2013_Februar2015_final.pdf.

Fuchs, G.; Lunz, B.; Leuthold, M. und Sauer, D. U. (2012): Technologi-scher Überblick zur Speicherung von Elektrizität. Überblick zum Potenzial und zu Perspektiven des Einsatzes elektrischer Speichertechnologien [online]. RWTH Aachen Universität, Aachen, [abgerufen am: 21.02.2017], verfügbar unter: www.sefep.eu/activities/projects-studies/Ueberblick_Spei-chertechnologien_SEFEP_deutsch.pdf.

Gmünd Stadtwerke (2017): Individuelles Netzentgelt/Hochlastzeitfenster 2017 [online]. Stadtwerke Gmünd, [abgerufen am 10. Oktober 2017], ver-fügbar unter: https://www.stwgd.de/hochlastzeitfenster.html.

Gobmaier, T. (2014): Überblick zu Stromspeichertechnologien [online]. Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, München, [abgerufen am: 21.02.2017], verfügbar unter: www.ffegmbh.de/download/veroeffentli-chungen/495_stromspeichertechniken/ffe_20141016_stromspeichertech-niken_go.pdf.

Guetzgold Elektrotechnik GmbH (2017): Wissenswertes über Frequenz-umrichter [online]. Guetzgold Elektrotechnik GmbH, Zwickau, [abgerufen am: 21.02.2017], verfügbar unter: www.guetzold.com/Downloads/Allge-meine_Informationen_zu_Danfoss_Produkten/Wissenswertes_ueber_Fre-quenzumrichter.pdf.

Han, X.; Ouyang, M.; Lu, L. und Li, Z. (2014): A comparative study of commercial lithium ion battery cycle life in electrical vehicle. Aging mecha-nism identification. Journal of Power Sources, 251, 38 – 54. ISSN 03787753, doi:10.1016/j.jpowsour.2013.11.029.

Hunkeler et al. (2008): Environmental Life Cycle Costing. CRC Press 2008, Hunkeler, D.; Lichtenvort K.; Rebitzer, G. (Hrsg.), Print ISBN: 978-1-4200-5470-5, eBook ISBN: 978-1-4200-5473-6.

http://www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/t/de/publikationen/TRM-SES.pdf

http://www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/x/de/projekte/Schlussbericht-GHD_2006-2013_Februar2015_final.pdf

http://www.isi.fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/x/de/projekte/Schlussbericht-GHD_2006-2013_Februar2015_final.pdf

http://www.sefep.eu/activities/projects-studies/Ueberblick_Speichertechnologien_SEFEP_deutsch.pdf

http://www.sefep.eu/activities/projects-studies/Ueberblick_Speichertechnologien_SEFEP_deutsch.pdf

https://www.stwgd.de/hochlastzeitfenster.html

http://www.ffegmbh.de/download/veroeffentlichungen/495_stromspeichertechniken/ffe_20141016_stromspeichertechniken_go.pdf



http://www.guetzold.com/Downloads/Allgemeine_Informationen_zu_Danfoss_Produkten/Wissenswertes_ueber_Frequenzumrichter.pdf




Kairies, K.-P. (2017): Battery storage technology improvements and cost reductions to 2030: A Deep Dive [online]. Düsseldorf. International Rene-wable Energy Agency Workshop, [abgerufen am: 23. August 2017], verfüg-bar unter: https://costing.irena.org/media/11341/2017_Kairies_Bat-tery_Cost_and_Performance_01.pdf.

Kleine-Möllhoff, P.; Benad, H.; Beilard, F.; Esmail, M. und Knöll, M. (2012): Die Batterie als Schlüsseltechnologie für die Elektromobilität der Zukunft: Herausforderungen - Potenziale – Ausblick [online]. Hochschule Reutlingen, Reutlingen, (Nr. 2012 - 3), [abgerufen am: 21. März 2017], ver-fügbar unter: http://www.esb-business-school.de/fileadmin/user_up-load/Fakultaet_ESB/Forschung/Publikationen/Diskussionsbeitraege _zu_Marketing_Management/2012-3-Reutlinger-Diskussionsbeitraege-Mark-Mngmt-E-Mobility-Batterie.pdf.

Kowal, J. (2016): Energiespeicher der Zukunft [online]. 41. Fortbildungs-veranstaltung für Physiklehrer/innen Klimawandel - Elektrische Energie-speichertechnik, Technische Universität Berlin, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: ep2.uni-bayreuth.de/roessler/LFB/ Lehrerfortbil-dung2016/Kowal.pdf.

Kunkelmann, J. (2015): Untersuchung des Brandverhaltens von Lithium-Ionen- und Lithium-Metall-Batterien in verschiedenen Anwendungen und Ableitung einsatztaktischer Empfehlungen [online]. Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Forschungsstelle für Brandschutztechnik, Karlsruhe, [abgerufen am: 21. März 2017], verfügbar unter: https://publikationen.bib-liothek.kit.edu/1000055364.

Lazard (2016): LAZARD-levelized cost of storage V20 [online]. Lazard Ltd., [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: www.yumpu.com/en/ document/view/56545637/lazard-levelized-cost-of-storage-v20/33.

Luo, X.; Wang, J.; Dooner M. und Clarke, J. (2015): Overview of current development in electrical energy storage technologies and the application potential in power system operation. Applied Energy, 137, 511 – 536.

Majeau-Bettez, G.; Hawkins T. R. und Strømman A. H. (2011): Life Cy-cle Environmental Assessment of Lithium-Ion and Nickel Metal Hydride Batte-ries for Plug-in Hybrid and Battery Electric Vehicles. Supporting In-formation. Environmental Science and Technology, Ausgabe 45, Heft 10, Seiten 4548 – 4554.

https://costing.irena.org/media/11341/2017_Kairies_Battery_Cost_and_Performance_01.pdf

https://costing.irena.org/media/11341/2017_Kairies_Battery_Cost_and_Performance_01.pdf

http://www.esb-business-school.de/fileadmin/user_upload/Fakultaet_ESB/Forschung/Publikationen/Diskussionsbeitraege_zu_Marketing_Management/2012-3-Reutlinger-Diskussionsbeitraege-Mark-Mngmt-E-Mobility-Batterie.pdf




http://ep2.uni-bayreuth.de/roessler/LFB/Lehrerfortbildung2016/Kowal.pdf

http://ep2.uni-bayreuth.de/roessler/LFB/Lehrerfortbildung2016/Kowal.pdf

https://publikationen.bibliothek.kit.edu/1000055364

https://publikationen.bibliothek.kit.edu/1000055364

http://www.yumpu.com/en/document/view/56545637/lazard-levelized-cost-of-storage-v20/33

http://www.yumpu.com/en/document/view/56545637/lazard-levelized-cost-of-storage-v20/33


Mosbach Stadtwerke (2017): Hochlastzeitfenster 2017 für atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Satz 1 Strom NEV-Niederspannung [online]. Stadtwerke Mosbach, [abgerufen am 10. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.swm-online.de/fileadmin/pdf/stromnetz/HLZF_2017_fuer_ atypische_Netznutzung_NSP_Mos.pdf.

