Autor: Bernhard Suter —

In klimatisch günstigen Regionen sind Hybridkraftwerke aus Solar/Wind und Speichern inzwischen die billigste Quelle für die Grundlastversorgung mit Strom.

Wir wollten sehen, inwiefern dieses Modell auch auf die Schweiz anwendbar ist, trotz unserer wechselhaften und stark saisonalen Klimabedingungen.

Dafür haben wir ein eigenes Modell entwickelt. Es berechnet die in unserem letzen Beitrag vorgestellte neue F-LCOE-Metrik (“Firm LCOE”), d.h. Geglättete Gestehungskosten. Das Prinzip dahinter: F-LCOE ist der Preis für den Strom inklusive der Garantie, dass er auch dann fliesst, wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht.

Das Ziel für unser fiktives Hybridkraftwerk ist die kontinuierliche Erzeugung mit einer Leistung von 1 MW und zwar rund um die Uhr 24/7/365 – mit einer definierten Zuverlässigkeit.

Zur Veranschaulichung können wir uns vorstellen, dass der bestehende Solar- und Windpark auf dem Mont-Soleil um einen grossen Batteriespeicher erweitert wird, damit die Anlage eine vollkommen konstante Produktionsmenge liefern kann.

Eine konstante Produktion oder Grundlast ist für den Netzbetrieb nicht unbedingt wünschenswert, aber es ist eine einfache, gut vergleichbarer Standard auf dem sich auch langfristige Lieferverträge einfach aufbauen lassen.

Hier sind die Berechnungen für Hybridanlagen mit Batteriespeicher plus erneuerbarer Erzeugung aus entweder PV, Wind oder einer Kombination aus beiden (PV und Wind) für verschiedene Zuverlässigkeitsniveaus.

Die unten stehende Grafik zeigt die Kosten inkl. der Glättung für verschiedene Kombinationen von Produktionsarten in Abhängigkeit der Zuverlässigkeit. Je grössere Zuverlässigkeit verlangt wird, desto höher steigen die Kosten.

Die Zuverlässigkeit misst, welcher Anteil der konstanten Produktion nicht wie versprochen geliefert werden konnte. Traditionelle Grundlast-Kraftwerke wie AKW, Kohle oder Gas haben eine Zuverlässigkeit von ca. 80-95%, hauptsächlich wegen geplanter Wartung oder ungeplanten Ausfällen.

Für eine Zuverlässigkeit von 95% sind die Glättungskosten für PV & Wind ca. 50 Fr. pro MWh, für Wind ca. 70 Fr. pro MWh. und für PV ca. 170 Fr. pro MWh.

Trotz den weniger als idealen Bedingungen ist die Glättungsprämie für die Kombination von PV & Wind in etwa vergleichbar mit den im Bericht publizierten Prämien für Wind an der Nordsee oder PV in den Wüsten von Spanien.

Wir sehen auch, dass Wind in der Schweiz generell zeitlich ausgeglichener ist als PV und daher eine viel geringere Glättungsprämie hat.

In den folgenden 2 Grafiken sehen wir die Aufteilung der Kosten für dies Konfigurationen mit PV & Wind sowie nur PV. Der optimale Mix von PV & Wind ist in etwa eine Produktion von einem Viertel PV und drei Viertel Wind.

Je nach Situation entstehen die Glättungskosten aus eine Kombination von Speicherkosten oder Überkapazität – d.h. es muss mehr erneuerbare Produktion gebaut werden als nötig ist um den eigentlichen Energiebedarf zu decken.

Wir sehen, dass auch für eine relativ tiefe Zuverlässigkeit wie 50 % die reine PV-Erzeugung schon verhältnismäßig viel Batteriespeicher braucht. Um höhere Zuverlässigkeit zu erreichen muss vor allem mehr PV Überkapazität gebaut werden, da die Abregelung von Überproduktion zum Ausgleich von saisonalen Differenzen von PV Produktion billiger ist als zusätzlicher Batteriespeicher.

Abhängigkeit von Speicherkosten

Da die Kosten-Schätzungen für Batteriespeicher sehr spekulativ sind, haben wir hier noch zusätzlich die Glättungsprämien mit verschiedenen Batteriekosten berechnet. Von 50% billiger, was noch einigermassen realistisch ist bis zu 90% und 99% – also 10mal bis 100mal billiger ist, was schon eher im Bereich des Wunschdenkens liegt, vor allem wenn man die Kosten für Land, Bauarbeiten, Planung und Verwaltung mit einbezieht.

