Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 1/107 Gebäudeintegration von gebrauchten Batterien als Second-Life Stromspeichersysteme Eine techno-ökonomische Analyse zur Machbarkeit und die Quantifizierung von Umweltauswirkungen Fachhochschule Nordwestschweiz FHNW Hochschule für Architektur, Bau und Geomatik HABG Institut Energie am Bau IEBau St. Jakob-Strasse 84, CH-4132 Muttenz Internet: http://www.fhnw.ch/habg/iebau Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 2/107 Dr.-Ing. Achim Geissler Leiter Forschungsgruppe Bau Tel. 061 467 44 51 E-mail: achim.geissler@fhnw.ch Claudio Menn Wissenschaftlicher Assistent Tel. 061 467 42 78 E-mail: claudio.menn@fhnw.ch David Pascal Kim Wissenschaftlicher Assistent Falk Dorusch Wissenschaftlicher Mitarbeiter Tel. 061 467 46 06 E-mail: falk.dorusch@fhnw.ch Muttenz, September 2015 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 3/107 1 Zusammenfassung Der Bestand an Elektrofahrzeugen mit Lithium basierter Batterietechnologie wächst in der Schweiz jährlich. Die Mengen an ausser Verkehr gesetzter Batterien werden infolge zunehmen. Zurzeit werden Batterien nach der Nutzung in Elektrofahrzeugen in der Regel einem energetischen Recycling zugeführt. Die Produktion sowie das Recycling von Lithium basierten Batterien sind energie- und rohstoffintensiv. Dadurch wird die Umwelt belastet. Mit der Nachnutzung von gebrauchten Batterien aus der Elektromobilität als 2nd-Life Stromspeicher – engl. „Bat- tery Energy Storage“ (BES) – in Wohngebäuden kann diese Umweltbelastung reduziert werden. Im Projekt UTF 473.03.14 wird auf der Grundlage der Nettokapitalwert-Methode die Investitionsentscheidung aus der Perspektive von Prosumern1 für 2nd-Life BES Systemen untersucht. Dabei werden Annahmen zur Markt- situation in der Schweiz während dem Investitionszeitraum 2015-2040 getroffen und zugrunde gelegt. Zudem wird die Umweltentlastung durch die Nachnutzung von Batterien aus der Mobilität mithilfe von Ökobilanz- Methoden quantifiziert. Im Rahmen des Projektes werden weiter 2nd-Life BES in Pilotanlagen umgesetzt, erste Messdaten ausgewertet und die Erfahrungen zum Thema Brandschutz dargelegt. Modul A: Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life-BES Anhand des Nettokapitalwerts – engl. „Net Present Value“ (NPV) – werden mit der Anzahl Restentladezyklen gebrauchter Batterien als Parameter die optimale Grösse der Photovoltaik (PV)-Anlage und die optimale zu in- stallierende Kapazität des Batteriespeichers berechnet, die eine maximale Wirtschaftlichkeit des 2nd-Life BES ergeben. Zu der optimalen Konfiguration werden jeweils die Stromgestehungskosten – engl. „Levelized Cost of Electricity“ (LCOE) – von 2nd-Life Systemen analysiert und herkömmlichen Stromspeichern gegenübergestellt. Abschliessend wird in einer Sensitivitätsanalyse der Einfluss einzelner Parameter auf die Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life BES untersucht. Die Ergebnisse gem. der Zielvereinbarung 1 (siehe A4.1) zeigen, 2nd-Life BES können in Kombination mit PV- Anlagen bereits heute eine wirtschaftliche Investition darstellen. Vorausgesetzt eine gewisse Systemgrösse wird erreicht und die 2nd-Life Zellen/Batterien weisen mindestens 800 Restentladezyklen auf. Für die betrachteten Strommarktszenarien resultiert für das untersuchte Mehrfamilienhaus (MFH) ein mittlerer NPV von 276 CHF (durchschnittlicher interner Zinsfuss (engl. “Internal Rate of Return“ (IRR)): 4 %) bei 800 Restentladezyklen resp. 1‘462 CHF (Ø IRR: 4.5 %) bei einem 2nd-Life BES mit 6400 Restentladezyklen (herkömmliche BES weisen bis zu 15‘000 Entladezyklen auf (siehe A1.2.1.8)). Die Ergebnisse zum untersuchten Einfamilienhaus (EFH) zeigen kei- nen positiven NPV für die gerechneten Systemgrössen (PV kombiniert mit 2nd-Life BES). Aus der Untersuchung geht zudem hervor, dass bei den aktuellen Randbedingungen hinsichtlich Strompreis und Vergütung eine PV- Anlage ohne zusätzlichen Speicher in aller Regel wirtschaftlicher ist. Die optimale Systemgrösse für das untersuchte Mehrfamilienhaus (MFH) zeigt eine PV-Leistung von bis zu 15 kWp (≈ 13.9 Wp/m 2 AE) auf und eine nutzbare Kapazität von bis zu 7 kWh (≈ 6.5 Wh/m 2 AE) (2 nd-Life BES) bei 4800 bis 6400 verfügbare Restentladezyklen. Beim untersuchten Einfamilienhaus beträgt die optimale Systemgrösse 3 kWp (≈ 16 Wp/m 2 AE) bei der PV Anlage und 2 kWh (≈ 10.7 Wh/m 2 AE) nutzbare Kapazität aus dem 2 nd-Life BES, vorausgesetzt 5600 bis 6400 Restentladezyklen sind verfügbar. Aufgrund der relativ kleinen ermittelten optima- len Systemgrösse reichen die PV-Erträge und die Stromeinsparungen aus dem 2nd-Life BES nicht für ein selbstra- gendes System aus. Die Untersuchung zeigt, dass 2nd-Life BES Systeme in üblicher Grösse für Wohngebäude wirtschaftlicher sind als herkömmliche Stromspeicher. Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten (LCOE) von 2nd-Life BES in MFH unterschreiten 50 Rappen pro kWh und kosten somit nahezu halb so viel wie herkömmliche Stromspeicher (vo- rausgesetzt 6400 Restentladezyklen sind verfügbar und eine Systemgrösse von 13-15 kWp und 4-7 kWh nutzbare Kapazität sind installiert). Die LCOE betragen beim untersuchten EFH im besten Fall über 1 CHF pro kWh in 2nd- Life BES Systemen mit 5600 bis 6400 verfügbarer Restentladezyklen (PV: 2 kWp). Eine ±33 % Veränderungen der Basiskosten eines 2nd-Life BES und des Hochtarifs bei Bezügen aus dem Strom- netz beeinflussen die Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life BES relativ stark im Vergleich mit anderen BES-spezifischen 1 Unter Prosumern werden in diesem Bericht Gebäude verstanden, die gleichzeitig Elektrizität erzeugen (mithilfe ei- ner PV-Anlage) sowie Strom aus dem Netz beziehen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 4/107 Parametern. Zudem zeigen die Ergebnisse aus der Sensitivitätsanalyse einen relativ starken negativen Effekt aus der Herabsetzung der möglichen maximalen Entladetiefe (DOD) von 60 % auf ca. 40 % bei 2nd-Life BES Systemen. Der Kostenvorteil von 2nd-Life BES Systemen gibt einen Anreiz für Hersteller, die Entwicklung von marktfähigen Produkten voranzutreiben. Eine weitere Verringerung des DOD max. ist in der Produkteentwicklung möglichst zu verhindern. Zudem sollte für tiefere Basiskosten die gleichstromseitige Einbindung von 2nd-Life BES geprüft wer- den. Die Tarifsysteme in der Schweiz geben zurzeit einen relativ geringen Anreiz zur Zwischenspeicherung von Solar- strom in BES Systemen. In Hinblick auf die positive Wirkung der Energiespeicherung auf die Netzstabilität, aus- gehend von einer reduzierten Einspeisung während Spitzenzeiten, gewinnt die Entwicklung alternativer Tarifsys- teme an Bedeutung. Diese Arbeit ist weitergehender Forschung vorbehalten. Modul B: Umweltbelastung von 2nd-Life-BES Auf der Grundlage der drei Szenarien "Weiter wie bisher" (WWB), "Neue Energiepolitik" (NEP) und "Politische Massnahmen" (POM) der Energieperspektiven 2050 des Bundes wird, unter der Prämisse, dass Batteriespeicher in Gebäuden mit PV-Anlagen für das künftige Stromnetz notwendig sind, der Umweltnutzen des Einsatzes von gebrauchten Lithium-Ionen-Batterien aus Elektrofahrzeugen als stationäre Stromspeicher in Gebäuden unter- sucht. Es wird berechnet, welche Speicherkapazität an herkömmlichen (neuen) Batteriespeichern durch wiederver- wendbare gebrauchte Batterien substituiert werden kann (substituierbare Nennkapazität). Das Substitutionspo- tenzial wird mit ausgewählten Wirkindikatoren wie dem Treibhauspotenzial (GWP), dem kumulierten Energie- aufwand (CED) und die Umweltbelastungspunkte (UBP) analysiert. Weiter wird untersucht, welcher Anteil des infolge hoher Einspeiseleistungen solar generierter Elektrizität erwarteten zusätzlichen Speicherbedarfs durch die zukünftig zur Verfügung stehende nutzbare Kapazität an 2nd-Life-BES aufgefangen werden kann. Folgende wesentliche Ergebnisse gem. der 2. Zielvereinbarung (siehe A4.1) konnten erarbeitet werden: - Eine gegebene Nennkapazität an 2nd-Life Batterien kann nur einen Teil der entsprechenden Nennkapazität neuwertiger Batterien ersetzen. Die substituierbare Nennkapazität durch eine kWh 2nd-Life-BES beträgt ca. 0.15 kWh (1000 Restentladezyklen). - Im Jahr 2050 können in den drei Szenarien ca. 760 bis 1170 MWh an herkömmlichen Speichern durch 2nd- Life-Speicher substituiert werden. - Das Treibhauspotenzial der Batterien kann im selben Jahr damit um ca. 11'000 bis 16'000 t CO2-Äquivalente gesenkt, der kumulierte Energieaufwand um ca. 207'000 bis 305'000 GJ verringert und die Umweltbelas- tungspunkte (UBP) um ca. 35 bis 50 Milliarden reduziert werden. - Der Speicherbedarf gemäss der Studie „Energiespeicher in der Schweiz“ (KEMA 2013) kann in allen Szenari- en durch BES aus 2nd-Life Batterien gedeckt werden Die Resultate zeigen damit, dass der Einsatz von 2nd-Life-BES in stationären Anwendungen einen signifikanten Beitrag zur Reduktion der Umweltbelastung durch Batterien leisten kann. So zeigt die GWP-Berechnung, dass 2nd-Life-BES im Jahre 2050 ca. 0,59 % (NEP) bis 0,90 % (POM) zur jährlichen Reduktion von CO2-Äq. gemäss den Zielen des Bundesrates zur Senkung von Treibhausgasemissionen beitragen können. Eine Zunahme der verfüg- baren Restentladezyklen würde dieses Potential erhöhen. Modul C: Pilotanlage Die Umsetzbarkeit von 2nd-Life BES wird gemäss Zielvereinbarungen 3. – 6. (siehe A4.1) anhand von zwei Pilotan- lagen im Raum Basel demonstriert. Das Material der BES stammt von zwei Schweizer Elektrofahrzeugherstellern. Zwei unterschiedliche 2nd-Life-Speicherssytemen konnten im Probebetrieb erfolgreich betrieben werden. Die Erprobung lieferte Ergebnisse zu speicherbaren Elektrizitätsmengen und zum Lade- und Entladeverhalten der Batterien. Die erste Pilotanlage, welche den ReeVolt-Speicher nutzt, wurde im Juli 2015 in Betrieb genommen. Die Installation des zweiten 2nd-Life-BES im Projekt „Gundeldinger Feld“ in Basel erfolgt im vierten Quartal 2015. Weitere Pilotanlagen befinden sich in der Konzept- und Planungsphase. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 5/107 Modul D: Brandschutz Die kantonalen und bundesweiten Regelwerke definieren umfangreiche Anforderungen an den Brandschutz elektrischer Anlagen. Sie beinhalten bauliche und technische Rahmenbedingungen für die Ausrüstung und den Betrieb der Anlagen. Die Anforderungen können auf 2nd-Life BES-Systeme übertragen und für die Planung und den Bau der Pilotanlagen genutzt werden (siehe Zielvereinbarung 7 in A4.1). Der internationale Standardisierungsprozess ist derzeit stark auf spezifische Brandschutz- und Sicherheitsaspek- te auf Zellebene ausgerichtet. Es ist zu erwarten, das zukünftige Regularien auch zur Steigerung des Schutzni- veaus bei gebäudeintegrierten BES-Systemen führen werden. Die Industrie hat den Sicherheitstrend bei Lithiumspeichern aufgegriffen und bietet Materialien und Technolo- gien zur Brandvermeidung und Risikominimierung an. Die Technologien sind praxistauglich und umsetzbar. An der Pilotanlage am Gundeldinger Feld in Basel werden Brandschutzmassnahmen z.B. in Form eines feuerbestän- digen Batterieschrankes oder durch räumliche Trennung des Speichers in einem separaten Raum realisiert. Bei Berücksichtigung geltender Sicherheitsstandards kann davon ausgegangen werden, dass 2nd-life BES-Systeme kein erhöhtes Brandrisiko auf Gebäude und Anlagen hervorrufen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 6/107 Zusammenfassung ................................................................................................ 3 I. Tabellenverzeichnis ...................................................................................... 9 II. Abbildungsverzeichnis ................................................................................ 10 III. Abkürzungsverzeichnis ............................................................................... 12 1 Einführung ................................................................................................. 14 1.1 Ausgangslage .................................................................................................................................. 14 1.2 Zielsetzung und Aufbau der Arbeit ................................................................................................... 15 1.3 Abgrenzung .................................................................................................................................... 15 2 Modul A Wirtschaftlichkeit 2nd-Life Stromspeicher ..................................... 17 2.1 Einleitung ....................................................................................................................................... 17 2.2 Forschungsfragen ............................................................................................................................ 17 2.3 Aufbau Modul A.............................................................................................................................. 17 2.4 Ergebnisse ...................................................................................................................................... 18 2.4.1 Deskriptive Kennzahlen .............................................................................................................................. 18 2.4.2 Wirtschaftlichkeit 2nd-Life Stromspeicher mit PV ...................................................................................... 20 2.4.3 Wirtschaftlich optimale Systemgrössen .................................................................................................... 21 2.4.4 2nd-Life vs. Herkömmliche BES Systeme .................................................................................................... 24 2.4.5 Sensitivitätsanalyse .................................................................................................................................... 24 2.5 Schlussfolgerung und Ausblick ......................................................................................................... 25 3 Modul B Umweltnutzen ............................................................................. 27 3.1 Einleitung ....................................................................................................................................... 27 3.2 Forschungsfragen ............................................................................................................................ 27 3.3 Aufbau Modul B .............................................................................................................................. 28 3.4 Systemgrenzen und Rahmen der Arbeit ........................................................................................... 28 3.5 Ergebnisse ...................................................................................................................................... 31 3.5.1 Ergebnisse Modellrechnungen substituierbare Kapazität ......................................................................... 31 3.5.2 Umweltauswirkungen der Batterie ............................................................................................................ 33 3.5.3 Umweltnutzen aus der substituierbaren Kapazität ................................................................................... 36 3.5.4 Gegenüberstellung der installierten nutzbaren Kapazität und des Bedarfs an dezentralen Speicherlösungen ................................................................................................................................................... 37 3.6 Schlussfolgerung und Ausblick ......................................................................................................... 37 4 Modul C Pilotanlage ................................................................................... 40 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 7/107 4.1 Einleitung ....................................................................................................................................... 40 4.2 Fragestellungen .............................................................................................................................. 40 4.3 Materialbeschaffung gebrauchter Batterien ..................................................................................... 40 4.3.1 Allgemeines ................................................................................................................................................ 40 4.3.2 ReeVolt! Stromspeicher mit BikeTec Batterien ......................................................................................... 40 4.3.3 Dreifels Batteriesysteme ............................................................................................................................ 40 4.3.4 KYBURZ Batteriesysteme ........................................................................................................................... 41 4.4 Pilotanlagen 2nd-Life BES ................................................................................................................. 42 4.4.1 Pilotregion 2000-Watt-Gesellschaft Basel / P+D Projekte BFE .................................................................. 42 4.4.2 Pilotanlage Gundeldinger Feld ................................................................................................................... 42 4.4.3 Einfamilienhaus Nemeth, Riehen BS .......................................................................................................... 45 4.4.4 Machbarkeitsstudie Werkhof Riehen. ....................................................................................................... 47 4.4.5 Machbarkeitsstudie Alterssiedlung Drei Brunnen ..................................................................................... 49 4.5 Gegenüberstellung 2nd-Life BES Pilotanlagen und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ............................. 50 4.6 Erste Messergebnisse ...................................................................................................................... 51 4.6.1 Vorversuche am ReeVolt-Speicher ............................................................................................................ 51 4.6.2 Einfamilienhaus Nemeth ............................................................................................................................ 51 4.6.3 Testmessungen am Dreifels-2nd-Life BES ................................................................................................... 52 4.7 Schlussfolgerungen ......................................................................................................................... 54 5 Modul D Brandschutz ................................................................................. 55 5.1 Überblick ........................................................................................................................................ 55 5.2 Fragestellungen .............................................................................................................................. 55 5.3 Brandrisiko BES ............................................................................................................................... 55 5.4 Regelwerke ..................................................................................................................................... 56 5.4.1 Schweizerische Regelwerke ....................................................................................................................... 56 5.4.2 Internationale Regelwerke und sonstige Literaturstellen ......................................................................... 57 5.4.3 Definition von Schutzzielen ........................................................................................................................ 58 5.5 Maximalanforderungen an Brandschutzmassnahmen bei BES .......................................................... 58 5.5.1 Anforderungen an die Gestaltung des Batterieraumes ............................................................................. 58 5.5.2 Anforderungen an die Konstruktion stromführender Teile des BES und dessen Installation im Gebäude59 5.5.3 Anforderungen an die Lüftung ................................................................................................................... 59 5.5.4 Verhalten bei Störereignissen .................................................................................................................... 60 5.5.5 Eingangskontrolle ....................................................................................................................................... 60 5.6 Brandschutz und Sicherheitseinrichtungen der Pilotanwendungen ................................................... 61 5.7 Diskussion der Ergebnisse ............................................................................................................... 61 5.8 Konklusion ...................................................................................................................................... 62 Literaturverzeichnis ............................................................................................. 63 Anhang ................................................................................................................ 69 A1 Modul A Wirtschaftlichkeitsrechnung .............................................................................................. 69 A1.1 Modell Eingabegrössen .............................................................................................................................. 69 A1.2 Datengrundlage ......................................................................................................................................... 80 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 8/107 A2 Modul B Umweltnutzen .................................................................................................................. 90 A2.1 Grundlagen................................................................................................................................................. 90 A2.2 Modell Eingabegrössen .............................................................................................................................. 96 A2.3 Datengrundlage ......................................................................................................................................... 98 A3 Marktrecherchen zu Brandschutztechnologien für BES ................................................................... 106 A4 Rahmenbedingungen .................................................................................................................... 107 A4.1 Zielvereinbarung ...................................................................................................................................... 107 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 9/107 I. Tabellenverzeichnis Tabelle 1 Vergleich des Speicherbedarfs mit der installierten nutzbaren Kapazität ................................... 37 Tabelle 2 Anteil erneuerbarer Energien (ohne Wasserkraft) an der mittleren Bruttoerzeugung in den drei Szenarien der EP 2050 .................................................................................................................. 38 Tabelle 3 Technische Daten gebrauchte Batterien (Dreifels AG 2014). ....................................................... 41 Tabelle 4 Technische Daten gebrauchte Batterien (Kyburz AG 2014). ........................................................ 41 Tabelle 5 Nomenklatur Wirtschaftlichkeitsberechnung. ............................................................................. 69 Tabelle 6 Nomenklatur Wirtschaftlichkeits- und Umweltnutzenmodell. .................................................... 70 Tabelle 7 Datengrundlage Batteriespeicher. ................................................................................................ 80 Tabelle 8 Datengrundlage Photovoltaik-Anlage. .......................................................................................... 83 Tabelle 9 Kennzahlen zur EFH- und MFH- Gebäudevariante. ...................................................................... 85 Tabelle 10 Datengrundlage der Gebäudevarianten üblicher Dämmstärke, Standort Olten. ......................... 86 Tabelle 11 Heizwärme- und Warmwasserbedarf der Gebäudevarianten üblicher Dämmstärke, Standort Olten. ............................................................................................................................................ 86 Tabelle 12 Datengrundlage Strommarkt. ....................................................................................................... 88 Tabelle 13 Basiswerte für die Inflation und der Diskontierungsrate. ............................................................ 89 Tabelle 14 Szenarien zum Strommarkt und Fördermodell. ........................................................................... 89 Tabelle 15 Modifikation des Wirkungsgrades in den Szenarien .................................................................... 93 Tabelle 16 Verwendete Formelzeichen, Indizes und deren Bezeichnung. ..................................................... 96 Tabelle 17 Datengrundlage Lithium-Ionen-Batterien. ................................................................................... 98 Tabelle 18 Datengrundlage Szenarien Elektromobilität ............................................................................... 101 Tabelle 19 Datengrundlage zur Berechnung der mittleren Batteriekapazität der Elektrofahrzeug in der Schweiz zum Jahr 2013 ............................................................................................................... 103 Tabelle 20 Entwicklung der Batteriekapazität nach Antriebstechnologie und Fahrzeugklasse bis 2050, Quelle: Haan and Zah (2013) ...................................................................................................... 104 Tabelle 21 Entwicklung der EV-Flottenstruktur bis 2050, Quelle: Haan and Zah (2013) und eigene Annahmen .................................................................................................................................. 104 Tabelle 22 Entwicklung der prozentualen Anteile der EV-Neuwagen an der ganzen PW-Flotte Quelle: (prognos 2012a) .......................................................................................................................... 104 Tabelle 23 Datengrundlage zur Berechnung der jährlich ersetzten Altwagen, Quelle: BFS (2014b), auto- schweiz (2014) ............................................................................................................................ 104 Tabelle 24 Datengrundlage Bedarf an dezentralen Speichern ..................................................................... 105 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 10/107 II. Abbildungsverzeichnis Abbildung 1 Übersicht methodisches Vorgehen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung. .................................... 18 Abbildung 2 Berechnete Eigendeckungsrate EFH (Verbrauch: grüne Markierung) bei unterschiedlicher PV- und BES- Systemgrösse. ................................................................................................................ 19 Abbildung 3 Berechnete Eigendeckungsrate MFH (Verbrauch: grüne Markierung) bei unterschiedlicher PV-, BES- Systemgrösse. ....................................................................................................................... 19 Abbildung 4 Berechnete Eigenverbrauchsrate für EFH und MFH bei unterschiedlicher PV- und BES- Systemgrösse. ............................................................................................................................... 20 Abbildung 5 NPV für EFH und MFH PV-2nd-Life-BES-Systeme mit unterschiedlicher Anzahl Restentladezyklen Quelle:(Menn/Geissler 2015). ...................................................................................................... 21 Abbildung 6 Wirtschaftlich optimale PV Systemgrösse EFH, MFH bei WWB- und NEP- Szenario. ................... 22 Abbildung 7 MFH: NPV Gesamtsystem (PV inkl. 6400-2nd-Life BES) und 2nd-Life BES gesondert betrachtet bei unterschiedlicher Systemgrösse (gemittelt aus WWB und NEP Szenario) ................................... 23 Abbildung 8 EFH: NPV Gesamtsystem (PV inkl. 6400-2nd Life BES) und 2nd-Life BES gesondert betrachtet bei unterschiedlicher Systemgrösse (gemittelt aus WWB und NEP Szenario) ................................... 24 Abbildung 9 Stromgestehungskosten 2nd-Life BES im Vergleich zu herkömmlichen BES (optimale Systemgrösse, Durchschnittswerte der NEP und WWB Szenarien) Quelle: (Menn/Geissler 2015). ...................................................................................................................................................... 24 Abbildung 10 Sensitivitätsanalyse für MFH, Szenario NEP, 15 kWp PV- 7 kWh 2 nd-Life-BES (6400 Restentladezyklen) Quelle:(Menn/Geissler 2015). ....................................................................... 25 Abbildung 11 Übersicht auf den Aufbau der Eingabeparameter-Modellierung. ................................................ 28 Abbildung 12 Systemgrenzen der betrachteten BES. ........................................................................................ 29 Abbildung 13 Dezentrale Einspeisung in die Schweizer Netzebenen 5 und 7 mit der Integration von dezentralen Speichern Quelle: SMA (2012) (Graphik angepasst). ............................................... 30 Abbildung 14 Substitution von einem kWh herkömmlichen Speicher (∆ρmdod=0.75 und ∆LC=0.20)............. 31 Abbildung 15 Vergleich Substituierbare Nennkapazität und Wiederverwendbare Nennkapazität ................... 32 Abbildung 16 Entwicklung der Anzahl Elektro-Neuwagen und der substituierbaren Kapazität ......................... 32 Abbildung 17 Entwicklung der mittleren Batteriekapazität, die entsprechende Batteriemasse und die Energiedichte. ............................................................................................................................... 33 Abbildung 18 Reduktion Umweltauswirkungen von Batterien durch Berücksichtigung der Zukunftsszenarien hinsichtlich Strommix und Kupfer-Gewinnung ............................................................................. 34 Abbildung 19 Reduktion von GWP, CED, ADP und UBP in der funktionellen Einheit pro kWh Speicherkapazität in den Szenarien NEP und POM gegenüber heutigen Batterien infolge der Anpassung von Strommix und Kupfer-Gewinnung ................................................................................................ 34 Abbildung 20 Reduktion GWP von Lithium-Ionen-Batterien durch die erwartete Steigerung der Energiedichte ...................................................................................................................................................... 35 Abbildung 21 GWP, CED, ADP und UBP in der funktionellen Einheit pro kWh Speicherkapazität heute und in den drei Szenarien. In der zukünftigen Batterie sind die Modifikationen der Prozesse hinsichtlich Strommix und Kupfer-Gewinnung sowie die Energiedichtesteigerung berücksichtigt ................ 36 Abbildung 22 Umweltnutzen, ausgedrückt in den Grössen GWP, CED, ADP und UBP sowie die substituierbare Nennkapazität ............................................................................................................................... 37 Abbildung 23 Fotomontage und Fassadenansichten des Kohlesilos Gundeldinger Feld Quelle: (in situ 2014). 43 Abbildung 24 Grundriss Untergeschoss Kohlesilo Gundeldinger Feld Quelle: {in situ 2014 #70}. ..................... 43 Abbildung 25 Systemtopologie 2nd-Life BES Gundeldinger Feld. ........................................................................ 44 Abbildung 26 Installationsschema 2nd-Life BES Gundeldinger Feld (Brunner et al. 2014), modifiziert. ............. 44 Abbildung 27 Aussenansicht EFH Nemeth, eingebauter ReeVolt-Speicher. ....................................................... 45 Abbildung 28 Installationsschema (Holinger Solar 2015). .................................................................................. 46 Abbildung 29 Betriebskonzept Energiedatenerfassung und Solar-elektrische Nachbeheizung. ........................ 47 Abbildung 30 Dachaufsicht Werkhof Riehen (Quelle: Google Maps, modifiziert). ............................................. 48 Abbildung 31 Systemtopologie 2nd-Life- BES Werkhof Riehen. .......................................................................... 49 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 11/107 Abbildung 32 Aussenansicht (links) und Dachplan der PV-Anlage (rechts), Alterssiedlung Drei Brunnen, Riehen. ...................................................................................................................................................... 50 Abbildung 33 Tagesganglinien der PV-Ertragsleistung (orange Linie) und der Ladeleistung des BES (grüne Linie). ............................................................................................................................................ 