Moss, R. L. et al. (2013): Critical metals in strategic energy technologies: Assessing rare metals as supply-chain bottlenecks in low-carbon energy technologies [online]. European Commission, Luxembourg, ISBN 978-92-79-30390-6, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.oakdene-hollins.com/media/308/Critical_Metals_Decarbonisation.pdf.

Nationale Plattform Elektromobilität (2016): Roadmap integrierte Zell- und Batterieproduktion Deutschland [online]. Gemeinsame Geschäftsstelle Elektromobilität der Bundesregierung (GGEMO), Berlin, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: http://www.nationale-plattform-elektromobili-taet.de/fileadmin/user_upload/Redaktion/NPE_AG2_Roadmap_ Zellferti-gung_final_bf.pdf.

Neugebauer, R. (2012): Werkzeugmaschine – Aufbau, Funktion und An-wendung von spanenden und abtragenden Werkzeugmaschinen. Herausge-ber Prof. Reimund Neugebauer, Institut für Werkzeugmaschinen und Pro-duktionsprozesse (IWP), Technische Universität Chemnitz, Springer-Ver-lag, Berlin, Heidelberg, ISBN 978-3-642-30077-6.

openLCA (2015): openLCA – the Life Cycle and Sustainability Modeling Suite. Open Software von GreenDelta GmbH, Berlin. Softwaredownload unter: http://www.openlca.org/download/.

Östergård, R. (2011): Flywheel energy storage - a conceptual study [online]. Uppsala Universitet, [abgerufen am: 25. April 2017], verfügbar unter: http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:476114/fulltext01.pdf.

Österreichische Energieagentur (2014): Energieeffizienz-Konzept der Branche Metallbau und Metallbearbeitung Österreich [online]. Bundes- ministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft, Österreichische Energieagentur, [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: www.klimaaktiv.at/dam/jcr:df4683ec-29dc-47f3-a256-19fce38d20f3/Konzept%20Oberflaechenbehandlung%20und%20Erhebungs-bogen%202014.pdf.

https://www.swm-online.de/fileadmin/pdf/stromnetz/HLZF_2017_fuer_atypische_Netznutzung_NSP_Mos.pdf

https://www.swm-online.de/fileadmin/pdf/stromnetz/HLZF_2017_fuer_atypische_Netznutzung_NSP_Mos.pdf

http://www.oakdenehollins.com/media/308/Critical_Metals_Decarbonisation.pdf

http://www.oakdenehollins.com/media/308/Critical_Metals_Decarbonisation.pdf

http://www.nationale-plattform-elektromobilitaet.de/fileadmin/user_upload/Redaktion/NPE_AG2_Roadmap_Zellfertigung_final_bf.pdf



http://www.openlca.org/download/

http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:476114/fulltext01.pdf

http://www.klimaaktiv.at/dam/jcr:df4683ec-29dc-47f3-a256-19fce38d20f3/Konzept%20Oberflaechenbehandlung%20und%20Erhebungsbogen%202014.pdf




Pamina-Solar (2015): Vortrag am 26.11.2015 zum Thema Lithium-Akku [online]. Pamina-Solar Südpfalz e.V., Böchingen, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: www.pamina-solar.de/tl_files/editordaten/Lithium-Akku.pdf.

Peters, J. F.; Baumann, M.; Zimmermann, B.; Braun, J. und Weil, M. (2017): The environmental impact of Li-Ion batteries and the role of key pa-rameters – A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, Ausgabe 67, Seiten 491 – 506.

Piller (2011): Batterien und Schwungradspeicher und deren Verwendung in USV-Anlagen [online]. Dipl.-Ing Frank Herbener, Piller Group GmbH, Whitepaper Nr. 056, Piller Power Systems, [abgerufen am: 10. Mai 2017], verfügbar unter: www.piller.com/de-DE/documents/2133/batteries-and-flywheels-de.pdf.

Pillot, C. (2013): Li-ion battery material market review and forecasts 2012 – 2025 [online]. In: 3rd Israeli Power Sources Conference 2013, 29. – 30. Mai, 2013, Herzelia, Israel, [abgerufen am: 10. Mai 2017], verfüg-bar unter: www.sdle.co.il/AllSites/810/Assets/c%20pillot-avicenne.pdf.

Powerthru (2016): Lead acid battery working – lifetime study. Valve Regu-lated Lead Acid (VRLA) Batteries [online]. Powerthru, Livonia, [abgerufen am: 30. August 2017], verfügbar unter: http://www.power-thru.com/documents/The%20Truth%20About%20Batteries%20-%20POWERTHRU %20White%20Paper.pdf.

Quaschning, V. (2017): Optimale Dimensionierung von PV-Speicher-systemen [online]. In: pv magazine 01/2013, Seiten 70 – 75, [abgerufen am: 10. Mai 2017], verfügbar unter: www.volker-quaschning.de/arti-kel/2013-06-Dimensionierung-PV-Speicher/index.php?action=print.

Rahimzei, E.; Sann, E. und Vogel, E. (2015): Kompendium: Li-Ionen-Bat-terien: Grundlagen, Bewertungskriterien, Gesetze und Normen [online]. VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V., Frankfurt am Main, [abgerufen am: 20. März 2017], verfügbar unter: https://www.dke.de/resource/blob/933404/fa7a24099c84ef61 3d8e7afd2c860a39/kompendium-li-ionen-batterien-data.pdf.