Eine interessante Beobachtung ist: wenn die Speicherkosten irgendwo zwischen 10x bis 100x billiger sind als heutige Batteriespeicher, dann wir saisonaler Speicher plötzlich billiger als der Bau von Überkapazität & Abregelung.

Betrachten wir die reine Überproduktion, unabhängig von Kosten, so sehen wir in der Grafik unten, dass bis zu diesem Kipppunkt sinkende Batteriekosten für das Schweizer PV Produktionsprofil keine nennenswerte Verbesserung bringen. Die starken saisonalen Produktionsunterschiede würden eine konstante Grundversorgung auf der Basis von PV alleine sehr teuer machen.

Fazit

Die gute Nachricht, die wir aus diesen Berechnungen ableiten können ist, dass mit einer Kombination von Wind & grossen PV Anlagen plus Batteriespeicher auch in der Schweiz eine zuverlässige Grundversorgung mit Strom gewährleistet werden könnte. Und dies zu billigeren Preisen als ein neues AKW mit vergleichbarer Zuverlässigkeit und Gestehungskosten von vermutlich weit mehr als 130 Fr. / MWh.

Um in der der Schweiz mit 85% Zuverlässigkeit konstant 1 MW zu erzeugen braucht es eine installierte Leistung von ca. 3 MWp PV, 4 MWp Wind und 1 MW/5.5 MWh Speicher. Dadurch entstehen F-LCEO Gestehungskosten von ca. 100 Fr. / MWh.

Wie die Analyse “Dream-Team Wasserkraft & Solar” zeigt, hat die Schweiz dank den bestehenden Speicher-Wasserkraftwerken in den Alpen schon mehr als genug kurz- und langfristigen Speicher zum Ausgleich zusätzlicher PV Produktion hat. In der Praxis wären also die Glättungskosten in der Schweiz markant tiefer als in unserem isolierten Modell.

Anhang: Methodik zur F-LCOE Berechnung

Die F-LCOE Metrik besteht aus den Gestehungskosten (LCOE) für die eigentliche Erzeugung des Stroms sowie den “Glättungskosten” für Speicherung oder Überproduktion damit das erwartete konstante Profile erreicht wird.

Die geschätzten Gestehungskosten für Wind und Solar in der Schweiz berechnen wir nicht selbst sonder brauchen die Angaben der Axpo von 80 Fr. pro MWh für Windkraft beziehungsweise Freiflachen-PV in der Schweiz. Diese Zahlen sind im internationalen Vergleich ziemlich hoch, entsprechen aber vermutlich der Schweiz als Hochpreis-Land.

Für das geschätzte stündliche Produktionsprofil unserer fiktiven Anlage benutzen wir die schweizweite PV & Wind Prognose welche täglich von der Swissgrid erstellt wird und wir über die Open-Data Platform des Verband der Europäischen Netzbetreiber (ENTSO-E) abrufen können. Dies entspricht dem durchschnittlichen Profil der Schweiz über alle Mikro-Klimazonen (nördlich und südliche der Alpen bzw. zentrale Alpentäler wie Wallis oder Engadin) und nicht dem Profil an einem bestimmten Ort.

Für die geschätzten Speicherkosten brauchen wir die Speicher Technologiebericht der dänischen Energieagentur. Die Kosten für Batteriezellen oder Module sinken im Moment sehr stark, wobei die Kosten für Land, Bauarbeiten und Anwälte welche auch in der Schweiz einen grossen Anteil an einem Batteriespeicher ausmachen nicht sinken. Unsere Annahmen kommen damit auf Investitionskosten von ca. 160 Fr. pro kW für die Leistungselektronik, Trafos und Netzanschluss sowie 140 Fr. pro kWh für die Batteriemodule. Für ein integriertes Modul mit 4h Dauer (also Speicher : Leistung = 4:1) wäre dies etwa 180 Fr pro KWh schlüsselfertig installiert.

Diese Zahlen sind sehr spekulativ und falls jemand konkrete Zahlen für ein schlüsselfertiges Batteriekraftwerk in der Schweiz hat wäre wir für die Angaben sehr dankbar.

Die eigentliche Berechnung ist eine Anwendung von linearer Optimierung (linear programming), welches die Kosten minimiert unter einer einer Vielzahl von Einschränkungen, welche das Verhalten des Systems definieren.

Das folgende Python Programm basierend auf der ENTSO-E Daten API und der PuLP LP-Solver Bibliothek zeigt die Details des F-LCOE Modells in Detail:

Code für F-LCOE Berechnung