52 Abbildung 34 Tagesganglinien der Verbrauchsleistung (blaue Linie) und der Entladeleistung des BES (rote Linie). ............................................................................................................................................ 52 Abbildung 35 2nd- Life BES (4 kWh) Messdaten aus Testbetrieb 26.06.15 19:00- 27.06.15 12:0 Uhr Quelle:(Dreifels AG 2015). ............................................................................................................ 53 Abbildung 36 2nd- Life BES (8 kWh) Auszug Messdaten aus Testbetrieb 10.06.15 18:20- 17.07.15 18:20 Quelle:(Dreifels AG 2015). ............................................................................................................ 53 Abbildung 38 Verhalten bei Störereignissen in Anlehnung an (IEC 2010). ......................................................... 60 Abbildung 39 Methodisches Vorgehen zur Berechnung des Gesamtverbrauchs el. Energie der Gebäudevarianten ........................................................................................................................ 75 Abbildung 40 Max. Entladungstiefe herkömmlicher BES (n: 151) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. ............... 81 Abbildung 41 Wirkungsgrad herkömmlicher BES (n: 122) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. .................................... 81 Abbildung 42 Restentladezyklen herkömmlicher BES (n: 150) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. ........................ 82 Abbildung 43 Kosten herkömmliche BES (n: 135) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013)......... 82 Abbildung 44 Preisentwicklung Speicherkapazität herkömmlicher und 2nd-Life BES (2015-2040). ................... 83 Abbildung 45 Stromerzeugung p.a. in Abhängigkeit der kWp Leistung einer 30° geneigten, südlich ausgerichteten PV-Anlage mit Standort Olten. ............................................................................ 84 Abbildung 46 Einfamilienhaus: Süd- und Westfassade Quelle: (Elgart 2012)..................................................... 85 Abbildung 47 Mehrfamilienhaus: Dachaufsicht und Südfassade Quelle: (aardeplan 2014). ............................. 86 Abbildung 48 Tagesprofil Bedarf WW für EFH und MFH. .................................................................................. 87 Abbildung 49 Tagesprofil Gerätestrom EFH und MFH. ....................................................................................... 87 Abbildung 50 Tagesprofil Lüftung EFH und MFH. ............................................................................................... 88 Abbildung 51 Strompreise 2015 inkl. MWST der Verbrauchskategorie H4 (n: 614) [ Rp./kWh] Quelle: (Neukomm 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. ..... 89 Abbildung 52 Preisentwicklung im Nieder- / Hochtarif der Szenarien "weiter wie bisher" und "neue Energiepolitik". ............................................................................................................................. 90 Abbildung 53 Entwicklung EV-Flotte (Szenario NEP) und Entwicklung der PW-Flotte (alle Szenarien) ............. 91 Abbildung 54 Überblick der betrachteten Szenarien und der Auswirkungen auf den dezentralen Speicherbedarf sowie den Anteil an Elektromobilität bis 2050.................................................... 91 Abbildung 55 Exemplarische Darstellung zur Berechnung der substituierbaren Nennkapazität. ...................... 92 Abbildung 56 Netzwerk der modifizierten Prozesse aus dem Ecoinvent, es sind 20 der 24 Prozesse mit einem Anteil >1.5 % an der Strombereitstellung dargestellt .................................................................. 94 Abbildung 57 Betrachtung der installierten nutzbaren Kapazität mit dem Bedarf an dezentralen Speicher. ... 96 Abbildung 58 Vergleich der Entwicklung der zukünftigen Energiedichte von Batterien in der Elektromobilität .................................................................................................................................................... 101 Abbildung 59 Entwicklung der Fahrzeugflotte real bis 2013 und in den Szenarien bis 2050 sowie Flotte EV in den drei Szenarien ...................................................................................................................... 102 Abbildung 60 Entwicklung der mittleren spezifischen Batteriekapazität pro Fahrzeug der Schweizer Elektrofahrzeugflotte. ................................................................................................................. 103 Abbildung 61 Sicherheitsschrank Fa. Erbstösser GmbH. .................................................................................. 106 Abbildung 62 Sicherheitsschrank Fa. Stöbich GmbH. ....................................................................................... 106 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 12/107 III. Abkürzungsverzeichnis BFE Bundesamt für Energie ARE Bundesamt für Raumentwicklung BFS Bundesamt für Statistik ASTRA Bundesamt für Strassen EiV Einmalvergütung El. Elektrisch EVU Elektrizitätsversorgungsunternehmen AE Energiebezugsfläche EP 2035/2050 Energieperspektiven 2035/2050 ADP Engl "Abiotic Depletion Potential" (abiotischer Ressourcenverbrauch) BOS Engl "Balance of System" BEV Engl "Battery Electric Vehicle" (Batterieelektrisches Fahrzeug) BMS Engl "Battery Management System" CED Engl "Cumulative Energy Demand" (Kumulierter Energieaufwand) BES Engl. "Battery Energy Storage" CCS Engl. "Carbon Dioxide Capture and Storage" (CO2-Abscheidung und -Speicherung) EV Engl. "Electric Vehicle" (Elektrofahrzeug) FCV Engl. "Fuel Cell Vehicle" (Brenstoffzellenfahrzeug) ICI Engl. "Internal Combustion Engine Improved" (Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor) IRR Engl. "Internal Rate of Return" LCOE Engl. "Laverage Cost of Electricity" LCA Engl. "Life Cycle Assessment" (Ökobilanz) DODmax Engl. "maximum Depth of discharge" NPV Engl. "Net Present Value" ppm Engl. "parts per million" PB Engl. "Payback Period" PHEV Engl. "Plug-in Hybrid Elecric Vehicle" (Plug-in-Hybridelektrofahrzeug) GWP Engl."Global Warming Potential" (Treibhauspotenzial) GuD Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk gem. gemäss DC Gleichstrom HT Hochtarif inkl. inklusive CO2 Kohlenstoffdioxid KEV kostendeckende Einspeisevergütung Li-Ion Lithium-Ionen min. Minimum NEP Neue Energiepolitik NT Niedertarif PV Photovoltaik POM Politische Massnahmen resp. respektive WKK Wärme-Kraft-Kopplung Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 13/107 WRG Wärmerückgewinnung WW Warmwasser AC Wechselstrom WWB Weiter wie bisher W Wertebereich Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 14/107 1 Einführung 1.1 Ausgangslage Kostenanalysen bestehender Atomkraftwerke (Boccard 2014, Harris et al. 2013, Anzinger/Kostka 2015) und energiepolitische Massnahmen sprechen für erneuerbare Energien. Dachintegrierte Photovoltaik (PV) Anlagen nehmen aufgrund eines grossen technischen Potentials (Hoogwijk/Graus 2008) und eines hohen Grades an ge- sellschaftlicher Akzeptanz (DECC 2014, University of Hawai’i 2014) einen bedeutenden Stellenwert in der Ener- giewende ein. Die Herausforderungen einer Stromnetzintegration von Elektrizität aus PV-Anlagen sind die gröss- te Barriere beim Ausbau von dachintegrierten PV-Anlagen (Azadian/Radzi 2013). In einem Stromnetz muss der Bedarf zur jederzeit durch erzeugte Elektrizität gedeckt werden. Grosse PV-Kapazitäten können dieses Gleichge- wicht stören und die Netzstabilität gefährden (Eltawil/Zhao 2010). Stromspeicher engl. „Battery Energy Storage“ (BES) stellen eine effektive Massnahme zur Bewahrung der Netz- frequenzstabilität dar (Ehara 2009). In Wohngebäuden haben sich BES aus Lithium basierenden Batterien durch- gesetzt, dies aufgrund einer hohen Effizienz und einer langen Lebensdauer gemessen in verfügbaren La- de/Entladezyklen bevor Nutzungsende (Wang/Adelmann/Reindl 2012: 4). Im Hinblick auf die Energiestrategie 2050 und den damit verbundenen Ausbau von PV-Kapazitäten wird in der Schweiz die dezentrale Energiespeicherung an Bedeutung gewinnen. Der Herstellungsprozess von herkömmli- chen BES-Systemen ist energieintensiv und belastet die Umwelt. Eine Nachnutzung von Batterien aus Elektrofahrzeugen in Wohngebäuden als 2nd-Life BES stellt hierzu eine um- weltverträglichere Alternative dar. In dieser Anwendung werden rückgeführte Batterien aus der Elektromobili- tät, nach Prüfung der technischen Eignung, in ein BES zusammengeführt. Erste Anwendungsbeispiele zeigen, dass eine Wiederverwendung von gebrauchten Lithium-Ionen Batterien aus Elektrofahrrädern in 2nd-Life BES eine technisch machbare Alternative zur direkten Entsorgung darstellt (BMW 2012, WEMAG 2014). Die Elektromobilität gewinnt seit einigen Jahren an Bedeutung und das Angebot an Elektrofahrzeugen wird im- mer zahlreicher. In Anbetracht der fortschreitenden Verteuerung von CO2-Emissionen und dem steigenden Um- weltbewusstsein in der Bevölkerung, kann auch in der Zukunft mit einem wachsenden Bestand an Elektrofahr- zeugen gerechnet werden. In der Schweiz fallen bereits heute jährlich mehrere Tonnen an ausser Verkehr ge- setzten Batterien von Elektrofahrrädern und -autos an. Diese bestehen in erster Linie auf einer Lithium Verbin- dung und werden derzeit lediglich energetisch recycelt, da eine Rückgewinnung von Sekundärrohstoffen wirt- schaftlich uninteressant ist. Ein bedeutendes Argument für 2nd-Life BES ist der Umweltnutzen der im Vergleich zu herkömmlichen BES Sys- temen besteht. In Hinblick einer Markteinführung gilt es diesen komparativen Vorteil zu quantifizieren. Gege- ben der energiepolitischen Ziele in der Schweiz und den einhergehenden Bedarf an dezentraler Speicherkapazi- tät ist das Potential an 2nd-Life BES abzuklären. Für eine erfolgreiche Etablierung von 2nd-Life BES Produkten in der Schweiz, gilt es die Funktionsfähigkeit in der Praxis zu demonstrieren. Zudem müssen allfällige Risiken abge- klärt werden, die im Zusammenhang einer Installation in Gebäuden bestehen. Eine erfolgreiche Markteinfüh- rung von 2nd-Life BES in der Schweiz setzt entsprechende wirtschaftliche und politische Rahmenbedingungen voraus. Mit der Einmalvergütung (EiV) bei PV-Anlagen wurde ein erstes politisches Zeichen für die Stromspeiche- rung am Gebäude gesetzt (Swissgrid 2014a). Das Fördersystem schafft Anreize für einen höheren Eigenver- brauch im Gebäude. Der Verbrauch von kostenlosem Solarstrom reduziert somit die Stromkosten. In dieser Situ- ation können die relativ hohen Investitionskosten als grösste Barriere zum Kauf eines BES identifiziert werden. Auf dem Markt erhältliche BES sind bis anhin nicht wirtschaftlich. Aufgrund des Beitrags an die Netzstabilität werden in Deutschland Investitionen in BES bereits heute finanziell unterstützt. In der Schweiz ist zurzeit keine Förderung dezentraler BES vorgesehen. 2nd-Life BES weisen eine unterschiedliche Kostenstruktur als herkömmli- che BES auf. Es stellt sich also die Frage, ob 2nd-Life BES nicht nur eine umweltfreundlichere Lösung darstellen sondern auch eine wirtschaftlich interessante Investition. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 15/107 1.2 Zielsetzung und Aufbau der Arbeit In dieser Untersuchung werden technische und ökonomische Fragestellungen zur Realisierung von 2nd-Life BES angegangen. Zudem wird der Umweltnutzen im Vergleich zu herkömmlichen BES-Systeme quantifiziert. Dieser Berechnung liegen Szenarien der Energieperspektiven 2050 zugrunde, die für die Entwicklung des Strompreises und der Elektromobilität von Relevanz sind. Im Bereich der Produktentwicklung werden technische Anforderun- gen für eine Integration von 2nd-Life BES in Gebäuden definiert. Im ökonomischen Teil der Arbeit (siehe Modul A Wirtschaftlichkeit 2nd-Life Stromspeicher) wird die Marktfähig- keit von 2nd-life BES unter Berücksichtigung von politischen und technischen Gegebenheiten untersucht. Der Fokus bei diesem Vorhaben liegt auf Investitionsentscheidungen, die sich auf der Nachfrager-Seite stellen. Basie- rend auf der Zielvereinbarung 1 (siehe A4.1) wird u.a. geklärt, unter welchen Bedingungen 2nd-life BES im Ver- gleich zu herkömmlichen Elektrizitätsspeichern eine rentable Investition darstellen. Die Wirtschaftlichkeitsrech- nung basiert auf der Kapitalwert-Methode und wird mit Sekundärdaten gerechnet. In der Berechnung des Umweltnutzens (siehe Modul B Umweltnutzen) wird gemäss der Zielvereinbarung 2 (sie- he A4.1) der ökologische Mehrwert einer Nachnutzung von gebrauchten Batterien quantifiziert. Dabei wird der Ansatz verfolgt, dass eine bestimmte Kapazität an 2nd-Life-BES eine gewisse Kapazität herkömmlicher Speicher ersetzen kann. Aus der eingesparten Produktion herkömmlicher Speicher resultiert ein Umweltnutzen. Dieser wird mit ausgewählten Wirkindikatoren wie das Treibhauspotenzial (GWP) ausgewertet. Ausserdem wird unter- sucht, zu welchem Anteil der dezentrale Speicherbedarf in der Schweiz durch 2nd-Life Speichersysteme gedeckt werden kann. Das Ziel im Bereich der Produktentwicklung (siehe Modul C Pilotanlage) ist es, Pilotanlagen zu entwickeln, die im Rahmen bestehender Gebäude-Monitoring-Projekte der Fachhochschule Nordwestschweiz (FHNW) zum Einsatz kommen (siehe Zielvereinbarung 4-6 A4.1). Basierend auf der Zielvereinbarung 7 (siehe A4.1) liefert das Projekt liefert Aussagen zur Sicherheit und zum Brandschutz von 2nd-Life BES (siehe Modul D Brandschutz). Diese Fragestellungen werden im Rahmen der Um- setzung der Pilotanlage fallbezogen geklärt und es wird eine Verallgemeinerung angestrebt. 1.3 Abgrenzung In der Untersuchung werden zwei Systeme zur Elektrizitäts-Speicherung mit Batterien betrachtet. Der Aufbau orientiert sich an einer Anwendung in Wohngebäuden. Das Referenzsystem ist eine zurzeit übliche BES-Lösung mit Lithium-Ionen Batterien. Im untersuchten System (2nd-Life) kommen gebrauchte Batterien der gleichen Technologie zum Einsatz. Die Unterschiede zwischen den Systemen befinden sich in unterschiedlichen Werten verschiedener Eingabe-Parameter. Das Elektroschema eines herkömmlichen BES unterscheidet sich nicht von einem 2nd-Life System. Bei der Systemtypologie handelt es sich um ein mit Wechselstrom gekoppeltes System, in der ein Wechselrichter für die PV-Anlage durch einen Batteriewechselrichter ergänzt wird. Das System ist vergleichbar mit Anwendun- gen für Wohngebäude aus der Literatur, z.B.(Castillo-Cagigal et al. 2011, Rudolf/Papastergiou 2013, Schmie- gel/Kleine 2014). Die mit PV-Modulen produzierte Elektrizität (Gleichstrom) wird mithilfe eines Wechselrichters in Wechselstrom umgewandelt. Der nach allfälliger Eigenbedarfsdeckung überschüssige Strom aus der PV- Produktion wird entweder in der Batterie zwischengespeichert oder direkt in das Netz eingespeist. Übersteigt der Stromverbrauch die produzierte Elektrizität aus der PV-Anlage, werden verfügbare Stromreserven aus der Batterie für die Bedarfsdeckung freigegeben. Eine direkte Entladung der Batterie in das Stromnetz ist in diesem System nicht möglich. Die Ladestrategie folgt dem Ziel einer Eigendeckungsmaximierung. In der Literatur werden zudem das Ausnutzen von Preisvorteilen oder eine netzdienliche Ladestrategie als alternativen diskutiert (z.B.(Gitizadeh/Fakharzadegan 2014, Nottrott/Kleissl/Washom 2013)). Für das Ausnutzen von Preisvorteilen ist eine Beladung der Batterie aus dem Netz sinnvoll. Beim betrachteten System ist dies nicht möglich. Das Brechen von Einspeisespitzen in das Stromnetz ist aus Prosumer Perspektive nur bei einer entsprechenden Entlohnung sinnvoll. Der heutige Strommarkt gibt keine entsprechenden Anreizsignale. Aus diesen Gründen werden jene alternativen Ladestrategien nicht weiter berücksichtigt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 16/107 In dieser Untersuchung werden BES mit einer maximalen nutzbaren Kapazität von 60 kWh einbezogen. Ein Ver- gleich von auf dem Markt erhältlichen BES für Wohngebäude zeigt, dass zurzeit nur wenige Systeme die 60 kWh Grenze überschreiten (C.A.R.M.E.N. 2015). Somit werden die gängigsten BES für Wohngebäude abgedeckt. Ein 2nd-Life BES besteht i.d.R. aus mehreren Batterien, die parallel und seriell geschaltet werden können. Dadurch werden die Spannung sowie die Kapazität des BES erhöht. Eine Batterie der Marke Dreifels ist aus 240 Zellen aufgebaut (Dreifels AG 2014). Gemäss der Dreifels AG (2014) ist es möglich, einzelne defekte Zellen zu ersetzen und funktionsfähige Zellen in einem neuen 2nd-Life BES zusammenführen. In dieser Untersuchung wird analog dazu von einem 2nd-Life BES System ausgegangen, bei dem die nutzbare Kapazität in 1 kWh Schritten bis zur 60 kWh Obergrenze erhöht werden kann. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 17/107 2 Modul A Wirtschaftlichkeit 2nd-Life Stromspeicher 2.1 Einleitung Jüngste Untersuchungen zeigen, dass herkömmliche BES zurzeit und in naher Zukunft sehr wahrscheinlich keine wirtschaftliche Investitionen darstellen (Mulder et al. 2013, Rudolf/Papastergiou 2013). Zudem belasten energie- intensive Prozesse in der Produktion von herkömmlichen BES die Umwelt (M. C. McManus 2012, Kim et al. 2015). Die Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life BES losgelöst von der Nutzung im Elektrofahrzeug wurde nur vereinzelnd un- tersucht, wobei Anwendungen ohne PV zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen (d.h. Brechen von Spit- zenlasten) (Heymans et al. 2014) oder ein Inselsystem im Verbund mit PV-Anlage zum Laden von Elektrofahrzeu- gen (Tong et al. 2013) untersucht wurden. Die Ergebnisse zeigen einen signifikanten Preisvorteil von 2nd-Life Systemen im Vergleich zu herkömmlichen BES. Zudem zeigt die Studie von Heymans et al. (2014), dass die Wirt- schaftlichkeit des 2nd-Life BES stark von dem Elektrizitätsmarkt und dessen ökonomischen Anreize zur Speiche- rung von Elektrizität zusammenhängt. In dieser Analyse wird die Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life BES aus der Perspektive von Prosumer-Haushalten (d.h. Wohngebäude mit PV und Stromnetzanbindung) untersucht. Die Investitionsentscheidung wird basierend auf der Nettokapitalmethode für das Jahr 2015 geklärt, wobei die Schweizer Marktsituation aus dem Jahre 2015 betrachtet wird. Die Rahmenbedingungen sind durch die strompreisrelevanten Szenarien der Energieperspekti- ven 2050 gegeben. Es werden optimale Systemgrössen für BES und PV-Anlage für eine beispielhafte Anwendung in einem Einfamilienhaus (EFH) und Mehrfamilienhaus (MFH) berechnet. Zudem werden die Anzahl zur Verfü- gung stehender Lade/Entlade Zyklen von 2nd-Life BES variiert. 2.2 Forschungsfragen Folgende Forschungsfragen werden behandelt: 1. Unter welchen technischen Bedingungen rechnen sich Investitionen in ein Gesamtsystem (PV-Anlage kombiniert mit 2nd-Life BES)? a. Welche Anzahl Restentladezyklen ist für eine wirtschaftliche Investition notwendig. b. Welche Anzahl Restentladezyklen ist bei der Anwendung in einem EFH resp. MFH für ein wirt- schaftliches Gesamtsystem notwendig? 2. Welche Systemgrössen für 2nd-Life BES und PV-Anlage führen zu einem max. Nettokapitalwert der In- vestition? a. Inwiefern unterscheidet sich das Ergebnis für das EFH resp. MFH? 3. Inwiefern unterscheidet sich die Beurteilung zur Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life und herkömmlichen BES- Systemen? a. Inwiefern unterscheidet sich die Beurteilung bei der Anwendung im EFH resp. MFH? 2.3 Aufbau Modul A Abbildung 1 zeigt den Aufbau des Ansatzes bzw. die Vorgehensweise zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit. Aus der Grafik geht zudem das gewählte Vorgehen zur Beantwortung der eingangs formulierten Fragestellungen aus Abschnitt 2.2. hervor. Detailinformationen zum methodischen Vorgehen sind in Anhang A1.1 und zur Datengrundlage in Anhang A1.2 zu finden. Die Ergebnisse der Modellrechnungen werden in Kapitel 2.4 präsentiert und kritisch gewürdigt. Ab- schliessend werden in Kapitel 0 Schlussfolgerungen abgeleitet und ein Fazit gezogen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 18/107 Input Technologisch • Elektrizitätserzeugung (PV System) • Stromspeicher-Parameter • Elektrische Lastprofile EFH und MFH (HLK, Hilfsenergie, Gerätestrom) Ökonomisch • Systemkosten Stromspeicher/PV • Förderbeiträge (EiV) • Elektrizitätspreise (2 Szenarien) • Rahmenbedingungen Technisch-Ökonomisches Modell Untersuchungszeitraum: 2015-2040 NPV Berechnung PV-2 nd -BES für PV ∈ [1 .. 60] kWp BES ∈ [0 .. 60] kWh Batterie Rest- entladezyklen ∈ [100 .. 6400] Resultate NPV25 max. @ Anzahl Restentladezyklen für PVopt. & BESopt. nächster Gestehungskosten (LCOE) BES Systeme IRR und PB für PV, 2 nd -BES & PV-2 nd -BES PV: Photovoltaik, EFH: Einfamilienhaus, MFH: Mehrfamilienhaus, BES: «Battery Energy Storage», EiV: Einmalvergütung, NPV: «Net Present Value», opt.: optimierte Systemgrösse, LCOE: «Levelized Cost of Electricity», IRR: «Internal Rate of Return», PB: «Payback Period» Abbildung 1 Übersicht methodisches Vorgehen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung. 2.4 Ergebnisse 2.4.1 Deskriptive Kennzahlen In Abbildung 2 ist die Eigendeckungsrate (siehe A1.1.3.2) des EFH in Abhängigkeit der Systemgrössen dargestellt. Das beispielhafte EFH weist einen jährlichen Stromverbrauch von 6.9 MWh auf. Eine PV-Anlage mit identischer kWp-Leistung (6.9 kWp≈ 36.9 Wp/m 2 AE) erreicht ohne BES eine Eigendeckungsrate von ca. 30 % (siehe Abbildung 2 Schnittpunkt grüne und rote Gerade) .Wird die PV-Anlage 5 mal grösser als der jährliche Verbrauch in MWh dimensioniert, kann eine Eigendeckungsrate von über 40% erzielt werden. Aus der Grafik wird ersichtlich, dass mit einem System ohne BES keine Eigendeckungsrate grösser als 50 % erreicht werden kann. Die maximale Ei- gendeckungsrate liegt ohne BES bei ca. 44 %. Mit einem BES kann die Eigendeckungsrate erhöht werden. Eine Systemgrösse analog zum jährlichen Verbrauch (d.h. PV: 6.9 kWp≈ 36.9 Wp/m 2 AE, BES: 6.9 kWh≈ 36.9 Wh/m 2 AE) resultiert in einer Eigendeckungsrate von ca. 52 % (siehe Abbildung 2). Aus dem vertikalen Verlauf der Isolinien ist die kleinstmögliche Kombination der Sys- temgrössen ersichtlich, die zur grössten Eigendeckungsrate führt. Die Ergebnisse zeigen ein optimales Verhältnis der Systemgrössen bei dem der BES nahezu gleich zur PV-Leistung zu dimensionieren ist. Eine Überdimensionie- rung des BES führt zu einer geringen Anzahl Vollladungen und erhöht die Eigendeckungsrate lediglich geringfü- gig. Wird die PV-Anlage zu gross dimensioniert, entstehen primär PV-Überschüsse, die nicht im Gebäude genutzt werden können. Eine Modellsimulation von Weniger et al. (2014) zeigen vergleichbare Ergebnisse zur Eigendeckungsrate eines EFH mit Standort in Berlin. Eine PV-Anlage mit einer Leistung in KWp analog zum jährlichen Stromverbrauch in MWh führt ohne BES zu einer Eigendeckungsrate von 30 % (Weniger/Tjaden/Quaschning 2014: 82). Die Hinzu- nahme eines BES mit einer nutzbaren Kapazität in der Höhe des jährlichen Stromverbrauchs (in MWh) erzielt eine Eigendeckungsrate von 56 % (Weniger/Tjaden/Quaschning 2014: 82). Der Wert entspricht somit nahezu der Berechnung aus vorliegender Untersuchung (52 %). Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 19/107 Abbildung 2 Berechnete Eigendeckungsrate EFH (Verbrauch: grüne Markierung) bei unterschiedlicher PV- und BES- Systemgrösse. Das untersuchte MFH weist einen jährlichen Stromverbrauch von 34.872 MWh auf. Mit einer demensprechend dimensionierten PV-Anlage (35 kWp≈ 32.4 Wp/m 2 AE) kann der Elektrizitätsbedarf zu ca. 35 % durch Solarstrom gedeckt werden (siehe Abbildung 3 Schnittpunkt grüne und rote Gerade). Die maximale Eigendeckungsrate ohne BES beträgt 39 %. Ein analog zum Verbrauch dimensioniertes PV-BES-System (d.h. PV: 35 kWp≈ 32.4 Wp/m 2 AE, BES: 35 kWh≈ 32.4 Wh/m2 AE) erzielt eine Eigendeckungsrate von 56 %. Aus der Grafik wird ersichtlich, ein BES-System in Kombina- tion mit einer deutlich kleiner dimensionierten PV-Anlage als der jährliche Verbrauch, verbessert die Eigende- ckungsrate lediglich geringfügig. Dies ist auf relativ kleine PV-Überschüsse zurückzuführen, die zur Beladung des BES zur Verfügung stehen. Das optimale Verhältnis der Systemgrössen unterscheidet sich dementsprechend vom EFH und der BES ist ca. 20 % kleiner zu dimensionieren als die PV-Anlage. Erst bei relativ grossen PV-Anlagen (z.B. 55 kWp≈ 50.8 Wp/m 2 AE) ist ein gleichgross dimensioniertes BES angezeigt. Abbildung 3 Berechnete Eigendeckungsrate MFH (Verbrauch: grüne Markierung) bei unterschiedlicher PV-, BES- Systemgrösse. Die Eigenverbrauchsrate (siehe A1.1.3.3) unterscheidet sich stark zwischen dem untersuchten EFH und dem MFH. Beim EFH wird zu keinen der untersuchten Systemkombinationen eine Eigenverbrauchsrate von 100 % erreicht (siehe Abbildung 4). Dies ist auf Produktionsüberschüsse zurückzuführen, die bereits bei einer Leistung von 1 kWp (≈ 5.4 Wp/m 2 AE) anfallen. In diesem Fall wird das BES genutzt und geringfügige Verluste entstehen, die nicht im Gebäude genutzt werden. Mit einer 3 kWp (≈ 2.8 Wp/m 2 AE) Anlage entstehen beim MFH keine Pro- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 20/107 duktionsüberschüsse und der BES bleibt ungenutzt. Aus diesem Grund resultiert in dieser Systemkonfiguration eine Eigenverbrauchsrate von 100 %. Je grösser die PV-Anlage dimensioniert wird, desto mehr Produktionsüber- schüsse entstehen und die Eigenverbrauchsrate reduziert sich entsprechend. Bei Produktionsüberschüssen kann mithilfe eines BES die Eigenverbrauchsrate erhöht werden. Eine 7 kWp (≈ 37.4 Wp/m 2 AE) Anlage kombiniert mit einem 7 kWh (≈ 37.4 Wh/m 2 AE) BES erzielt im EFH eine Eigenverbrauchsrate von ca. 53 %. Dies entspricht nahezu den Ergebnissen einer ähnlichen Untersuchung von Weniger et al. (2014) (59 %). Beim MFH wird mit einer 35 kWp (≈ 32.4 Wp/m 2 AE) PV-Leistung und einem 35 kWh (≈ 32.4 Wh/m2 AE) BES eine Eigenverbrauchsrate von 59 % erreicht. Abbildung 4 Berechnete Eigenverbrauchsrate für EFH und MFH bei unterschiedlicher PV- und BES- Systemgrösse. 2.4.2 Wirtschaftlichkeit 2nd-Life Stromspeicher mit PV Die Wirtschaftlichkeit von 2nd-Life BES inkl. netzverbundener PV-Anlage unterscheidet sich zwischen Gebäudety- pen und Anzahl Restentladezyklen der verfügbaren Batterien (siehe Kapitel A1.2 für die Datengrundlage). Zudem spielt die Entwicklung der Strompreise gemäss den Szenarien „Weiter wie bisher“ (WWB) und „Neue Energiepo- litik“ (NEP) eine Rolle (siehe A1.1.8 und A1.2.6). Der Nettokapitalwert engl. „Net Present Value“ (NPV) gilt als Kennzahl zur Bemessung der Wirtschaftlichkeit und wird in Kapitel A1.1.9.2 näher beschrieben. Beim EFH zeigt die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Gesamtsystems (2nd-Life BES inkl. PV-Anlage) in den un- tersuchten Systemgrössen (siehe A1.2.1.2, A1.2.2.2) und bei variierender Anzahl Restentladezyklen (siehe A1.1.4.5) keine Kombination, die zu einem positiven NPV führt (siehe Abbildung 5). Mit zunehmender Anzahl Restentladezyklen, verbessert sich der NPV des 2nd-Life BES Systems mit PV nur unwesentlich. Zudem zeigen die Ergebnisse keinen grossen Unterschied zwischen den Szenarien NEP und WWB. Die optimale Systemgrösse der PV-Anlage beträgt 3 kWp (≈ 16 Wp/m 2 AE) unabhängig von den betrachteten Szenarien. 2 nd-Life BES sind bis und mit 4000 Restentladezyklen nicht grösser als 1 kWh (min. untersuchte Speichergrösse ≈ 5.4 Wh/m2 AE) zu dimen- sionieren. Innerhalb einer Anzahl Restentladezyklen von 4800 bis 6400 ist ein 2nd-Life BES von 2 kWh (≈ 10.7 Wh/m2 AE) nutzbarer Kapazität die wirtschaftlich sinnvollste Systemgrösse (dies entspricht einer Nennkapazität von 3 1 3 kWh). 2nd-Life BES in Kombination mit PV kann bereits heute (Investitionsjahr 2015) eine wirtschaftliche Investition darstellen. Im MFH resultiert ein positiver NPV (Mittelwert aus den Szenarien WWB und NEP) für das Gesamtsys- tem bei 800 Restentladezyklen (Ø NPV: 276 CHF; Ø interner Zinsfuss engl. „ Internal Rate of Return“ (IRR): 4 % ). Basierend auf dem Szenario WWB resultieren für 2nd-Life BES Systeme mit PV ein positiver NPV alsbald mehr als 1600 Restentladezyklen ausgewiesen werden (NPV: 248 CHF). Die optimale Systemgrösse variiert entsprechend des Szenarios und der Anzahl Restentladezyklen. Mit einer Anzahl Restentladezyklen von 3200 beträgt die opti- male nutzbare Speicherkapazität 2 kWh (≈ 1.9 Wh/m2 AE). Bei einem System mit 6400 Restentladezyklen ist die Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 21/107 optimale nutzbare Speicherkapazität 7 kWh (≈ 6.5 Wh/m2 AE). Die optimale PV-Grösse steigt bei grösseren BES- Speicherkapazitäten und entsprechend der Szenarien auf bis zu 15 kWp (≈ 13.9 Wp/m 2 AE). Die Profitabilität unterscheidet sich je nach Systemkomponenten und ist somit gesondert zu betrachten. Eine 3 kWp (≈ 16 Wp/m 2 AE) PV-Anlage im EFH reduziert die jährlichen Stromkosten um 452 CHF (-33 %) und resultiert in einem NPV von 3‘200 CHF über den Beobachtungszeitraum von 25 Jahren (NEP Szenario, Kapitalrückflussdauer engl. „Payback Period“ (PB): 9 Jahre, IRR: 12%). Eine Systemerweiterung mit einem 2 kWh 2nd-Life BES (≈ 10.7 Wh/m2 AE) ermöglicht die Substitution von weiteren Stromnetzbezügen in der Höhe von 86 CHF p.a. Dieser An- stieg im Eigenverbrauch (57 % auf 71 %) (siehe Abbildung 4) führt zu Mindererträgen aus der Stromnetzeinspei- sung von PV- Überschüssen (- 40 CHF p.a.). Der jährliche Beitrag aus dem BES ist somit 46 CHF p.a. Dieser Ertrag kann die Systemkosten eines beispielhaften 2nd-Life-BES mit 6400 Restentladezyklen nicht decken, die über den Untersuchungszeitraum von 25 Jahren anfallen (NPV: - 11‘600 CHF). Es entsteht somit ein NPV von -8‘400 CHF für das PV-2nd-Life-BES Gesamtsystem. Im Gegensatz zum EFH ist beim MFH ein positiver NPV des Gesamtsystems möglich. Eine 15 kWp PV-Anlage (≈ 13.9 Wp/m 2 AE) decken die jährlichen Stromkosten des MFH um 2‘405 CHF p.a. (-34%) und ergeben über den Untersuchungszeitraum einen NPV von 13‘000 CHF (NEP Szenario, PB: 11 Jahre, IRR: 9 %). Ein zusätzlicher 7 kWh (≈ 6.5 Wh/m2 AE) 2 nd-Life BES mit 6400 Restentladezyklen führt zu jährlichen Erträgen von 164 CHF. Diese kön- nen die BES Investitionskosten über den Untersuchungszeitraum nicht decken (NPV: -11‘100 CHF). In Kombina- tion mit den Erträgen aus der PV-Anlage resultiert allerdings ein positiver NPV von 2‘200 CHF (NEP Szenario, PB: 16 Jahre, IRR: 4 %). Abbildung 5 NPV für EFH und MFH PV-2nd-Life-BES-Systeme mit unterschiedlicher Anzahl Restentladezyklen Quelle:(Menn/Geissler 2015). 2.4.3 Wirtschaftlich optimale Systemgrössen Die wirtschaftlich optimale PV bzw. 2nd-Life BES Grösse unterscheidet sich je nach Gebäudetyp und Energiesze- nario (siehe A1.1.8 und A1.2.6). Zudem spielt es eine Rolle, ob die Wirtschaftlichkeit einzelner Systemkomponen- ten oder das Gesamtsystem betrachtet wird. Vorab wird lediglich ein PV-System ohne 2nd-Life BES untersucht (siehe A1.2.2 für die Datengrundlage). Die optimale PV Grösse beträgt beim MFH 12 kWp (≈ 11.1 Wp/m 2 AE) im WWB Szenario und 13 kWp (≈ 12 Wp/m 2 AE) gemäss NEP Szenario (siehe Abbildung 6). Demgegenüber erzielt beim EFH eine 2 kWp (≈ 10.7 Wp/m 2 AE) Anlage unabhängig von den Szenarien den maximalen NPV. Im NEP Szenario resultiert das optimale PV-System beim MFH ein NPV von ca. 13‘500.- CHF (IRR: 9.61 %, PB: 10 Jahre) resp. ca. 12‘000.- CHF (IRR: 9.62 %, PB: 10 Jahre) unter dem WWB Szenario. Das wirtschaftlich optimal dimensionierte PV-System im EFH erzielt einen NPV von ca. 3‘000.