ReCiPe (2014): ReCiPe-LCIA-Methode [online]. National Institute for Public Health and the Environment, Ministry of Health, Welfare and Sport, The Netherlands, [abgerufen am 20. Oktober 2017], Software verfügbar unter: http://www.rivm.nl/en/Topics/L/Life_Cycle_Assessment_LCA/Downloads.

http://www.pamina-solar.de/tl_files/editordaten/Lithium-Akku.pdf

http://www.pamina-solar.de/tl_files/editordaten/Lithium-Akku.pdf

http://www.piller.com/de-DE/documents/2133/batteries-and-flywheels-de.pdf

http://www.piller.com/de-DE/documents/2133/batteries-and-flywheels-de.pdf

http://www.sdle.co.il/AllSites/810/Assets/c%20pillot-avicenne.pdf

http://www.power-thru.com/documents/The%20Truth%20About%20Batteries%20-%20POWERTHRU%20White%20Paper.pdf



http://www.volker-quaschning.de/artikel/2013-06-Dimensionierung-PV-Speicher/index.php?action=print

http://www.volker-quaschning.de/artikel/2013-06-Dimensionierung-PV-Speicher/index.php?action=print

https://www.dke.de/resource/blob/933404/fa7a24099c84ef613d8e7afd2c860a39/kompendium-li-ionen-batterien-data.pdf

https://www.dke.de/resource/blob/933404/fa7a24099c84ef613d8e7afd2c860a39/kompendium-li-ionen-batterien-data.pdf

http://www.rivm.nl/en/Topics/L/Life_Cycle_Assessment_LCA/Downloads


Recyclingmagazin (2017): Nichteisen-Metallschrotte. Heft 9, Seite 37.

Richter, M. (2016): Energiespeicher für die industrielle Produktion. Aktu-elle Entwicklungen und Anwendungsbeispiele [online]. Cerberus Anwen-dertreffen, 13. April, Chemnitz, [abgerufen am: 21. Februar 2017], verfüg-bar unter: http://publica.fraunhofer.de/eprints/urn_nbn_de_0011-n-4174830.pdf.

Richter, S.; Rehme, M.; Temmler, A. und Götze, U. (2017): Zweitver-marktung von Traktionsbatterien. In: Proff, H.; Fojcik, T.M. (Hrsg.): Innova-tive Produkte und Dienstleistungen in der Mobilität. Technische und be-triebswirtschaftliche Aspekte. Springer.

Rockaway Recycling (2017a): Cash for scrap batteries|Germany [online]. Rockaway Recycling, NJ, [abgerufen am: 21. Mai 2017], verfügbar unter: http://www.buying-up.com/index.php?list-select=7&sal=&page=cate-gory&cat=1&subcat=&list-target=;.

Rockaway Recycling (2017b): Current scrap prices, Lithium Ion Batteries [online]. Rockaway Recycling, NJ, [abgerufen am: 21. Mai 2017], verfügbar unter: https://rockawayrecycling.com/metal/lithium-ion-batteries/ und https://rockawayrecycling.com/scrap-metal-prices/.

Rummich, E. (2015): Energiespeicher. Grundlagen, Komponenten, Sys-teme und Anwendungen. 2. Auflage, expert verlag, Renningen, ISBN 978-3-8169-3297-0.

Sabihuddin, S.; Kiprakis, A. E. und Mueller, M. (2015): A Numerical and Graphical Review of Energy Storage Technologies [online]. Energies, Ausgabe 8, Heft 1, Seite 172 – 216, [abgerufen am: 9. Mai 2017], verfügbar unter: www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=2& cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwjhitvJ5KvUAhUMJVAKHUw3ALMQF ggyMAE&url=http%3A%2F%2Fwww.mdpi.com%2F1996-1073%2F8% 2F1%2F172%2Fpdf&usg=AFQjCNGYaq4F10l4QFrzJQJzrVBckLb8Hw.

Scrosati, B. und Garche, J. (2010). Lithium batteries. Status, prospects and future. Journal of Power Sources, 195(9), 2419 – 2430. ISSN 03787753.

http://publica.fraunhofer.de/eprints/urn_nbn_de_0011-n-4174830.pdf

http://publica.fraunhofer.de/eprints/urn_nbn_de_0011-n-4174830.pdf


http://www.buying-up.com/index.php?list-select=7&sal=&page=category&cat=1&subcat=&list-target

http://www.buying-up.com/index.php?list-select=7&sal=&page=category&cat=1&subcat=&list-target


https://rockawayrecycling.com/metal/lithium-ion-batteries/

https://rockawayrecycling.com/scrap-metal-prices


Stahl et al. (2016): Ableitung von Recycling- und Umweltanforderungen und Strategien zur Vermeidung von Versorgungsrisiken bei innovativen Energiespeichern [online]. Umweltbundesamt, Dessau-Roßlau, TEXTE 07/2016, [abgerufen am: 15. Mai 2017], verfügbar unter: www.umweltbun-desamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/texte_07 _2016_ableitung_von_recycling-und_umweltanforderungen.pdf .

Steinhorst, M. P. et al. (2013): Speichertechnologien im Kontext der Pro-duktion elektrischen Stroms aus regenerativen Quellen: Technologien – Kosten – Potentiale [online]. Humboldt reloaded Projekt 191, Hohenheim, [abgerufen am: 15. Mai 2017], verfügbar unter: www.uni-hohen-heim.de/qisserver/rds?state=medialoader&objectid=7930&application=lsf .

Sterner, M. und Stadler, I. (2014): Energiespeicher – Bedarf, Technolo-gien, Integration. Springer Vieweg, Berlin, ISBN 978-3-642-37380-0.

Sullivan, D.; Morse, T.; Patel, P.; Patel, S.; Bondar, J. und Taylor, L. (1980): Life-Cycle Energy Analyses of Electric Vehicle Storage Batteries. Energy Conservation. Hittman Associates, Inc. im Auftrag des U.S. Depart-ment of Energy, S. V-9 – V-10.

Sullivan, J. L. und Gaines, L. (2010): A Review of Battery Life-Cycle Ana-lysis: State of Knowledge and Critical Needs [online]. Argonne National la-boratory, Argonne, Illinois, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: https://anl.app.box.com/s/mcw0rl7a55gok9imea1hexde3wgo9fjk.

Sullivan, J. L. und Gaines, L. (2012): Status of life cycle inventories for batteries. Energy Conversion and Management, Ausgabe 58, Seiten 134 – 148.

Suzuki, T. und Takahashi, J. (2005): Prediction of Energy Intensity of Carbon Fiber Reinforced Plastics for Mass-Produced Passenger Cars [online]. Vortrag auf The Ninth Japan International SAMPE symposium, Nov. 29 – Dec. 2, 2005, [abgerufen am: 9. Juni 2017], verfügbar unter: http://j-t.o.oo7.jp/publications/051129/S1-02.pdf.

http://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/texte_07_2016_ableitung_von_recycling-und_umweltanforderungen.pdf



http://www.uni-hohenheim.de/qisserver/rds?state=medialoader&objectid=7930&application=lsf

http://www.uni-hohenheim.de/qisserver/rds?state=medialoader&objectid=7930&application=lsf

https://anl.app.box.com/s/mcw0rl7a55gok9imea1hexde3wgo9fjk

http://j-t.o.oo7.jp/publications/051129/S1-02.pdf


Tübke, J. (2010): Grenzen der Elektromobilität - Energieeffizienz, Reich-weite und Lebensdauer [online]. 27. Deutscher Logistik-Kongress, 20. – 22. Okt. 2010, Berlin, [abgerufen am: 28. April 2017], verfügbar unter: www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=10&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwiw7YTp68bTAhUBtBQKHUPUBg4QFghU-MAk&url=https%3A%2F%2Fwww.bvl.de%2Fmisc%2FfilePush.php%3Fmime-Type%3Dapplication%2Fpdf%26fullPath%3D%2Ffiles%2F441% 2F442%2F526%2F417%2F644%2FDLK10_B5_2_Praesentation_Tuebke%2C_Jens.pdf&usg=AFQjCNF-5wQV5QtnWN5Cet3v2L8Csq0QYw.

TU-Darmstadt (2017): ETA-Fabrik, Die energieeffiziente Modellfabrik der Zukunft [online]. Institut für Produktionsmanagement, Technologie und Werkzeugmaschinen, PTW Technische Universität Darmstadt, [abgerufen am 3. Mai 2017], verfügbar unter: www.eta-fabrik.tu-darmstadt.de/eta/aus-stattung_eta/index.de.jsp.

UBA (2012): Ökonomische Bewertung von Umweltschäden - Methoden-konvention 2.0 zur Schätzung von Umweltkosten [online]. Umweltbundes-amt, August 2012, Dessau, [abgerufen am 20. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/me-dien/378/publikationen/uba_methodenkonvention_2.0_-_2012_ge-samt.pdf.

UBA (2013): Wie wichtig sind Energiespeicher für die Energiewende? [online]. Umweltbundesamt, August 2013, Dessau, [abgerufen am: 9. Juni 2017], verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/service/uba-fra-gen/wie-wichtig-sind-energiespeicher-fuer-die.

VDI 4600:2012-01: Verein Deutscher Ingenieure e.V.: VDI Richtlinie: Ku-mulierter Energieaufwand (KEA) - Begriffe, Berechnungsmethoden. Verein Deutscher Ingenieure e.V., Beuth Verlag, Berlin.

VDI 4800 Blatt 1:2016-02: Verein Deutscher Ingenieure e.V.: VDI Richtli-nie: Ressourceneffizienz – Methodische Grundlagen, Prinzipien und Strate-gien. Beuth Verlag GmbH, Berlin.

VDI 4800 Blatt 2:2016-03 (Entwurf): Verein Deutscher Ingenieure e.V.: VDI Richtlinie: Ressourceneffizienz – Bewertung des Rohstoffaufwands. Beuth Verlag, Berlin.

http://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=10&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwiw7YTp68bTAhUBtBQKHUPUBg4QFghUMAk&url=https%3A%2F%2Fwww.bvl.de%2Fmisc%2FfilePush.php%3FmimeType%3Dapplication%2Fpdf%26fullPath%3D%2Ffiles%2F441%2F442%2F526%2F417%2F644%2FDLK10_B5_2_Praesentation_Tuebke%2C_Jens.pdf&usg=AFQjCNF-5wQV5QtnWN5Cet3v2L8Csq0QYw






http://www.eta-fabrik.tu-darmstadt.de/eta/ausstattung_eta/index.de.jsp

http://www.eta-fabrik.tu-darmstadt.de/eta/ausstattung_eta/index.de.jsp

https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/uba_methodenkonvention_2.0_-_2012_gesamt.pdf



https://www.umweltbundesamt.de/service/uba-fragen/wie-wichtig-sind-energiespeicher-fuer-die

https://www.umweltbundesamt.de/service/uba-fragen/wie-wichtig-sind-energiespeicher-fuer-die


Vetter, M. und Lux, S. (2016): Rechargeable Batteries with Special Refer-ence to Lithium-Ion Batteries (Chapter 11) [online]. In: Trevor Letcher, Rich-ard Law, David Reay: Storing Energy with Special Reference to Renewable Energy Sources (1st Edition), Butterworth-Heinemann Ltd (Verlag). ISBN: 978-0-12-803440-8, [abgerufen am: 10. März 2017], auch als PDF verfüg-bar unter: scitechconnect.elsevier.com/wp-content/uploads/2017/01/3-s2.0-B9780128034408000117-main.pdf.

Wagenblass, D. (2016): So senken Sie Ihre Stromkosten mit betrieblichem Lastmanagement! [online]. MVV Energie, [abgerufen am: 9. Juni 2017], ver-fügbar unter: http://partner.mvv-energie.de/blog/stromkosten-senken-durch-betriebliches-lastmanagement.

Wahl, W. (2016): Energiespeicher sind ein wichtiger Eckpfeiler der Ener-giewende [online]. Artikel in pv-Magazin, [abgerufen am 9. Oktober 2017], verfügbar unter: www.rrc-ps.de/fileadmin/Dokumente/News/Aktu-ell/2016/RRC_Sonderdruck_PV-Magazine.pdf.