- CHF (IRR: ca. 18 %, PB: 6 Jahre). Die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage ist massgeblich durch die Systemkosten, Stromeinsparungen und Fördersys- tem abhängig. Alsbald der Grenznutzen aus einem grösseren PV- System kleiner Null ist, d.h. die Kosten einer zusätzlichen kWp Leistung die Erträge zu Zeitwerten übertreffen, ist ein grösser dimensioniertes PV System öko- nomisch nicht sinnvoll. Das unterschiedliche Ergebnis zwischen den Gebäudetypen, ist auf die Stromeinsparun- gen zurück zu führen, die beim EFH aufgrund eines tieferen Bedarfs geringer ausfallen als beim MFH. Aus den Ergebnissen wird ersichtlich, dass Investitionen in PV-Anlagen mit dem zurzeit in der Schweiz gültigen Fördersystem (siehe Fördermodell Einmalvergütung A1.2.2.5) eine relativ hohe Rendite zu erwarten ist. Mit der Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 22/107 optimalen Systemgrösse wird bei den untersuchten Gebäudetypen ca. 10 % der EFH Dachfläche (siehe Tabelle 9) bzw. 23-25 % der MFH ausgenutzt (ausgehend der Annahme, 1 kWp benötigt 6 m 2 Dachfläche). Insbesondere beim EFH entsteht somit ein Anreiz bei dem das vorhandene Dachflächenpotential nicht gänzlich ausgeschöpft wird. Abbildung 6 Wirtschaftlich optimale PV Systemgrösse EFH, MFH bei WWB- und NEP- Szenario. Die optimale Systemgrösse des 2nd-Life BES ist abhängig vom Stromverbrauch des Gebäudes, der Grösse der PV- Anlage, der Szenarien sowie der Anzahl Restentladezyklen. Zudem fällt das Ergebnis in Abhängigkeit der Ziel- grösse unterschiedliche aus (d.h. maximaler NPV des Gesamtsystems (PV inkl. 2nd-Life BES) oder maximaler NPV aus dem 2nd-Life BES). Die folgenden Resultate liegen einer Berechnung mit Durchschnittswerten aus dem WWB und NEP Szenario zugrunde. Ein wirtschaftliches Gesamtsystem (PV inkl. 2nd-Life BES mit 6400 Restentladezyklen) zum MFH kann mit einer nutzbaren Kapazität des BES von bis zu 26 kWh (≈ 24 Wh/m2 AE) erzielt werden. Dies setzt eine hinreichend di- mensionierte PV-Anlage (ca. 9-24 kWp ≈ 8.3-22.2 Wp/m 2 AE)) voraus (siehe dunkelgrüne Markierung in Abbildung 7). Der maximale NPV (gemittelt aus WWB und NEP Szenario) zeigt ein System mit einer nutzbaren Kapazität von 5 kWh (≈ 4.6 Wh/m2 AE) und einer 14 kWp (≈ 12.9 Wp/m 2 AE) PV Leistung. Die optimale Dimensionierung der PV- Anlage ist somit leicht grösser in einem System inkl. 2nd-Life BES (siehe Abbildung 6). Mit dieser Systemkonfigu- ration wird eine Eigendeckungsrate von ca. 29 % erreicht (siehe Abbildung 3). Bei der gesonderten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des 2nd-Life BES und dessen Systemgrösse werden höhere NPV-Werte bei einer deutlich grösseren nutzbaren Kapazität in kWh beobachtet, als dies bei der Gesamtsystem- analyse der Fall ist (siehe hellgrüne Markierung in Abbildung 7, rechte Grafik). Die optimale Grösse innerhalb der untersuchten Kombinationen ist eine BES Kapazität von 37 kWh (≈ 34.2 Wh/m2 AE) bei einer 59 kWp (≈ 54.5 Wp/m 2 AE) PV-Leistung. Aus dieser Systemkonfiguration resultiert eine Eigendeckungsrate von ca. 65 % (siehe Abbildung 3). Die Eigendeckungsrate aus einer NPV- Gesamtsystem-Optimierung wird somit um mehr als das Zweifache übertroffen. -15 -10 -5 0 5 10 15 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 PV N PV in T au se nd C H F PV Systemgrösse in kWp MFH NEP MFH WWB EFH NEP EFH WWB 13 2 NEP: neue Energiepolitik WWB: weiter wie bisher NPV: Net Present Value 12 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 23/107 Abbildung 7 MFH: NPV Gesamtsystem (PV inkl. 6400-2nd-Life BES) und 2nd-Life BES gesondert betrachtet bei unterschiedlicher Systemgrösse (gemittelt aus WWB und NEP Szenario). Die Gesamtsystembetrachtung des EFH zeigt eine optimale PV-Grösse von 3 kWp (≈ 16 Wp/m 2 AE) und einen 2 nd- Life BES mit 2 kWh (≈ 10.7 Wh/m2 AE) nutzbarer Kapazität (Systembetrachtung bei 6400 Restentladezyklen). Somit ist die PV-Anlage inkl. Stromspeicher etwas grösser zu dimensionieren als ein System ohne 2nd-Life BES (vgl. Abbildung 6). Analog zur optimalen Systemgrösse des MFH wird mit dieser Systemkonfiguration eine Eigen- deckungsrate von ca. 30 % erreicht. Wie aus Abbildung 8 ersichtlich wird, ist im Bereich einer PV-Leistung von bis 7 kWp (≈ 37.4 Wp/m 2 AE) und einer 2 nd-Life BES Kapazität von bis zu 12 kWh (≈ 64.2 Wh/m2 AE) ein ähnliches Ergebnis zu erzielen (siehe dunkelgrüne Markierung in Abbildung 8). Aufgrund des relativ tiefen Stromver- brauchs p.a. sind Stromeinsparungen von grösser dimensionierten PV-Anlagen vernachlässigbar klein und der NPV des Gesamtsystems verschlechtert sich. Zusätzliche Stromeinsparungen aus dem 2nd-Life BES können die damit entstehenden Systemkosten nicht decken und reduzieren die Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems (siehe Abbildung 8). Die gesonderte Betrachtung des 2nd-Life BES zeigt in Abhängigkeit der PV-Leistung einen grösseren Spielraum bezüglich der optimalen 2nd-Life BES Dimensionierung (siehe grüne Markierung Abbildung 8 rechte Seite). Der Grenznutzen einer zusätzlichen kWh Kapazität ist jedoch negativ und reduziert den NPV für das 2nd-Life BES Sys- tem. Die Grösse der PV-Leistung wirkt sich positiv auf den NPV des 2nd-Life BES aus. Jedoch reduziert sich der Grenznutzen ab einer Systemgrössen von 4-5 kWp (≈ 21.4-26.7 Wp/m 2 AE) markant und beeinflusst die Wirt- schaftlichkeit des 2nd-Life BES nur geringfügig. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 24/107 Abbildung 8 EFH: NPV Gesamtsystem (PV inkl. 6400-2nd Life BES) und 2nd-Life BES gesondert betrachtet bei unterschiedlicher Systemgrösse (gemittelt aus WWB und NEP Szenario). 2.4.4 2nd-Life vs. Herkömmliche BES Systeme 2nd-Life BES stellen in den meisten untersuchten Systemkombinationen die wirtschaftlichere Variante im Ver- gleich zu herkömmlichen BES engl. „Conventional BES“ (C-BES) dar (siehe Abbildung 9). Beim EFH übersteigen die engl. „Levelized Cost of Electricity“ (LCOE) (siehe A1.1.9.3) des C-BES die eines 2nd-Life BES alsbald die nutz- bare Kapazität von 1 kWh (≈ 5.4 Wh/m2 AE) überschritten wird (ab 4800 Restentladezyklen). Dieser Kostenvorteil verbleibt jedoch relativ gering. Beim MFH ist das 2nd-Life BES wirtschaftlicher als das C-BES alsbald mehr als 800 Restentladezyklen zur Verfügung stehen. Die Kosten sinken bei zunehmender Anzahl Restentladezyklen (57 Rp./ kWh bei 4800 resp. 49 Rp./ kWh bei 6400 Restentladezyklen). Abbildung 9 Stromgestehungskosten 2nd-Life BES im Vergleich zu herkömmlichen BES (optimale Systemgrösse, Durchschnittswerte der NEP und WWB Szenarien) Quelle: (Menn/Geissler 2015). Die LCOE eines 2nd-Life BES mit 6400 Restentladezyklen (49 Rp./ kWh) übersteigen somit den höchsten kantona- len Stromtarif für Haushalte aus dem Jahre 2015 (40 Rp./ kWh inkl. MWST; Verbraucherprofil H1) zu ca. 22,5 % (ElCom 2015). 2.4.5 Sensitivitätsanalyse Die Resultate einer 33 % Variation in den Ausgangswerten zeigen einen relativ grossen Einfluss der Parameter „Basiskosten“ und „Hochtarif“ auf den NPV des 2nd-Life BES (siehe Abbildung 10). Eine Reduktion der Basiskosten um 33 % verbessert den NPV für das 2nd-Life BES um 31 %. Ein 33 % Anstieg im Hochtarif erhöht den NPV um 13 %. Zudem wird ersichtlich, dass ein DOD max. von 60 % auf 40 % einen relativ starken negativen Einfluss auf den NPV mit sich bringt. In der Sensitivitätsanalyse wurden keine Interdependenzen berücksichtigt. Es ist z.B. davon Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 25/107 auszugehen, dass eine Herabsetzung des DOD max. die Anzahl Restentladezyklen positiv beeinflusst. Für eine Systemoptimierung sollten solche Effekte berücksichtigt werden. Abbildung 10 Sensitivitätsanalyse für MFH, Szenario NEP, 15 kWp PV- 7 kWh 2 nd-Life-BES (6400 Restentladezyklen) Quelle:(Menn/Geissler 2015). Eine Senkung der Basiskosten bei einer Installation von 2nd-Life BES ist als realistisch einzustufen. Aus der jüngs- ten Entwicklung herkömmlicher BES Systemen wird ersichtlich, dass der Trend von einer AC/DC hin zu einer DC/DC Systemeinbindung geht (TESLA 2015, SOLARWATT 2015). Diese veränderte Systemtopologie führt zur Einsparung eines Wechselrichters. Die Installation von 2nd-Life BES in Wohngebäude unterscheidet sich nicht von herkömmlichen BES Systemen. Mithilfe einer DC-seitigen Einbindung von 2nd-Life BES könnten somit substanziell Kosten eingespart werden. Die Entwicklung des Strommarktes ist mit vielen Unsicherheiten behaftet. Durch einen massiven Ausbau von PV Kapazitäten können Grosshandelspreise während den Spitzenzeiten sinken (Hoppmann et al. 2014: 1107). Elekt- rizität aus PV-Anlagen weist tiefe variable Kosten auf. An sonnigen Tagen kann somit der Strompreis während Spitzenlastzeiten (z.B. Mittag) gesenkt werden. Dezentral generierte Elektrizität kann sich destabilisierend auf das Stromnetz auswirken. Die verfügbaren Kapazitäten aus BES wirken dieser Gefahr entgegen. Es ist denkbar, dass dieser Beitrag zur Netzstabilität in der Zukunft von Netzbetreibern entlohnt wird und sich somit positiv auf die Ertragslage von BES auswirkt. 2.5 Schlussfolgerung und Ausblick In vorliegender Arbeit wird die Wirtschaftlichkeit einer Nachnutzung von Batterien aus der Elektromobilität als Stromspeicher (2nd-Life BES) in typischen Wohngebäuden untersucht. Der Analyse liegt die Nettokapitalwert Methode zugrunde. Eine deskriptive Auswertung der untersuchten Gebäudetypen gibt Anhaltspunkte für die Dimensionierung von PV-BES Systemen mit der Zielsetzung einer möglichst grossen Eigendeckungs- resp. Eigenverbrauchsrate (unab- hängig von ökonomischen Kriterien). Somit ist für ein typisches EFH mit einer 7 kWp (≈ 37.4 Wp/m 2 AE) PV-Anlage und einer 6 kWh (≈ 32.1 Wh/m2 AE) BES Kapazität eine Eigendeckungsrate von 50 % zu erreichen. Für ein typi- sches MFH kann mit einer 29 kWp (≈ 26.8 Wp/m 2 AE) PV-Anlage und einen 27 kWh (≈ 25 Wh/m 2 AE) BES eine Eigendeckungsrate von 50 % erzielt werden. Basierend auf ökonomischen Bewertungskriterien ist ein PV 2nd-Life BES deutlich kleiner zu dimensionieren. Die Resultate zum EFH zeigen eine optimale Systemgrösse von 3 kWp (≈ 16 Wp/m 2 AE) und 2 kWh (≈ 10.7 Wh/m 2 AE) nutzbare Speicherkapazität alsbald mehr als 4800 Restentladezyklen zur Verfügung stehen (es wurden 2nd-Life BES Systeme bis max. 6400 Restentladezyklen untersucht). Die optimale Systemgrösse eines typischen MFH beträgt in Abhängigkeit des Energiepreisszenarios 13-15 kWp (≈ 12-13.9 Wp/m 2 AE) und 3-7 kWh (≈ 2.8-6.5 Wh/m2 AE) Speicherkapazität, vorausgesetzt 4800-6400 Restentladezyklen stehen zur Verfügung. Die Gesamtsystembewertung basierend auf dem Nettokapitalwert (NPV) zeigt, dass ausgehend von der aktuel- len Schweizer Marktsituation PV in Kombination mit 2nd-Life BES für EFH keine wirtschaftliche Investition dar- stellt. Der Grund dafür ist eine relativ kleine Systemgrösse mit geringem Ertragspotential. Im Gegensatz dazu ist die Anwendung von PV-2nd-Life BES Systemen in MFH bereits heute eine wirtschaftliche Investition. Für eine sinnvolle BES Dimensionierung sollte eine Verfügbarkeit von mindestens ca. 4800 Restentladezyklen gegeben sein. Der Systemvergleich zwischen herkömmlichen und 2nd-Life BES zeigt einen klaren Kostenvorteil für 2nd-Life BES auf. Insbesondere bei grösseren Systemen, wie diese bei MFH sinnvoll erscheinen, liegen die Stromgestehungs- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 26/107 kosten deutlich tiefer als bei herkömmlichen BES. In dieser Systemgrösse entstehen in einigen Kantonen lediglich geringe Differenzen zwischen den gültigen Stromtarifen der Schweiz für das Jahr 2015 und den Stromgeste- hungskosten von 2nd-Life-BES. Die gesonderte Betrachtung von 2nd-Life BES zeigen, dass sich die Systeme mit aktuellen Tarifmodellen und Kos- tenstrukturen nicht selber finanzieren können. Aus der Sensitivitätsanalyse gehen die Basiskosten von 2nd-Life BES und der Hochtarif als mögliche Ansatzpunkte hervor, die zu einem selbstragenden System führen. Eine denkbare Massnahme zur Kostensenkung ist die gleichstromseitige Einbindung von BES Systemen. Die Ergebnisse aus vorliegender Untersuchung weisen auf die Notwendigkeit neuer Tarifmodellen hin. Es ist denkbar, dass eine stärkere Entlohnung von netzdienlichen Dienstleistungen zu selbsttragenden 2nd-Life BES Systemen führt. Die Entwicklung von neuen Tarifmodellen ist ein Anknüpfungspunkt zukünftiger Untersuchun- gen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 27/107 3 Modul B Umweltnutzen 3.1 Einleitung Die Produktion sowie das Recycling von Batterien sind energie- und rohstoffintensiv und umfassen einen we- sentlichen Teil der Umweltauswirkungen der gesamten Produktion eines Elektrofahrzeuges (Notter et al. 2010). Das Treibhauspotenzial der Produktion von Lithium-Ionen-Batterien bewegt sich zwischen 4,4 und 12,8 kg CO2 Äq. pro kg produzierter Batterie, während der kumulierte Energieaufwand der Produktion bis zu 90 MJ pro kg Batterie ausmacht (M.C. McManus 2012). Für die Herstellung von Lithium-Ionen Batterien werden zahlreiche Schwermetalle wie Kupfer, Nickel und Cadmium sowie verschiedenste toxische organische Verbindungen einge- setzt (Yu et al. 2012). (Angerer et al. 2012) geht davon aus, dass bei weltweit starkem Anstieg von EV ab dem Jahr 2045 die aktuellen Lithium Reserven aufgebraucht sein werden. Angesichts der oben genannten Probleme wird nach Möglichkeiten zur Verminderung der Umweltbelastung von Lithium-Ionen Batterien aus der Elektromobilität geforscht. Dazu zählt die Entwicklung von grosstechnischen Recycling-Prozessen, welche speziell auf grosse Elektrotraktionsbatterien der zukünftigen Hybrid- und Elektro- fahrzeugflotten ausgelegt sind (Treffer 2011). Eine weitere Möglichkeit zur Verminderung der Umweltbelastung umfasst die in vorliegender Studie behandelte Nachnutzung von gebrauchten Batterien aus Elektrofahrzeugen als 2nd-Life BES in Wohngebäuden. Bisherige Studien zu 2nd-Life-Speichersystemen fokussieren meistens auf die Wirtschaftlichkeit und technische Durchführbarkeit (Ahmadi et al. 2014), (Tong et al. 2013),(Faria et al. 2014), (Alimisis/Hatziargyriou 2013a), (De- bnath/Ahmad/Habibi 2014a), (Neubauer/Pesaran 2011). Von den genannten Studien berücksichtigen nur zwei zusätzlich die Umweltauswirkungen (Ahmadi et al. 2014) (Faria et al. 2014). Im Fokus dieser beiden Studien ste- hen die Umweltauswirkungen aus der Deckung der Spitzenlast tagsüber mit nachts aus dem Netz bezogener elektrischer Energie. Unterschiede der Umweltauswirkungen wurden durch variierende Strommixe im Tageslast- gang verursacht. Dabei wurde keine PV-Anlage berücksichtigt. Die Betrachtung fand nicht auf der Ebene eines ganzen Staates, sondern nur kleinräumig statt. In vorliegender Untersuchung wird der Ansatz verfolgt, dass eine bestimmte Kapazität an 2nd-Life-BES eine ge- wisse Kapazität herkömmlicher BES Systeme ersetzen kann: Die substituierbare Kapazität (siehe A2.1.2). Auf- grund eines verzögerten Rücklaufs gebrauchter Batterien aus der Elektromobilität wird die Frage des Umwelt- nutzens in dieser Untersuchung unter Einbezug der Zukunft beurteilt. Somit wird das Potential an verhinderter Umweltbelastung durch BES für die Schweiz mithilfe von Szenarien (siehe A2.1.1) untersucht, welche sich an den Energieperspektiven 2050 des Bundes orientieren (prognos 2012a). Aus der eingesparten Produktion herkömm- licher Speicher resultiert ein Umweltnutzen. Dieser wird mit ausgewählten Wirkindikatoren wie das Treibhaus- potenzial (GWP) ausgewertet (siehe A2.1.3). Dezentrale BES können einen Beitrag zur Netzstabilität leisten. Gemäss KEMA (2013) besteht spätestens ab 2035 in den drei Szenarien der EP 2050 ein erhöhter technischer Speicherbedarf, um die erwarteten Produktionsspit- zen auffangen zu können. Es wird daher ebenfalls untersucht, zu welchem Anteil der in KEMA (2013) prognosti- zierte Bedarf mit 2nd-Life Systemen gedeckt werden kann (siehe A2.1.4). 3.2 Forschungsfragen Folgenden Forschungsfragen werden behandelt: 1. Wie viel kWh Speicherkapazität an neuen Batterien kann durch die Nachnutzung gebrauchter Batterien aus der Elektromobilität basierend auf den Szenarien in den Referenzjahren 2035 und 2050 eingespart werden (Substituierbare Nennkapazität)? a. Wie viel Umweltbelastung lässt sich mit 2nd-Life BES gemäss unterschiedlicher Wirkindikatoren wie z.B. UBP-Punkte, dem kumulierten Energieverbrauch (CED) etc. durch die substituierbare Nennka- pazität vermeiden? 2. Zu welchem Anteil kann der dezentrale Speicherbedarf in den Referenzjahren 2035 und 2050 durch 2nd-Life Speichersysteme gedeckt werden? Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 28/107 3.3 Aufbau Modul B In Abbildung 11 ist der Aufbau des Moduls B und die Vorgehensweise der Modellierung schematisch dargestellt. Input Modellierung Anhang A2.2 «Weiter wie bisher» (WWB) «Neue Energiepolitik» (NEP) «Politische Massnahmen» (POM) Elektromobilität: • Flotten -struktur/-grösse Neuwagen • Durchschnittliche Kapazität Batterie BEV oder PHEV Bedarf an dezentralen Speicherlösungen Installierte nutzbare Kapazität Output Kapitel 3.5 substituierbare Kapazität Gegenüberstellung installierten nutzbare Kapazität ↔ Bedarf an dezentralen Speicherlösungen Umweltnutzen aus der substituierbaren Kapazität Wiederverwendbare Kapazität Umweltnutzen anhand von Wirkindikatoren Substituierbare Kapazität herkömmlicher BES mit 2nd-Life-BES Datengrundlage Anhang A2.3 Grundlagen Anhang A2.1 Systemgrenze Kapiel 3.4st r z i l . Abbildung 11 Übersicht auf den Aufbau der Eingabeparameter-Modellierung. 3.4 Systemgrenzen und Rahmen der Arbeit 3.4.1.1 Systemgrenzen und funktionelle Einheit In Abbildung 12 ist die gewählte Systemgrenze dargestellt. Die funktionelle Einheit der Studie ist 1 kWh substitu- ierbare Nennkapazität. Im System eingeschlossen sind Produktion, Betriebsführung und Entsorgung der Batte- rien. Es werden zudem auch jene Batterien aus der Elektromobilität im System mit eingeschlossen, welche auf- grund mangelnder Qualität und Beschädigungen aussortiert werden müssen. Ausserhalb der Systemgrenze befindet sich die gesamte Elektromobilität mit dem Betrieb der Batterien; relevant sind lediglich die Eigenschaften der gebrauchten Batterien zum Zeitpunkt des Eintritts in das System 2nd-Life. Zudem befinden sich alle Komponenten des Speichers (Wechselrichter, Gehäuse, BMS, Verkabelung etc.) aus- serhalb der Systemgrenze, da deren Umweltauswirkungen im System 2nd-Life und herkömmlich als identisch angenommen werden. Dies gilt ebenfalls für die Art und Menge der gespeicherten Elektrizität im System her- kömmlich und 2nd-Life. Die Daten für die Berechnung des Umweltnutzens stammen aus der Ecoinvent Daten- bank v2.2 und werden mit der LCA-Software SimaPro 8 ausgewertet. Abbildung 12 zeigt die Systemgrenzen des modellierten Speichers. Der Umweltnutzen durch die Erhöhung der Eigendeckungsrate im Gebäude, welche durch BES erzielt werden können, wird in dieser Untersuchung nicht behandelt. Dies aufgrund, dass der Betrachtungshorizont Gesamt- schweizerisch angelegt wurde. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 29/107 Abbildung 12 Systemgrenzen der betrachteten BES. 3.4.1.2 Dezentrale Speicher und Netzebenen Das Schweizer Stromnetz gliedert sich in sieben Netzebenen, welche den Strom aus Import und den grossen Kraftwerken schrittweise von 380'000 Volt resp. 220'000 Volt auf 400 Volt resp. 230 Volt in Haushalten und Ge- werbe reduziert. Neben dem Höchst-, Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz zählen auch drei Transformie- rungsebenen dazu (Swissgrid 2014b). Der Begriff bezieht sich auf alle Speicher, die eine kurzfristige starke Erhöhung der Last- gangspitzen fluktuierender, dezentraler Stromproduktion z.B. mit Solarenergie oder Wind aufnehmen können (Mikrospeicher und kleintechnische Speicher). Dezentrale Speicher sind in den Netzebenen 4 & 5 (Mittelspan- nung) und vor allem in den Netzebenen 6 & 7 (Niederspannung) eingebunden. Dezentrale Speicher umfassen Speichertechnologien wie Schwungräder, Superkondensatoren, Batterien u.a. Davon abzugrenzen sind an das Höchst- und Hochspannungsnetz (Netzebenen 1, 2 & 3) gekoppelte Speichertechnologien wie Pumpspeicher- kraftwerke (mitteltechnische und grosstechnische Speicher) (KEMA 2013). In diesem Projekt werden Mikro- und kleintechnische Batteriespeicher auf Basis der Lithium-Ionen-Technologie betrachtetet. In Abbildung 13 sind die Schweizer Netzebenen sowie die möglichen Ebenen der Einspeisung von dargebotsab- hängiger, dezentraler Stromproduktion dargestellt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 30/107 Abbildung 13 Dezentrale Einspeisung in die Schweizer Netzebenen 5 und 7 mit der Integration von dezentralen Speichern Quelle: SMA (2012) (Graphik angepasst). 3.4.1.3 Geographischer und zeitlicher Rahmen der Studie Für die Berechnung des Umweltnutzens wird der geographische Rahmen um die Schweiz gezogen. In Bezug auf die substituierbare Nennkapazität und den Umweltnutzen sowie die installierte nutzbare Kapazität umfasst dies die gesamte in der Schweiz verfügbare Nennkapazität gebrauchter Batterien aus der Elektromobilität (Perso- nenwagen). Hinsichtlich des dezentralen Speicherbedarfs wird die im gesamten schweizerischen Stromnetz zur Wahrung der Netzstabilität benötigte dezentrale Speicherkapazität berücksichtigt. Unter dem Gesichtspunkt der Netzstabilität besteht heute in den meisten Regionen der Schweiz noch kein Be- darf an dezentraler Speicherung. Der Grund dafür ist der bisher relativ geringe Anteil fluktuierender Stromquel- len, wie PV oder Windkraft in Bezug auf die gesamte Produktionsleistung. Gemäss KEMA (2013) ergibt sich erst ab dem Jahr 2020 ein zunächst geringer technischer Speicherbedarf, welcher bis zum Jahr 2050 deutlich an- steigt. Zum Zeitpunkt der genannten Studie betrug der Anteil der neu zugelassenen Elektropersonenfahrzeuge weniger als ein Prozent der gesamten Neuwagenflotten von knapp über 300'000 Personenwagen (auto-schweiz 2014). Im Jahr 2013 wurden in der Schweiz 1751 batterieelektrische und 394 Plug-in-Hybrid-Personenfahrzeuge verkauft (e’mobile 2014b) (e’mobile 2014c). In der Schweiz wurden die ersten Lithium-Ionen-Batterien im Frühjahr 2011 serienmässig in Elektroautos eingesetzt (TCS 2014). Zurzeit wird lediglich beschädigtes, für 2nd-Life Speicher un- brauchbares Material rückgeliefert. Es ist folglich erst zukünftig von einer Zunahme des Bedarfs an dezentralen Energiespeichern sowie von der Ver- fügbarkeit grösserer Mengen Batterien für 2nd-Life BES auszugehen. Aus diesen Gründen werden die Szenarien der Energieperspektiven 2050 des Bundesamtes für Energie mit in die Berechnung einbezogen. Es werden auf Grundlage der Studie von prognos (2012) drei verschiedene Zukunftsszenarien zur Elektromobili- tät betrachtet. Die drei Szenarien beinhalten unterschiedliche Rahmenbedingungen, welche unterschiedliche verfügbare Nennkapazitäten gebrauchter Batterien aus der Elektromobilität zur Folge haben. Die verfügbare Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 31/107 Nennkapazität aus der Elektromobilität wird für die Berechnung der substituierbaren Nennkapazität herkömmli- cher Speicher mit 2nd-Life Speichern und die installierte nutzbare Kapazität verwendet. Die Eingabeparameter zur Berechnung des Bedarfs an dezentralen Speichern werden auf der Grundlage von KEMA (2013) festgelegt. Damit beruhen sowohl die Berechnungen des Bedarfs an dezentralen Speichern als auch die Berechnung der installierten nutzbaren Kapazität auf den Szenarien gemäss Energieperspektiven 2050. 3.4.1.4 Brennstoffzellen-Fahrzeuge FCV In den EP 2050 finden ab dem Jahr 2035 auch Brennstoffzellenfahrzeuge (FCV) eine grössere Verbreitung. Es wird davon ausgegangen, dass in FCV zusätzlich eine Batterie mit nennenswerter Kapazität vorhanden ist. Der Bundesverband für eMobilität sieht den Vorteil von FCV darin, dass die Brennstoffzelle als Range Extender fun- giert. Für Kurz- und Mittelstrecken werden die Fahrzeuge bei höchstem Wirkungsgrad und geringsten Kosten als BEV Plug-In betrieben, für Langstrecken als FCV (Karstedt 2012). Es wird in vorliegender Studie daher angenom- men, dass FCV hinsichtlich der Batteriekapazität den PHEV entsprechen. Im Jahr 2035 können in einem PHEV mit den hier getroffenen Annahmen rund 200 km batterieelektrisch zurückgelegt werden. 3.5 Ergebnisse 3.5.1 Ergebnisse Modellrechnungen substituierbare Kapazität Abbildung 14 zeigt, wie viele kWh 2nd-Life-BES nötig sind, um eine kWh herkömmlichen Speicher ersetzen zu können. Die Darstellung entspricht dem in Abbildung 54 vorgestellten Modell und zeigt, dass EWV,j mit den hier verwendeten Parametern rund 700 % von ESB,j entspricht. Abbildung 14 Substitution von einem kWh herkömmlichen Speicher (∆𝝆𝝆𝒎𝒎𝒎𝒎𝒎𝒎𝒎𝒎=0.75 und ∆𝑳𝑳𝑳𝑳=0.20). Die wiederverwendbare Kapazität von 6,8 kWh wird jedoch nicht vollständig bei der Erstinstallation des 2nd-Life Speichers eingesetzt. Sie berücksichtigt gemäss Gleichung ( 40 ) im Anhang A2.2.3 den Ersatz einzelner Batterien im 2nd-Life Speicher infolge von Kapazitätsausfällen und der reduzierten Nutzungsdauer gegenüber herkömmli- chen Speichern sowie die reduzierte maximale Entladetiefe. Dieser Sachverhalt ist in Abbildung 15 exemplarisch dargelegt. 7.2 6.8 1.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 Verfügbare Nennkapazität Wiederverwendbare Nennkapazität Substituierbare Nennkapazität [k W h] Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 32/107 Abbildung 15 Vergleich Substituierbare Nennkapazität und Wiederverwendbare Nennkapazität. In Abbildung 16 ist die Anzahl der Elektro-Neuwagen und die daraus resultierende substituierbare Kapazität 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗 für die drei betrachteten Szenarien wiedergegeben. Mit der hier zugrunde gelegten Nutzungsdauer der Batterien in der Mobilität von T = 12 Jahren stammen die 2nd-Life-BES zu Beginn der Betrachtungsdauer (das Jahr 2025) von den Neuwagen des Jahrgangs 2013 und die zum Ende der Betrachtungsdauer (das Jahr 2050) von den Neuwagen des Jahrgangs 2038. Gut ersichtlich ist der direkte Zusammenhang zwischen der substituierbaren Kapazität und der Anzahl Elektro- Neuwagen. Abbildung 16 Entwicklung der Anzahl Elektro-Neuwagen und der substituierbaren Kapazität. In Abbildung 17 ist die mittlere Nennkapazität 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,����� pro EV abgebildet. Im Szenario WWB steigt die mittlere Nennkapazität wegen der gleichbleibenden Flottenstruktur und dem höheren Anteil an BEV gegenüber den PHEV und FCV stärker an, als in den Szenarien NEP/POM. In den Szenarien NEP/POM dagegen findet eine Ent- wicklung hin zu kleineren Fahrzeugklassen statt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 33/107 Abbildung 17 Entwicklung der mittleren Batteriekapazität, die entsprechende Batteriemasse und die Energiedichte. Die substituierbare Kapazität im Szenario WWB beträgt im Jahr 2035 ca. 150 MWh und im Jahr 2050 rund 760 MWh, während diese im Szenario NEP im Jahr 2035 etwa 210 MWh und 2050 ca. 910 MWh beträgt. Im Sze- nario NEP ist im Vergleich mit WWB somit die substituierbare Kapazität 2035 40% höher, während die Anzahl Neuwagen um 52% höher ist. 2050 beträgt die substituierbare Kapazität 20% mehr und die Anzahl Neuwagen 40% mehr als im Szenario WWB. Dieser Umstand ist auf die höhere mittlere Kapazität der EV im Szenario WWB zurückzuführen. Das Szenario POM weist die höchste substituierbare Kapazität auf: 2035 sind es ca. 260 MWh und 2050 rund 1’170 MWh. Dies liegt daran, dass das Szenario POM eine Zunahme der PKW-Flotte auf 5 Mio. Fahrzeuge (wie in WWB) aufweist und denselben hohen Anteil an EV erreicht wie das Szenario NEP (vergleiche dazu auch Abbildung 52). 3.5.2 Umweltauswirkungen der Batterie Abbildung 18 zeigt zur Veranschaulichung die Reduktion der Umweltauswirkungen anhand des Treibhauspoten- zials GWP durch die Modifikationen der Sachbilanz wie in Abschnitt A2.1.3 beschrieben. Im Szenario NEP wird gegenüber der Batterieherstellung heute das Treibhauspotenzial im Jahr 2035 um 14,6% und im Jahr 2050 um 21,4% gesenkt. Im Szenario POM beträgt die Reduktion 1,7% und 6,2% für die Jahre 2035 und 2050. Die stärkere Reduktion im Szenario NEP verglichen mit POM ist insbesondere auf den höheren Anteil an erneuerbaren Ener- gien im Strommix zurückzuführen. Da im Szenario WWB auf eine Anpassung der Sachbilanz verzichtet wird, sind hier die Umweltauswirkungen in den Jahren 2035 und 2050 gleich hoch veranschlagt, wie im Jahr 2013. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 20 40 60 80 100 120 140 160 2013 2018 2023 2028 2033 2038 2043 2048 M as se [ kg ] / En er gi ed ic ht e [W h/ kg ] Ka pa zi tä t B at te ri e EV [ kW h] Mittlere Kapazität WWB Mittlere Kapazität NEP/POM Mittlere Masse WWB Mittlere Masse NEP/POM Energiedichte (alle Szenarien) Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 34/107 Abbildung 18 Reduktion Umweltauswirkungen von Batterien durch Berücksichtigung der Zukunftsszenarien hinsichtlich Strommix und Kupfer- Gewinnung. Abbildung 19 zeigt die Reduktion pro kWh Speicherkapazität durch die Modifikation der Sachbilanz geordnet nach den vier Wirkindikatoren. Die Anteile der Kupfergewinnung und des Strommixes sind dabei additiv aufge- tragen. Wie zu erwarten verursacht die Anpassung der Sachbilanz im Szenario NEP die grössten Veränderungen. Dies ist auf den höchsten Anteil an erneuerbaren Energien zurückzuführen. Die Veränderungen bei dem Szenario POM liegen bis auf die UBPs wesentlich tiefer, als bei NEP. Abbildung 19 Reduktion von GWP, CED, ADP und UBP in der funktionellen Einheit pro kWh Speicherkapazität in den Szenarien NEP und POM gegenüber heutigen Batterien infolge der Anpassung von Strommix und Kupfer-Gewinnung. Im Jahr 2035 des Szenarios POM haben die Anpassungen der Sachbilanzen eher geringe Auswirkungen auf das Ergebnis. Hinsichtlich des ADP bewirkt die Anpassung sogar eine Erhöhung. Dies wird durch die Tatsache verur- sacht, dass im Szenario POM der Strommix 2035 zu 31% und 2050 zu 36% aus erneuerbaren besteht, in den regionalen Strommixdaten der ecoinvent v2.2 jedoch bereits 34% erneuerbar ist. Aus diesem Grund sind im Szenario POM keine wesentlichen Verbesserungen zu verzeichnen. Aufgrund des gleich hohen Anteils an Sekun- därkupfer in den zwei modifizierten Szenarien zeigen die UBPs zwischen den Szenarien NEP und POM bzw. zwi- schen den Jahren 2035 und 2050 nur geringe Unterschiede. In Abbildung 20 ist die Reduktion der Umweltauswirkungen durch die Zunahme der Energiedichte dargestellt. Die Steigerung der Energiedichte senkt das Treibhauspotential pro kWh Speicherkapazität im Jahr 2035 um ca. 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 45.00 50.00 55.00 2013 2035 2050 G W P [k g CO 2 eq ./ kW h] NEP POM Batterie heute Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 35/107 64 % und im Jahr 2050 um rund 71 %. Für die anderen drei in dieser Studie verwendeten Wirkindikatoren ergibt sich eine vergleichbare relative Reduktion. Abbildung 20 Reduktion GWP von Lithium-Ionen-Batterien durch die erwartete Steigerung der Energiedichte. Betrachtet man die Umweltauswirkungen unter Berücksichtigung aller hier betrachteten zu erwartender Ent- wicklungen (Strommix, Kupfergewinnung und Energiedichte) ergibt sich folgendes Bild (siehe Abbildung 21): - Im Szenario WWB gilt für alle Wirkindikatoren die Reduktion wie im vorhergehenden Absatz zur Ener- giedichte beschrieben. - Die Reduktion des GWP beträgt für das Szenario NEP im Jahr 2035 69 % und im Jahr 2050 78 % gegen- über dem heutigen Wert. Im Szenario POM beträgt die Reduktion 64 % resp. 73 %. - Beim CED beträgt die Reduktion im Szenario NEP im Jahr 2035 65 % und im Jahr 2050 74 %. Das Szenario POM weist eine Reduktion im Vergleich zur heutigen Batterie von 64 % und 73 % im 2035 bzw. 2050 auf. - Die Reduktion des ADP erreicht im Jahr 2035 gegenüber einer heutigen Batterie 67% und im Jahr 2050 76 % (Szenario NEP) und 63 % und 72 % (Szenario POM). - Die UBPs der Batterien reduzieren sich gegenüber heutigen im Szenario NEP um 68 % (2035) und 76 % (2050). Im Szenario POM reduzieren sich die UBPs um 68 % (2035) und 75 % (2050). 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 45.00 50.00 55.00 2013 2035 2050 G W P [k g CO 2 eq ./ kW h] 0.114 kWh/kg 0.314 kWh/kg 0.400 kWh/kg Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 36/107 Abbildung 21 GWP, CED, ADP und UBP in der funktionellen Einheit pro kWh Speicherkapazität heute und in den drei Szenarien. In der zukünfti- gen Batterie sind die Modifikationen der Prozesse hinsichtlich Strommix und Kupfer-Gewinnung sowie die Energiedichtesteigerung berücksichtigt. In allen drei Szenarien und bei allen vier Wirkindikatoren beruht die Reduktion der Umweltauswirkungen über- wiegend auf der erwarteten Energiedichtesteigerung. Dies geht auch aus dem Vergleich von Abbildung 18 und Abbildung 20 hervor. 3.5.3 Umweltnutzen aus der substituierbaren Kapazität Die im vorangegangenen Abschnitt für die Jahre 2035 und 2050 genannten Umweltauswirkungen beziehen sich jeweils auf die Herstellung von Neubatterien in den genannten Jahren. Diese Umweltauswirkungen können durch Substitution der Neubatterien mit 2nd-Life Batterien vermieden werden. Damit hat der Einsatz von 2nd-Life Batterien einen Umweltnutzen. In Abbildung 22 sind die Ergebnisse zum Umweltnutzen bezüglich des GWP, des CED, des ADP und der UBP wie- dergegeben. Die Untersuchungen zeigen, dass der Umweltnutzen von 2nd-Life Batterien beim Szenario POM hinsichtlich aller Wirkindikatoren am höchsten ausfällt. Beim Szenario WWB ist – mit Ausnahme des GWP im Jahre 2050 – der ermittelte Umweltnutzen am geringsten. Alle vier genannten Wirkindikatoren weisen im Jahr 2050 in den Szenarien NEP und WWB praktisch denselben Nutzen aus. Dies liegt daran, dass sich die Umwelt- auswirkung pro kWh Neubatterie im Szenario NEP im Vergleich zum Szenario WWB bis zum Jahr 2050 stetig reduziert und somit ebenso das Vermeidungspotenzial durch Substitution sinkt. Beim Szenario WWB können bezüglich GWP im Jahr 2050 rund 11'100 t CO2 Äq. eingespart werden. Das entspricht etwa dem aktuellen jährli- chen CO2 Ausstoss von 890 Schweizer Einwohnern (12,5 t CO2 pro Einwohner) und 1280 Einwohner (16'000 t CO2 Äq.) im Szenario POM. Im Szenario WWB umfasst das Vermeidungspotenzial 2050 durch Substitu- tion hinsichtlich CED rund 207'000 GJ. Das entspricht etwa dem Heizwert von 14‘000 Tonnen Holz (14,4 MJ/kg). Beim Szenario POM kommt dies dem Heizwert von rund 21'000 Tonnen Holz (305'000 GJ CED) gleich. Im 2050 werden im Szenario WWB etwa 89 t Sb eq und im Szenario POM ca. 134 t Sb eq. vermieden, was in etwa mit 360 Tonnen respektive 540 Tonnen Primärkupfer gleichzusetzen ist. Die Bewertung des Umweltnutzens mithilfe von UBP zeigt ein Vermeidungspotential von rund 35 Milliarden (WWB-Szenario) bis 50 Milliarden (POM-Szenario) UBP’s. Dieser Wert ist vergleichbar mit der jährlichen Umweltbelastung aus dem privaten Konsum von 1‘800 bzw. 2‘400 Personen (Jungbluth/Itten/Stucki 2012). Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 37/107 Abbildung 22 Umweltnutzen, ausgedrückt in den Grössen GWP, CED, ADP und UBP sowie die substituierbare Nennkapazität. 