Wahl, W. und Igel, S. (2017): Energiekostensenkungspotentiale durch An-wendung geltenden Rechts und wirtschaftliche Lösungsmöglichkeiten durch elektrische Energiespeicher (unveröffentlicht, zugesandt nach Tele-foninterview).

Warren, C.D. (2016): Carbon Fiber Precursors and Conversion [online]. Oak Ridge National Laboratory, Tennessee, [abgerufen am: 9. Juni 2017], verfügbar unter: https://energy.gov/sites/prod/files/2016/09/f33/ fcto_h2_storage_700bar_workshop_3_warren.pdf

Westnetz (2017): Hochlast-Zeitfenster (HLFZ) für atypische Netznutzung 2017 (gemäß § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV) [online]. Westnetz GmbH, [abgerufen am 10. Oktober 2017], verfügbar unter: http://www.west-netz.de/web/cms/mediablob/de/3258816/data/1770608/2/westnetz/netz-strom/netzentgelte/individuelle-netzentgelte/Zeitfenster-fuer-atypische-Netznutzung-2017.pdf.

Westnetz (2017a): Entgelte für Netznutzung. Preisblatt 1 [online]. West-netz GmbH, [abgerufen am: 11. Oktober 2017], verfügbar unter: http://www.westnetz.de/web/cms/mediablob/de/3346316/data /1625968/3/westnetz/netz-strom/netzentgelte/preisblaetter-2017/Preis-blaetter-WESTNETZ-Strom-2017-01-01.pdf.

http://scitechconnect.elsevier.com/wp-content/uploads/2017/01/3-s2.0-B9780128034408000117-main.pdf

http://scitechconnect.elsevier.com/wp-content/uploads/2017/01/3-s2.0-B9780128034408000117-main.pdf

http://partner.mvv-energie.de/blog/stromkosten-senken-durch-betriebliches-lastmanagement

http://partner.mvv-energie.de/blog/stromkosten-senken-durch-betriebliches-lastmanagement

http://www.rrc-ps.de/fileadmin/Dokumente/News/Aktuell/2016/RRC_Sonderdruck_PV-Magazine.pdf

http://www.rrc-ps.de/fileadmin/Dokumente/News/Aktuell/2016/RRC_Sonderdruck_PV-Magazine.pdf

https://energy.gov/sites/prod/files/2016/09/f33/fcto_h2_storage_700bar_workshop_3_warren.pdf

https://energy.gov/sites/prod/files/2016/09/f33/fcto_h2_storage_700bar_workshop_3_warren.pdf

http://www.westnetz.de/web/cms/mediablob/de/3258816/data/1770608/2/westnetz/netz-strom/netzentgelte/individuelle-netzentgelte/Zeitfenster-fuer-atypische-Netznutzung-2017.pdf




http://www.westnetz.de/web/cms/mediablob/de/3346316/data/1625968/3/westnetz/netz-strom/netzentgelte/preisblaetter-2017/Preisblaetter-WESTNETZ-Strom-2017-01-01.pdf




Wetzel, M. (2015): Materialbedarf von Stromerzeugungssystemen: Szena-rienpfadanalyse für Deutschland [online]. Stuttgart, Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Forschungsarbeit, Band 789, [abgerufen am: 20. April 2017], verfügbar unter: http://elib.dlr.de/98018/1/Material-bedarf%20von%20Energieerzeugungssystemen.pdf.

Wietschel, M. et al. (2015): Energietechnologien der Zukunft. Erzeugung, Speicherung, Effizienz und Netze. Springer Vieweg, Wiesbaden, ISBN 978-3-658-07129-5.

Wolfhagen Stadtwerke (2017): Hochlastzeitfenster 2017 je Spannungs-ebene im Netzgebiet der Stadtwerke Wolfhagen GmbH [online]. Stadtwerke Wolfhagen GmbH, [abgerufen am 10. Oktober 2017], verfügbar unter: https://www.stadtwerke-wolfhagen.de/images/dateien-downloads/Netz/Er-mittlung_HLZF_2017.pdf.

Zackrisson, M.; Avellán, L. und Orlenius, J. (2010): Life cycle assess-ment of lithium-ion batteries for plug-in hybrid electric vehicles – Critical issues [online]. Journal of Cleaner Production, Ausgabe 18, Heft 15, Seiten 1519 – 1529, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: http://uni-obuda.hu/users/grollerg/LCA/hazidolgozathoz/Battery.pdf.

Zaghib, K. et al. (2011). Safe and fast-charging Li-ion battery with long shelf life for power applications [online]. Journal of Power Sources, 196(8), 3949 – 3954. ISSN 03787753, doi:10.1016/j.jpowsour.2010.11.093, [abgerufen am: 4. September 2017], verfügbar unter: http://www.sciencedi-rect.com/science/article/pii/S0378775310020847.

Zakeri, B. und Syri, S. (2015): Electrical energy storage systems. A com-parative life cycle cost analysis. In: Renewable and Sustainable Energy Re-views 42, Seiten 569 – 596.

Zenke, W. (2012): Photovoltaik – praxistaugliche Energiespeicher für eine hohe Eigenversorgung [online]. 7. Energietag, Triesdorf, [abgerufen am: 12. Mai 2017], verfügbar unter: http://docplayer.org/17886847-Photovoltaik-praxistaugliche-energiespeicher-fuer-eine-hohe-eigenversorgung.html.

Zhanga, Y.; Wanga, C-Y. und Tangb, X. (2011): Cycling degradation of an automotive LiFePO4 lithium-ion battery. Journal of Power Sources. (196): 1513 – 1520.

http://elib.dlr.de/98018/1/Materialbedarf%20von%20Energieerzeugungssystemen.pdf

http://elib.dlr.de/98018/1/Materialbedarf%20von%20Energieerzeugungssystemen.pdf

https://www.stadtwerke-wolfhagen.de/images/dateien-downloads/Netz/Ermittlung_HLZF_2017.pdf

https://www.stadtwerke-wolfhagen.de/images/dateien-downloads/Netz/Ermittlung_HLZF_2017.pdf

http://uni-obuda.hu/users/grollerg/LCA/hazidolgozathoz/Battery.pdf

http://uni-obuda.hu/users/grollerg/LCA/hazidolgozathoz/Battery.pdf

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378775310020847

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378775310020847

http://docplayer.org/17886847-Photovoltaik-praxistaugliche-energiespeicher-fuer-eine-hohe-eigenversorgung.html

http://docplayer.org/17886847-Photovoltaik-praxistaugliche-energiespeicher-fuer-eine-hohe-eigenversorgung.html

120 Anhang A

ANHANG A

Experteninterviews:

Mark Richter, Fraunhofer-Institut für Werkzeugmaschinen und Umform-technik IWU, Reichenhainer Str. 88, 09126 Chemnitz.

Winfried Wahl, RRC Power Solutions in Homburg (Saarland) (bis Mai 2017).

Jens Fischer, VEA - Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V. Hannover. Der Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V. ist seit 1950 die größte Energie-Interessengemeinschaft des deutschen Mittelstands.

Prof. Dr. Hanke-Rauschenbach, Universität Hannover, IfES – Fachgebiet Elektrische Energiespeichersysteme. http://www.ifes.uni-hannover.de/ees

Dr.-Ing. Marcel Weil, Institut für Technikfolgenabschätzung und System-analyse (ITAS), Forschungsbereich Innovationsprozesse und Technikfolgen.

Dr. Jens Peters, Institut für Technikfolgenabschätzung und Systemanalyse (ITAS), Forschungsbereich Innovationsprozesse und Technikfolgen.

Dr. Frank Täubner, Rosseta Technik GmbH i.L., Geschäftsführer.

EAM Elektroanlagenbau Mannheim GmbH (dem befragten Experten wurde Anonymität zugesichert),

Anhang B 121

ANHANG B

Quellenübersicht zur Tabelle 3

Tabelle 22: Technische und ökonomische Kenndaten Leistungsspeicher

Zyklen- lebensdauer

Lebens-dauer

Kosten

Leistungs- größen

Speicher- größen

KURZZEIT-LEISTUNGSSPEICHER (SEKUNDEN BIS MINUTEN) Anzahl Jahre €/kW kW kWh

Schwungrad148 10.000 – 10 Mio. 15 – 20 27 – 8.000 1 – 10.000 < 5.000 (skalierbar)

Supercaps149 10.000 – 1 Mio. 5 – 30 20–9.019 10 – 200.000 < 100 (im kleinen kWh-Bereich)

SMES150 20.000 – 1 Mio. 15 – 30 180 – 915 100 – 10.000 0,1 – 15

Hochleistungs- Lithium-Ionen-Batterie151

500 – 10.000 5 – 20 158 – 3.608 Skalierbar

(bis zu mehreren tausend kW)

Skalierbar (im ein- bis

zweistelligen MWh-Bereich)

Blei-Säure- Batterie152 100 – 2.500 3 – 20 150 – 812 < 50.000 < 50.000

148 Vgl. DCTI (2014), S. 25; Fuchs, G. et al. (2012), S. 49; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 176;

Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 22; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Östergård, R. (2011), S. 10; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 20; Kairies, K.-P. (2017), S. 31; Lazard (2016), S. 17; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 526; Dekka, A. et al. (2015), S. 109.

149 Vgl. Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 176; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 18; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Kairies, K.-P. (2017), S. 31; Lazard (2016), S. 17; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 526; Dekka, A. et al. (2015), S. 109; EASE (2016.), S. 3 – 4; Deloitte (2015), S. 19.

150 Vgl. Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592 – 593; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 526; Dekka, A. et al. (2015), S. 109,

151 Vgl. Wietschel, M. et al. (2015), S. 175; EASE/EERA (2015), S. 20. 152 Vgl. Rummich, E. (2015), S. 154; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57; DCTI (2014), S. 27; Sterner, M.

und Stadler, I. (2014), S. 600; Fuchs, G. et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 184; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Wietschel, M. et al. (2015), S. 174; Lazard (2016), S. 17; EASE (2016), S. 9; Kairies, K.-P. (2017), S. 32 – 33.

122 Anhang B

Tabelle 23: Technische und ökonomische Kenndaten Energiespeicher

Zyklen- lebensdauer

Lebens-dauer

Kosten

Leistungs- größen

Speicher- größen

MITTELFRISTIGE ENERGIESPEICHER (MINUTEN BIS STUNDEN) Anzahl Jahre €/kW kW kWh

Energiespei-cher-Lithium- Ionen-Batte-rie153

300 – 15.000 5 – 20 158 – 3.608 Skalierbar


Skalierbar (im ein- bis

zweistelligen MWh-Bereich)

Blei-Säure- Batterie154 100 – 2.500 3 – 20 45 – 992 < 50.000

(skalierbar) < 50.000

(skalierbar) Redox-Flow- Batterie155 800 – 20.000 2 – 25 100 – 1.153 < 100.000

(skalierbar) Skalierbar

(mehrere 1.000 kWh)

Natrium- Schwefel- Batterie156

2.500 – 8.250 10 – 20 210 – 645

Skalierbar (bis zu

zweistellige MW)

Skalierbar (bis zu dreistellige

MWh)

153 Vgl. Wietschel, M. et al. (2015), S. 175; EASE/EERA (2015), S. 20. 154 Vgl. Rummich, E. (2015), S. 154; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57; DCTI (2014), S. 27; Sterner, M.

und Stadler, I. (2014), S. 600; Fuchs, G. et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 184; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Wietschel, M. et al. (2015), S. 174; Lazard (2016), S. 17; EASE (2016), S. 9; Kairies, K.-P. (2017), S. 32 – 33.

155 Vgl. Fuchs, G. et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 197; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Elsner P. und Sauer, D. U. (2015), S. 40; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Wietschel, M. et al. (2015), S. 174; Lazard (2016), S. 17; EASE/EERA (2015), S. 20; Kairies, K.-P. (2017), S. 40.

156 Vgl. Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 600; Dekka, A. et al. (2015), S. 109; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 527; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592 – 593; Chen, H. et al. (2009), S. 307 – 308; Kairies, K.-P. (2017), S. 39.