3.5.4 Gegenüberstellung der installierten nutzbaren Kapazität und des Bedarfs an dezentralen Spei- cherlösungen In Tabelle 1 ist die installierte nutzbare Kapazität und der Speicherbedarf wiedergegeben. In allen drei Szenarien und in beiden Referenzjahren kann der erwartete Speicherbedarf bei weitem von 2nd-Life-BES gedeckt werden. In den Referenzjahren 2035 und 2050 werden alle 2nd-Life-BES betrachtet, welche ihr Lebensende noch nicht erreicht haben. Bei der hier angenommen Lebensdauer der 2nd-Life Batterien von 5 Jahren, werden z.B. im Jahr 2050 alle wiederverwendbaren Batterien 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗 aus den Jahren 2046 bis 2050 betrachtet. Vergleiche dazu auch Formel ( 44 ) im Anhang A2.2. Tabelle 1 Vergleich des Speicherbedarfs mit der installierten nutzbaren Kapazität. Szenario Jahr Installierte nutzbare Kapazität [MWh] Speicherbedarf [MWh] Anteil gedeckt durch 2nd-Life-BES [%] WWB 2035 1'633 50 3'267% 2050 11'807 2'520 469% NEP 2035 2'502 685 365% 2050 14'470 6'600 219% POM 2035 3'054 875 349% 2050 18'513 6'140 302% POM-WWB 2035 3'054(POM) 50 (WWB) 6'108% 2050 18'513 (POM) 2'520 (WWB) 735% WWB-POM 2035 1'633 (WWB) 875 (POM) 187% WWB-NEP 2050 11'807 (WWB) 6'600 (NEP) 179% 3.6 Schlussfolgerung und Ausblick Das Potenzial von 2nd-Life-Speichern ist in allen drei Szenarien als sehr hoch anzusehen. Bereits 2014 waren in Deutschland ca. 15'000 BES installiert (BSW 2015). Bei einer angenommen durchschnittlichen Kapazität von 5 kWh für Mikrospeicher mit dezentralem Einsatzgebiet in Privathaushalten und Kleingewerben entspricht das einer Kapazität von 75 MWh. Allein im Szenario mit der niedrigsten substituierbaren Kapazität (WWB) steigt diese von 150 MWh im Jahr 2035 auf 760 MWh im Jahr 2050. Das entspricht etwa 30'000 respektive 152'000 Speicher mit 5 kWh Nennkapazität. Das Szenario POM weist im Jahr 2050 bei 1‘170 MWh ein Substitutionspo- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 38/107 tential von 234'000 Speichern auf. In der Schweiz gibt es laut Bundesamt für Statistik (BFS) rund 1,7 Mio. Wohn- gebäude. Somit könnte für das Szenario POM im Jahr 2050 bei gleichem Gebäudebestand in 14% ein 2nd-Life- Speicher stehen. In einer Mitteilung vom 27.2.2015 kommunizierte der schweizerische Bundesrat die Absicht die CO2-Emissionen bis 2050 um 70 bis 85 % gegenüber 1990 senken zu wollen. Dies entspricht dem Szenario NEP. Die jährliche Re- duktion beliefe sich bei diesem Ziel um 0,8 Mio. t CO2 jährlich von 41,5 Mio. t CO2 im Jahr 2010 auf 10 Mio. t CO2 im Jahr 2050 (prognos 2012a). Die GWP-Berechnung zeigt, dass 2nd-Life Stromspeicher hierzu im Jahre 2035 mit 0,34 % (WWB) bis 0,6 % (POM) und im Jahre 2050 1,30 % (NEP) bis 2,0 % (POM) einen bedeutsamen Beitrag zur jährlichen Reduktion leisten können. Ausgedrückt in Umweltbelastungspunkten (UBP) sind 2050 mithilfe der Einführung von 2nd- Life Stromspeichern 35 Milliarden UBP (WWB) resp. 50 Milliarden UBP (POM) zu vermeiden. Dies entspricht einer Umweltbelastung aus dem privaten Konsum von jährlich 1‘800 bzw. 2‘400 Personen (Jung- bluth/Itten/Stucki 2012). Das Prinzip der substituierbaren Kapazität betrachtet die Angebots- sowie Nachfrageseite von 2nd-Life- Speichersystemen. Der hier betrachtete Umweltnutzen durch die Substitution herkömmlicher durch gebrauchte EV-Batterien kann natürlich nur dann realisiert werden, wenn eine Nachfrage nach Speichern besteht. In allen drei Szenarien der Energieperspektiven 2050 steigt der Strompreis (prognos 2012a). Dadurch nimmt der finan- zielle Anreiz zu, den Eigendeckungsgrad in Gebäuden mit PV-Anlage durch BES zu erhöhen. Ausserdem erhöht sich in allen Szenarien der Anteil von fluktuierenden erneuerbaren Energien wie PV beträchtlich (siehe Tabelle 2). Ein System von EV kombiniert mit erneuerbaren Energien kann deshalb dazu beitragen, die Umweltbelastung gegenseitig zu senken: Elektrofahrzeuge werden mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrieben, während der Strom aus erneuerbaren Quellen in Speichern aus 2nd-Life-BES sinnvoll zwischengespeichert wird. Zudem wird, wie in dieser Studie gezeigt, die Umweltbelastung von Lithium-Ionen-Batterien durch die 2nd-Life-Nutzung weiter vermindert. Tabelle 2 Anteil erneuerbarer Energien (ohne Wasserkraft) an der mittleren Bruttoerzeugung in den drei Szenarien der EP 2050. Anteil erneuerbar 2010 2035 2050 WWB 2% 8-15% 12-29% NEP 2% 9-20% 16-34% POM 2% 9-20% 14-34% Der in dieser Studie angenommene lineare Zusammenhang von Umweltsauwirkungen und Energiedichte ist vereinfacht. Eine markante Energiedichtesteigerung von 0.114 kWh/kg im Jahr 2013 auf 0.4 kWh/kg im Jahr 2050 wird ebenso durch die Einführung neuer Technologien verursacht (z.B. Lithium-Silizium-Anoden oder Lithi- um-Schwefel-Kathoden) (Duleep et al. 2011). Dadurch ist anzunehmen, dass sich die Umweltauswirkungen auf- grund unterschiedlicher Herstellungsprozessen der Batterie sowie unterschiedlicher Gewinnung und Verfügbar- keit der Ressourcen nicht linear zur Energiedichte verhalten. Der erwartete dezentrale Speicherbedarf aller drei betrachteten Szenarien kann unter den hier getroffenen An- nahmen und Randbedingungen durch 2nd-Life Batterien gedeckt werden. Dies gilt selbst beim Vergleich des Sze- narios mit dem höchsten Speicherbedarf und der niedrigsten installierten nutzbaren Kapazität. Die wesentlichen Faktoren für dieses Ergebnis sind die grosse Automobilflotte mit relativ hohem EV-Anteil sowie der gemäss KEMA (2013) relativ niedrige Speicherbedarf in allen Szenarien bis zum Jahr 2050. In der genannten Studie kommen die Autoren zu dem Schluss, dass in städtischen Netzen kein und in vorstädti- schen Netzen ein sehr geringer Bedarf an dezentralen Speichern entstehen wird. Dies wird mit der schon beste- henden hohen Netzkapazität – benötigt durch die hohe Lastdichte, welche in städtischen und vorstädtischen Gebieten auftritt – begründet. Ein erhöhter Speicherbedarf ab 2020 wurde lediglich in den ländlichen und Berg- netzen ausgemacht. Überdies ist das Modell so ausgelegt, dass nur 2/3 der Überschussenergie im Jahresverlauf durch den ermittelten Speicherbedarf gedeckt werden kann. Die restlichen 1/3 müssen anderweitig verwertet werden. Die Studie kommt jedoch zu dem Schluss, dass – dort wo Speicher nötig sind – dezentrale Speicher aus volks- wirtschaftlicher Sicht die kostengünstigste Variante im Vergleich zu alternativen Möglichkeiten (z.B. Netzaus- baumassnahmen oder Lastgangmanagement des Eigenverbrauchs) darstellen können (KEMA 2013). Gebrauchte EV-Batterien als stationäre BES haben damit ein enormes Potential. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 39/107 Die technische Entwicklung bei Batterien ist derzeit stark in Bewegung. Eine Ausdehnung der hier beschriebenen Betrachtung auf andere Batterietypen ist daher anstrebenswert. Eine weitere Fragestellung innerhalb dieses Themenbereichs ist Gegenüberstellung der gesamthaften Umweltbelastung aus 2nd-Life-BES mit anderer Netz- ausbaumassnahmen. Dadurch kann verifiziert werden, ob dezentrale Batteriespeicher nicht nur die kostengüns- tigste sondern auch die ökologisch sinnvollste Massnahme zur Bewahrung der Netzstabilität sind. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 40/107 4 Modul C Pilotanlage 4.1 Einleitung Die praktische Anwendbarkeit von 2nd-life BES im Gebäudebereich ist bisher nicht demonstriert worden. Mit Hilfe ausgewählter Pilotanwendungen an geeigneten Gebäuden sollen daher Erkenntnisse zum Praxiseinsatz von 2nd-life BES gesammelt und die Idee in die Kreise der Haustechnikplaner getragen werden. Dabei können praxis- referenzierte Aussagen zur nutzbaren Restlebensdauer der Akkus gewonnen und der Wartungs- und Betriebs- aufwand eingeschätzt werden. Von vordergründigem Interesse der Untersuchungen sind die nachfolgenden Fragen: 4.2 Fragestellungen Ist es möglich, aus verfügbaren gebrauchten Batterien betriebsfähige BES zu konstruierten? Welche in der Schweiz verfügbaren Batterietypen eignen sich für den Einsatz als BES? Können Erkenntnisse und Erfahrungen Dritter bei der Konzeptionierung und beim Betrieb von BES genutzt wer- den? Können geeignete Gebäude für den Einbau eines BES gefunden werden? 4.3 Materialbeschaffung gebrauchter Batterien 4.3.1 Allgemeines Für die Sichtung von brauchbarem Material wird darauf geachtet, dass es sich bei den Unternehmungen um in der Schweiz ansässige Elektrofahrzeughersteller handelt. Zudem sollten die Elektrofahrzeuge mit einer Lithium- basierender Batterietechnologie ausgestattet sein. Ein weiteres Kriterium ist es, dass ein Zugang zum "Battery Management System" (BMS) gewährleistet werden kann. Zudem sollte der Elektrofahrzeughersteller ein Interes- se an einer Nachnutzung von gebrauchten Batterien aufzeigen. Infolge einer Kontaktaufnahme mit mehreren Unternehmungen, konnten die Dreifels AG, die KYBURZ AG und die Firma BikeTec AG als Partner gewonnen werden. 4.3.2 ReeVolt! Stromspeicher mit BikeTec Batterien Die Hochschule Wismar führte im Rahmen des INMOD Projekts zwischen 2011 und 2014 Forschung zur Revitali- sierung des öffentlichen Personennahverkehrs im ländlichen Raum durch (Udo/Solvejg/Targan, Norbert 2012). Von Interesse war die Vernetzung des Linienverkehres mit dem Zubringerverkehr unter Nutzung von Pedelec- Elektrovelos, Typ Flyer der Firma BikeTec. Bestandteil der Feldstudie war die Entwicklung von Sammelstationen für Pedelec-Batterien. Diese Sammelladestationen wurden durch die Firma WEMAG mit Hauptsitz in Schwerin (D) zu einem Gebäudeelektrizitätsspeicher weiterentwickelt und entsprechend gültiger Konformitätsprüfungen (VDE 2007) zertifiziert. Der Speicher besteht aus 16 Flyer-Batterien, die in einem Sammelrack zusammengefasst sind. Abhängig von der Restkapazität der einzelnen Batterien sind Speicherkapazitäten von 2 bis 5 kWh möglich. 4.3.3 Dreifels Batteriesysteme Die Unternehmung Dreifels AG entwickelt Batteriesysteme für Elektrofahrzeuge, wie z.B. das TWIKE- Elektrofahrzeug oder Elektrokarts. Der Fokus liegt auf Management Systeme für Lithium basierende Batterien. Für die Nachnutzung sind TWIKE-Batteriesysteme aus dem Jahre 2008 geeignet. Diese Lithium-Eisenphosphat Batterien sind zurzeit in der Schweiz in über 100 TWIKE-Fahrzeugen im Einsatz und können in absehbarer Zeit für 2nd-Life BES eine Verwendung finden. In Tabelle 3 sind technische Daten zu den Batterien ersichtlich. Das System weist mit 384 V eine hohe Batteriespannung aus. Die Spannung wird durch Serienschaltung von 120 Einzelzellen erreicht. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 41/107 Tabelle 3 Technische Daten gebrauchte Batterien (Dreifels AG 2014). Spannung 384 V Kapazität 10 Ah Energieinhalt (min) 3.8 kWh Gewicht 49 kg Entladeleistung 9.6 kW Ladeleistung 3 kW 4.3.4 KYBURZ Batteriesysteme Die Unternehmung KYBURZ entwickelt Elektrofahrzeuge für vielfältige Anwendungsbereiche. Mit dem DXP- Modell beliefern die KYBURZ AG u.a. die Schweizer-Post. Die Batterien basieren auf einer Lithium-Yttrium-Technologie. Im Vergleich zum Dreifels-System weisen die Bat- terien von KYBURZ eine relativ tiefe Spannung auf (siehe Tabelle 4). Für den Betrieb in den Elektrofahrzeugen ist eine Spannung von 26 Volt vorgesehen. Dafür werden zwei Blöcke mit je vier Batterien in Serie geschalten. Tabelle 4 Technische Daten gebrauchte Batterien (Kyburz AG 2014). Ladeschlussspannung 3.65 V Nennspannung 3.3 V Entladeschlussspannung 2.8 V Kapazität 100 Ah Energieinhalt (min) 0.365 kWh Gewicht 3.5 kg Batteriehersteller Winston Battery Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 42/107 4.4 Pilotanlagen 2nd-Life BES 4.4.1 Pilotregion 2000-Watt-Gesellschaft Basel / P+D Projekte BFE Der Kanton Basel-Stadt unterstützt im Rahmen des laufenden Programmes zur 2000-Watt-Gesellschaft u.a. Bau- projekte zur Etablierung netzfreundlicher Gebäude durch finanzielle Zuwendungen. Im Rahmen dieses Pro- gramms konnte eine Unterstützung für zwei Objekte für den Einbau von 2nd-Life BES Pilotanlagen erhalten wer- den. Im Zuge von Vorfeldevaluationen zu potentiellen Pilotgebäuden wurden zwei weitere Machbarkeitsstudien erarbeitet. Das BFE erachtet die Pilotanlage des Gundeldinger Feldes in Basel als förderwürdig und unterstützt das Projekt aus Mitteln des Pilot- und Demonstrationsprogrammes (810002918/SI/501250-01). 4.4.2 Pilotanlage Gundeldinger Feld Das ehemalige Areal der Maschinenfabrik Sulzer Burckhardt AG im Basler Quartier Gundeldinger Feld („Gundeli“) hat sich in den letzten 15 Jahren vom Industriestandort in einen lebendigen Ort mit vielfältigen Nutzungen ge- wandelt. Das knapp 20 Meter hohe Kohlesilo im Zentrum des Areals setzt ein sichtbares Zeichen für den Wandel von fossilen zu erneuerbaren Energien. Opake Fassadenflächen im Süden und Norden und die Dachfläche wur- den mit verschiedenfarbigen PV-Modulen versehen und geben dem Gebäude ein neuartiges Erscheinungsbild. Der solar erzeugte Strom wird zum Grossteil vor Ort von den Nutzern des Areals selbst verbraucht. Überschüsse sollen für eine kurze Zeit zwischengespeichert und bei ausbleibendem PV-Ertrag ebenfalls auf dem Areal genutzt werden. Dafür wird ein 2nd-Life-Batteriespeicher genutzt. Das Projekt hat Leuchtturmcharakter und verspricht eine hohe mediale Aufmerksamkeit. Die Abbildung 23 zeigt eine Visualisierung der Aussenansicht des Gebäudes sowie Fassadenansichten aus verschiedenen Blickrichtungen. Die Pilotanwendung ist als Feldtest konzipiert und soll aufzeigen, ob 2nd-life Batteriespeicher an gewerblich genutzten Bauten eingesetzt und zur Erhöhung des Eigenverbrauchs von Solarstrom genutzt werden können. Gesamthaft wurde eine 22 kWp PV-Anlage mit einem 42 kWh Elektrizitätsspeicher kombiniert und installiert. Die Leistung der fassadenintegrierten PV-Anlage beträgt 10 kWp. Auf dem Flachdach werden Module mit einer 12 kWp - Leistung installiert. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 43/107 Abbildung 23 Fotomontage und Fassadenansichten des Kohlesilos Gundeldinger Feld Quelle: (in situ 2014). Der 2nd-Life BES wird im Untergeschoss aufgestellt (siehe rote Markierung in Abbildung 24). Das Gebäude ist aufgrund der massiven Bauweise gut für eine Pilotanlage geeignet. Für die Brandsicherung sind eine Abriegelung des Raums sowie eine mechanische Entlüftung vorgesehen. Abbildung 24 Grundriss Untergeschoss Kohlesilo Gundeldinger Feld Quelle: (in situ 2014). Die Systemtopologie des 2nd-Life BES für dieses Projekt geht aus Abbildung 25 hervor. Die Mieter im Anschlussbereich des Systems sind Dienstleistungsunternehmungen aus unterschiedlichen Berei- chen. U.a. sind ein Architekturbüro, eine in der Informatikbranche tätige Firma und eine Zirkusschule eingemie- tet. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 44/107 Für die PV-Anlagen, den BES sowie für den Elektrizitätsbezug ausgewählter Arealmieter wird ein Energiemonito- ring installiert. Durch die Erfassung des Solarertrags, der gesamthaft bezogenen und der in dem BES zwischenge- speicherten Elektrizität soll eine energetische Bilanzierung ermöglicht werden. In Kooperation mit einem auf dem Gundeldinger Feld angesiedelten IT-Unternehmen wird eine Energiedateninfrastruktur entwickelt. Die FHNW wird das Projekt durch die Auswertung der Energiemessungen begleiten. Variante 1: Direkter Eigenverbrauch aus PV-Anlage und Batterie; Einspeisung der Überschüsse ins öffentliche IWB-Netzariante 1: irekter Eigenverbrauch aus P - nlage und atterie; Einspeisung der berschüsse ins öffentliche I - etz optional IWB Zweirichtungszähler optional I iri t s l r KantensprungKantensprung IWBI PV-Generator Solar- Wechselrichter Batterie- Wechselrichter Batterie- Laderegler 2nd-Life Stromspeicher PV-Zähler IWB Verbrauchs- zähler IWB Netz Verbraucher IWB Einspeisezähler M M M M M M M M Abbildung 25 Systemtopologie 2nd-Life BES Gundeldinger Feld. L1 L2 L3 N Elektrizitätszähler [Netzbetreiber] DC = AC ~ DC DC Akkumulator 192 Volt Verbraucher DC DC DC DC BMSzentraleSteuereinheit DT [kWh] Lade-/Entladeregelung Fassaden – und Dachanlage Elektrizitätszähler [Speicher] DT [kWh] Abbildung 26 Installationsschema 2nd-Life BES Gundeldinger Feld (Brunner et al. 2014), modifiziert. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 45/107 4.4.3 Einfamilienhaus Nemeth, Riehen BS Ein für die Siedlungsstruktur der Schweiz typisches Bestandsgebäude, Baujahr 1921, wurde im Laufe der Zeit durch verschiedene bauliche Massnahmen energetisch erneuert. Seit mehr als 15 Jahren erzeugt die PV-Anlage (4.5 kWp) des Gebäudes Elektrizität, die an das Netz abgegeben wird. Der über die vergangenen Jahre gemittelte Jahres-Elektrizitätsertrag beträgt 2'900 kWh, der jährliche Elektrizitätsbezug im Gebäude bewegt sich zwischen 2'500 bis 3'500 kWh/a. Der Warmwasserbedarf der Bewohner wird teilweise durch Solarthermie gedeckt. Abbil- dung 27, links, zeigt die Südost-Ansicht des Gebäudes. Der Gebäudeeigentümer legt grossen Wert darauf, seinen Elektrizitätsbedarf ohne den Einsatz fossiler und nuk- learer Quellen zu decken und ist daher ständig bemüht, weitere Sanierungen und Energiesparmassnahmen am und im Gebäude durchzuführen. Aufbauend auf der bestehenden PV-Anlage wird ein 2nd-Life BES, System Ree- Volt in die Gebäudetechnik integriert (siehe Abbildung 27, rechts). Der Speicher wird mit gebrauchten Batterien, welche direkt von der Firma BikeTec bezogen wurden, bestückt. Die Kapazität des Speichers beträgt bei Bestü- ckung mit dem "besten" Zellensatz (siehe Kapitel 4.6) etwa 2.5 kWh. Der Speicher wird netzparallel eingebunden und zur Deckung des Haushaltsstrombedarfs eingesetzt. Abbildung 27 Aussenansicht EFH Nemeth, eingebauter ReeVolt-Speicher. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 46/107 Abbildung 28 Installationsschema (Holinger Solar 2015). Für das lokale Elektrizitätsunternehmen ist die tageszeitabhängige lokale Solarstromspeicherung interessant, da sie die Einspeisespitzen und die Belastung der unteren Netzebene verringern kann. Für eine Pilotanwendung solar-elektrischer Warmwasserbereitung ist das Gebäude gut geeignet, da durch einfache Anpassungen an der elektrischen Hausinstallation der Elektroheizstab direkt mit der im BES gespeicherten Elektrizität betrieben wer- den kann. Als weitere Massnahme ist geplant, den BES phasengleich mit dem Elektroheizstab des Warmwasserboilers zu verschalten. Durch eine zeitliche Synchronisation soll sichergestellt werden, dass die Nachbeheizung nur dann betrieben wird, wenn der BES in ausreichendem Masse geladen ist. Durch diese Anpassung kann das Defizit der solarthermischen Warmwasserproduktion durch solar-elektrische Nachbeheizung mit gespeicherter Elektrizität ausgeglichen werden. Wie am BES des Gundeldinger Feldes wird auch am EFH Nemeth der PV-Ertrag, der Haushaltsstrombezug und die zwischengespeicherte Elektrizitätsmenge digital erfasst. Dazu werden die „Smartmeter“ des lokalen EVU (Industrieelle Werke Basel) sowie das integrierte Energieerfassungssystem des ReeVolt-BES genutzt. Die Daten- erfassung und -auswertung wird durch die FHNW betreut. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 47/107 Fronius Sunrise 900 Fronius Sunrise 1500 Fronius Sunrise Maxi DT kWh PV-Anlage: IWB-Smartmeter NEU PV Modulfeld 49 x Polykristallin DT kWh Gebäudestrom IWB-Smartmeter NEU Vakuumröhren- kollektor Boiler (900L) (2 kW-Elektro/Solarthermie) Zeitschaltuhr elektr. WW-Nachheizung 16A Zeitschaltuhr elektr. Bodenheizung Bad/WC 16A elektr. Bodenheizung Bad/WC 16A DT kWh DT kWh 16A 3 x 16A Ladezähler/ -steuerung Entladezähler/ -steuerung Haushaltsstrom Weisse Ware etc. WEMAG Speicher Rund- steuer- empfänger IWB IWB-Netz Trennstelle DC: Energiedatenerfassung Abbildung 29 Betriebskonzept Energiedatenerfassung und Solar-elektrische Nachbeheizung. 4.4.4 Machbarkeitsstudie Werkhof Riehen. Die Energiepolitik der Gemeinde Riehen sieht vor, das Potenzial der gemeindeeigenen Gebäude systematisch zur Stromproduktion mit PV-Anlagen zu nutzen, sofern die Dachflächen dafür geeignet sind. Vorrangig soll der eige- ne Elektrizitätsbedarf gedeckt werden. Der Werkhof in Riehen wird als geeignetes Objekt für eine Pilotanlage in Betracht gezogen. Zurzeit wird die Um- setzung in der zuständigen Kommission geprüft. Eine Entscheidung wird im vierten Quartal des Jahres 2015 er- wartet. Am 12. September 2014 wurden die örtlichen Gegebenheiten bei einer Begehung des Werkstattgebäudes be- sichtigt (siehe Abbildung 30). Die auf dem Dach des Werkstattgebäudes installierte PV-Anlage ist seit November 2011 in Betrieb und liefert zwischen 38'000 – 43'000 kWh Elektrizität pro Jahr. Der Werkhof betreibt mehrere Elektronutzfahrzeuge für den Einsatz auf dem Gemeindegebiet. Die Fahrzeuge befinden sich im Tageseinsatz und werden nach Dienstende auf dem Gelände des Werkhofes geladen. Die Ge- bäude des Werkhofs werden von der Gemeinde, von Firmen und der Gemeindefeuerwehr genutzt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 48/107 Abbildung 30 Dachaufsicht Werkhof Riehen (Quelle: Google Maps, modifiziert). Der Solarstrom der Dachanlage könnte in einem geeignet dimensionierten Stromspeicher zwischengespeichert und auf dem Gelände des Werkhofs verstärkt selbst genutzt werden. Für die Nutzung käme eine Erhöhung des Eigenverbrauchs, die gezielte Reduktion von Elektrizitätsbezugsspitzen oder die Versorgung des Elektrofahrzeug- fuhrparks in Frage. Der Batteriespeicher soll als 2nd-Life-BES aus gebrauchten, funktionsfähigen Lithium-Batterien der Unternehmung KYBURZ AG aufgebaut werden. Die Einbindung des BES ist parallel zur bestehenden PV-Anlage geplant (siehe Topologie in Abbildung 31). Der PV-Ertrag wird in diesem System vorrangig zum Laden der Batterien eingesetzt. Die Einspeisung von Solarstrom in das Netz erfolgt erst, wenn der Speicher vollständig geladen ist. Es ist zudem vorgesehen, die Entladezeiträu- me durch einen „Stundenplan“ festzulegen. Damit wird sichergestellt, dass dann ausreichend Elektrizität bereit steht, wenn sie benötigt wird. Für die Realisierung einer Ladestation für Elektrofahrzeuge ist eine separate Spei- seleitung vom Batteriespeicher zum Ladeplatz zu realisieren. Für die Ladestation der Elektrofahrzeuge ist ein Anschluss an ein Energiedaten-Monitoring geplant. Werkstattgebäude Montageplatz Aufzugsschacht Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 49/107 Dachinstallationachinstallation Gebäudeebäude PV-Dachanlage (40 kWp) Solar- Wechselrichter Batterie- Wechselrichter Batterie- Laderegler 2nd-Life Stromspeicher IWB Verbrauchszähler IWB Netz weitere Verbraucher IWB Einspeisezähler E-Mobilladestation MDT kWh MDT kWh MDT kWh Tiefentladeschutz Freigabezeiten Abbildung 31 Systemtopologie 2nd-Life- BES Werkhof Riehen. 4.4.5 Machbarkeitsstudie Alterssiedlung Drei Brunnen Die Gemeinde Riehen betreibt altersgerechte Wohneinheiten. Nach über 40-jähriger Nutzung sind am Gebäu- deensemble Oberdorfstrasse 21/25 umfangreiche Sanierungs- und Erneuerungsarbeiten nötig. In Begleitung des Vorprojektes zur Sanierung des etwa 1'800 m2 grossen, Ost-West-orientierten Satteldaches des Gebäudes, wur- de die Kombination eines 50 kWh-BES mit einer dachintegrierten PV-Anlage mit 195 kWp geprüft. Der kalkulierte PV-Jahresertrag liegt knapp unter dem durchschnittlichen jährlichen Elektrizitätsbezug. Bedingt durch die grosse Anlagengrösse ist mit hohen Einspeiseleistungen in den Sommermonaten zu rechen. Zur Ver- ringerung der Netzbelastung sind Massnahmen zum Eigenverbrauch erforderlich. Da Alterssiedlungen – bedingt durch die häufige Anwesenheit der Bewohner – einen hohen Elektrizitätsbezug in den Tagesstunden aufweisen, sind die Voraussetzungen für den Eigenverbrauch von Solarstrom gut. Durch den Einsatz eines BES, der durch seine Kapazität als Kurzzeitspeicher konzipiert ist, kann das Eigenverbrauchspotential weiter gesteigert werden. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 50/107 Abbildung 32 Aussenansicht (links) und Dachplan der PV-Anlage (rechts), Alterssiedlung Drei Brunnen, Riehen. Da bei der Anlagenplanung bereits Synergieeffekte zwischen Dachsanierung, PV-Anlageneinbau und BES- Implementierung berücksichtigt werden, kann die Anlageninvestition optimiert werden. Es kann ein kongruentes Gebäudetechnikkonzept geschaffen werden, in dem der BES die Rolle des Lastmanagements auf Ein-Tages-Basis übernimmt. Der Einbezug einer PV-Anlage mit kombiniertem BES würde das in die Jahre gekommene Gebäude der Alters- siedlung auf den neuesten Stand der Gebäudetechnik bringen. Es wäre ein Leuchtturmprojekt und würde der Energiepolitik der Gemeinde Riehen in allen Belange entsprechen. Durch gezielte Speicherung von Solarstrom und Nutzung der gespeicherten Elektrizität könnte die Wirtschaftlichkeit der Anlage weiter erhöht werden. Als Grossverbraucher mit einem Jahreselektrizitätsbezug von über 100'000 kWh könnte das Altenheim von der Libe- ralisierung des Strommarktes profitieren. Durch den Einsatz eines BES bestünde die Möglichkeit, Preisdifferen- zen am Strommarkt auszunutzen. 4.5 Gegenüberstellung 2nd-Life BES Pilotanlagen und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Die Gebäudegeometrie des EFH der Pilotanwendung Nemeth in Riehen BS (siehe 4.4.3) ist vergleichbar mit dem EFH-Modellgebäude der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung (siehe A1.2.3). Demgegenüber unterscheiden sich die Pilotanlagen im Gundeldinger Feld, im Werkhof Riehen sowie in der Alterssiedlung deutlich von den im Modell untersuchten Wohngebäuden. Ein Vergleich zwischen Wirtschaftlichkeitsmodell und Pilotanwendung wird daher nur für die Pilotanlage in Riehen durchgeführt. Neben Übereinstimmungen im Stromverbrauch von Haushaltsgeräten sind mehrere systemische Unterschiede zwischen der Pilotanlage in Riehen und dem EFH-Modell aus der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung festzuhalten. Nahezu identisch ist der jährliche Stromverbrauch aus Elektrogeräten. Dieser beträgt beim EFH in Riehen 2‘500 bis 3‘500 kWh und im Modell 3‘325 kWh/a. Zudem sind das untersuchte Objekt im Modell und die Pilotanwen- dung in Riehen Wohngebäude. Es kann daher angenommen werden, dass sich die Lasten aus der Pilotanwen- dung mit dem Profil aus dem Wirtschaftlichkeitsmodell vergleichen lassen. Anders als im Modell wird am EFH in Riehen die Heizwärme durch die Verbrennung von Öl erzeugt und die Produktion von Warmwasser findet neben einem elektrischen Durchlauferhitzer mithilfe von Solarkollektoren statt. Beim EFH im Simulationsmodell wer- den die Heizwärme und das Warmwasser durch eine Luft-Wasser-Wärmepumpe erzeugt. Aus diesem Grund ist der gesamthafte Strombedarf im Modell (6‘926 kWh/a) deutlich grösser als in der Pilotanwendung. Der Vergleich zwischen der Pilotanwendung und den Simulationsergebnissen zeigt, dass der 2nd- Life BES kombi- niert mit PV in Riehen nahezu der optimalen Systemgrösse aus dem Wirtschaftlichkeitsmodell entspricht, vo- rausgesetzt mindestens 4800 Restentladezyklen liegen vor. Die wirtschaftlich optimale Systemgrösse im EFH- Modell weist eine 3 kWp (≈ 2‘886 kWh el. Energie p.a.) PV-Anlage und eine nutzbare Speicherkapazität von 2 kWh auf. Das Ergebnis bedingt 4800 – 6400 Restentladezyklen und obliegt dem NEP-Szenario. In der Pilotan- wendung erzeugt eine 4.5 kWp PV- Anlage ca. 2‘900 kWh/a, wobei ein 2.5 kWh Stromspeicher installiert ist. Der deutlich grössere Gesamtverbrauch aus dem Simulationsmodell gibt eine leichte Überdimensionierung bei der Pilotanwendung zu erkennen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 51/107 Unter der Annahme von 4800-6400 möglichen Restentladezyklen ergeben sich für die aus dem BES entladenen Elektrizitätsmengen Gestehungskosten (Levelized Cost of Electricity (LCOE) (siehe A1.1.9.3 und 2.4.4)) von 1.6 bzw. 1.2 CHF/kWh. Dies ist unter den geltenden wirtschaftlichen Rahmenbedingungen (EiV und Elektrizitätsbe- zugskosten) kein konkurrenzfähiger Wert zu den zurzeit möglichen Stromeinsparungen aus der Substitution von Elektrizitätsbezügen aus dem Netz. Zur Vermeidung übermässiger finanzieller Belastungen des Gebäudeeigen- tümers wird daher für die Pilotanwendung ein Ausgleich des Minderertrags aus Fördermitteln des AUE Basel- Stadt gewährt. 4.6 Erste Messergebnisse 4.6.1 Vorversuche am ReeVolt-Speicher Die Firma Holinger Solar hat vor der Installation des ReeVolt-Speichers mehrere Lade- und Entladeversuche mit mehreren BikeTec-Batterien durchgeführt. Ziel der Versuche war es, die Restkapazität zu bestimmen und einen hinsichtlich maximaler Speicherkapazität optimierten BES zusammen zustellen. Zu diesem Zweck wurden jeweils 16 Akkumulatoren solange mit solar erzeugter Elektrizität geladen, bis das interne BMS des Speichers den vollen Ladezustand signalisierte. Anschliessend wurden die Akkus in kurzer Zeit mit Hilfe einer Ohm'schen Last (Elektro- Heizstrahler) komplett entladen. 25 der 32 gesamthaft vorhandenen Batterien konnten in den Versuchen als geeignet identifiziert werden. Die sieben verbliebenen Batterien liessen sich entweder nicht laden, erreichten den Endladezustand nicht oder konnten nicht entladen werden. Gemäss mündlicher Auskunft Fa. BikeTec ist das atypische Lade- und Entlade- verhalten auf unterschiedliche Firmware-Versionen im BMS der einzelnen Batterien zurückzuführen, die inkom- patibel zur Software des Speichers sind. Versuche zur Softwareaktualisierung wurden nicht unternommen. Aus den 25 tauglichen Batterien wurden 16 ausgewählt, die eine gesamthafte Speicherkapazität von 2.5 kWh ge- währleisten. 4.6.2 Einfamilienhaus Nemeth Erste Daten aus dem Routinebetrieb zwischen 8. und 15.9.2015 liegen vor (siehe Abbildung 33 und Abbildung 34). Die in dieser Periode erhobenen Messdaten sind nicht repräsentativ und verdeutlichen lediglich die korrekte Installation des Speichers im Gebäude. Über einen Zeitraum von sieben Tagen werden etwa 23.8 kWh Elektrizität solar erzeugt, wovon gesamthaft 8.5 kWh im BES gespeichert werden. Der Gesamtverbrauch über sieben Tage beträgt etwa 15.4 kWh, wovon 7.9 kWh aus dem BES entladen wurden. Die Leistungsganglinien zeigen, dass der PV-Ertrag nur teilweise zum Laden des BES genutzt wird. Die Ladeleis- tung des BES liegt über den Tag im Mittel zwischen 20% bis 30% der PV-Erzeugerleistung und fluktuiert stark. Die Ursache dafür ist derzeit unklar und wird in Kooperation mit der Fa. Wemag abgeklärt.. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 52/107 Abbildung 33 Tagesganglinien der PV-Ertragsleistung (orange Linie) und der Ladeleistung des BES (grüne Linie). Die Entladeleistung des BES folgt der Leistungsganglinie des Gesamtverbrauchs mit etwa einstündiger Verzöge- rung nach. Auch hierfür ist die Ursache derzeit unklar. Bei aktivierter Entladung des BES werden bis zu 80% der Verbrauchsleistung erreicht. Abbildung 34 Tagesganglinien der Verbrauchsleistung (blaue Linie) und der Entladeleistung des BES (rote Linie). 4.6.3 Testmessungen am Dreifels-2nd-Life BES Es liegen erste Testmessungen am Dreifels-2nd- Life BES aus den Monaten Juni und Juli 2015 vor. Die Tests wur- den an einer Prüfanordnung im Firmengebäude der Firma Dreifels AG durchgeführt. Dabei wurden Lithium- Eisenphosphat Rundzellen aus Twike Elektromobilen unterschiedlichen Alters zu einem 2nd- Life BES verschaltet. Die Kapazität der Batterieblöcke reicht von 200 Wh bis 1.5 kWh. Der 2nd- Life BES kann direkt vom Netz sowie aus überschüssigen PV Strom beladen werden, wobei eine Nachtladung von 0:00 bis 4:00 zugelassen wird. Mit- tels kommerziell verfügbarer Wechselrichter wird das Gebäude mit dreiphasigem Wechselstrom aus dem 2nd- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 53/107 Life BES versorgt alsbald der Stromverbrauch die generierte Elektrizität aus der PV- Anlage übersteigt. Die Abbil- dung 35z zeigt am Beispiel des Beobachtungsintervalls zwischen 26.06.15 19:05 Uhr und- 27.06.15 11:50 Uhr die einem 2nd- Life BES Systems mit 4 kWh nutzbarer Kapazität zugeführte und entnommenen elektrische Leistung sowie die sich während der Ladung und Entladung ergebenden Zelltemperatur. Für eine bessere Übersicht wer- den die Batterien zusammengefasst und in 8 verschiedenen Messreihen dargestellt. Die Entladung und Beladung einzelner Batterieblöcke erfolgte in diesem Versuch nicht zeitsynchron. Dieser se- quentielle, zweistufige Betrieb ist auf das unterschiedliche Alter der Zellen zurückzuführen. Einige Batterieblöcke enthalten defekte oder schwache Zellen, die erst entladen werden, alsbald alle anderen Zellen den DOD max. erreicht haben. Dadurch tragen diese Batterieblöcke die alleinige Last und weisen entsprechend höhere Tempe- raturen auf (Abbildung 35). Abbildung 35 2nd- Life BES (4 kWh) Messdaten aus Testbetrieb 26.06.15 19:00- 27.06.15 12:0 Uhr Quelle:(Dreifels AG 2015). In Abbildung 36 sind die Messresultate zum 2nd- Life BES System mit 8 kWh nutzbarer Kapazität dargestellt. Aus der Grafik geht hervor, dass es sich bei der Periode 11.07.15-17.07.15 um eine sonnenreiche Woche handelte mit ausreichend überschüssigen Solarstrom für eine tägliche Vollladung des 2nd- Life BES. Während den Abend- stunden wird somit die Gebäudelast durch Energie aus dem 2nd- Life BES gedeckt. Abbildung 36 2nd- Life BES (8 kWh) Auszug Messdaten aus Testbetrieb 10.06.15 18:20- 17.07.15 18:20 Quelle:(Dreifels AG 2015). Im Testbetrieb erweisen sich die ausgewählten Komponenten prinzipiell als geeignet. Bevor der Einbau in der Pilotanlage auf dem Gundeldinger Feld möglich ist, besteht noch weiterer Entwicklungs- und Abstimmungsbe- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 54/107 darf. Das Zusammenspiel zwischen den Ladegeräten und den Wechselrichtern bedarf einer weitergehenden Optimierung. Es zeigt sich, dass die Regelparameter der Ladegeräte an die Batterien angepasst werden müssen, um Schwankungen und permanentes Nachregeln zu vermeiden. 