Anhang C 123

ANHANG C

Tabelle 24: Übersicht zu technischen Parametern von Energiespeichertechnologien

Energiespeicher- technologien Bewertung

Kriterium 1: MARKTREIFE (Einheit: qualitativ)

Blei-Säure-Batterien Produkte seit Jahren in Anwendung + Lithium-Eisenphosphat-Batterien Produkte seit Jahren in Anwendung +

Superkondensatoren Seit mehreren Jahren verfügbar/für die Anwendung bei KMU gerade erst verfügbar

+/o

Schwungradspeicher Als USV seit Jahren in Anwendung/für die Anwen-dung bei KMU gerade erst verfügbar

+/o

Natrium-Hochtemperatur-Batterien Werden kommerziell eingesetzt, aber nur bei Anwen-dungen mit Großspeichern

o

Redox-Flow-Batterien Produkte seit Jahren in Anwendung + Legende: „+“ : Produkte seit Jahren in Anwendung; „o“: erste Produkte am Markt verfügbar; „-“: Demonstrator vorhanden

Kriterium 2: WIRKUNGSGRAD (Einheit: %)

Blei-Säure-Batterien 60 – 90 % o Lithium-Eisenphosphat-Batterien 80 – 98 % +/o Superkondensatoren 80 – 98 % +/o Schwungradspeicher 80 – 95 % +/o Natrium-Hochtemperatur-Batterien 70 – 90 % o Redox-Flow-Batterien 60 – 90 % o Legende: „+“: >= 90 % ; „o“: >= 75 % - 90 %; „-“: < 75 %

Kriterium 3: SPEICHERVERLUST (Einheit: %)

Blei-Säure-Batterien 0,01 – 0,4 % pro Tag je nach Qualität + Lithium-Eisenphosphat-Batterien 0,1 % pro Tag + Superkondensatoren < 40 % pro Tag -

Schwungradspeicher > 10 % pro Tag; hohe Selbstentladung aufgrund von Reibungsverlusten.

-

Natrium-Hochtemperatur-Batterien 1 – 10 % pro Tag durch thermischen Energieverlust (Abkühlung)

o

Redox-Flow-Batterien Tank 0,1 – 0,4 % pro Tag; 100 % in wenigen Stunden + Legende: „+“: < 1 %/Tag; „o“: < 1 % – 10 %/Tag; „-“: >= 10 %/Tag

Kriterium 4: SPEZIFISCHE ENERGIEDICHTE (Einheit: Wh/kg)

Blei-Säure-Batterien 25 – 50 - Lithium-Eisenphosphat-Batterien 50 – 150 o Superkondensatoren < 50 (75) - Schwungradspeicher 5 – 100 (200) o/- Natrium-Hochtemperatur-Batterien 80 – 250 + Redox-Flow-Batterien 10 – 90 - Legende: „+“: >= 90 Wh/kg; „o“: >= 70 – 90 Wh/kg; „-“: < 70 Wh/kg

Kriterium 5: KALENDARISCHE LEBENSDAUER (Einheit: Jahr (a))

Blei-Säure-Batterien 2 – 15 - Lithium-Eisenphosphat-Batterien <= 20 + Superkondensatoren 4 – 30 o/+ Schwungradspeicher 15 – 20 + Natrium-Hochtemperatur-Batterien 10 – 20 + Redox-Flow-Batterien <= 25 + Legende: „+“: >= 15 Jahre; „o“: >= 10 – 15 Jahre; „-“: < 10 Jahre

124 Anhang C

Energiespeicher- Technologien* Bewertung

Kriterium 6: ZYKLENLEBENSDAUER/-FESTIGKEIT (Einheit: Anzahl Zyklen)

Blei-Säure-Batterien 100–2.500 - Lithium-Eisenphosphat-Batterien 1.000 – 8.000 (10.000)157 o Superkondensatoren < 1 Mio. + Schwungradspeicher > 1 Mio. + Natrium-Hochtemperatur- Batterien 1.000 – 10.000 o

Redox-Flow-Batterien (800)158 10.000 – 20.000 + Legende: „+“: > 10.000 Zyklen; „o“: >= 5.000 – 10.000 Zyklen; „-“: < 5.000 Zyklen

Kriterium 7: HANDLING/SICHERHEIT (Einheit: qualitativ)

Blei-Säure-Batterien VRLA-Batterien sind wartungsarm und sehr sicher (ge-ringes Brandrisiko)

+

Lithium-Eisenphosphat-Batterien Lange Lebensdauer und geringes Brandrisiko, LFP zer-setzt sich bei hohen Temperaturen nicht. Enthält brenn-bare organische Elektrolyte

+

Superkondensatoren Betriebssicher, enthält keine kritischen Komponenten +

Schwungradspeicher Bauartabhängig, betriebssicher durch Sicherheitsbehäl-ter, ein „thermal runaway“ ist nicht zu befürchten

+

Natrium-Hochtemperatur- Batterien

Brand einer stationären Großbatterie fand bereits statt, darauf folgend Einführung von Sicherheitskonzepten

o

Redox-Flow-Batterien Auch bei Vermischen der geladen Elektrolyten unkritisch

+

Legende: „+“: kein relevantes Sicherheitsrisiko; wartungsfrei; keine Einschränkungen bei Anwendung; „o“: hohes Sicherheitsrisiko; hoher Wartungsaufwand; deutliche Einschränkungen bei Anwendung; „-“: geringes Sicherheitsrisiko; geringer Wartungsaufwand, geringe Einschränkungen bei Anwendung

* QUELLEN FÜR KRITERIEN 1-7

Blei-Säure- Batterien

Rummich, E. (2015), S. 154; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 57; DCTI (2014), S. 27; Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 217; Fuchs, G. et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 184; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 23.

Lithium-Eisen-phosphat- Batterien

Baumann, M. J. (2012), S. 12; Kowal, J. (2016), S. 33; Battery University (2017); Albright, G. et al. (2012), S. 6; Zenke, W. (2012), S. 26 – 27; Vetter, M. und Lux, S. (2016), S. 206; Pamina-Solar (2015), S. 10 und 16; Kairies, K.-P. (2017), S. 35.

Superkonden-satoren

Agentur für Erneuerbare Energien (2014), S. 28; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 201; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 18; Deloitte (2015), S. 19; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Dekka, A. et al. (2015), S. 109; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 526; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; EASE (2016.), S. 3 – 4.