4.7 Schlussfolgerungen Die Idee des 2nd-life BES wird von Beteiligten in der Praxis sehr positiv aufgenommen. Sowohl die beiden reali- sierten Projekte als auch die Machbarkeitsstudien tragen zur Weiterverbreitung der Technologie bei. Die realisierten oder in der Ausführung befindlichen Pilotanwendungen werden zur Praxiserprobung beitragen und Erkenntnisse zum Langzeitverhalten sowie Erfahrungen zum Wartungsaufwand liefern können. Die realisier- ten und geplanten Pilotanwendungen zeigen, dass 2nd-life BES sowohl in Wohngebäuden als auch in Bürobauten möglich sind. Es können gängige Elektrotechnikkomponenten aus der solaren Elektrizitätserzeugung für BES genutzt werden. Die gewählten technischen Ansätze und Implementierungskonzepte sind vielversprechend und ausbaufähig. Sie sollten daher weiterverfolgt und optimiert werden. Der technische Erfolg der 2nd-life BES kann nur durch eine längerfristige Begleitung im Praxisbetrieb, beispiels- weise durch Energiedatenmonitoring und durch die Auswertung der gewonnenen Resultate belegt werden. Der Fokus der Langzeitbeobachtungen sollte dabei auf dem energetischen Nutzen der Systeme und auf wirtschaftli- chen Aspekten im Realbetrieb liegen. Die nutzbare Restlebensdauer der Batterien sollte dringend Gegenstand weiterer Forschungen sein. Hersteller und Installateure von 2nd-life BES benötigen detaillierte technische Spezifikationen der Zellen sowie Informationen über die Nutzungshistorie im Ersteinsatz. Hilfreich wäre es daher, den Erfahrungs- und Informati- onsaustausch zwischen den Erstnutzern der Batterie und den Produzenten / Installateuren des 2nd-Life BES zu fördern. Das kostengünstige Erkennen, Auswählen und Bereitstellen für die Nachnutzung in 2nd-life BES geeigneter Zellen in ausreichender Zahl und hinreichender Qualität ist für den Erfolg der Systeme essentiell. Dafür sollte der Umgang gebrauchter Zellen im Prozess des Batterierecyclings überdacht werden. Potentiell ge- eignete Zellen sollten frühzeitig selektiert und nicht gemeinsam mit anderen Zellen in den wertstofflichen Ver- wertungsprozess geleitet werden. Denkbar ist es, dass der Erstnutzer oder ein Serviceanbieter (z.B. eine Elektro- fahrzeugwerkstatt) die gebrauchte Zelle prüft und beim Erfüllen noch im Detail zu definierender Kriterien als "potentiell für eine Nachnutzung geeignet" kennzeichnet. Die so ausgewählten Zellen müssten im Anschluss separat gesammelt und für den Einsatz in 2nd-life BES vorbereitet werden. Das kontrollierte Sammelsystem für Batterien in der Schweiz sieht eine getrennte Erfassung potentiell tauglicher und ungeeigneter Zellen bisher nicht vor. Potentiell recyclingfähige Batterien werden derzeit zusammen mit nicht nachnutzungsfähigen Altbatterien gesammelt und verwertet. In einer Prozessanalyse sollte daher geprüft werden, ob und in welcher Weise eine Vorauswahl erfolgen kann. Es ist zu erwarten, dass dem etabliert Recyc- lingprozess ein neuer Prozessschritt vorangestellt werden muss. Der Bekanntheitsgrad der 2nd-Life-Idee sollte durch eine Aufklärungskampagne erhöht werden. Zurückliegende und aktuell stattfindende Kampagnen zum Batterierecycling haben eine hohe Breitenwirkung in der Bevölkerung erreicht. Durch die gezielte Information interessierter Kreise (Velohändler, Zweiradwerkstätten etc.) könnte auf die Nachnutzungsmöglichkeiten für Fahrzeugbatterien hingewiesen werden. Der Einsatz eines 2nd-life BES sollte mit dem lokalen Energieversorgungsunternehmen abgestimmt sein. Im Zuge von Vorabklärungen für die Pilotanwendung am Einfamilienhaus Nemeth (Siehe Kapitel 4.4.3) äusserte das loka- le EVU (Industrielle Werke Basel) Interesse. Das EVU sieht die Möglichkeit, 2nd-life BES als Instrument im dynami- schen Strommarkt einzusetzen und für die Bereitstellung netzdienlicher Dienstleistungen (Regelenergie) zu nut- zen. Dieser Nutzungsaspekt sollte in weiteren Untersuchungen genauer betrachtet werden. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 55/107 5 Modul D Brandschutz 5.1 Überblick Völlig risikofrei ist kein System zur Energiespeicherung. Batteriebrände kommen jedoch nur in Ausnahmefällen vor. Meist sind dabei falscher Umgang, mechanische Einwirkungen (Bohren, Quetschen, Stoss), Kurzschlüsse, unsachgemäße Manipulationen oder Überladung die Ursache. Die Industrie hat in den letzten Jahren die Entwicklung eigensicherer Batterien stark vorangetrieben. Intelligente Batterie-Managementsysteme, verbesserte Zellchemie, der Einsatz nichtentzündlicher Gehäusema- terialien sowie eine umfangreiche Qualitätskontrolle haben das Brandrisiko minimiert. Bei ordnungsgemäßem Umgang und sachgerechter Handhabung geht von Lithium-Batterien kein erhöhtes Brandrisiko im Vergleich zu den übrigen elektrischen Betriebseinrichtungen eines Gebäudes aus. Die ausgereifte Fertigungstechnologie sowie die batterieinternen Schutzmechanismen ermöglichen dem Anwender in der Regel eine gefahrlose Anwendung. Unter Berücksichtigung der hohen Energiedichte sowie der brandfördernden Inhaltsstoffe stellen Lithium basier- te Elektrizitätsspeicher jedoch ein potentielles Brandrisiko dar. Ein Batteriebrand führt zu einer unkontrollierten Energiefreisetzung in sehr kurzer Zeit. Durch die meist unbekannte Nutzungshistorie der 2nd-Life Zellen sind mögliche Schäden oder Mängel in der Zellstruktur, die eine Selbstentzündung begünstigen könnten, sehr schwer abschätzbar. Brandrisiken bei Batteriespeichern lassen sich mit geeigneten technischen Schutzkonzepten gut kontrollieren. Im Sinne der Schadenverhütung ist besonderes Augenmerk auf effektive bauliche Brandschutzvorkehrungen und insbesondere auf die Umsetzung umfassender organisatorischer Schutzmaßnahmen zu legen. Gegenüber her- kömmlichen Blei-Säure-Batterien weisen Lithium basierte Zellen ein deutlich geringeres Risiko der Wasser- stofffreisetzung sowie des Austritts stark oxidierender Säuren auf. 5.2 Fragestellungen Stellen 2nd-life BES ein besonderes Brandrisiko für Gebäude und Anlagen dar? Welche nationalen und internationalen Regelwerke beschreiben BES-spezifischen Brandschutz und Sicherheits- aspekte? Welche Entwicklungen bezüglich dem Brandschutz werden in der aktuellen Normentwicklung berücksichtigt? Bewegen Brandschutzanforderungen an BES die Hersteller von Brand-und Bautenschutzprodukten zu Entwick- lungen und Innovationen? Welche neuen Produkte und Techniken gibt es? 5.3 Brandrisiko BES Pressemeldungen und Herstellerrückrufe charakterisieren Dichtungsdefekte als mögliche Ursache für Schäden an der Batterie. Bei äusserer Beschädigung der Batterie oder durch vorzeitige Alterungsprozesse im Gehäusema- terial der Zellen besteht die Gefahr, dass die im Inneren der Batterie sich sammelnde Feuchtigkeit zu einer Selbstentzündung führen kann. Weiterhin wird von starken Qualitätsschwankungen bei "Billig-Batterien" durch fehlende oder unzureichende Produktüberwachung berichtet. Eine Recherche des Gesamtverbandes der Deutschen Versicherungswirtschaft (Lier, Marco van 2012) dokumen- tiert verschiede Brandfälle von Lithium-Batterien in Notebook-Computern, Unterhaltungselektronikgeräten, Elektrovelos und Digitalkameras. Nicht allen Brandfällen konnten eindeutige Ursachen zugeordnet werden. Häu- fig traten Brandfälle jedoch als Folge mechanischer Einwirkungen oder äusserer Wärmeeinwirkung auf. Aus Erfahrungen der KYBURZ AG kann das Brandrisiko bei Lithium basierten Batteriesystemen durch folgende Einflussfaktoren beschrieben werden: - elektrische Überladung der Batterie - Ladung nach längerer Lagerung im tiefentladenen Zustand - von aussen einwirkende mechanische Beschädigungen der Batterie Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 56/107 - äussere Temperatureinwirkung, die die Materialien der Batterie schädigen - innerer Kurzschluss der Zelle durch Dendritenbildung auf der Anode/Kathode oder durch mechanischen Elektrodenschluss - äusserer Kurzschluss durch technische Defekte an Ladereglern, Wechselrichtern, parallel geschalteten Zellen etc. - hohe Brandlast der verwendeten Materialien und Komponenten 5.4 Regelwerke 5.4.1 Schweizerische Regelwerke VKF-Merkblatt Solaranlagen Das Merkblatt führt keine expliziten Anforderungen an den Brandschutz von Batteriespeichern auf. Jedoch kann aus allgemeingültigen Punkten ein Analogieschluss auf Batteriespeicher gezogen werden. Gemäss Merkblatt muss gewährleistet werden, dass von einem Batteriespeicher im Normalbetrieb und im Stör- fall nicht die Gefahr von elektrischen Schlägen ausgehen kann. Ein Batteriespeicher darf zudem die Brandgefahr (Zündquelle und Brandlast) nicht wesentlich erhöhen. Brand- schutzeinrichtungen (Rauch- und Wärmeabzugsanlagen, Brandmauern etc.) dürfen durch einen Batteriespeicher nicht beeinträchtigt werden. Sicherungs- Lösch- und Rettungseinsätze der Feuerwehr dürfen durch den Batteriespeicher nicht beeinträchtigt werden. Dazu ist es sinnvoll, die Feuerwehr vom Einbau des Speichers ins Gebäude zu informieren und den Ein- bauort des Speichers als Gefahrenhinweis auf den Orientierungsplan der Feuerwehr kenntlich zu machen. Der Orientierungsplan soll an einer geeigneten, für die Feuerwehr zugänglichen Stelle hinterlegt werden. VKF-17-3 Kennzeichnung von Fluchtwegen, Sicherheitsbeleuchtung & Sicherheitsstromversorgung Elektrizitätsspeicher werden im Zusammenhang mit Notstrombeleuchtungen thematisiert. Für den Aufstellungs- ort werden gemäss Punkt 3.3.3 die folgenden Vorgaben definiert: 1 Stromquellen für Sicherheitszwecke sowie deren Steuereinrichtungen müssen ortsfest installiert sein. Sie sind in Räumen mit kleiner Brandgefährdung unterzubringen. 2 Der Feuerwiderstand des Aufstellungsraums hat dem Feuerwiderstand des Tragwerks von Bauten und Anlagen oder Brandabschnitten zu entsprechen, beträgt jedoch mindestens El 30 (nbb). Türen sind mit Feuerwiderstand El 30 zu erstellen. 3 Stromquellen für Sicherheitszwecke sind von Verteilanlagen (Schaltgerätekombinationen) der allgemeinen Stromversorgung mit Feuerwiderstand El 60 (nbb) abzutrennen. 4 1 Wartungsfreie Batterien (wozu auch Lithium-basierte Speicher zählen Anm.d.A) dürfen in nicht feuergefähr- deten Räumen aufgestellt werden, die auch anderen Zwecken dienen. Sie sind mit einem Schutzkasten mit Feu- erwiderstand El 30 (nbb) zu versehen. 5 Bei der Verwendung nicht wartungsfreier Batterien sind die Räume im Deckenbereich ausreichend zu belüften. Bei USV-Anlagen und deren Batterien / Batterie-Systemen ist es empfehlenswert, diese in abschliessbaren elektrischen Betriebsräumen aufzustellen. Der Zutritt zu diesen Räumlichkeiten sollte nur instruiertem Personal ermöglicht sein. Unzulässige Aufstellungsorte für Batteriespeicher sind: Fluchtwege, Lüftungszentralen, Putzräume, Lagerräume für brennbare Flüssigkeiten, Aufstellungsräume für wärmetechnische Anlagen. Nach mündlicher Auskunft der Feuerpolizei Basel-Stadt (Vor-Ort-Termin Kohlesilo Gundeldinger Feld, 13.3.2015, Frau Buda) sind Technikräume (Heizverteilungen) als Aufstellungsort für Batteriespeicher geeignet. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 57/107 VKF-27-3 Gefährliche Stoffe Batterien sind keine gefährlichen Stoffe im Sinne dieser Brandschutzrichtlinie. Dennoch sollten die Anforderun- gen an die Be- und Entlüftung sowie an Elektrische Anlagen gemäss Punkt 2.3.8 und 2.3.10 beachtet werden. 1 Räume oder Zonen, in denen sich brennbare Gase, Dämpfe, Nebel oder Stäube in gefährlichen Konzentrationen ansammeln können, sind ausreichend natürlich oder künstlich zu lüften. 2 Wenn nötig sind besondere Absaugvorrichtungen vorzusehen. 3 Elektrische Anlagen sind so anzuordnen, auszuführen, zu betreiben und in Stand zu halten, dass sie keine Brän- de oder Explosionen verursachen. Da lithiumbasierte Batterien im Normalbetrieb keine brennbaren Gase, Dämpfe, Nebel oder Stäube emittieren, kann auf den Einbau einer Abzugsanlage verzichtet werden. 5.4.2 Internationale Regelwerke und sonstige Literaturstellen Ohne Anspruch auf Vollständigkeit liefern die nachfolgend aufgeführten Quellen Informationen zu Sicherheits- und Brandschutzvorschiften bei Elektrizitätsspeichern: - Richtlinien zur Förderung von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen zur Nutzung in Verbindung mit PV-Anlagen, Bundesrepublik Deutschland, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit, 21. Dezember 2012 - Brandschutzinformationen Batterieanlagen, R+V Versicherungen, Risk Management, 2007 - Risikobeurteilung aus Sicht der Sachversicherer und Maßnahmen zur Schadenverhütung, Gesamtver- band der deutschen Versicherungswirtschaft e.V, 2012 - Lithium-Batterien, GDV-Merkblatt zur Schadensverhütung, Gesamtverband der deutschen Versiche- rungswirtschaft e.V., 2013 - Richtlinien zur Förderung von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen zur Nutzung in Verbindung mit PV-Anlagen, Bundesrepublik Deutschland, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit, 21. Dezember 2012 - Arbeitsgemeinschaft Industriebau eV (AGI) Arbeitsblatt J 31-1: "Elektrotechnische Anlagen Bautechni- sche Ausführung von Räumen für Batterien, Batterieräume" Februar 2003 - Karlsruher Institut für Technologie, Verschiedene Publikationen zur Sicherheit von Gebäude- Elektrizitätsspeichern, 2012-2014, - IEC 61508:2010 "Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety-related Sys- tems" - E DIN EN 61427-2 (VDE 0510-41):2014-04: "Wiederaufladbare Zellen und Batterien für die Speicherung erneuerbarer Energien - Allgemeine Anforderungen und Prüfverfahren - Teil 2: Netzintegrierte Anwen- dungen" ; Normentwurf deutsche Fassung IEC 21/813/CD:2013 - DIN EN 50272-2; VDE 0510-2:2001-12:2001-12 „ Sicherheitsanforderungen an Batterien und Batteriean- lagen - Teil 2: Stationäre Batterien; Deutsche Fassung EN 50272-2:2001“ - DIN EN 62619:2014-04; VDE 0510-39:2014-04 "Akkumulatoren und Batterien mit alkalischen oder ande- ren nicht säurehaltigen Elektrolyten - Sicherheitsanforderungen für Lithium-Akkumulatoren und - Batterien für die Verwendung in industriellen Anwendungen; Normentwurf, Deutsche Fassung EC 21A/529/CD:2013-10 E DIN EN 61427-2 beinhaltet Aussagen zu netzgebundenen Speichersystemen. Sie definiert allgemeine Anforde- rungen an wieder aufladbare Batterien für photovoltaische Solarenergie-Systeme und für typische Prüfverfahren zum Nachweis der Leistungsfähigkeit der Batterie. Die Norm gilt für alle Bauarten wieder aufladbarer Batterien Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 58/107 und Zellen, auch für Lithium-basierte Speichersysteme. Die Norm enthält keine speziellen Angaben zu baulichen Anforderungen. Gemäss E DIN EN 61427-2, Abs. 9.4.3 ist die natürliche Belüftung beim Einsatz von Bleibatterien bis 3 kW Lade- leistung und bei NiCd-Batterien bis 2 kW Ladeleistung zulässig. Darüber hinaus ist eine mechanische (technische) Belüftung ins Freie vorzusehen. Explizite Angaben zu Lithium-basierten Batterien werden nicht gemacht. Die Anforderungen gelten auch beim Einbau der Batterie in Schränke, Fächer und Behälter. Böden und Wände müssen zudem: - gegen Einwirken von Elektrolyten geschützt sein - Öffnungen für Zu- und Abluft besitzen - und bei größeren Ladeleistungen eine technische (mechanische, Anm d. A.) Lüftung ins Freie besitzen Diese Anforderungen des Normentwurfes kann auch auf Lithium-basierte Batteriesysteme angewendet werden. 5.4.3 Definition von Schutzzielen Ein Konsortium aus deutschen Branchenverbänden der Elektrizitäts- und Solarwirtschaft hat einen Schutzzielka- talog und Sicherheitsleitfaden für BES aufgestellt (BSW-Solar 2014). Dieser Katalog legt Kriterien für Batterie- speichersysteme auf Basis von aufladbaren Lithiumzellen mit und ohne Berücksichtigung peripherer Regelungen und Wechselrichter fest und definiert Sicherheitsaspekte für die Nutzung als stationärer Gebäude- Elektrizitätsspeicher. Anhand von 43 möglichen Gefahrenquellen werden die angestrebten Schutzziele festgelegt und mögliche Prä- ventions- und Interventionsmassnahmen vorgeschlagen. Der Kriterienkatalog ist sowohl für auf neuen Zellen basierende BES als auch für 2nd-life Systeme anwendbar. Das Karlsruher Institut für Technologie hat in einer als Kurz-Checkliste acht Kriterien als besonders beachtens- wert herausgestellt und hinsichtlich der Auswirkungen auf die Betriebssicherheit eines BES gewichtet (KIT 2014) . Diese Wichtung ist für 2nd-Life Systeme ebenfalls nutzbar. 5.5 Maximalanforderungen an Brandschutzmassnahmen bei BES 5.5.1 Anforderungen an die Gestaltung des Batterieraumes Unter Berücksichtigung der Anforderungen des VKF-Merkblattes 17-3 und der KIT-Checkliste sollten im Pla- nungs- und Ausführungsprozess die folgenden Punkte berücksichtigt werden: Neuerstellung oder Anpassung des Brandschutzkonzeptes: - Der Batterieraum sollte einen separaten Brandabschnitt bilden. - Alle raumabschliessende Wände und Türen mindestens mit den Feuerwiderstand des Gebäudetrag- werks ausführen - BES nicht in Fluchtwegen installieren - 2,5 m Abstand zwischen BES (und Nebengeräte, Ladegerät, Wechselrichter, usw.) und brennbaren Ma- terialien einhalten Raumtemperatur und Feuchte: - Gewährleistung einer Raumlufttemperatur im Batterieraums von 5 °C bis 35 °C - Vermeidung von Tauwasserausfall, Wassereintritt von aussen, Überflutung und Rückstau Gebäudestatik: - Überprüfung der Tragfähigkeit der Böden und Geschossdecken hinsichtlich des zusätzlichen Speicher- gewichts Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 59/107 - ggf. Verstärkung der Böden/Geschossdecken am Aufstellort Zugangskontrolle zum Batterieraum: - Zugriff auf funktions- und sicherheitsrelevante Elemente des BES nur durch elektrotechnisch unterwie- sene Personen - Ausschluss von Fehlbedienungen, Manipulationen und/oder nicht autorisierten Veränderungen am BES - Fluchtmöglichkeit aus dem Batterieraum im Havariefall durch Einbau einer Anti-Panik Türe und eines nur von aussen absperrbaren Schlosses sicherstellen. 5.5.2 Anforderungen an die Konstruktion stromführender Teile des BES und dessen Installation im Ge- bäude Die Elektroplanung und -installation eines 2nd-life BES sollte gemäss den Anforderungen der Starkstromverord- nung erfolgen und den Anforderungen an Feuchträume entsprechen. Darüber hinaus sind die folgenden Punkte zu berücksichtigen: - Erfüllung der Anforderungen gemäss Schutzklasse IP 54 - Ausstattung mit einer Fehlerstrom-Schutzeinrichtung (FI) - gleichspannungsseitiger Trennschalter zwischen Batterie und Laderegler - Schutz vor Kurzschlüssen an allen Elementen des BES - Vermeidung des selbstständigen Lösens von Steck-, Klemm- und Schraubverbindungen. Das Batteriemanagement sollte die Eigensicherheit den BES gewährleisten. Es muss sichergestellt werden, dass der Laderegler und der Wechselrichter im Havariefall einer Brandausbreitung entgegen wirken. Es sollte über folgende Eigenschaften verfügen: - Havariefunktion zur sofortigen Beendigung des Ladevorgangs bei Störungen an den Batterien oder an anderen elektrischen Bestandteilen des BES - Kontrolle der Zellspannung im Ladevorgang und automatische Beendigung beim Erreichen der maxima- len Zellspannung (Überladeschutz) - Kontrolle der Zellspannung im Entladevorgang und automatische Beendigung beim Erreichen der mini- malen Zellspannung (Tiefentladeschutz) - Funktion zur Verhinderung des erneuten Ladens ehemals tiefentladener Batterien. Elektrische Anlagen unterliegen gemäss IEC 60364 einer regelmässigen Überprüfung (Elektrokontrolle) (IEC 2005). Diese Prüfpflicht schliesst BES mit ein und unterliegt der Verantwortung des Gebäudeeigentümers. Das Prüfintervall für elektrische Anlagen in gewerblichen und industriellen Bauten ist auf 2 bis 10 Jahre festgelegt. Für Elektroinstallationen in privaten Wohnbauten definiert die Niederspannungs- Installationsverordnung (NIV) ein Kontrollintervall von 20 Jahren(UVEK 2012). Bei Eigentümerwechseln oder Handänderungen wird eine Instal- lationskontrolle fällig, sofern die letzte Überprüfung länger als fünf Jahre zurückliegt. Das Ergebniss der Kontrolle ist beim Netzbetreiber einzureichen. Batteriespeicher, Laderegler und Wechselrichter sollten daher regelmässigen Kontrollen und Revisionen durch fachlich kompetente Personen unterzogen werden. Erkannte Mängel sind fachgerecht zu beheben. Wartungen sind so auszuführen, dass sie dem Eintreten allfälliger Mängel und Fehlfunktionen zuvorkommen. 5.5.3 Anforderungen an die Lüftung Die kontrollierte Luftführung in und am BES gewährleistet sowohl die Abführung von Betriebswärme im regulä- ren Einsatz als auch die Kontrolle im Brandfalle. Der Batterieraum sollte dazu in geeigneter Weise mechanisch entlüftet werden, so dass ein Unterdruck im Raum erzeugt werden kann. Bei kleinen Speichern kann es ausrei- chen, eine einfache Abluftführung zu installieren und den thermischen Auftrieb zu nutzen. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 60/107 Brennende Zellen eines BES können zu bis zu 800 °C heissen Brandgasen führen, die je nach Zellentyp zudem auch hochtoxische Fluorwasserstoffsäure (HF) enthalten können. Im Brandfall freigesetzte Gase dürfen nicht in das Gebäudeinnere oder in Fluchtwege entweichen. Die freiwerdende Gasmenge sollte berechnet werden. Die Zu- und Abluftöffnungen müssen an gegenüberliegenden Wänden oder mit mindestens 2 m Abstand plat- ziert werden, wenn sie in derselben Wand liegen. Die Berechnung des Querschnitts der Zu- und Abluftöffnungen in Batterieräumen ist gemäss DIN EN 50272-2 durchzuführen. Zum Ableiten der Betriebswärme sollte das BMS und die Volumenstromsteuerung des Lüftungssystems mitei- nander gekoppelt werden, so dass im Falle eines Temperaturanstiegs der Abluftvolumenstrom erhöht werden kann. Bei BES mit hoher Abwärmeentwicklung ist es aus energetischer Sicht sinnvoll, eine Nutzung der Abwärme für die Gebäudebeheizung oder Warmwasserbereitung zu prüfen. 5.5.4 Verhalten bei Störereignissen Die IEC 61508 (IEC 2010) definiert die Grundlagen der funktionalen Sicherheit von Produkten, Prozessen und Technologien. Die Anwendung der Grundlagen gewährleistet, dass von Produkten keine unverhältnismäßigen oder unvertretbaren Gefahren für den Nutzer oder die Umwelt ausgehen. Abhängig vom Gefährdungspotenzial eines Produktes beim Einsatz in dessen typischen Nutzungsbereich werden Anforderungen an zu treffende Massnahmen zur Fehlervermeidung und Fehlerbeherrschung definiert. Diese Massnahmen lassen sich auf BES übertragen und in eine strukturierte Verfahrensweise transponieren (Abbildung 37). Ziel der Verfahrensweise ist es, den störungsfreien Normalbetrieb sicherzustellen, allfällige, vom Normalbe- trieb abweichende Parameter zu erkennen, darauf zu reagieren, den auftretende Fehler zu beherrschen und bei Störungen eine kontrollierte Reaktion herbeizuführen. Havarieereignis Erkennen der entstehenden Gefahr Nachbereitung Trennen der Batterie vom Laderegler und Wechselrichter Kontrollierte Ableitung der Brandgase Absetzen eines Havariealarms Verhinderung einer unkontrollierten Wiederinbetriebnahme Funktionskontrolle, Austausch, Reparatur Normalbetrieb Überwachung kritischer Parameter (Temperatur) auf Zellebene Verarbeitung und Bewertung der erfassten Parameter Abbildung 37 Verhalten bei Störereignissen in Anlehnung an (IEC 2010). 5.5.5 Eingangskontrolle Vor der Nutzung gebrauchter Batterien als Gebäudespeicher ist eine Qualitätskontrolle unabdingbar. Diese sollte die folgenden Kriterien umfassen: - optische Kontrolle der Zelle sowie der Anschlüsse auf mechanische Beschädigungen, Korrosion etc. - Kontrolle der Abmessungen der Zellen auf Anzeichen einer Deformation infolge eines Druckanstieges Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 61/107 - Lade- und Entladeversuch zur Bestimmung der Restkapazität - dabei kontinuierliche Aufzeichnung des Strom- und Spannungsverlaufs . 5.6 Brandschutz und Sicherheitseinrichtungen der Pilotanwendungen Der ReeVolt-BES (siehe Kapitel 4.3.2) wurde durch ein unabhängiges Prüfinstitut hinsichtlich mehrerer für die Betriebssicherheit relevanter Aspekte geprüft. Dabei wurde externe elektrische und thermische Faktoren be- rücksichtigt und das Verhalten des BES bei Fehlbedienungen untersucht. Alle Kriterien der Prüfung wurden hin- reichend erfüllt, so dass dem BES die CE-Kennzeichnung gemäss der Richtlinie 73/23/EWG erteilt werden kann (EU 1993). Konstruktiv ist der ReeVolt-BES unter anderem durch die folgenden Schutzmassnahmen abgesichert: - Sicherheitsschaltung zur Verhinderung von Kurzschlüssen am Ausgang des Speichers - Schutzschaltung zur Vermeidung von Überlast - Kontrolleinrichtung zur Überwachung der Batteriespannung - Schutz vor Überladung und Tiefentladung - Vermeidung von Oberwellen (Brummen) - Trennung vom Netz bei Havarien und Fehlfunktionen Die technische Dokumentation des ReeVolt-BES (WEMAG 2015) beinhaltet keine besonderen Anforderungen an den baulichen Brandschutz am Aufstellungsort. Weder das lokale EVU noch das Brandschutzinspektorat des Kantons Basel Stadt haben besonderen Anforderungen an den Brandschutz der Pilotanlagen gestellt. Es wird darauf hingewiesen, dass der BES an einem explosionsgeschützten Aufstellungsort installiert werden muss und dass die Installation im spannungsfreien, ungeladenen Zustand zu erfolgen hat. Die Dreifels-Powerbank (siehe Kapitel 4.3.3) verfügt über die nachfolgenden genannten Sicherheitsvorkehrun- gen: - Temperaturüberwachung auf Zellebene - Kurschlussschutz am Ein- und Ausgang des Speichers - Ladespannungsbegrenzung - Lade- und Entladestrombegrenzung - Schutz vor Überladung und Tiefentladeschutz auf Speicherebene Alle Einzelbatterien, der Laderegler, der Wechselrichter sowie die Elektronik zur Temperaturüberwachung sind in einem Einbauschrank mit einem Feuerwiderstand EI 60 installiert und dadurch von der Raumumgebung abge- trennt. Somit ist das Aufstellen des Speichers möglich, ohne zusätzliche bauliche Massnahmen am Gebäude zu ergreifen. Der Speicherlieferant legt besonderen Wert auf ein zusätzliches bauliches Brandschutzkonzept, das über die Anforderungen Brandschutzinspektorats hinausgeht. Der Speicher wird daher in einem abgetrennten Kellerraum installiert. Die raumabschliessenden Wände bestehen aus Porenbeton (RF 1, kein Brandbeitrag), die Türe ent- spricht dem Feuerwiderstand EI 60. Eine mechanische Abluftanlage gewährleistet das Ableiten von Brandgasen und vermeidet den Wärmestau im Batterieraum. 5.7 Diskussion der Ergebnisse Die Umgebungs- und Betriebsbedingungen Lithium-basierter BES sind vom Hersteller in der Regel klar definiert. Die Bedingungen grenzen ein Betriebsfenster ein, innerhalb dessen ein sicherer und zuverlässiger Betrieb ge- währleistet ist. Die in Gebäuden vorherrschenden raumklimatischen Bedingungen entsprechen meist dem für BES empfohlenem Betriebsfenster und ermöglichen einen risikoarmen Betrieb des BES. Konventionelle Blei- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 62/107 Säure oder NiCd basierte BES und neuartige Lithium-BES werden vom VKF-Regelwerk nur am Rande berücksich- tigt. Die im europäischen Ausland intensiv geführte Diskussion zum Brandrisiko von BES hat die technologische Wei- terentwicklung brandhemmender Materialien angeschoben. Dieser Umstand führt zu einem Kompetenzaufbau bei den Systemanbietern und treibt die Entwicklung neuer, innovativer, speziell auf BES ausgerichteter Materia- lien und Systeme voran. Ebenfalls wurden umfangreiche Tests und Prüfungen zur Brandauslösung und zum Brandverhalten von BES durch anerkannte internationale Prüforganisationen durchgeführt (mündliche Auskunft Sebastian Hauswald, MFPA Leipzig, 07.04.2015). Weitere Brandversuche werden in absehbarer Zeit folgen. Die gesammelten Erkenntnisse sollen in geeigneter Weise publiziert werden. Mögliche, vom Betrieb eines BES ausgehende Gefahren sowie die darauf basierenden präventiven und korrekti- ven Massnahmen wurden in einem Schutzzielkatalog (Kapitel 5.4.3) definiert. Sieht die Planung den Einsatz eines BES im Gebäude vor, sollten die Kriterien des Schutzzielkatalogs berücksichtig werden, das bestehende Brand- schutzkonzept überprüft oder ein neues Brandschutzkonzept erstellt werden. Durch die zunehmende Verbreitung von BES zur Speicherung von PV-Erträgen ist damit zu rechnen, dass Brand- schutzaspekte im Standardisierungsprozess weiterhin in hohem Masse berücksichtigt und in rechtsverbindliche Schweizer Regelwerke einfliessen werden. 5.8 Konklusion Lithiumbasierte 2nd-life BES gelten trotz Fortschritten in der Entwicklung und Standardisierung immer noch als Risiko. Insbesondere der Umstand, dass Einzelbatterien für Elektrovelos oder Heimelektronikanwendungen wie Gefahrstoffe gehandhabt werden und im Transport und bei der Lagerung erhöhten Sicherheitsanforderungen unterliegen, hat zur Verunsicherung der Anwender geführt. Auch haben Pressemeldungen über Batteriebrände bei elektronischen Geräten und Elektrofahrzeugen diese Verunsicherung noch verschärft. Eine allgemein für BES geltende nationale oder internationale Brandschutzrichtlinie existiert bisher nicht. Auch die umfassende Novellierung des VKF-Regelwerkes in 2015 hat BES bisher nicht berücksichtigt. 2nd-life BES unterliegen wie andere elektrische Betriebseinrichtungen der Starkstromverordnung. Sie müssen nach den anerkannten Regeln der Technik erstellt, unterhalten, modifiziert und betrieben werden. Es ist sicher- zustellen, dass bei bestimmungsgemässem Gebrauch Personen, Sachen und die Umwelt nicht gefährdet werden. Die Berücksichtigung anerkannter Regeln der Technik, die auf Zell- und Systemebene implementierten Sicher- heitsmechanismen und die geltenden VKF Brandschutzrichtlinien bieten gute Voraussetzungen für einen siche- ren Betrieb eines 2nd-life BES in Gebäuden. Unter Anwendung des KIT-Kriterienkatalogs (KIT 2014) und bei Be- rücksichtigung aktueller technischer Erkenntnisse und Empfehlungen müssen 2nd-life BES nicht als besonderes Brandrisiko in Gebäuden eingestuft werden. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 63/107 Literaturverzeichnis aardeplan (2014): MFH Kirchrainweg. MINERGIE-A- ECO: MFH und Gewerbebau Kirchrainweg 4a. [http://www.aardeplan.ch/m/mandanten/25 8/topic12999/story38658.html]. Ahmadi, Leila; Yip, Arthur; Fowler, Michael; Young, Steven B. und Fraser, Roydon A. (2014): Envi- ronmental feasibility of re-use of electric ve- hicle batteries. In: Sustainable Energy Tech- nologies and Assessments 6. S. 64–74. Alimisis, Varvara und Hatziargyriou, Nikos D. (2013a): Evaluation of a Hybrid Power Plant Comprising Used EV-Batteries to Complement Wind Power. In: IEEE Transactions on Sus- tainable Energy 4/2. S. 286–293. doi:10.1109/TSTE.2012.2220160. Alimisis, Varvara und Hatziargyriou, Nikos D. 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Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 69/107 Anhang A1 Modul A Wirtschaftlichkeitsrechnung A1.1 Modell Eingabegrössen A1.1.1 Modelvariablen Im folgenden Abschnitt werden verwendete Modellvariablen beschrieben. Tabelle 5 gibt eine Übersicht der wichtigsten Variablen zum Wirtschaftlichkeitsmodell. Grau hinterlegte Variablen sind zurzeit inaktiv und haben keine Auswirkungen auf das Ergebnis. In Tabelle 6 sind Variablen aufgeführt die neben der Wirtschaftlichkeits- rechnung im Modell zum Umweltnutzen verwendet werden. Tabelle 5 Nomenklatur Wirtschaftlichkeitsberechnung. Name Bezeichnung Einheit Indizes 𝑡𝑡 Bilanzzeitraum 𝑡𝑡 = 1, … ,𝑇𝑇; 𝑇𝑇 = 8′760 Stunden 𝑗𝑗 Investitionszeitraum 𝑗𝑗 = 1, … , 𝐽𝐽; 𝐽𝐽 = 25 Jahre PV-Anlage 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 Generierte Menge an Elektrizität aus der gebäudeeigenen PV-Anlage nach Umwand- lung in Wechselstrom und abzüglich diverser Verluste (Verschmutzung, Degradation, Kabelübertragung, Mismatching) kWh 𝐸𝐸𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 Nennleistung PV- Anlage kWh 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 Netzeinspeisung kWh 𝐸𝐸𝐴𝐴𝐴𝐴,𝑡𝑡 freie Energie nach Eigenverbrauch kWh 𝑞𝑞𝐸𝐸𝑘𝑘𝐴𝐴,𝑡𝑡 Einspeisegrad nach Eigenverbrauch W:[0,…,1] - 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑗𝑗 Totale Kosten für das PV-System CHF 𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘,𝑗𝑗 Investitionskosten für 1 kWp PV-Leistung CHF/kWp 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 Kosten für Installation W:[0,…,1] - 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 Betriebs- und Wartungskosten W:[0,…,1] - Verbrauch 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 Gesamtverbrauch an Elektrizität. Umfasst Wärmepumpe, Hilfsenergie, Lüftung und Gerätestrom kWh 𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑡𝑡 Residuallast (Netzbezug) kWh Batteriespeicher 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 Nennkapazität der Batterie kWh 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐴𝐴 Nutzbare Kapazität der Batterie kWh 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡 Verfügbare Energie im BES am Ende des Bilanzierungszeitschritts 𝑡𝑡 kWh ∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 Batteriebeladung bzw. Batterieentladung im Zeitschritt 𝑡𝑡 kWh 𝜂𝜂𝑆𝑆 Ladeeffizienz und Entladeeffizienz W:[0,…,1] - 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑠𝑠𝐵𝐵 Stündliche Selbstentladung W:[0,…,1] - 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑟𝑟 Kapazitätsausfall kWh 𝜃𝜃𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 Binäre Variable zu den gebrauchten Entladezyklen W:[0,1] - 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑢𝑢𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑗𝑗 Anzahl verbrauchte Entladezyklen p.a. - 𝛿𝛿𝑗𝑗, 𝛿𝛿𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 Binäre Variablen zur Lebensdauer von Batterien, ersetzte Batterien W:[0,1] - 𝜍𝜍𝑆𝑆𝑃𝑃,𝑗𝑗 Binäre Variable zur Installationspauschale von Batterien und Basisgehäuse W:[0,1] - 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,𝑗𝑗 Totale Kosten Batteriesystem CHF 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵,𝑗𝑗 Basiskosten für Gehäuse, Laderichter, Wechselrichter und Verkabelung CHF 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵,𝑗𝑗 Kosten pro Nennkapazität CHF/kWh 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 Kosten aus Kapazitätsausfällen CHF 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑃𝑃 Kosten pro Batterieauswechslung (Installation exkl. Material) CHF Strommarkt Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 70/107 𝑃𝑃𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 Niederpreistarif Bezug CHF /kWh 𝑃𝑃𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 Hochpreistarif Bezug CHF /kWh 𝑃𝑃𝐺𝐺𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 Einspeisevergütung Niedertarif CHF /kWh 𝑃𝑃𝐺𝐺𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 Einspeisevergütung Hochtarif CHF /kWh 𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑡𝑡 Stromkosten Netzbezug CHF 𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 Totale Stromkosten Netzbezug CHF 𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 Erträge aus Netzeinspeisung CHF 𝑇𝑇𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗 Totale Erträge für die Netzeinspeisung CHF Fördermodell 𝑆𝑆𝐵𝐵𝐵𝐵𝑟𝑟 Basisbeitrag EiV CHF 𝑆𝑆𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 Leistungsbeitrag EiV CHF Rahmenbedingungen 𝑒𝑒 Inflation W:[0,…,1] - 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛 Nominaler Diskontierungszinssatz W:[0,…,1] - 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝐵𝐵𝐸𝐸 Realer Diskontierungszinssatz W:[0,…,1] - 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐺𝐺 Preisentwicklung Einspeisung W:[0,…,1] - 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐿𝐿 Preisentwicklung Bezug W:[0,…,1] - 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵 Preisentwicklung Batterie W:[0,…,1] - Tabelle 6 Nomenklatur Wirtschaftlichkeits- und Umweltnutzenmodell. Name Bezeichnung Einheit Batteriespeicher 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 Max. Depth of discharge W:[0,…,1] - 𝑓𝑓 Kapazitätsausfälle p.a. W:[0,…,1] - 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 Anzahl Restentladezyklen - A1.1.2 Zeitliche Dimension Die Energiebilanzierung erfolgt auf Basis von Stundenintervallen. Der Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 entspricht einem Jahr und der Bilanzierungszeitschritt 𝑡𝑡 entspricht einer Stunde. Damit läuft 𝑡𝑡 von 𝑡𝑡 = 1 bis 𝑇𝑇 = 8′760 Stunden. In der Investitionsrechnung beträgt der Untersuchungszeitraum 𝐽𝐽 25 Jahre. Damit läuft 𝑗𝑗 von 𝑗𝑗 = 1, … , 𝐽𝐽 = 25. Das Betrachtungsintervall 𝑗𝑗 entspricht einem Jahr. A1.1.3 Auswertegrössen A1.1.3.1 Eigenverbrauch Der Eigenverbrauch (EV) bezeichnet die Menge an Elektrizität, die im Bilanzierungszeitschritt gleichzeitig von der PV-Anlage des Gebäudes, erzeugt (𝐸𝐸𝑘𝑘𝐴𝐴) und von den Verbrauchern im Gebäude bezogen wird. In einem System mit BES wird die effektive Batterieentladung zusätzlich als Eigenverbrauch berücksichtigt. Die Berechnung ba- siert auf Hall (2014). 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑡𝑡 = min ��(𝐸𝐸𝑘𝑘𝐴𝐴,𝑡𝑡 − ∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 ∙ 𝜂𝜂𝑆𝑆) ;�𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 � [kWh] ( 1 ) A1.1.3.2 Eigendeckungsrate (Autarkiegrad) Die Eigendeckungsrate (EDR) definiert das Verhältnis aus Eigenverbrauch (𝐸𝐸𝐸𝐸) und Stromverbrauch (𝐸𝐸𝐿𝐿) für den gewählten Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 (in Anlehnung an (Hall/Dorusch/Geissler 2014)). 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝑡𝑡 = ∑ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 ∑ 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 ∙ 100 [%] ( 2 ) Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 71/107 A1.1.3.3 Eigenverbrauchsrate Die Eigenverbrauchsrate (EVR) errechnet sich aus dem Verhältnis des Eigenverbrauchs zu den PV-Erträgen (in Anlehnung an (Hall/Dorusch/Geissler 2014). 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝑡𝑡 = ∑ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 ∑ 𝐸𝐸𝑘𝑘𝐴𝐴,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑘𝑘=1 ∙ 100 [%] ( 3 ) A1.1.3.4 Residuallast Die Residuallast (𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟) ist die Menge an Elektrizität, die aus dem Netz bezogen wird. Wie aus Formel ( 4 ) ersicht- lich wird, entspricht die Residuallast der Differenz zwischen Nachfrage (Gesamtelektrizitätsbezug) im Gebäude und Angebot (PV-Ertrag) (in Anlehnung an (Hall/Dorusch/Geissler 2014)). In einem System mit BES kann das Angebot an Elektrizität zum Bilanzierungszeitschritt 𝑡𝑡 durch die Entladungen des BES erhöht werden. 𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 − 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 + ∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 ∙ 𝜂𝜂𝑆𝑆 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 > 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 [kWh] ( 4 ) Die gesamte Menge an Elektrizität, die im Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 aus dem Netz bezogen wurde, berechnet sich ge- mäss Formel ( 5 ). In einem System ohne PV-Anlage beträgt 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 = 0. 𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑗𝑗 = �𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑡𝑡=1 [kWh] ( 5 ) A1.1.3.5 freie Energie nach Eigenverbrauch Die Variable 𝐸𝐸𝐴𝐴𝑊𝑊,𝑡𝑡 beschreibt die freie Energie nach Eigenverbrauch (siehe Formel ( 6 )). Diese verfügbare Energie wird entweder zur Batteriebeladung genutzt oder als überschüssige Elektrizität in das Stromnetz eingespeist. 𝐸𝐸𝐴𝐴𝑊𝑊,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 − 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 > 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 [kWh] ( 6 ) A1.1.3.6 Netzeinspeisung Die Netzeinspeisung 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 quantifiziert den PV-Ertrag, der nicht im gleichen Bilanzierungszeitschritt im Gebäude selbst genutzt werden kann und daher in das Elektrizitätsnetz eingespeist wird (siehe Formel ( 7 ) ). Eine Netzein- speisung aus der Batterie ist in diesem System nicht möglich. In einem System ohne Batteriespeicher entspricht ∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 = 0. 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝐴𝐴𝑊𝑊,𝑡𝑡 − ∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 > 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 0 𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 ≤ 𝐸𝐸𝐿𝐿,𝑡𝑡 [kWh] ( 7 ) Die gesamte Menge an Elektrizität, die im Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 in das Stromnetz fliesst, wird gemäss Formel ( 8 ) berechnet. 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗 = �𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑡𝑡=1 [kWh] ( 8 ) Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 72/107 A1.1.4 Stromspeicher A1.1.4.1 Nutzbare Kapazität Die nutzbare Kapazität ist die effektive Energiemenge, die einer Batterie entnommen werden kann (siehe Formel ( 9 )). 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐴𝐴 = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐿𝐿 ⋅ 𝑝𝑝𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 [kWh] ( 9 ) A1.1.4.2 nominelle Batterie- beladung und -entladung Die Energieflüsse während dem Bilanzierungszeitschritt sind durch △ 𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 gegeben. Diese Variable ist bei einer Batteriebeladung positiv bzw. negativ bei einer Entladung. Die Batterie wird entsprechend der freien Speicher- kapazität resp. der überschüssigen Elektrizität nach Eigenbedarf 𝐸𝐸𝐴𝐴𝑊𝑊,𝑡𝑡 beladen. Für die Batteriebeladung wird zudem der Wirkungsgrad 𝜂𝜂𝑆𝑆 und die stündlichen Verluste aus der Selbstentladung 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑠𝑠𝐵𝐵berücksichtigt. Bei Be- darfsüberschüssen wird die Batterie entsprechend der gespeicherten Energie entladen.              =−⋅ − −⋅−⋅ =−⋅≤ − −⋅ − −+⋅ ≤ −+⋅−+⋅ =∆ −− − −− −−−− 0),1(>)1()1( 0),1()1( ))1(1( ))1(1( > ))1(1( ,1, , 1, ,1, ,, 1, ,, 1, , 1, , tAVsdctBtr B ttL sdctBtr tAVsdctBtr B ttL B ttL B sdctBtrBav tAVtAV B sdctBtrBav tAV B sdctBtrBav tB EE PVE E EE PVEPVE EE EE EE E EE E η η η η ηη η η η η η η [kWh] ( 10 ) A1.1.4.3 Übertrag Batteriekapazität Die Berechnung des Übertrags elektrischer Energie zum Bilanzierungszeitschritt 𝑡𝑡 ist in Formel ( 11 ) dargestellt. Bei einer Batteriebeladung ergibt sich dieser Wert aus der verfügbaren Batteriekapazität des vorangegangenen Zeitschritts 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡−1 abzüglich nomineller Entladung 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑠𝑠𝐵𝐵,𝑡𝑡 und zuzüglich effektiver Batteriebeladung. Im Fall einer Entladung ist die nominelle Batterieentladung massgebend. 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡−1 ∙ (1− 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑠𝑠𝐵𝐵) + Δ𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 ⋅ 𝜂𝜂𝑆𝑆 Δ𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 ≥ 0 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡−1 ∙ (1− 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑠𝑠𝐵𝐵) + Δ𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 Δ𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 < 0 [kWh] ( 11 ) A1.1.4.4 State of Charge (SOC) Der Ladezustand (engl. "State of charge" (SOC)) im Zeitschritt t berechnet sich gemäss Formel ( 12 ). Aus der Berechnung wird ersichtlich, dass der Ladezustand zu keinem Zeitpunkt die maximale Entladungstiefe (engl. " Maximum Depth of discharge" (DOD max)) unterschreitet. 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑇𝑇𝑡𝑡 = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡𝑟𝑟,𝑡𝑡 + 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ⋅ 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 [%] ( 12 ) A1.1.4.5 Anzahl Entladezyklen Wie in Formel ( 13 ) dargestellt, wird hier jedes Erreichen der Entladung DOD max als ein Entladezyklus gezählt, unabhängig von dem zu Beginn des Zeitschrittes vorliegenden SOC. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 73/107 𝜃𝜃𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 = � 1 SOC𝑡𝑡−1 ≠ 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 , SOC𝑡𝑡 = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 ( 13 ) Die aufsummierte Anzahl gebrauchter Entladezyklen im Zeitraum 𝑇𝑇 wird wie in Formel ( 14 ) dargestellt berech- net. 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑢𝑢𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑗𝑗 = �𝜃𝜃𝐿𝐿𝐿𝐿,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑡𝑡=1 ( 14 ) A1.1.4.6 Ende der Nutzungsdauer Die binäre Variable 𝛿𝛿𝑗𝑗 zeigt den Zeitpunkt, indem die installierten Batterien das Ende ihrer Nutzungsdauer er- reicht haben. 𝛿𝛿𝑗𝑗 = � 1 �𝐿𝐿𝑇𝑇𝑢𝑢𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑘𝑘 𝑗𝑗 𝑘𝑘=1 ≥ 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 ( 15 ) Mithilfe der binären Variablen 𝛿𝛿𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 wird der Zeitpunkt angezeigt, indem jährlich ausgewechselte Zellen das Ende ihrer Nutzungsdauer erreicht haben. In der Untersuchung wird davon ausgegangen, dass einzelne defekte Zellen einer Batterie ausgewechselt werden können. 𝛿𝛿𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 = � 1 �𝛿𝛿𝑗𝑗 𝑗𝑗−1 𝑘𝑘=1 ≥ 1 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 ( 16 ) Es wird in diesem Modell davon ausgegangen, dass kein Ersatz des Basisgehäuses während des Untersuchungs- zeitraums notwendig ist. A1.1.4.7 Kapazitätsausfälle Die jährlichen Kapazitätsausfälle werden mit 𝑓𝑓 aus der installierten Kapazität gemäss Gleichung ( 17 ) berechnet. 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑟𝑟 = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ 𝑓𝑓 [kWh] ( 17 ) A1.1.5 Aufwände und Erträge A1.1.5.1 Kosten für Strombezüge Die jährlichen Kosten aus den Netzbezügen sind in Formel ( 18 ) beschrieben. In Abhängigkeit des Tarifmodells gelten entweder Niedertarif- bzw. Hochtarifpreise. 𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑡𝑡 ∙ 𝑃𝑃𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 𝑡𝑡 𝜖𝜖 𝐻𝐻𝑇𝑇𝑡𝑡 𝐸𝐸𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟,𝑡𝑡 ∙ 𝑃𝑃𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 𝑡𝑡 𝜖𝜖 𝑁𝑁𝑇𝑇𝑡𝑡 [CHF] ( 18 ) Die aufsummierten Kosten aus Strombezügen im Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 inkl. Preisentwicklung sind in Formel ( 19 ) dargestellt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 74/107 𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 = �𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑡𝑡=1 ⋅ (1 + 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐿𝐿) 𝑗𝑗 [CHF] ( 19 ) A1.1.5.2 Erträge aus der Netzeinspeisung Aus Formel ( 20 ) geht die Berechnung der jährlichen Erträge der Netzeinspeisung hervor. Die Höhe der Vergü- tung kann je nach Zeitpunkt variieren. In Formel ( 20 ) sind die Erträge zum Nieder- bzw. Hochtarif aus der Einspeisung von Solarstromüberschüssen in das Stromnetz dargestellt. 𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 = � 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 ∙ 𝑃𝑃𝐺𝐺𝐿𝐿𝐿𝐿 𝑡𝑡 𝜖𝜖 𝐻𝐻𝑇𝑇𝑡𝑡 𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 ∙ 𝑃𝑃𝐺𝐺𝐿𝐿𝐿𝐿 𝑡𝑡 𝜖𝜖 𝑁𝑁𝑇𝑇𝑡𝑡 [CHF] ( 20 ) Die Erträge aus der Stromspeicherung für den Bilanzzeitraum 𝑇𝑇 werden entsprechend der Formel ( 21 ) berech- net. 𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗 = �𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑡𝑡 𝐿𝐿 𝑡𝑡=1 [CHF] ( 21 ) In Formel ( 22 ) ist die Berechnung der totalen Erträge aus der Netzeinspeisung zum Jahr 𝑗𝑗 dargestellt. 𝑇𝑇𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗 = 𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗⋅(1 + 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐺𝐺) 𝑗𝑗 [kWh] ( 22 ) A1.1.5.3 Systemkosten Aus Formel ( 23 ) geht die Berechnung der Kosten für eine PV-Anlage hervor. Die Vorgehensweise basiert auf Hoppmann (2014: 1107). Durch 𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 sind Kosten gegeben, die für Module, Wechselrichter und Verkabelung anfallen. Hierzu ist die Bezugsgrösse 1 kWp der PV-Anlage massgebend. Wie aus Formel ( 23 ) (erster Term) er- sichtlich wird, steigen die Kosten für eine PV-Anlage linear zur installierten Leistung. Basierend auf den System- kosten werden Kosten 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 für die Installation der Anlage berechnet. Aufgrund einer Lebensdauer der Anlage von 25 Jahren, wird während dem betrachteten Zeitraum keine Ersatzinvestition notwendig. Nach Ablauf der Nutzungsdauer wird ein Restwert von 0.- CHF angenommen. 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,0 = �𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 ⋅ 𝐸𝐸𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘� ⋅ (1 + 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃)− (𝑆𝑆𝐵𝐵𝐵𝐵𝑟𝑟 + 𝐸𝐸𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 ⋅ 𝑆𝑆𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘) [CHF] ( 23 ) Während dem betrachteten Zeitraum 𝑗𝑗 = 1, … , 𝐽𝐽 entstehen Kosten für die Wartung und Betrieb der PV-Anlage. Die Berechnung ist in Formel ( 24 ) dargestellt und basiert auf Hoppmann (2014: 1107). 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑗𝑗 = 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 ⋅ 𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 ⋅ 𝐸𝐸𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 [CHF] ( 24 ) Die Grundkosten des Batteriespeichers zum Zeitpunkt 𝑗𝑗 = 0 setzen sich einerseits aus Investitionen in das Basis- gehäuse und deren Installation vor Ort zusammen. Andererseits entstehen Kosten in Abhängigkeit von der Spei- cherkapazität des Systems (siehe Formel ( 25 )). 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,0 = 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑃𝑃 + 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 + 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ⋅ 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 [CHF] ( 25 ) Während dem betrachteten Zeitraum 𝑗𝑗 = 1, … , 𝐽𝐽 fallen zusätzlich Kosten aufgrund der begrenzten Lebensdauer des BES (Batterie und Gehäuse) sowie jährlicher Kapazitätsausfälle an. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 75/107 Aus der Formel ( 26 ) ist die Berechnung der totalen Kosten des Batteriesystems zum Jahr 𝑗𝑗 ersichtlich. Der erste Term zeigt die Berechnung der Kosten zur Speicherkapazität. Diese fallen bei Erneuerung von Kapazitäten an, die das Ende der Nutzungsdauer erreicht haben und nicht bereits bei Kapazitätsausfällen ersetzt wurden. Im Preis ist die Preisentwicklung von Batterien 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵 berücksichtigt. Der dritte Term zeigt die jährlichen Kosten zur Installation. Diese entstehen entweder beim Austauschen der Batterien oder beim Ersatz der jährlichen Kapazitätsausfälle. Die binäre Variable 𝜍𝜍𝑆𝑆𝑃𝑃,𝑗𝑗 folgt der Logik, dass maximal nur eine Installationspauschale pro Jahr zur Geltung kom- men kann (siehe Formel ( 27 )). Aus dem letzten Term gehen die Kosten hervor, die aufgrund von Kapazitätsaus- fällen entstehen. Die Berechnung wird in Formel ( 28 ) näher beschrieben. 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,𝑗𝑗 = (𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ (𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 − 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑟𝑟) ∙ (1 + 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵) 𝑗𝑗) ∙ 𝛿𝛿𝑗𝑗 + 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑃𝑃 ∙ 𝜍𝜍𝑆𝑆𝑃𝑃,𝑗𝑗 + 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 [CHF] ( 26 ) 𝜍𝜍𝑆𝑆𝑃𝑃,𝑗𝑗 = � 1 𝛿𝛿𝑗𝑗 + 𝛿𝛿𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 > 0 0 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑡𝑡𝑒𝑒𝑎𝑎 ( 27 ) In Formel ( 28 ) ist die Berechnung von Kosten aus jährlichen Kapazitätsausfällen dargelegt. Zuzüglich der Kosten für die ausgefallene Kapazität 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑟𝑟 müssen Kapazitäten ausgewechselt werden, die zuvor aufgrund von Kapazi- tätsausfällen installiert wurden und zum Zeitpunkt 𝑗𝑗 das Ende der Nutzungsdauer erreicht haben. 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗 = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑟𝑟 ∙ 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ �1 + 𝛿𝛿𝑆𝑆𝑟𝑟,𝑗𝑗� ∙ (1 + 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵) 𝑗𝑗 [CHF] ( 28 ) A1.1.6 Rahmenbedingungen Die Strompreisentwicklung wird mit der Variablen 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐿𝐿 dargestellt. Mittels der Variablen 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐺𝐺 wird die Preisent- wicklung der Vergütungssätze für Netzeinspeisungen berücksichtigt. Zudem verändert sich der Preis für eine Kilowattstunde Speicherkapazität. Diese Preisentwicklung wird im Modell durch 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵 dargestellt. A1.1.7 Gebäudevarianten Das Stromspeichermodell wird für zwei Gebäudevarianten, je ein Einfamilienhaus und ein Mehrfamilienhaus angewendet. Die Gebäudewahl beeinflusst den Stromverbrauch und die Möglichkeiten zur PV-Produktion. In diesem Abschnitt wird das methodische Vorgehen zur Berechnung der gebäuderelevanten Parameter erläutert. Die Datengrundlage der Gebäude wird in Abschnitt A1.2.3 umfassend beschrieben. Das Vorgehen für die Berechnung des gesamthaften Stromverbrauchs vom EFH bzw. MFH ist in Abbildung 38 dargestellt. Grundlage für die Gebäudegeometrie und den Stromverbrauch der Lüftung sind Planungsunterlagen bestehender Gebäude aus der Datenbank von der MINERGIE Agentur Bau. Der jährliche Warmwasserverbrauch basiert auf der SIA Norm 380/1. Für die Berechnung des Gerätestroms werden Daten aus der Sekundärliteratur verwendet (siehe auch Abschnitt A1.2 Datengrundlage). EFH und MFH- Gebäudevariante Hilfsmittel THERMO 6Parameter Anpassung Heizwärmebedarf Gebäudegeometrie Verbrauch Lüftung Verbrauch Haushaltsgeräte Bedarf Warmwasser Polysun V 7.0.7.19365 Stromverbrauch in h für Heizwärme, WW und Hilfsenergie Stromproduktion in h Microsoft Excel gesamthafter Stromverbrauch in h Stromspeicher-Modell Wirtschaftlichkeitsrechnung Zeitraum 2015-2040 Datengrundlage Gebäudedatenbank Sekundärliteratur Normen Abbildung 38 Methodisches Vorgehen zur Berechnung des Gesamtverbrauchs el. Energie der Gebäudevarianten. Der Heizwärmebedarf wird mithilfe der Software THERMO 6 berechnet. Die Dämmstärken werden so gewählt, dass beide Gebäudevarianten den Grenzwert zum Heizwärmebedarf gemäss SIA 380/1:2009 zum gleichen Anteil erfüllen. Für eine bessere Vergleichbarkeit wird zudem derselbe Standort für beide Objekte gewählt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 76/107 Der jährliche Stromverbrauch für Warmwasser, Heizwärme und Hilfsenergie wird mithilfe der Simulationssoft- ware Polysun berechnet. Die Eingabeparameter dazu sind einerseits der Heizwärmebedarf und die Wärmever- lusten, die mit Berücksichtigung einer Komfortlüftung entstehen. Anderseits sind die Energiebezugsfläche, die Soll-Raumtemperatur und der jährliche Warmwasserbedarf weitere Eingabeparameter. Im Kapitel zur Daten- grundlage (siehe Abschnitt A1.2.3) werden die Profile des täglichen Warmwasserverbrauchs je nach Gebäudeva- riante erläutert. Die jährliche PV-Produktion wird ebenfalls mit Polysun berechnet. Das PV-System ist durch eine südlich ausge- richtete und 30° geneigte Anlage gegeben. Der PV-Ertrag stellt die effektiv verfügbare Energie dar, die nach Umwandlung in Wechselstrom und abzüglich diverser Verluste resultiert. Die Jahresverbrauchsdaten an elektrischer Energie für Lüftung und Haushaltsgeräte werden mithilfe der Soft- ware Microsoft Excel auf Stundenwerte verteilt. In Abschnitt A1.2.3 werden die dafür verwendeten Verbrauch- sprofile näher erläutert. Aus der Addition des Stromverbrauchs für die Wärmeerzeugung, Hilfsenergie, Lüftung und Haushaltsgeräte resultiert der gesamthafte Stromverbrauch p.a. A1.1.8 Szenarien Die Erträge aus einer Zwischenspeicherung von Solarstrom sind stark vom Strommarkt und der Förderung er- neuerbarer Energien abhängig. Bei Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von BES ist daher die Entwicklung dieser Komponenten zu berücksichtigen. Im folgenden Abschnitt werden zwei für diese Untersuchung relevante Szena- rien erläutert. Die Szenarien basieren auf einer vom Bundesamt für Energie (BFE) in Auftrag gegebene Studie (prognos 2012b). In Abschnitt A1.2.6 wird die Datengrundlage der Parameter dargelegt. Mit dem Bericht „Energieperspektiven 2050“ wurden energiepolitische Entscheidungen des Bundesrates und Parlament infolge der Atomkraftwerkkatastrophe in Fukushima anhand von Szenarien ausgearbeitet. Gegeben von politischen Massnahmen sowie unterschiedlicher Rahmenbedingungen entstehen Prognosen zu energie- und volkswirtschaftlichen Auswirkungen. Die berechneten Szenarien basieren auf der Grundannahme, dass be- stehende Schweizer Kernkraftwerke am Ende ihrer Betriebszeit nicht ersetzt werden und beziehen sich auf den Zeitraum 2000 bis 2050. Für das Wirtschaftlichkeitsmodell werden die strompreisrelevanten Szenarien „weiter wie bisher“ (WWB) und „neue Energiepolitik“ (NEP) berücksichtigt (die Strompreisentwicklung unter dem Szenario „Politische Mass- nahmen“(POM) ist identisch mit dem WWB- Szenario). Im Modul B - die Berechnung des Umweltnutzens - wer- den alle drei Szenarien hinsichtlich möglicher Entwicklungspfade im Bereich Elektromobilität mit einbezogen. In beiden Szenarien wird ein zurzeit übliches Tarifmodell zum Strombezug und Netzeinspeisung basierend auf Hoch- bzw. Niedertarifzeiten aus dem Jahre 2015 berücksichtigt. Anders als das zurzeit gültige Fördersystem werden Anlagen unabhängig ihrer Grössen mit der Einmalvergütung gefördert. Auf die Berücksichtigung der Kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) wurde aufgrund des äusserst geringen ökonomischen Anreizes zur Energiespeicherung verzichtet. A1.1.8.1 Weiter wie bisher Im Szenario "weiter wie bisher" wird die bisherige Energiepolitik fortgeführt. Zu den zurzeit aktiven politischen Instrumenten zählen z.B. die EnergieSchweiz, das Gebäudeprogramm, der Klimarappen, baurechtliche Vorschrif- ten, Massnahmen zur Energieeffizienz in der Wirtschaft, die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) sowie Grenzwerte zu Automobilen. Die vorhandenen politischen Bemühungen zur Energieeffizienz werden in diesem Szenario weitergeführt und nur leicht verstärkt. Die politischen Massnahmen führen zu einer sinkenden Endenergienachfrage. Demgegenüber steigt die Elektrizi- tätsnachfrage bis 2050 im Vergleich zum Jahr 2000 an. Ein Grund dafür ist die Annahme einer steigenden Bevöl- kerungszahl. Hinzu kommt der Einflussfaktor einer energierelevanten Verhaltensänderung. Es wird angenom- men, dass die Mehrfachausstattungen von z.B. Zweitfernseher oder Zweitcomputer usw. zunehmen. Ein weite- rer Einflussfaktor für die steigende Elektrizitätsnachfrage sind wachsende Bestände an Elektrofahrzeugen. Die Energiepreise basieren in diesem Szenario auf dem "New Policies Scenario" der "International Energy Agency"(IEA) (IEA 2010). Zudem wird der Elektrizitätspreis durch politische Massnahmen, wie z.B. eine CO2- Abgabe beeinflusst. Diese Faktoren führen dazu, dass der Strompreis für Haushalte in der Periode 2000 bis 2050 ca. um ein Viertel ansteigt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 77/107 Im Szenario "weiter wie bisher" wird eine Stromangebotsvariante berücksichtigt. In dieser werden fehlende Kapazitäten stillgelegter Kernkraftwerke mit einer Kombination von Gaskraftwerken und erneuerbarer Energien kompensiert. Demzufolge verdoppeln sich erneuerbare Energieträger bis 2050 im Vergleich zum Jahre 2000. A1.1.8.2 Neue Energiepolitik Das Szenario "neue Energiepolitik" orientiert sich an der Zielsetzung von maximal 1-1.5 t CO2 Emissionen pro Kopf. Zur Zielerreichung wird in diesem Szenario von international harmonisierten Instrumenten ausgegangen. Dazu zählen z.B. die Einführung eines weltweiten Emissionshandels und Vorschriften für einen energieeffizienten Gebäudepark. Die Massnahmen führen ungeachtet vom Bevölkerungszuwachs zu einer relativ stark sinkenden Energienachfra- ge. Aufgrund einer Effizienzsteigerung kann der zusätzliche Elektrizitätsverbrauch aus einer etablierten Elektro- mobilität ausgeglichen werden. Der Elektrizitätsverbrauch bleibt demnach während der Periode 2000-2050 na- hezu unverändert. Im Szenario "neue Energiepolitik" basiert der Strompreis auf dem Szenario "450 Scenario" der IEA (IEA 2010). Das "450 Scenario" beschreibt ein weltweit geschlossenes Vorgehen zur Treibhausgas-Beschränkung in der At- mosphäre auf 450 parts per million (ppm) CO2-Equivalenten. Der Strompreis für Haushalte steigt entsprechend während dem Zeitraum 2000 bis 2050 um nahezu 50 % an. Hierzu sind der Emissionshandel und der damit zu- sammenhängende Anstieg im CO2-Preis treibende Faktoren. Im Vergleich zum Basisszenario wird die Stromlücke, resultierend aus ausser Betrieb gesetzten Atomkraftwer- ken, primär mithilfe von erneuerbaren Energien gedeckt. Aus diesem Grund wird von einem massiven Kapazi- tätszuwachs erneuerbarer Energien, wie z.B. Photovoltaik oder Windkraft ausgegangen. A1.1.9 Technisch- ökonomisches Modell A1.1.9.1 Diskontierungszinssatz Mit dem nominellen Diskontierungszinssatz werden Opportunitätskosten für das in der Investition gebundene Kapital berücksichtigt. In Formel ( 29 ) ist die Berechnung des nominellen Diskontierungszinssatzes (inkl. Inflati- on) abgebildet. Die Berechnung basiert auf Karathanassis (1980). 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛 = 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝐵𝐵𝐸𝐸 + 𝑒𝑒 + 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝐵𝐵𝐸𝐸 ∗ 𝑒𝑒 ( 29 ) A1.1.9.2 Nettokapitalwert Der Nettokapitalwert engl. „Net Present Value“ (NPV) zeigt den Barwert zukünftiger Zahlungen abzüglich dem Investitionsbetrag. Die Methode erlaubt somit die Bewertung und den Vergleich verschiedener Investitionsmög- lichkeiten. In dieser Untersuchung werden folgende drei Investitionsentscheidungen unterschieden: 1. PV-Anlage und Speichersystem (herkömmlich) 2. PV-Anlage und Speichersystem (2nd-Life) 3. PV-Anlage ohne Speichersystem In Formel ( 30 ) werden die ersten zwei Investitionsentscheidungen abgedeckt. Das herkömmliche Speichersys- tem unterscheidet sich alleine in der Datengrundlage und nicht in der Funktionsweise vom 2nd-Life Speichersys- tem. Aus diesem Grund stimmt die Berechnungsmethodik des NPV für beide Systeme überein. In Formel ( 31 ) wird die Investitionsentscheidung ausschliesslich für eine PV-Anlage betrachtet. Für die Berechnung des Nettokapitalwertes fallen zu Beginn (Zeitpunkt 𝑗𝑗 = 0 ) Grundkosten für BES und PV- Anlage an (siehe Formel ( 30 )). Die Zahlungsflüsse über den betrachteten Zeitraum werden mit dem Diskontie- rungszinssatz 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝐵𝐵𝐸𝐸 abgezinst. Dazu zählen einerseits Erträge aus der Netzeinspeisung und aus eingesparten Stromkosten (siehe dazu Abschnitt A1.1.5.2 bzw. Abschnitt A1.1.5). Die eingesparten Stromkosten resultieren aus der Differenz zwischen den Stromkosten ohne PV-Anlage 𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗�𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 = 0 und dem System mit PV und BES (𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗). Andererseits werden die jährlichen Kosten (Abschreibung, Betriebs- und Unterhaltskosten) für das PV- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 78/107 resp. Batteriesystem vom Diskontierungszinssatz subtrahiert und zu Zeitwerten berechnet (siehe dazu Abschnitt A1.1.5.3). 𝑁𝑁𝑃𝑃𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊𝑆𝑆,𝐽𝐽 =� 𝑇𝑇𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗 + �𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗�𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑗𝑗 = 0� − 𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 − 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑗𝑗 − 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,𝑗𝑗 (1 + 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛)𝑗𝑗 𝐽𝐽 𝑗𝑗=1 −𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,0 − 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,0 [CHF] ( 30 ) Die NPV-Berechnung des PV-Systems ist in Formel ( 31 ) dargestellt. Die Berechnung des NPV des BES selbst erfolgt über Formeln ( 30 )-( 31 ). 𝑁𝑁𝑃𝑃𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝐽𝐽 =� �𝑇𝑇𝑅𝑅𝐸𝐸𝐺𝐺,𝑗𝑗�∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 = 0�+ �𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗�𝐸𝐸𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑡𝑡 = 0� − �𝑇𝑇𝑇𝑇𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗�∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 = 0� − 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,𝑗𝑗 (1 + 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛)𝑗𝑗 −𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑊𝑊,0 𝐽𝐽 𝑗𝑗=1 [CHF] ( 31 ) A1.1.9.3 Stromgestehungskosten BES Die Stromgestehungskosten engl. „levelized costs of electricity“ (LCOE) stellt eine Vergleichsgrösse verschiede- ner Energiespeichertechnologien dar. Wie aus Formel ( 32 ) ersichtlich wird, berechnen sich die LCOE aus dem Verhältnis der gesamten Kosten des BES zur Netto entladenen Energie über den Untersuchungszeitraum 𝐽𝐽 = 25 𝐽𝐽𝑎𝑎ℎ𝑟𝑟𝑒𝑒𝑎𝑎 (in Anlehnung an (Dufo-López/Bernal-Agustín 2015)). 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑆𝑆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝐽𝐽 = 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,0 + ∑ 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑆𝑆,𝑗𝑗 (1 + 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛)𝑗𝑗 𝐽𝐽 𝑗𝑗=1 ∑ �∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡�∆𝐸𝐸𝑆𝑆,𝑡𝑡 < 0� ∙ η𝑆𝑆 ∙ J ∙ (−1) 8760 𝑡𝑡=1 [CHF/kWh] ( 32 ) A1.1.9.4 Interner Zinsfuss Der interne Zinsfuss (engl. "Internal Rate of Return" (IRR)) ist eine Kennzahl in der dynamischen Investitions- rechnung und wird zur Bewertung von unterschiedlichen Investitionsvorhaben verwendet. Mit der IRR wird die Rendite dargestellt, die zu einem NPV von Null führen würde. Der Zinsfuss stellt somit ein Mass der Rentabilität dar. Die Faustregel besagt, dass Investitionen getätigt werden sollten, in denen der Diskontierungszinssatz tiefer als der IRR zu liegen kommt. Analog wie für die NPV Berechnung wird hierbei ein nominaler Diskontierungszins- satz verwendet. Für die Berechnung wird der NPV aus der Gleichung ( 30 ) bzw. ( 31 ) gleich Null gesetzt und nach 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛 aufgelöst. A1.1.9.5 Kapitalrückflussdauer Die PB zeigt die Anzahl Jahre 𝑗𝑗 , die zur Amortisation der Investition notwendig sind. Für diese Berechnung wird ein Diskontierungszinssatz von 𝑟𝑟 = 0 verwendet. A1.1.9.6 Optimale Grösse von PV-Anlage und Speicher In dieser Untersuchung wird die optimale Auslegung von PV-Anlage und BES aufgrund des NPV's festgelegt. Die- ses Vorgehen ist vergleichbar mit Untersuchungen ähnlicher Fragestellungen (z.B.