Schwungrad-speicher

DCTI (2014), S. 25; Fuchs, G. et al. (2012), S. 49; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 176; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 22; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Östergård, R. (2011), S. 10; Ausfelder, F. et al. (2015), S. 20; Kairies, K.-P. (2017), S. 31; Luo, X. et al. (2015), S. 525 – 526; Dekka, A. et al. (2015), S. 109.

Natrium-Hoch-temperatur- Batterien

DCTI (2014), S. 32; Fuchs, G. et al. (2012), S. 56; Rummich, E. (2015), S. 163 – 167; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Sterner, M. und Stadler, I. (2014), S. 279 – 281; Elsner, P. und Sauer, D. U. (2015), S. 36.

Redox-Flow- Batterien

Fuchs, G. et al. (2012), S. 54; Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 197; Steinhorst, M. P. et al. (2013), S. 29; Fraunhofer ISI (2015), S. 22 – 23; Elsner, P. und Sauer, D.U. (2015), S. 40; Zakeri, B. und Syri, S. (2015), S. 592; Wietschel, M. (2015), S. 174; EASE/EERA (2015.), S. 20; Kairies, K.-P. (2017), S. 40.

157 Bei LTO (Li4Ti5O12)-Anode. 158 Unterer Extremwert, vgl. Sabihuddin, S. et al. (2015), S. 197.

Anhang C 125

Tabelle 25: Zusammenstellung zur Materialzusammensetzung und deren Anteile in Lithium-Ionen-Batterien159

Komponente Materialien Anteil in Masse-%

Gehäuse Aluminium, Kunststoffe, Stahl 10 – 40 % Anode (negative Elektrode)

Graphit, lithiumlegiertes Material, z. B. Titanat (Li4Ti5O12), Silizium (Li22Si6), Hard Carbon (LiC6)

10 – 20 %

Anodenfolie I. d. R. Kupfer (Cu) 5 – 10 % Kathode (positive Elektrode)

Mischoxide bzw. Metalloxide (Bsp.: Cobalt (LiCoO2), Man-gan (LiMn2O4), Eisen (LiFePO4) oder Nickel (LiNiO2)), Li2CO3, LiCoO2, LiMn2O4, LiNiO2, LiFePO4 usw.

15 – 40 %

Kathodenfolie I. d. R. Aluminium (Al) 3 – 7 % Elektrolyt (Flüssig) organischer Elektrolyt mit Lithiumionen enthal-

tendem Leitsalz und weiteren Additiven (wässrige Elektro-lyten, nicht wässrige Elektrolyten, Festkörperelektrolyten), Polyethylen, Polypropylen, Ethylencarbonat, Kohlensäure-diethylester, LiPF6, LiBF4, LiClO4

10 – 20 %

Separator Teilweise Polymer-Membranen, keramische Separatoren, Vliesstoffe und Glasfaser-Separatoren

2 – 10 %

Tabelle 26: Zusammenstellung mehrerer prozentualer Zusammensetzungen von Lithium-Ionen-Zellen

Komponente Materialien Anteil in Masse-% LFP-Graphit vgl. Kleine-Möllhoff160

LFP-Graphit vgl. Majeau- Bettez161

Zellhülle Aluminium, Kunststoffe, Stahl 6 % 25 % Anode (negative Elektrode)

Aktivmaterial, Leitruß, Binder, Additive

21 % 10 %

Anodenfolie Aluminium 11 % 10 % Kathode (positive Elektrode)

Aktivmaterial, Leitruß, Binder, Additive

40 % 31 %

Kathodenfolie Kupfer 5 % 5 % Elektrolyt 15 % 15 % Separator Polymer 2 % 4 % LFP – Lithium-Eisenphosphat

159 Eigene Zusammenstellung auf Basis von Wetzel, M. (2015); Moss, R. L. et al. (2011); Sullivan,

J. L. und Gaines, L. (2010), S. 14. 160 Vgl. Kleine-Möllhoff, P. et al. (2012), S. 25 – 28. 161 Vgl. Majeau-Bettez, G. et al. (2011), S. 6. (Die dargestellte Lithium-Eisen-Phosphat-Batterie

spiegelt eine Zusammensetzung für eine erhöhte Energiebereitstellung (high energy)).

126 Anhang C

Tabelle 27: Typische Zusammensetzung einer Lithium-Ionen-Batterie162

Components Percent Mass Min. Max. Medium

Anode 15 % 24 % 19,5 % Copper foil (electrode substrate – negative) 1 % 12 % 6,5 %

Battery grade graphite/carbon (negative electrode material) 8 % 13 % 10,5 %

Polymer (Binder) < 1 % 10 % ca. 5 %

Auxiliary solvent < 1 % 6 % ca. 3 %

Cathode 29 % 39 % 34 % Aluminium (electrode substrate – positive) 4 % 9 % 6,5 %

Positive electrode material – Lithium manganese oxide (LMO-Spinel); Lithium-nickel cobalt manganese oxide (Li-NCM); Lithium iron phosphate (LFP)

22 % 31 % 26,5 %

Polymer/other (Binder) < 1 % 3 % ca. 2 %

Auxiliary solvent < 1 % 11 % ca. 6 %

Separator 2 % 3 % 2,5 % Polymer (Polyolefin) 2 % 3 % 2,5 %

Cell Casing 3 % 20 % 11,5 % Aluminium casing and pouch material (Polypropylene resin) 3 % 20 % 11,5 %

Electrolyte 8 % 15 % 11,5 % Carbonate solvents (Ethyl carbonate, Lithium fluoride, Phospho-rus pentachloride) 7 % 13 % 10 %

Lithium hexafluorophosphate (LiPF6) 1 % 2 % 1,5 %

Battery Management System (BMS) 2 % 2 % Copper wiring 1 % 1 %

Steel 1 % 1 %

Printed wire board < 1 % <1 %

Battery Pack Casing/Housing 17 % 23 % 20 % Polypropylene/polyethylene terephthalate Steel (housing material) 17 % 23 % 20 %

Passive Cooling System 17 % 20 % 18,5 % Steel and aluminum (sheet metals) 17 % 20 % 18,5 %

162 In Anlehnung an EPA (2013), S. 33.

VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH (VDI ZRE)Bertolt-Brecht-Platz 310117 BerlinTel. +49 30-2759506–0Fax +49 30-2759506–[email protected]