(Hoppmann et al. 2014, Mul- der et al. 2013)). A1.1.9.7 Qualitätsniveau 2nd-Life Das Qualitätsniveau der verwendeten gebrauchten Batterien wird in dieser Untersuchung in Abhängigkeit von den möglichen Entladezyklen gemessen. Gemäss Formel ( 13 ) bedeutet ein Entladezyklus eine Batterieentla- dung bis zum gegebenen DOD max. Alsbald eine Batterie eine bestimmte Anzahl Entladezyklen erreicht hat, wird diese ersetzt. Für die Ermittlung des minimalen Qualitätsniveaus von 2nd-Life-BES wird die Anzahl Restent- ladezyklen ermittelt, die zur Erreichung eines positiven NPV notwendig sind. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 79/107 Infolge werden alternative Modelle aus der Literatur zur Berechnung des Qualitätsniveaus von Batterien darge- legt. Diese Modelle werden im späteren Projektverlauf zur Berechnung von Wertebereichen für einzelne Para- meter aus Kapitel A1.2 Datengrundlage verwendet. Die vereinfachte Berechnung der Batteriequalität vernachlässigt einige Einflussfaktoren. Somit wird kein Abnut- zungsprozess berücksichtigt, der sich direkt auf die Batteriekapazität auswirkt. Im Modell verbleibt die nutzbare Kapazität bis zum Erreichen einer bestimmten Anzahl Restentladezyklen unverändert. In der Literatur werden die zugelassene Entladetiefe (DOD max.) (Rosenkranz 2003), die gesamthafte Menge an prozessierter el. Energie (Peterson/Apt/Whitacre 2010), Temperaturschwankungen (Debnath/Ahmad/Habibi 2014b) oder Zeit (Alimisis/Hatziargyriou 2013b) als Einflussfaktoren auf die Batterieabnutzung genannt. Das Modell von Rosenkranz (2003) stellt die gesamte Anzahl Ladezyklen einer Batterie als Funktion von der ma- ximalen Entladetiefe (DOD max) dar. Als Datengrundlage dienen bei dieser Untersuchung Laborversuche, wobei Batterien mit konstantem Strom entladen bzw. beladen wurden. In Formel ( 33 ) ist die Funktion zur Berechnung der Anzahl verbleibenden Ladezyklen (𝑁𝑁𝑍𝑍𝑍𝑍𝑘𝑘𝐸𝐸𝑟𝑟𝑛𝑛) dargestellt. Mit einer beispielhaften maximalen Entladungstiefe von 80% sind demnach 2'000 Ladezyklen zu erwarten. 𝑁𝑁𝑍𝑍𝑍𝑍𝑘𝑘𝐸𝐸𝑟𝑟𝑛𝑛 = 1331 ∙ 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 −1.8248 [Anzahl] ( 33 ) Der Nachteil bei diesem Modell ist die Vernachlässigung unterschiedlicher Anwendungsmöglichkeiten einer Bat- terie über deren ursprüngliche Nutzungsdauer hinaus. In der Elektromobilität wirken i.d.R. z.B. stärkere Belade- und Entladeströme als bei der Nutzung als stationären Speicher in Gebäuden. Zudem denkbar ist eine ver- gleichsweise reduzierte maximale Entladetiefe in der Gebäude-Anwendung. Aus diesen Gründen ist das Modell eher ungeeignet für Systeme mit einer Nachnutzung von Batterien. Das Modell von Peterson (2010) zeigt den Kapazitätsverlust einer Batterie in Abhängigkeit von der gesamthaft entladenen elektrischen Energie. Die Untersuchung basiert auf einem Experiment mit 13 Batterien aus elektri- schen Hybrid-Fahrzeugen. Es wird dabei die Verwendung des Elektrofahrzeugs zum Fahren und zur Bereitstel- lung von Kapazitäten für das Stromnetz unterschieden. Die Entladung in das Stromnetz findet bei konstanter Rate statt und ist somit batterieschonend. Zur Berechnung des Kapazitätsverlustes wurden die Daten aus dem Experiment mithilfe einer multiplen Regression ausgewertet. Das Ergebnis zeigt je nach Anwendung der Batterie einen unterschiedlich starken Effekt auf den Kapazitätsverlust. In Formel ( 34 ) ist die Berechnung der verblei- benden Kapazität nach dem Model von Peterson (2010) dargelegt. Basierend auf diesem Modell könnte eine Batterie mit 12 kWh-Kapazität (𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵) während der Nutzung im Elektrofahrzeug ca. 40 MWh elektrische Energie prozessieren und würde danach eine Restkapazität von 80% aufweisen. In einer Nachnutzung könnten weitere ca. 88 MWh el. Energie zur Einspeisung in das Netz gespeichert werden, wobei die Batterie anschliessend eine Restkapazität von 60% aufweisen würde. In der beschriebenen Untersuchung wird von einer Wechselnutzung der Batterie für die Fortbewegung im Elekt- roauto und zur Stromnetzunterstützung ausgegangen. Die Verwendung von BES in Gebäuden sieht demgegen- über eine Nachnutzung dieser Batterien vor. Es erscheint nicht plausibel, dass basierend auf dem Modell von Peterson (2010) mehr als doppelt so grosse Mengen an elektrischer Energie im Gebäude als BES prozessiert werden können, als dies während der Nutzung im Elektrofahrzeug der Fall war. Damit die Ergebnisse zur 2nd-Life Batterien nicht positiv verzerrt dargestellt werden, wird auf die Verwendung dieses Modells verzichtet. 𝐵𝐵𝐿𝐿𝐶𝐶𝑟𝑟𝑛𝑛𝐵𝐵𝑃𝑃𝑛𝑛 = 1 + � ∑𝐸𝐸𝑆𝑆𝑠𝑠𝐵𝐵𝑠𝑠 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ −0.0000599+ ∑𝐸𝐸𝑆𝑆𝑠𝑠𝐵𝐵𝐵𝐵 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 ∙ −0.0000271� [-] ( 34 ) In Debnath (2014b) werden Temperaturschwankungen als Einflussfaktor auf die Batteriekapazität berücksichtigt. Die Kapazitätsverluste werden im Modell mithilfe der Arrhenius-Gleichung berechnet (siehe Formel ( 35 )). Der Effekt aus Temperaturschwankungen wird mit der Kapazitätsverlustrate im Vergleich zu der Verlustrate bei be- stimmten Referenzbedingungen (𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐸𝐸𝑃𝑃𝑟𝑟𝑟𝑟,𝐶𝐶𝑟𝑟𝑅𝑅) ermittelt. Die Variable 𝑅𝑅 stellt in diesem Modell die Gaskonstante, Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 80/107 𝑇𝑇 die Temperatur in Kelvin und 𝐸𝐸𝐵𝐵 die Aktivierungsenergie dar. Das Ergebnis (𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐸𝐸𝑃𝑃𝑟𝑟𝑟𝑟(𝐿𝐿)) ist die Kapazitätsver- lustrate bei der Temperatur 𝑇𝑇. Auf die Berücksichtigung von Temperaturschwankungen wird aufgrund einer mangelnden Datenverfügbarkeit verzichtet. Es liegen zurzeit keine Daten zu Kapazitätsverlusten von 2nd-Life BES vor, die durch Temperatur- schwankungen entstanden sind. Aus der Gebäudeanwendung von BES kann zudem auf relativ geringe Tempera- turschwankungen geschlossen werden. 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐸𝐸𝑃𝑃𝑟𝑟𝑟𝑟(𝐿𝐿) = 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐸𝐸𝑃𝑃𝑟𝑟𝑟𝑟,𝐿𝐿𝐶𝐶𝑟𝑟𝑅𝑅 (−𝐸𝐸𝑎𝑎 𝐶𝐶(1 𝐿𝐿−1 𝐿𝐿𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅⁄⁄⁄ )) [%] ( 35 ) Im Modell von Alimisis (2013b) wird ein jährlich wiederkehrender Kapazitätsverlust von 3,3% berechnet, der unabhängig von der Batterienutzung anfällt. Die Berechnung hierzu wurde von Ball (2010) übernommen. Im Rahmen vorliegender Untersuchung wird eine jährliche Kapazitätsverlustrate aufgrund mangelnder Daten- verfügbarkeit nicht berücksichtigt. A1.2 Datengrundlage A1.2.1 Batteriespeicher A1.2.1.1 Grundparameter Im folgenden Abschnitt wird die Datengrundlage der verwendeten Parameter des Batteriespeichers erläutert. Tabelle 7 zeigt eine Gesamtübersicht der Basisparameter für das herkömmliche und 2nd-Life Speichersystem. In der Tabelle sind zudem entsprechende Quellenangaben zu finden. Zurzeit inaktive Parameter sind Grau hinter- legt. Tabelle 7 Datengrundlage Batteriespeicher. Name Bezeichnung Einheit BES Quelle Herkömmlich 2nd-Life 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵𝐴𝐴 Nutzbare Kapazität 1-60 kWh 𝐸𝐸𝑆𝑆𝐵𝐵 Nennkapazität Batterie kWh 3.8 3.8 (Dreifels AG 2014) 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 Max. Depth of discharge % 80 60 (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013) 𝜂𝜂𝑆𝑆 Lade-, Entladeeffizienz % 90 90 (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013) 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑠𝑠𝐵𝐵 Selbstentladung pro Stunde % 0.004167 0.0125 (Chen et al. 2009) 𝑓𝑓 Kapazitätsausfälle p.a. % 0 1 - 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 Nenn- bzw. Restentladezyklen - ∞ 200-6400 - 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 Basiskosten CHF 10'241 10'241 (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013) 𝑇𝑇𝑆𝑆𝐵𝐵 Kosten pro Nennkapazität CHF/ kWh 1'043 140 (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013, Biketec 2014) 𝑇𝑇𝑆𝑆𝑃𝑃 Kosten pro Batterieauswechs- lung (Installation) CHF 100 100 - 𝑒𝑒𝑆𝑆𝐵𝐵 Preisentwicklung Batterie % Kein Ersatz -3 (Bernhart/Landmann 2010) A1.2.1.2 Systemgrösse 2nd-Life Stromspeicher In der Wirtschaftlichkeitsanalyse werden BES-Systeme mit nutzbarer Kapazität von 1 bis 60 kWh berücksichtigt. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 81/107 A1.2.1.3 Nennkapazität der Batterie Die Nennkapazität der Batterien basiert auf einem System, das seit März 2008 in TWIKE Elektrofahrzeugen ver- wendet wird (Dreifels AG 2014). In der Untersuchung wird von einer modularen Skalierbarkeit ausgegangen. Dies bedeutet, dass die Kapazität des BES bis 40 kWh beliebig erhöht werden kann (Erhöhungsschritt 1 kWh). A1.2.1.4 Maximale Entladetiefe Die maximale Entladetiefe (engl. "Depth of discharge max.") des herkömmlichen BES beträgt 80%. Dieser Wert entspricht dem Median von 151 auf deutschem Markt erhältlichen BES-Systemen (siehe Abbildung 39). Aus der Abbildung 39 geht zudem die Spannbreite üblicher Entladungstiefen hervor. Das Minimum befindet sich dem- nach bei 30% und die maximale Entladungstiefe beträgt 95%. 25% der 151 Speichersysteme weisen eine Entla- dungstiefe von kleiner als 70% auf. Das 75%-Quantil zeigt einen Wert von 85% (siehe Abbildung 39). Abbildung 39 Max. Entladungstiefe herkömmlicher BES (n: 151) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. Für das 2nd-Life System wird eine maximale Entladungstiefe von 60% angenommen. Dies folgt der Überlegung, dass Batterien aus der Elektromobilität eine maximale Entladungstiefe von 80% der Nennkapazität aufweisen. Mit dem Ziel, Tiefenentladungen zu vermeiden, werden Batterien im 2nd-Life BES nur bis 60% der Nennkapazität entsprechend 75 % bezogen auf die angenommene nutzbare Kapazität ab Werk entladen. A1.2.1.5 Lade- und Entladeeffizienz In Abbildung 40 sind Wirkungsgrade von 122 BES Systemen aufgeführt. Die Grafik zeigt, dass 25% der Systeme einen Wirkungsgrad von 88% und tiefer aufweisen. Das 75%-Quantil zeigt einen Wert von 92%. In der Untersu- chung wurde der Median von 90% als Basiswert verwendet. Abbildung 40 Wirkungsgrad herkömmlicher BES (n: 122) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quan- til sowie Minimal- und Maximalwerte. Die Battery University (BU) verwendet für Lithium-Ionen-Batterien eine Ladeeffizienz von 97%-99% (BU 2014a). Dieser Wert berücksichtigt keine Verluste aus Wechselrichtern und ist daher weniger für die Modellrechnung geeignet. A1.2.1.6 Monatliche Selbstentladung Die Selbstentladung von Lithium-Ionen Batterien ist abhängig von der Temperatur, des SOC und dem Alter (BU 2014b). Gemäss Chen (2009) beträgt die tägliche Selbstentladung zwischen 0.1% und 0.3%. Der Basiswert für das herkömmliche System entspricht demnach einer stündlichen Selbstentladung von (0.1% 24ℎ⁄ ). Für den 2nd-Life BES wird aufgrund fortgeschrittener Nutzung der Basiswert von (0.3% 24ℎ⁄ ) angenommen. A1.2.1.7 Kapazitätsausfälle In der Untersuchung wird bei herkömmlichen Speichersystemen von keinen jährlichen Kapazitätsausfällen aus- gegangen. Hersteller von BES gehen im Normalfall davon aus, dass während der Nutzungsdauer keine Ausfälle zu erwarten sind. Demgegenüber werden für 2nd-Life Speichersysteme jährliche Kapazitätsausfälle von 1% ange- nommen. A1.2.1.8 Restentladezyklen Eine Literaturrecherche zeigt eine relative grosse Spannbreite der Anzahl Entladezyklen zwischen den zurzeit erhältlichen BES Systemen (siehe Abbildung 41). Das Minimum der untersuchten 150 BES für Gebäude liegt bei 1‘700 Entladezyklen und das Maximum beträgt 15‘000 Entladezyklen. Für eine möglichst konservative Schät- 0 20 40 60 80 100 Entladungstiefe in % 0 20 40 60 80 100 Wirkungsgrad in % Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 82/107 zung, wird in dieser Simulation davon ausgegangen, dass BES während des Untersuchungszeitraums nicht ersetzt werden müssen. Abbildung 41 Restentladezyklen herkömmlicher BES (n: 150) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. A1.2.1.9 Kosten BES A1.2.1.9.1 Basiskosten Die Basiskosten der BES Systeme sind unabhängig von der Speicherkapazität. Zudem besteht kein Unterschied zwischen einem 2nd-Life oder herkömmlichen BES. Eine lineare Regression der Speicherkapazität in kWh auf den Preis in Schweizer Franken (CHF) lässt einen durchschnittlichen Basispreis von 10'241 CHF erwarten (siehe Abbil- dung 42). Das Modell basiert auf 135 Beobachtungen und weist hochsignifikante (Signifikanzniveau <1%) Regres- sionskoeffizienten auf. Mit einem R2 von 56% kann demnach etwas mehr als die Hälfte der Variation von den Preisen durch das Modell erklärt werden. Abbildung 42 Kosten herkömmliche BES (n: 135) Quelle: (C.A.R.M.E.N. 2014, Märtel 2014, Forst 2013). A1.2.1.9.2 Kosten Nennkapazität Das Modell berücksichtigt Kosten, die in Abhängigkeit zur Nennkapazität stehen. Wie in Abbildung 42 darge- stellt, können Preise erwartet werden, die ca. 1'043 CHF /kWh Nennkapazität betragen. Ausgehend von einer t- Verteilung umfasst das Konfidenzintervall zum Signifikanzniveau von 1% den Wertebereich 833.- bis 1'254.- CHF. Battke (2013) stellt in einer Literaturrecherche grosse Preisdifferenzen bei den Kosten von BES aus Lithium-Ionen Batterien fest. Basierend auf fünf verschiedenen Quellen werden Preise von umgerechnet minimal 427.- CHF /kWh und maximal 2'441.- CHF /kWh Nennkapazität ermittelt (Battke et al. 2013). Der Mittelwert kommt bei dieser Arbeit bei umgerechnet 1'013 CHF /kWh zu liegen und entspricht nahezu dem Basiswert (Battke et al. 2013). Es liegen nur wenige Informationen zu Kosten von Batterien vor, die nach Ablauf der Nutzung in der Elektromo- bilität als 2nd-Life BES weiterverwendet werden. Zurzeit bieten in der Schweiz die Biketec AG und die Dreifels AG gebrauchte Batterien zum Verkauf an. Die Biketec AG bietet gebrauchte Batterien aus Flyer Elektrofahrrädern an. Das System kostet ca. 140.- CHF/kWh Nennkapazität (Biketec 2014). Dieser Wert wurde in der Untersuchung als Basiswert genutzt. Die Batterien aus Flyer Elektrofahrrädern wurde auch in einer Pilotanlage in Riehen eingesetzt (siehe 4.4.3). 0 2'000 4'000 6'000 8'000 10'000 12'000 14'000 16'000 Zyklen Achsenabschnitt: 10'241 CHF β: 1'043 CHF R2: 56 % P-Wert: 2e-16 n: 135 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 83/107 Das Produkt der Dreifels AG ermöglicht eine Nachnutzung von Batterien aus TWIKE Elektrofahrzeugen. Diese Batterien bestehen aus vorselektierten, gebrauchten Zellen, die neu verschaltet werden. Der Preis des Batterie- systems beträgt ca. 843.-CHF/kWh Nennkapazität und entspricht ca. einem Drittel eines vergleichbaren Systems (Dreifels AG 2014). Zudem beinhaltet das Angebot eine Hersteller Garantie von 2 Jahren. Im Modell wird keine Garantieleistung auf gebrauchte Batterien berücksichtigt. Aus diesem Grund wird die Datengrundlage der Bike- tec AG verwendet. A1.2.1.9.3 Preisentwicklung Batterien In der Untersuchung wird davon ausgegangen, dass kein Ersatz herkömmlicher Batterien während des Untersu- chungszeitraums notwendig erscheint. Der Preis für Batterien aus 2nd-Life BES nimmt jährlich um ca. 3% ab. Im Gegensatz zu herkömmlichen BES besteht der Preis gebrauchter Batterien primär aus Kosten für die Bereitstel- lung und des Transports. Ein technologischer Durchbruch bei Lithium-Ionen Batterien wirkt sich demnach weni- ger stark auf den Preis von 2nd-Life BES aus. Eine flächendeckende Anwendung von 2nd-Life Systemen kann die Kosten zur Bereitstellung und des Transports positiv beeinflussen. Basierend auf Untersuchungen zur Preisentwicklung von Batterien aus herkömmlichen BES ist ein starker Preis- abschlag dieser Systeme zu erwarten (Bernhart/Landmann 2010). Gemäss Bernhart (2010) werden die Preise von Lithium-Ionen Batterien im Zeitraum 2015 bis 2020 von 300 Euro/kWh auf 200 Euro/kWh sinken. Als Haupt- ursachen für den Preiszerfall werden Skaleneffekte und eine höhere Energiedichte genannt. Diese Entwicklung entspricht einer jährlichen Preisreduktion von 7.8%. Die U.S. Energy Information Administration (EIA) berechnet die Preisreduktion von Batterien aus Elektrofahrzeu- gen basierend auf einem Szenario, in dem von einem technologischen Durchbruch ausgegangen wird (EIA 2012: 31 ff.). Ausgehend von einem Preis von 405 $/kWh im Jahre 2015 zeigt das Resultat im Jahre 2030 Kosten von 150 $/kWh Speicherkapazität auf (EIA 2012). Dies entspricht einer jährlichen Preisreduktion von ca. 6.4%. In Abbildung 43 ist die Preisentwicklung für Batterien herkömmlicher- und 2nd-Life BES-Systeme dargestellt. Aus- gehend von einem Basispreis für herkömmliche Batterien von 1'043 CHF pro kWh Speicherkapazität, führt eine jährliche Reduktion von 7.8% zu Kosten in der Höhe von 137 CHF /kWh im Investitionsjahr 2040. Der Preis für 2nd-Life BES reduziert sich von 140 CHF pro kWh Speicherkapazität im Jahre 2015 auf 65 CHF/kWh im Jahre 2040. Abbildung 43 Preisentwicklung Speicherkapazität herkömmlicher und 2nd-Life BES (2015-2040). A1.2.2 Photovoltaik-Anlage A1.2.2.1 Grundparameter Folgend wird die Datengrundlage zu den Parametern der PV-Anlage dargelegt. In Tabelle 8 ist eine Gesamtüber- sicht der Parameter dargestellt. Tabelle 8 Datengrundlage Photovoltaik-Anlage. Name Bezeichnung Einheit Basiswert Quelle 𝐸𝐸𝑘𝑘𝑊𝑊𝑝𝑝 Nennleistung PV-Anlage kWp 1-60 kWp Berechnung Polysun 𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 Kosten: PV-Leistung CHF/ kWp �𝑇𝑇𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘,𝑃𝑃 3 𝑃𝑃=1 1'043 137 140 65 0 200 400 600 800 1'000 1'200 CH F/ kW h herkömmlicher Stromspeicher 2nd-Life Stromspeicher Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 84/107 i=1 PV-Leistung CHF 900 (Hoppmann et al. 2014) i=2 Wechselrichter CHF 204 (Hoppmann et al. 2014) i=3 Balance of System CHF 768 (Hoppmann et al. 2014) 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 Kosten: Installation % 8 (Hoppmann et al. 2014) 𝑐𝑐𝑃𝑃𝑊𝑊𝑃𝑃 Kosten: Betrieb und Wartung % 1.5 (Hoppmann et al. 2014) 𝑆𝑆𝐵𝐵𝐵𝐵𝑟𝑟 Förderung: Basisbeitrag EiV CHF 1'400 (Swissgrid 2014a) 𝑆𝑆𝑘𝑘𝑊𝑊𝑘𝑘 Förderung: Leistungsbeitrag EiV CHF 500 (Swissgrid 2015) A1.2.2.2 Systemgrösse PV-Anlage In der Untersuchung wird die Systemgrösse der PV-Anlage variiert. Der Wertebereich umfasst 1 bis 60 kWp-PV- Anlagen. Die Berechnung einer 30 ° geneigten, südlich ausgerichteten PV-Anlage mit einer Leistung von 1 kWp wird mithilfe der Simulationssoftware Polysun (Versionsnummer 7.1.10.19871) durchgeführt (vela solaris 2015). Daraufhin wird der jährlich erzeugte Strom in Abhängigkeit der Systemgrösse linear erhöht (siehe Abbildung 44). In der Berechnung sind Verluste für die Wandlung von Gleichstrom in Wechselstrom, Kabelverluste und Verluste berücksichtigt, die aufgrund von einem „Mismatching“ (zwischen Strom-/ Spannungscharakteristiken von Modu- len) entstehen können (vela solaris 2015). Abbildung 44 Stromerzeugung p.a. in Abhängigkeit der kWp Leistung einer 30° geneigten, südlich ausgerichteten PV-Anlage mit Standort Olten. A1.2.2.3 Kosten PV-Leistung Die Kosten zur PV-Anlage basieren auf Ergebnisse einer Literaturrecherche von Hoppmann (2014). Folglich wer- den Kosten für die installierte Leistung von insgesamt 1'872.- CHF pro kWp berücksichtigt. Dieser Betrag setzt sich einerseits aus der Leistung je PV-Modul und andererseits aufgrund von Wechselrichtern zur Umwandlung von Strom zusammen (siehe Tabelle 8). Zusätzlich werden technische Geräte zur Aufrechterhaltung der Netzsta- bilität benötigt (engl. "Balance of System"). Für diese Apparatur werden Basiskosten von umgerechnet 768.- CHF berücksichtigt. A1.2.2.4 Kosten Installation, Betrieb und Wartung Die Summe der leistungsbezogenen Kosten für die PV-Anlage bilden die Grundlage für Aufwände in den Berei- chen Installation, Betrieb und Wartung. Basierend auf Hoppmann (2014) betragen die Kosten für die Installation der PV-Anlage 8% der gesamthaften Kosten der Anlage in Bezug der Leistung. Dementsprechend werden Auf- wände für den Betrieb und der Wartung von 1.5% berücksichtigt. A1.2.2.5 Fördermodell Einmalvergütung Seit April 2014 werden PV-Anlagen kleiner der Grösse 10 kWp durch eine Einmalvergütung (EiV) finanziell geför- dert. Anlagen in einer Grösse von 10-29.9 kWp können wahlweise durch die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) oder durch die EiV teilfinanziert werden. Der Beitrag setzt sich durch einen Basis- und Leistungsbeitrag zusammen in der Höhe von 1'400 CHF resp. 500 CHF /kWp zusammen. (Swissgrid 2015). 0 10'000 20'000 30'000 40'000 50'000 60'000 70'000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 el . E ne rg ie p .a . [ kW h] Leistung [kWp] Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 85/107 A1.2.3 Gebäude A1.2.3.1 Allgemein In der Untersuchung werden zwei Gebäudevarianten, ein Einfamilienhaus und ein Mehrfamilienhaus, betrach- tet. Die Gebäudegeometrie wird aus den Planungsunterlagen eines realen Gebäudes entnommen. Der jährliche Stromverbrauch für die Lüftungsanlage stammt ebenso aus Daten der MINERGIE Agentur Bau. In Tabelle 9 sind die Kenngrössen und die Datengrundlage für das EFH resp. MFH abgebildet. Tabelle 9 Kennzahlen zur EFH- und MFH- Gebäudevariante. Kenngrösse Einfamilienhaus Mehrfamilienhaus Quelle EBF [m2] 187 1'082 Baupläne, MINERGIE Datenbank Gebäudehüllzahl [-] 2.29 1.45 Baupläne, MINERGIE Datenbank Gebäudehüllfläche [m2] 429 1'567 Baupläne, MINERGIE Datenbank Anzahl Wohneinheiten 1 7 Baupläne, MINERGIE Datenbank Anzahl belüftete Zimmer 4 26 Baupläne, MINERGIE Datenbank Thermisch wirksamer Luftwechsel [m3/m2·h] 0.26 0.31 Baupläne, MINERGIE Datenbank Wirkungsgrad WRG [%] 80 80 Baupläne, MINERGIE Datenbank Stromverbrauch Lüftung [kWh/m2·a] 1.9 2.8 Baupläne, MINERGIE Datenbank Dachfläche [m2] 125 314 Baupläne, MINERGIE Datenbank Bodenheizung Ja Ja Baupläne, MINERGIE Datenbank Das zugrunde gelegte EFH ist ein MINERGIE-A zertifiziertes Objekt und wurde im Jahre 2013 fertiggestellt. In Abbildung 45 ist der Grundriss dargestellt. Abbildung 45 Einfamilienhaus: Süd- und Westfassade Quelle: (Elgart 2012). Das zugrunde gelegte MFH ist MINERGIE-A-ECO zertifiziert und wurde ebenfalls im Jahre 2013 erstellt (siehe Abbildung 46). Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 86/107 Abbildung 46 Mehrfamilienhaus: Dachaufsicht und Südfassade Quelle: (aardeplan 2014). Der Basiswerte für den Stromverbrauch der Gebäudevarianten sind Tabelle 10 zu entnehmen. Massgebend für den Stromverbrauch sind der Gerätestrom und die Verwendung einer Elektro-Wärmepumpe als Wärmeerzeuger des Heizwärmebedarfs sowie der Bedarf für Warmwasser (WW). Zuzüglich kommen der Stromverbrauch für Hilfsenergie und Lüftung. Zur besseren Vergleichbarkeit wird für beide Gebäudevarianten der Standort Olten angenommen. Tabelle 10 Datengrundlage der Gebäudevarianten üblicher Dämmstärke, Standort Olten. Name Bezeichnung Einheit Gebäudekategorie Quelle EFH MFH 𝐸𝐸𝐿𝐿 Gesamtverbrauch an Elektrizität kWh/a �𝐸𝐸𝐿𝐿 4 𝐿𝐿=1 �𝐸𝐸𝐿𝐿 4 𝐿𝐿=1 L=1 Gerätestrom p.a. kWh/a 3'325 20'300 (Nipkow 2013, BFS 2013) L=2 Wärmepumpe p.a. kWh/a 3'116 11'223 Berechnung Polysun L=3 Hilfsenergie p.a. kWh/a 130 319 Berechnung Polysun L=4 Lüftung p.a. kWh/a 355 3'030 Baupläne, MINERGIE Datenbank Summe kWh/a 6‘926 34‘872 A1.2.3.2 Heizwärme- und Warmwasserbedarf Zur besseren Vergleichbarkeit der Ergebnisse wird die Gebäudehülle beider Varianten so verändert, dass der Grenzwert zum Heizwärmebedarf von Neubauten (SIA 380/1:2009) zu 30 % unterschritten wird (siehe Tabelle 11). Dies entspricht einer üblichen Dämmung von MINERGIE-A zertifizierten Gebäuden. Das Ein- und Mehrfamilienhaus sind mit einer Komfortlüftung ausgestattet. Aufgrund der Wärmerückgewinnung werden Lüftungswärmeverluste reduziert. Dementsprechend tiefer liegt der effektive Heizwärmebedarf (siehe Tabelle 11). Tabelle 11 Heizwärme- und Warmwasserbedarf der Gebäudevarianten üblicher Dämmstärke, Standort Olten. Kenngrösse Standort Einfamilienhaus Mehrfamilienhaus Quelle Heizwärmebedarf 70% SIA Grenzwert [MJ/(m2·a)] Olten 144 100 (SIA 2009) Effektiver Heizwärmebedarf [MJ/(m2·a)] Olten 98 61 Berechnung Thermo 6 Warmwasserbedarf [MJ/(m2·a)] - 50 75 (SIA 2009) Der jährliche Bedarf für Warmwasser wird der SIA 380/1:2009 entnommen und unterscheidet sich je nach Ge- bäudekategorie (siehe Tabelle 11). In Abbildung 47 ist der prozentuale Energiebedarf für WW zur Tageszeit auf- getragen. Aus der Grafik wird ersichtlich, dass die WW-Produktion bei der MFH-Variante im Vergleich zum EFH etwas früher einsetzt. Zudem ist der WW-Bedarf beim MFH etwas stärker als beim EFH. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 87/107 Abbildung 47 Tagesprofil Bedarf WW für EFH und MFH. A1.2.3.3 Heizsystem Die Heizsysteme der Ausgangsvarianten entsprechen einer üblichen Konfiguration von EFH bzw. MFH. Das EFH erzeugt Heizwärme und Warmwasser mithilfe einer Luft-Wasser-Wärmepumpe. Beim MFH kommt eine Sole- Wasser-Wärmepumpe zum Einsatz. A1.2.3.4 Gerätestrom Die Ergebnisse der Untersuchung von Nipkow (2013) stellen die Datengrundlage für den Stromverbrauch aus Haushaltsgeräten dar. In dieser Arbeit wurde basierend auf einer repräsentativen Umfrage der typische Haus- halt-Stromverbrauch von EFH und MFH in der Schweiz berechnet. Die Basiswerte orientieren sich am "Median- Verbraucher" und sind nach Gebäudekategorie, Anwendung sowie Personenanzahl aufgeschlüsselt. Der Basiswert für das EFH zeigt in dieser Untersuchung den Median-Verbraucher eines 3-Personen-Haushalts exklusiver Haustechnik und exklusivem separatem Gefrierschrank. Zudem wird von einer typischen Zimmerzahl von 4-7 und einer Ausstattung von 40-50% stromsparenden Lampen ausgegangen {Nipkow 2013 #32: S. 6ff.}. Für das MFH wird ebenfalls von einem 3-Personen-Haushalt ausgegangen. Der Gerätestromverbrauch wird ent- sprechend der Wohnungsanzahl multipliziert. Die Schweizer Statistik für Bau- und Wohnungswesen zeigt eine durchschnittliche Belegungsdichte von 2.3 Per- sonen pro Wohnung (BFS 2013). Aufgerundet entspricht die in dieser Untersuchung gewählte Anzahl Personen diesem Wert. Eine Literaturrecherche von Mark Bost (2011: 28) zeigt einen durchschnittlichen Stromverbrauch eines 3-Personen Haushalts von 3'892 kWh p.a.. Dieser Wert entspricht nahezu den Ergebnissen von Nipkow (2013). In dieser verbraucht ein 3-Personen Haushalt inkl. separatem Gefrierschrank 3'700 kWh p.a. In Abbildung 48 ist der anteilige Strombedarf für Geräte beider Gebäudevarianten zur entsprechenden Tageszeit aufgetragen. Aus der Grafik wird eine Grundlast während der Nacht und Verbrauchsspitzen am Morgen, am Mittag sowie am Abend ersichtlich. Die Verteilung basiert auf einem Merkblatt zur Auslastung von Betriebsein- richtungen in Wohnräumen und Schlafzimmern (sia 2006: 26). Abbildung 48 Tagesprofil Gerätestrom EFH und MFH. 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 00 :0 0 02 :0 0 04 :0 0 06 :0 0 08 :0 0 10 :0 0 12 :0 0 14 :0 0 16 :0 0 18 :0 0 20 :0 0 22 :0 0 Ta ge sb ed ar f Tagesprofil WW MFH Tagesprofil WW EFH 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 00 :0 0 01 :0 0 02 :0 0 03 :0 0 04 :0 0 05 :0 0 06 :0 0 07 :0 0 08 :0 0 09 :0 0 10 :0 0 11 :0 0 12 :0 0 13 :0 0 14 :0 0 15 :0 0 16 :0 0 17 :0 0 18 :0 0 19 :0 0 20 :0 0 21 :0 0 22 :0 0 23 :0 0 Ta ge sv er br au ch Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 88/107 A1.2.3.5 Lüftung Aus Abbildung 49 geht die Verteilung des täglichen Strombedarfs für Lüftung auf die Tageszeit hervor. Die Grafik veranschaulicht eine zweistufige Lüftung mit reduziertem Nachtbetrieb. Abbildung 49 Tagesprofil Lüftung EFH und MFH. A1.2.4 Strommarkt A1.2.4.1 Grundparameter Im folgenden Abschnitt wird die Datengrundlage zu den Parametern im Bereich Strommarkt dargelegt. Dies beinhaltet einerseits den Basiswert zu den Strombezugspreisen und andererseits die Vergütung für die einge- speiste Elektrizität (siehe Tabelle 12). Tabelle 12 Datengrundlage Strommarkt. Name Bezeichnung Gültigkeit Einheit Basiswert Quelle 𝑃𝑃𝐿𝐿𝑛𝑛𝑡𝑡 Niederpreistarif Bezug 21:01-05:59 Mo. – Fr. 12:01-23:59 Sa. 00:00- 23:59 So. CHF /kWh 0.16 (ElCom 2015) (Alpiq 2014) 𝑃𝑃𝐿𝐿ℎ𝑡𝑡 Hochpreistarif Bezug 06:00 - 21:00 Mo. - Fr. 06:00 - 12:00 Sa. CHF /kWh 0.23 (ElCom 2015) (Alpiq 2014) 𝑃𝑃𝐺𝐺𝑛𝑛𝑡𝑡 Einspeisevergütung Niedertarif 21:01-05:59 Mo. – Fr. 12:01-23:59 Sa. 00:00- 23:59 So. CHF /kWh 0.08 (ElCom 2015, Neu- komm 2013) (Alpiq 2014) 𝑃𝑃𝐺𝐺ℎ𝑡𝑡 Einspeisevergütung Hochtarif 06:00 - 21:00 Mo. - Fr. 06:00 - 12:00 Sa. CHF /kWh 0.08 (ElCom 2015, Neu- komm 2013) (Alpiq 2014) A1.2.4.2 Strombezugspreise Die Stromtarife 2015 für typische Haushalte der Verbrauchskategorie H42 sind in Abbildung 50 dargestellt (Neu- komm 2013). Aus der Grafik ist eine relativ grosse Preisspanne zwischen dem Minimalwert von 4.9 Rp./kWh und dem maximalen Strompreis von 29.4 Rp./kWh ersichtlich. Das 25%-Quantil zeigt einen Wert von 15.9 Rp./kWh und das 75%-Quantil 23.2 Rp./kWh. Der Medianwert für diese Verbrauchskategorie liegt bei 20.9 Rp./kWh. 2 Die Verbrauchskategorie H4 zeigt einen Jahresverbrauch typischer Haushalte von 4'500 kWh. In dieser Kategorie wird von einer 4-Zimmerwohnung mit Elektroherd und Tumbler ausgegangen. 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 00 :0 0 01 :0 0 02 :0 0 03 :0 0 04 :0 0 05 :0 0 06 :0 0 07 :0 0 08 :0 0 09 :0 0 10 :0 0 11 :0 0 12 :0 0 13 :0 0 14 :0 0 15 :0 0 16 :0 0 17 :0 0 18 :0 0 19 :0 0 20 :0 0 21 :0 0 22 :0 0 23 :0 0 Ta ge sb ed ar f Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 89/107 Abbildung 50 Strompreise 2015 inkl. MWST der Verbrauchskategorie H4 (n: 614) [ Rp./kWh] Quelle: (Neukomm 2013); Median und 25% bzw. 75% Quantil sowie Minimal- und Maximalwerte. Ein Vergleich von Doppel- und Einfach-Tarifmodellen der 8 grössten Schweizer Elektrizitätswerke zeigen, dass der Hochtarif durchschnittlich ca. 8% über dem Einfachtarif zu liegen kommt. Zudem liegt der Niedertarif im Mittel 28% unter dem Einfachtarif. Ausgehend der Annahme, dass der Median-Strompreis einem Einfachtarif entspricht, resultieren Basiswerte für den Niedertarif von aufgerundet 16 Rp./kWh und für den Hochtarif von 23 Rp./kWh (siehe Tabelle 12). Das Tarifmodell entspricht eines der grössten EVU's in der Schweiz (Alpiq 2014). In diesem Tarifmodell gilt der Hochtarif während Wochentagen von 06:00 morgens bis 21:00 Uhr. Am Samstag ist der Hochtarif zwischen 06:00 und 12:15 aktiv. Für die Einspeisevergütung wird derselbe Tarif angenommen. A1.2.4.3 Einspeisevergütung Überschussproduktion aus der PV-Anlage muss gemäss der Energieverordnung von Netzbetreibern vergütet werden (Neukomm 2013). Die Höhe der Vergütung ist abhängig vom Fördermodell. Der rückgelieferte Strom beim Fördermodell einer Einmalvergütung (EiV) wird in diesem Modell zum Preis von 7 Rp./kWh vergütet. Es spielt hierbei keine Rolle, zu welchem Zeitpunkt der Strom zurückgeliefert wird. Der Preis basiert auf einer Ein- schätzung von Neukomm (2013). A1.2.5 Diskontierungs- und Teuerungsrate In Tabelle 13 ist die Datengrundlage der Teuerungsrate und des Diskontierungszinssatzes dargelegt. Tabelle 13 Basiswerte für die Inflation und der Diskontierungsrate. Name Bezeichnung Einheit Basiswert Quelle 𝑒𝑒 Inflation % 0.84 (BFS 2014a) 𝑟𝑟𝑛𝑛𝑃𝑃𝑛𝑛 Nominaler Diskontierungszinssatz % 3 (sia 2004) In der Untersuchung wird eine Inflationsrate von jährlich 0.84% berücksichtigt. Dieser Wert entspricht der durchschnittlichen Teuerung in der Periode 1993 bis 2013 (Mai 2000 = 100%) (BFS 2014a). Der Basiswert für den Diskontierungszinssatz beträgt in dieser Untersuchung 3% (sia 2004). Dieser Zinssatz gilt für private Schuldner mit guter Bonität und entspricht einer risikoarmen Investition in der Baubranche. A1.2.6 Strommarkt Szenarien A1.2.6.1 Übersicht Tabelle 14 gibt eine Übersicht der Parameter, die stellvertretend für das Szenario "weiter wie bisher" bzw. "neue Energiepolitik" stehen. Wie bereits in Abschnitt A1.1.8 erwähnt, orientiert sich der Inhalt der Szenarien an die vom BFE in Auftrag gegebene Studie "Energieperspektiven 2050" (prognos 2012b). Tabelle 14 Szenarien zum Strommarkt und Fördermodell. Szenario Weiter wie bisher Neue Energiepolitik Quelle Preisentwicklung Bezug 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐿𝐿 0.52 % p.a. 0.9 % p.a. (prognos 2012b: 367) Preisentwicklung Einspeisung 𝑒𝑒𝑃𝑃𝐺𝐺 0% p.a. -5% p.a. - A1.2.6.2 Preisentwicklung In beiden Szenarien wird die Preisentwicklung während der Periode 2015-2040 entsprechend den Energieper- spektiven 2050 übernommen (prognos 2012b: 367). In Abbildung 51 ist die Preisentwicklung basierend auf den Basiswerten aus Abschnitt A1.2.4 dargestellt. Aus der Grafik wird ein Preisanstieg für Haushalte von 22.99 Rp./kWh Stromverbrauch im Hochtarif auf 26.18 Rp./kWh im Szenario "weiter wie bisher" resp. 28.78 Rp./kWh 0 5 10 15 20 25 30 Strompreise 2015, H4 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 90/107 gemäss Szenario "neue Energiepolitik" ersichtlich. Zudem ist ein Preisanstieg im Niedertarif von 15.68 Rp./kWh während dem Jahr 2015 auf 17.85 Rp./kWh resp. 19.62 Rp./kWh im Jahre 2050 zu beobachten. Abbildung 51 Preisentwicklung im Nieder- / Hochtarif der Szenarien "weiter wie bisher" und "neue Energiepolitik". Der Vergütungssatz von rückgelieferten Stromüberschüssen an das Netz bleibt im Szenario "weiter wie bisher" unverändert. Im "neue Energiepolitik" Szenario reduziert sich der Vergütungssatz jährlich um 5 Prozentpunkte. A2 Modul B Umweltnutzen A2.1 Grundlagen A2.1.1 Szenarien In Anlehnung an die Energieperspektiven 2050 werden zwei massnahmenorientierte Szenarien und ein zielorien- tiertes Szenario unterschieden. Die Unterschiede zwischen diesen Szenarien liegen in den angenommenen ener- giepolitischen Rahmenbedingungen. Bei allen drei Szenarien wird ein schrittweiser Ausstieg aus der Kernenergie laut dem Entscheid des Bundesrates vom 25.05.2011 (Bundesrat 2011)vorgegeben. Das erste Szenario "Weiter wie bisher" (WWB) unterliegt einer Weiterführung der aktuellen energiepolitischen Instrumente, Gesetze und Massnahmen (wie z.B. der kostendeckenden Einspeisevergütung). Die Substitution des Stromes aus den Kernkraftwerken erfolgt vorwiegend durch eine zentrale fossile Produktion mit Gas-und- Dampf-Kombikraftwerken (GuD). Es wird von einem starken Anstieg der Fahrleistung ausgegangen, welcher hauptsächlich durch das Bevölkerungswachstum verursacht wird. Der Anteil an Elektromobilität steigt bis ins Jahr 2050 moderat auf 30 %. Das zweite, zielorientierte Szenario "Neue Energiepolitik" (NEP) widerspiegelt das Zielszenario des Bundesrates bis ins Jahr 2050 mit klaren energiepolitischen Vorgaben bezüglich des Energieverbrauchs, der Stromproduktion und des CO2-Ausstosses in Richtung Energiewende. Die wegfallende Kernenergie wird grösstenteils durch erneu- erbare Energien gedeckt. Die jährliche Fahrleistung steigt ungeachtet einer gleichen Bevölkerungsentwicklung wie im Szenario WWB deutlich weniger stark an mit einem stärkeren Trend in Richtung öffentlichen Verkehr. Gleichzeitig wächst der Anteil der Elektromobilität bis zum Jahre 2050 auf rund 41 % an. 17.85 26.18 15.68 19.62 22.99 28.78 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 St ro m pe is [ R p. /k W h] weiter wie bisher NT weiter wie bisher HT neue Energiepolitik NT neue Energiepolitik HT Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 91/107 Abbildung 52 Entwicklung EV-Flotte (Szenario NEP) und Entwicklung der PW-Flotte (alle Szenarien). Das dritte Szenario "Politische Massnahmen" (POM) gründet auf vorgeschlagene Massnahmenpakete des Bun- desrates zur Energienachfrage und zum Elektrizitätsangebot. In diesem massnahmenorientierten Szenario wer- den sowohl heute bestehende Technologien und deren absehbaren zukünftigen Weiterentwicklungen als auch gezielte Massnahmen zur Förderung erneuerbarer Energien miteinbezogen. Die Effizienzsteigerung steht dabei vor dem Zubau von (Strom- und Wärme-) Erzeugungskapazitäten, da Effizienzmassnahmen meistens günstiger sind. Die wegfallende Kernenergie wird grösstenteils durch erneuerbare Energien gedeckt. Das Szenario POM liegt zwischen den beiden Szenarien WWB und NEP; Der Anteil der Elektromobilität und die Struktur der Fahr- zeugklassen innerhalb der EV entspricht dem Szenario NEP, während die Fahrleistungen und Grösse der Fahr- zeugflotte gleich dem Szenario WWB sind. Die Szenarien NEP, POM und WWB führen zu einem unterschiedlichen dezentralen Speicherbedarf auf der Netz- ebene 4 & 5 sowie 6 & 7. Zudem führen die drei Szenarien zu unterschiedlichen verfügbaren Nennkapazitäten an gebrauchten Batterien aus der Elektromobilität. In Abbildung 53 sind die verwendeten Zahlenwerte zusammen- gefasst wiedergegeben. Abbildung 53 Überblick der betrachteten Szenarien und der Auswirkungen auf den dezentralen Speicherbedarf sowie den Anteil an Elektromo- bilität bis 2050. A2.1.2 Modellierung der substituierbaren Nennkapazität A2.1.2.1 Modell zur Berechnung der substituierbaren Nennkapazität herkömmlicher Speicher durch 2nd-Life- BES Es wird davon ausgegangen, dass im Jahr j eine gewisse Kapazität an Batterien aus Elektrofahrzeugen ausser Verkehr gesetzt wird und somit als 2nd-Life-BES zur Verfügung steht. Diese verfügbare Nennkapazität an 2nd-Life- 0 1'000 2'000 3'000 4'000 5'000 2013 2020 2035 2050A n za h l F ah rz eu ge in T au se n d e Batterieelektrisch NEP Plug-In-Hybrid NEP Brensstoffzellen NEP PW Flotte Szenario NEP PW Flotte Szenario WWB/POM Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 92/107 BES (𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗) kann eine gewisse Kapazität an neuen Batterien substituieren (𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗). Jedoch kann wie nachfolgend beschrieben nur eine geringere Nennkapazität als die verfügbare substituiert werden. Aufgrund von Beschädigung und Verschleiss ist nicht damit zu rechnen, dass alle verfügbaren Batterien aus der Elektromobilität eines Jahrgangs (𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗) in einem 2 nd-Life Speicher verwendet werden können. Von der verbleibenden wiederverwendbaren Kapazität (𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗) ist anzunehmen, dass gebrauchte Batterien von 2nd-Life BES eine geringere Anzahl zur Verfügung stehender Entladezyklen aufweisen, als neue Batterien her- kömmlicher BES. Aufgrund der vorangegangenen Nutzung in Elektrofahrzeugen wird zudem von einer reduzier- ten maximal zulässigen Entladetiefe ausgegangen. Infolge ihrer Vornutzung ist bei 2nd-Life Batterien auch mit grösseren Kapazitätsausfällen zu rechnen, als bei Neubatterien. Diese Annahmen haben zu Folge, dass die glei- che Nennkapazität an 2nd-Life Batterien (𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗) nur einen Teil der entsprechenden Nennkapazität (𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗) neu- wertiger Batterien ersetzen kann. Diese Unterschiede in den Eigenschaften von 2nd-Life und herkömmlichen Batterien werden im folgenden Text als Unterschiede im Qualitätsniveau gekennzeichnet. Abbildung 54 skizziert die Funktionsweise des Modells zur Berechnung der substituierbaren Nennkapazität (𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗) herkömmlicher BES. Abbildung 54 Exemplarische Darstellung zur Berechnung der substituierbaren Nennkapazität. A2.1.2.2 Energiedichte In den Szenarien wird eine zukünftige Steigerung der Energiedichte von Batterien angenommen. Unter der An- nahme einer gleichbleibenden Speicherkapazität nimmt bei steigender Energiedichte die benötigte Masse der Batterien umgekehrt proportional ab. Deshalb nimmt durch die Zunahme der Energiedichte die Umweltbelas- tung pro kWh substituierter Nennkapazität ab. Eine weitere Abnahme der zukünftigen Umweltbelastung durch effizientere Herstellungsprozesse, der Einsatz von umweltverträglicheren Materialen sowie der Einsatz von Er- neuerbaren Energien während der Produktion wird gemäss den Erläuterungen im nächsten Abschnitt berück- sichtigt. A2.1.3 Auswertung des Umweltnutzens durch die substituierbare Kapazität anhand der Wirkindikatoren A2.1.3.1 Modifikation der Sachbilanz an die Szenarien In einer Ökobilanz werden gemäss den Grundsätze und Rahmenbedingungen nach ISO 14040:2006 die ökologi- schen Vorteile von gebrauchten Lithium-Ionen-Batterien aus Elektrofahrzeugen gegenüber herkömmlichen Li- thium-Ionen-Batterien als stationäre Stromspeicher verglichen. Dabei werden unter Berücksichtigung der in A2.1.1 beschriebenen energiepolitischen Szenarien der gesamte Lebenszyklus der Batterien von der Herstellung bis zur Entsorgung untersucht. Als funktionelle Einheit dient eine kWh Speicherkapazität. Die Durchführung er- folgt mit der Simapro Software und der ecoinvent v2.2. Datenbank. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 93/107 Folgende Wirkindikatoren werden für die Berechnung des Umweltnutzens angewendet: - Treibhauspotenzial (GWP) nach (IPCC 2007) mit einem Zeithorizont von 100 Jahren (Wolf et al. 2012) - Kumulierter Energieaufwand (CED) (Hischier et al. 2009) - Methode der ökologischen Knappheit - Ökofaktoren 2006 (UBP): (Frischknecht/Steiner/Jungbluth Niels 2009) - Abiotischer Ressourcenverbrauch (ADP), Wirkungskategorie aus der CML-Methode (Guinée et al. 2001) Für die Analyse der beschriebenen Szenarien mit den oben genannten Wirkindikatoren werden die Prozesse zur Herstellung von Lithium-Ionen Batterien aus der ecoinvent v2.2 an die entsprechenden zukünftigen Rahmenbe- dingungen angepasst. Der derzeitige „Batterie-Prozess“ zeigt, dass die für einzelne Produktionsschritte benötigte Elektrizität wesentli- chen Anteil an der Umweltbelastung hat; beim CED sind 48%, beim GWP 43%, beim ADP 39% und bei den UBPs 13% der jeweils ausgewiesenen Umweltbelastung der verwendeten Elektrizität zuzuschreiben. Den grössten Anteil an den UBPs haben mit rund 55% die Prozesse der Kupfergewinnung zur Fabrikation der Anode. Die meis- ten UBPs werden dabei durch das Schmelzen von Kupferkonzentrat zur Gewinnung von Rohkupfer verursacht. Für die durchgeführten Berechnungen werden daher die in der ecoinvent v2.2 hinterlegten Prozesse hinsichtlich der Elektrizität und der Kupfergewinnung wie nachstehend beschrieben modifiziert. Bezüglich der Elektrizität werden diejenigen Teilprozesse modifiziert, die in Bezug auf CED und GWP den gröss- ten Einfluss haben. Die Anpassung erfolgt durch den Ersatz des auf der Grundlage aktueller regionaler Produkti- onsmixe bestehenden Strommixes. Der Strommix wird mit zukünftigen, globalen Strommixen aus den IEA- Szenarien des World Energy Outlooks 2013" (WEO) (IEA 2013) und den "Energy Technologies Perspectives 2012" (ETP) (IEA 2012a) ersetzt. Hierfür werden die IEA-Szenarien den entsprechenden Szenarien der EP 2050 zuge- ordnet: Der Strommix im Szenario NEP kommt dem "450 Szenario", das Szenario POM dem "New Policies Scena- rio" und das Szenario WWB dem "Current Policies Scenario" gleich. Die Szenarien POM und NEP werden mit dem jeweiligen neuen Strommix berechnet. Beim Szenario WWB wird auf eine Anpassung der Prozesse verzichtet, da das dem WWB korrespondierende Szenario "Current policies" aus dem WEO niedrigere Anteile an Erneuerbaren aufweist als der Strommix aus dem Originalprozess der Batterie. In den IEA-Szenarien werden in einem gewissen Teil der Kohle- und Gaskraftwerke Verfahren zur CO2- Abscheidung und -Speicherung berücksichtigt (CCS). In den entsprechenden Prozessen zur Erzeugung von Kohle- und Gasstrom mit CCS werden die CO2-Emissionen auf 10% des ursprünglichen Wertes gemäss (IEA 2012b) ge- setzt. Es wird ausserdem eine Wirkungsgradsteigerung der Kohle- und Gaskraftwerke gemäss (VSE 2012) (VSE 2013b) und (VSE 2013a) unterstellt. Bei den anderen Prozessen wird auf eine Steigerung des Wirkungsgrades aufgrund des geringeren Einflusses auf die Umweltauswirkungen verzichtet. Die getroffenen Anpassungen des Wirkungs- grades sind in Tabelle 15 zusammengefasst. Tabelle 15 Modifikation des Wirkungsgrades in den Szenarien. Kraftwerktyp Originalprozess NEP/POM 2035 NEP/POM 2050 Kohle 36% 40% 45% Kohle CCS 36% 41% Gas 43% 45% 50% Gas CCS 41% 46% Aufgrund der relevanten Umweltauswirkungen des für die Produktion der Anode verwendeten Kupfers in Bezug auf die UBPs wird bei POM und NEP der Recyclinganteil des Kupfers von 33% auf 50% erhöht. Im Szenario WWB werden die Kupferprozesse nicht modifiziert. A2.1.3.2 Anteil des zukünftigen globalen Elektrizitätsmix Durch das Ersetzen mit dem zukünftigen globalen Elektrizitätsmix in den 24 relevantesten Prozessen bezüglich CED und GWP (ca. 1% der total 2043 mit der Produktion der Batterie zusammenhängenden Prozessen) kann 61 % (3.09 kWh pro kg Batterie) der für die Herstellung der Batterie benötigten Elektrizität durch den zukünfti- gen globalen Mix abgedeckt werden. Die restlichen 39% Elektrizitätsanteil können mit einem zumutbaren Auf- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 94/107 wand nicht angepasst werden, da diese mit jeweils geringsten Mengen auf eine sehr grosse Anzahl Teilprozesse verteilt sind. In Abbildung 55 ist das Netzwerk mit den modifizierten Prozessen dargestellt anhand des Szenarios "Politische Massnahmen" Referenzjahr 2035. Abbildung 55 Netzwerk der modifizierten Prozesse aus dem Ecoinvent, es sind 20 der 24 Prozesse mit einem Anteil >1.5 % an der Strombereit- stellung dargestellt. A2.1.4 Zukünftiger Bedarf an dezentraler Speicherkapazität und installierte nutzbare Kapazität Die dezentrale Stromspeicherung kann einen Beitrag zur Netzstabilität leisten. Ein Bedarf zur Nutzung von Spei- chern entsteht aus netztechnischer Sicht dann, wenn im Tagesgang die Wahrung der Systemstabilität und Ver- sorgungsqualität ohne Speicher nicht gewährleistet werden kann. Dies kann zum Beispiel bei hoher Einspeise- leistung solar generierter Elektrizität zur Mittagszeit im Sommer vorkommen. Für die Gewährleistung der Netz- stabilität muss die überschüssige Energie dann entweder abgeregelt werden oder z.B. in einem BES zwischenge- speichert werden. In einer vom Bundesamt für Energie (BFE) in Auftrag gegebener Studie wird der zukünftige Speicherbedarf der Schweiz anhand der Szenarien der EP 2050 untersucht (KEMA 2013). Die Studie des BFE verwendet den metho- dischen Ansatz einer Bottom-Up-Analyse der Netzebenen. Die Untersuchung zielt auf die im Tagesgang auftre- tenden leistungs- und spannungsbezogenen kritischen Belastungen der Betriebsmittel und die Überschreitung Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 95/107 der vorgeschriebenen Grenzwerte. Die Rahmenbedingungen und Szenarien gründen auf der Studie zu den Ener- gieperspektiven 2050. Es wurden die im Jahresverlauf in das Nieder- und Mittelspannungsnetz über der kriti- schen Grenze liegenden Mengen an dezentraler Einspeisung ermittelt und aufsummiert. Danach wurde ausge- rechnet, wie viel Speicherkapazität erforderlich ist, um 2/3 der Überschussenergie im Jahresverlauf speichern zu können. Die restlichen 1/3 der Überschussenergie muss bei diesem Ansatz erzeugerseitig abgeregelt oder an- derweitig verbraucht werden. Dieses Verhältnis zwischen Speicherung und Abregelung folgt dem Ansatz eines optimalen Einbezugs von Kosten und Nutzen und somit ökonomischen Gesichtspunkten, weshalb die Speiche- rung von seltenen Extrembelastungsfällen unterlassen wird. Neben BES stehen zur Bewahrung der Netzstabilität alternative Massnahmen zur Verfügung. Hier sind zum Bei- spiel Netzausbaumassnahmen, Lastgangmanagement des Eigenverbrauchs oder die Anpassung technischer An- schlussbedingungen wie die Leistungsbegrenzung der Wechselrichter von PV-Anlagen zu nennen. Letztgenannte Massnahme reduziert selbstverständlich den solaren Ertrag und ist keine anzustrebende Lösung. Somit konkur- rieren BES mit anderen Lösungsvarianten zur Beseitigung von kritischen Betriebszuständen durch zu hohe de- zentrale Einspeiseleistungen. Die genannte Studie gibt als Ergebnis den zur Sicherung der Netzstabilität notwendigen Speicherbedarf der Schweiz in den Jahren 2035 und 2050 an. Alternativen Massnahmen zur Netzstabilität werden dabei ausser Acht gelassen. Der angegebene Speicherbedarf wird hier ohne weitere Bearbeitung übernommen. A2.1.4.1 Installierte nutzbare Kapazität Die installierte nutzbare Kapazität in kWh beschreibt die gesamte nutzbare Kapazität an 2nd-Life-BES, welche zu einem gewissen Zeitpunkt (in dieser Studie die Jahre 2035 und 2050) in der Schweiz installiert ist. Diese nutzba- re Kapazität steht zur Brechung der Spitzen von hoher Einspeiseleitung zur Verfügung, um die Netzstabilität zu bewahren. Die Berechnungsgrundlage dazu, siehe Anhang A2.2.4. A2.1.4.2 Installierte nutzbare Kapazität vs. dezentraler Speicherbedarf Bei der Gegenüberstellung der installierten nutzbaren Kapazität und dem Speicherbedarf wird betrachtet, wel- cher Anteil des Speicherbedarfs durch 2nd-Life-BES gedeckt werden kann. Es wird die installierte nutzbare Kapazi- tät eines Szenarios mit dem Bedarf an Speicher des gleichen Szenarios miteinander verglichen. Zudem wird das Szenario mit der höchsten installierten nutzbaren Kapazität dem Szenario mit dem niedrigsten Speicherbedarf gegenübergestellt und umgekehrt. Diese Situation kann zum Beispiel eintreffen, wenn der Anteil der erneuerba- ren Energien sehr stark zunimmt (wie im Szenario NEP) und die Elektromobilität weniger (wie im Szenario WWB). In diesem Falle stünde ein grosser Speicherbedarf einer geringen installierten nutzbaren Kapazität ge- genüber. Derlei Unterschiede in der Entwicklung der Elektromobilität und der dezentralen Einspeisung kann zum Beispiel durch einen Technologiesprung in einer der beiden Branchen verursacht werden. Insgesamt werden damit wie in Abbildung 56 dargestellt fünf Vergleichsszenarien betrachtet. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 96/107 Abbildung 56 Betrachtung der installierten nutzbaren Kapazität mit dem Bedarf an dezentralen Speicher. A2.2 Modell Eingabegrössen A2.2.1 Modellvariablen Im folgenden Abschnitt werden die für die Berechnung des Umweltnutzens verwendeten Modellvariablen be- schrieben. Tabelle 16 gibt eine Übersicht über die wichtigsten Modellvariablen. Die Variablen 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 (Max. Entladetiefe), 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 (Entladezyklen) und 𝑓𝑓 (Kapazitätsausfälle) werden bereits im Modul A verwen- det und können unter Abschnitt A1.1.1 in Tabelle 6 nachgelesen werden. Tabelle 16 Verwendete Formelzeichen, Indizes und deren Bezeichnung. Elektromobilität Formelzeichen Beschrieb Einheit 𝐸𝐸𝐹𝐹 Fahrzeugbestand aller Antriebstechnologien - 𝐸𝐸𝑅𝑅𝐸𝐸𝐹𝐹 Jährlicher Anteil ersetzter Altwagen mit Neuwagen an der gesamten Flotte, W:[0…1] - 𝑁𝑁𝑁𝑁 Anzahl Neuwagen pro Jahr - 𝐴𝐴𝐸𝐸𝐴𝐴 Anteil Elektromobilität an den Neuwagen, W:[0…1] - 𝑁𝑁𝐸𝐸𝐴𝐴 Anzahl der jährlichen Elektro- und Hybridfahrzeuge Neuzulassungen - 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸����� Mittlere Nennkapazität der Neuwagen (BEV, PHEV) eines Jahrganges kWh 𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 Lebensdauer der Batterien in der Elektromobilität a Batteriespeicher 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 Verfügbare Nennkapazität (aus der Elektromobilität) im Jahr j kWh 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗 Wiederverwendbare Nennkapazität im Jahr j kWh 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗 Substituierbare Nennkapazität im Jahr j kWh 𝐸𝐸𝐼𝐼𝐿𝐿,𝑗𝑗 Installierte nutzbare Kapazität im Jahr j kWh 𝑁𝑁𝐸𝐸𝑅𝑅 Wiederverwendbarkeitsrate (Anteil der gebrauchten Batterien aus der Elektro- mobilität, welche aufgrund ihrer Qualität als 2nd-Life Batterie in Frage kommen), W:[0…1] - Δ𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 Verminderung der maximalen Entladetiefe 2 nd-Life zu herkömmlich, W:[0…1] - Δ𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 Minderungsfaktor Entladezyklen, W:[0…1] - 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠𝑅𝑅 Verminderte Restentladezyklen unter Berücksichtigung von Kapazitätsausfällen (2nd-Life) - 𝑁𝑁2𝑛𝑛𝑠𝑠 Anzahl Jahre, für die die Batterien im 2 nd-Life –Speicher nutzbar sind - 𝑤𝑤𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡,𝑗𝑗 Energiedichte der Batterie kWh/kg Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 97/107 A2.2.2 Berechnung der wiederverwendbaren Nennkapazität (EWV,j) Alle Eingabedaten für das Startjahr 2013 werden aus aktuellen Statistiken übernommen. Fehlende Werte aus den Energieperspektiven 2050 werden linear interpoliert. Dies gilt ebenfalls für die Werte des Anteils Elektro- mobilität an der gesamten Fahrleistung und der durchschnittlichen Kapazität eines Elektromobils. Damit das Potenzial der Elektromobilität als Batterielieferant für 2nd-Life Stromspeicher möglichst genau be- stimmt werden kann, muss eine Vielzahl an Parametern berücksichtigt werden. Ein wichtiger Faktor ist dabei die Nutzungsdauer in der Mobilität, da die zu einem bestimmten Zeitpunkt in Verkehr gesetzten Batterien in der Elektromobilität erst nach ca. 8 Jahren als 2nd-Life Speicher eingesetzt werden können. Sollen die im Jahr 𝑗𝑗 anfal- lenden Batterien aus der Elektromobilität berechnet werden, muss ausgehend von 𝑗𝑗 mit der Lebensdauer der Batterien 𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 zurückgerechnet und die Anzahl der zu diesem früheren Zeitpunkt gekauften Neuwagen (mit neu- en Batterien) ermittelt werden. Die Anzahl der Neuwagen N errechnet sich für das Jahr 𝑗𝑗-𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 gemäss 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 = 𝐸𝐸𝐹𝐹𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 − 𝐸𝐸𝐹𝐹𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸−1 (1− 𝐸𝐸𝑅𝑅𝐸𝐸𝐹𝐹) [-] ( 36 ) Die Anzahl Neuwagen setzt sich aus der Zunahme der Fahrzeugflotte 𝐸𝐸𝐹𝐹𝑗𝑗 verglichen zum Vorjahr und des Ersat- zes eines bestimmten prozentualen Anteils von bestehenden Wagen der Fahrzeugflotte zusammen. Bei einer Abnahme der Fahrzeugflotte, wie es im Szenario NEP der Fall ist, kommt ebenfalls Formel ( 36 )zur Anwendung. Da sich die verwendete Datengrundlage auf die Fahrzeugflotte aller Antriebstechnologien bezieht, muss die Anzahl der Neuwagen mit dem Anteil an neu in Verkehr gesetzten BEV und PHEV multipliziert werden gemäss 𝑁𝑁𝐸𝐸𝐴𝐴𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 = 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 ∙ 𝐴𝐴𝐸𝐸𝐴𝐴 [-] ( 37 ) Der gewählte Antrieb und die Flottenstruktur der Neuwagen bestimmen im Wesentlichen die gesamte neu hin- zukommende Kapazität an 2nd-Life Batterien. Jeder Fahrzeugtyp besitzt aufgrund der unterschiedlichen Grössen und Einsatzgebiete eine bestimmte Batteriekapazität und zudem ist in einem Hybrid der Energiespeicher kleiner konzipiert als in einem BEV des gleichen Fahrzeugtyps. Die im Jahr 𝑗𝑗 verfügbare Nennkapazität berechnet sich gemäss 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 = 𝑁𝑁𝐸𝐸𝐴𝐴𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 ∙ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸����� [kWh] ( 38 ) Im Abschnitt A2.3.2.3 ist die verwendete Datengrundlage der durchschnittlichen Kapazität gegeben. Die durch- schnittliche Kapazität 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸����� wird als gewichteter Mittelwert der spezifischen Kapazitäten der verschiedenen Fahr- zeugklassen berechnet. Die Gewichtung erfolgt mit dem jeweiligen Anteil der Fahrzeugklassen am gesamten Bestand. Die Daten stammen aus der Studie von Haan and Zah (2013) und den Energieperspektiven 2050 (prog- nos 2012a). Die wiederverwendbare Nennkapazität 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗 wird gemäss 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗 = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 ∙ 𝑁𝑁𝐸𝐸𝑅𝑅 [kWh] ( 39 ) berechnet. Diese beschreibt die Kapazität der im Jahr j aus der Mobilität entnommenen Batterien, welche die Qualitätsanforderungen in einem 2nd-Life Speicher erfüllen (beschädigte und nicht funktionstüchtige Batterien werden nicht im Speicher eingesetzt). Die verfügbare Nennkapazität 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑗𝑗 der Elektromobilität zum Zeitpunkt 𝑗𝑗 ist der Eingabewert zur Berechnung der substituierbaren Nennkapazität von herkömmlichen Speichern mit 2nd-Life Speichern. A2.2.3 Berechnung der substituierbaren Nennkapazität (𝑬𝑬𝑺𝑺𝑺𝑺,𝒋𝒋) Ausgehend von der aus Gleichung ( 39 ) berechneten, wiederverwendbaren Nennkapazität (𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗) an 2 nd-Life Batterien aus der Elektromobilität wird diejenige Kapazität berechnet, die an herkömmlichen Speichern substitu- iert werden kann (substituierbare Nennkapazität 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗). Die in A2.1.2 erwähnten Unterschiede im Qualitätsni- veau zwischen 2nd-Life Batterien und herkömmlichen Batterien werden durch die Gewichtung der wiederver- Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 98/107 wendbaren Nennkapazität (𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗) mit der Reduktion der maximalen Entladetiefe Δ𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 und der verminderten Anzahl Entladezyklen Δ𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 gemäss 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗 = 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗 ∙ Δ𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 ∙ Δ𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 [kWh] ( 40 ) berücksichtigt. Das Resultat ist die im Jahr j substituierbare Nennkapazität 𝐸𝐸𝑆𝑆𝑆𝑆,𝑗𝑗. Sie dient als wesentliche Einga- begrösse zur Berechnung des Umweltnutzens. A2.2.3.1 Minderungsfaktoren Entladetiefe und Nutzungsdauer Der Faktor Δ𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 beschreibt die Verminderung der maximalen Entladetiefe von 2 nd-Life Batterien 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,2𝑛𝑛𝑠𝑠 gegenüber der maximalen Entladetiefe von herkömmlichen Batterien 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,ℎ𝑟𝑟 und ist definiert durch Δ𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 = 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,2𝑛𝑛𝑠𝑠 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,ℎ𝑟𝑟 [-] ( 41 ) Der Faktor Δ𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 beschreibt das Verhältnis der Restentladezyklen einer 2 nd-Life Batterie 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠𝑅𝑅 zu den Ent- ladezyklen eines herkömmlichen Speichers ab Werk 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,ℎ𝑟𝑟 gemäss Δ𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 = 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠𝑅𝑅 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,ℎ𝑟𝑟 [-] ( 42 ) Die Restentladezyklen einer 2nd-Life-Batterie 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠𝑅𝑅 berücksichtigt die Minderung der Restentladezyklen unter Einbezug der Kapazitätsausfälle 𝑓𝑓 gemäss 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠𝑅𝑅 = 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠 ∙ (1− 𝑓𝑓 ∙ (𝑁𝑁2𝑛𝑛𝑠𝑠 − 1)) + � 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡,2𝑛𝑛𝑠𝑠 ∙ 𝑓𝑓 ∙ 𝑘𝑘 𝑁𝑁2𝑛𝑛𝑠𝑠 𝐿𝐿2𝑛𝑛𝑛𝑛−1 𝑘𝑘=1 [-] ( 43 ) A2.2.4 Berechnung der installierten nutzbaren Kapazität (𝑬𝑬𝑰𝑰𝑰𝑰,𝒋𝒋) Mit der installierten nutzbaren Kapazität an 2nd-Life Speichern kann ermittelt werden, zu wie viel Prozent der Bedarf an dezentralen Speichern durch 2nd-Life Systeme gedeckt werden kann. Die installierte nutzbare Kapazi- tät umfasst alle 2nd-Life Batterien, welche in den Referenzjahren 2035 und 2050 im Umlauf sind und berücksich- tigt der Kapazitätsausfälle 𝑓𝑓 und eine graduelle Verminderung der maximalen Entladetiefe 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,𝑘𝑘. Ausgehend von der Gleichung ( 39 ) wird die im Jahr 𝑗𝑗 installierte nutzbare Kapazität an 2nd-Life-Speichern ge- mäss 𝐸𝐸𝐼𝐼𝐿𝐿,𝑗𝑗 = � 𝐸𝐸𝑊𝑊𝑊𝑊,𝑗𝑗−𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸−𝑘𝑘 𝐿𝐿2𝑛𝑛𝑛𝑛−1 𝑘𝑘=0 (1− 𝑓𝑓)𝑘𝑘 ∙ 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,𝑘𝑘 [kWh] ( 44 ) gerechnet. Dabei wird für die maximale Entladetiefe 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠,𝑘𝑘 während der Lebensdauer 𝑁𝑁𝑟𝑟𝑘𝑘 vereinfacht eine lineare Degradation von 60 auf 40 Prozent angenommen. A2.3 Datengrundlage A2.3.1 Lithium-Ionen-Batterien A2.3.1.1 Übersicht In diesem Abschnitt ist die Datengrundlage der verwendeten Eingabewerte für die Lithium-Ionen-Batterie erläu- tert, welche für die Berechnung des Umweltnutzens verwendet wird. In Tabelle 17 ist eine Gesamtübersicht der verwendeten Eingabewerte mit Quellenangaben gegeben. Tabelle 17 Datengrundlage Lithium-Ionen-Batterien. Name Bezeichnung Einheit Jahr Batterie Batterie EV Quelle Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 99/107 Herk. 1st-Life 2nd-Life 𝑡𝑡𝐸𝐸𝐸𝐸 Kalendarische Le- bensdauer a 2013- 2050 - 12 - (Haan/Zah 2013) 𝑁𝑁2𝑛𝑛𝑠𝑠 Anzahl Nutzungs- jahre als 2nd-Life Speicher - 2013- 2050 - - 5 Eigene Annahmen 𝜌𝜌𝑛𝑛𝑠𝑠𝑃𝑃𝑠𝑠 Max. Entladetiefe (0…1) 2013- 2050 0.8 - 0.6 (C.A.R.M.E.N. 2014), (Märtel 2014), (Forst 2013) 𝐿𝐿𝑇𝑇𝑡𝑡𝑃𝑃𝑡𝑡 Entladezyklen ab Werk/ Restent- ladezyklen - 2013- 2050 5000 - 1000 Herkömmlich: (C.A.R.M.E.N. 2014), (Märtel 2014), (Forst 2013) 2nd-Life: Eigene Annahmen 𝑓𝑓 Kapazitätsausfälle (0…1) 2013- 2050 - - 0.01 - 𝑁𝑁𝐸𝐸𝑅𝑅 Wiederverwend- barkeitsrate (0…1) 2013- 2050 - - 0.95 (Ahmadi et al. 2014) 𝑤𝑤𝐸𝐸𝑆𝑆𝑡𝑡 Energiedichte kWh/kg 2013 0.114 0.114 0.114 (Protoscar 2010) 2016 0.119 0.119 0.119 (Duleep et al. 2011) 2022 0.166 0.166 0.166 (Duleep et al. 2011) 2030 0.285 0.285 0.285 (Duleep et al. 2011) 2050 0.400 0.400 0.400 (Duleep et al. 2011) (IEA 2011) A2.3.1.2 Allgemeine Daten und Umweltauswirkungen der Batterie Das für die Berechnung verwendete Modell ist eine LiMn2O4 Batterie der Schweizer Firma Brusa Elektronik AG basierend auf Batteriezellen des südkoreanischen Unternehmens Kokam Co., Ltd. Sie wurden im Elektrosport- wagen-Prototyp Lampo2 der Firma Protoscar SA eingesetzt. Im Detail sind es Brusa EVB1 Li Batteriepakete auf Basis prismatischer Kokam SLPB Lithium-Ionen-Zellen mit Polymer-Elektrolyt. Zur Lebensdauer werden Angaben von mehr als 800 Entladezyklen und 160‘000 km Reichweite bei einer maximalen Entladetiefe (DoD) von 80% gemacht (Protoscar 2010). Die Sachbilanz zur Berechnung der Umweltauswirkungen der oben genannten Batterie stammt aus der ecoin- vent v2.2 (2009) Datenbank und basiert auf einer Ökobilanzstudie der EMPA über Lithium-Ionen-Batterien in einem Elektrofahrzeug (Notter et al. 2010). A2.3.1.3 Kalendarische Lebensdauer der Batterien in der Elektromobilität Unterschied kalendarische Lebensdauer und Nutzungsdauer: Die Kapazität einer Batterie nimmt obgleich kei- ner Nutzung in der Zeit durch Degradation ab. Dies wird durch chemische Reaktionen innerhalb der Batterie verursacht. Die Zeitdauer, bis eine gewisse verminderte Kapazität der anfänglichen nutzbaren erreicht wird, nennt man kalendarische Lebensdauer, welche in der Nutzung in Elektroautos oft bei Erreichen von 70 bis 80% der ursprünglichen nutzbaren Kapazität definiert ist (Neubauer/Pesaran 2011) (Debnath/Ahmad/Habibi 2014a). Eine Verminderung der Kapazität findet auch durch eine Nutzung der Batterie statt. Dies wird durch eine gewisse Anzahl Entladezyklen bis Erreichen einer bestimmten Kapazitätsverminderung beschrieben (Wiederum 70 bis 80% der anfänglichen nutzbaren Kapazität). Im Folgenden wird der Begriff Nutzungsdauer als eine kürzere zeitli- che Lebensdauer als die kalendarische definiert, welche durch eine intensive Nutzung des Fahrzeugs hervorgeru- fen wird. Mehrere Schweizer Ökobilanzstudien geben eine Lebensdauer (Nutzungsdauer) von 12,7 Jahren an, welche sich aus der durchschnittlichen jährlichen Fahrleistung pro Personenwagen und der durchschnittlichen Lebensfahr- leistung der Batterien in km (in allen Studien 150‘000 km) zusammensetzt (Althaus/Gauch 2010), (Habermacher 2011), (Frischknecht 2011). In einer Metastudie über diese drei Ökobilanzen wird die Lebensdauer als zu opti- mistisch betrachtet, da die 150‘000 km lediglich bei intensiver Nutzung erreicht werden (>15‘000 km pro Jahr). Bei weniger intensiver Nutzung wird die kalendarische Lebensdauer bestimmend, welche laut den Autoren unter der von 12,7 Jahren liegen (Althaus/Bauer 2011). Aufgrund dieser Tatsache wird die kalendarische Lebensdauer und nicht eine aus der Fahrleistung gerechneten Nutzungsdauer als Eingabewert verwendet. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 100/107 Internationale Studien nennen eine kalendarische Lebensdauer von 8 Jahren beim heutigen Stand der Technik (Faria et al. 2014) (Ahmadi et al. 2014) (Neubauer/Pesaran 2011). In der Studie der Ernst Basler + Partner AG (2011) wird von einer optimistischen Kalendarischen Lebensdauer von 12 Jahren ausgegangen. In der Studie von Haan and Zah (2013) zur Zukunftschancen der Elektromobilität in der Schweiz wird eine kalen- darische Lebensdauer von aktuell 10 Jahren angenommen und ein mittelfristig notwendiger Anstieg auf über 12 Jahre ausgewiesen, damit die EV kommerziell erfolgreich und konkurrenzfähig werden. Dieser „notwendige Wert“ wird als Eingabewert für die Berechnung der verfügbaren Kapazität gewählt. Neubauer und Pesaran (2011) gehen von einer zukünftigen kalendarischen Lebensdauer von 15 Jahren aus. A2.3.1.4 Nutzungsdauer von 2nd-Life-BES und Entladezyklen ab Werk/ Restentladezyklen Der Beschrieb der Entladezyklen ab Werk für den herkömmlichen Speicher kann im Modul A unter Abschnitt A1.2.1.8 nachgelesen werden. In der Literatur werden in verschiedenen Studien zu 2nd-Life-Systemen sehr unterschiedliche Angaben und Er- gebnisse zur Nutzungsdauer und Restentladezyklen präsentiert. Die grossen Unterschiede werden verursacht durch den Einsatz von verschiedenen Lithium-Ionen-Batterie-Technologien, durch unterschiedliche Betriebsfüh- rung, unterschiedlicher Dimensionierung der Speicher sowie Art und Intensität der Vornutzung der 2nd-Life- Speicher. In Faria et al. (2014) wird die Nutzungsdauer von 2nd-Life Systemen zwischen 1,8 und 3,3 Jahren angegeben. Die Anzahl der Restentladezyklen befand sich dabei im Bereich von 572 bis 660. In Debnath et al. (2014b) wurde die Anzahl Restentladezyklen als Zielvariable eingesetzt. Es wurde untersucht, ab wie vielen Entladezyklen in der Elektromobilität die Batterien in einer 2nd-Life-Nachnutzung als BES einen ökonomischen Mehrwert im Vergleich zu keiner Nachnutzung erzielen können. Unter Anderem untersuchte er, wie viele Restentladezyklen dem 2nd-Life-Speicher nach der Nutzung in der Elektromobilität bleiben. In Abhän- gigkeit von der Anzahl durchlaufener Zyklen in der Elektromobilität kommt Debnath et al. auf ca. 3700 bis 4900 Restentladezyklen. Zudem schätzt er die Gesamte Nutzungsdauer der Batterien auf 15 Jahre (Nutzung als Elekt- rofahrzeugspeicher und BES zusammengefasst). Tong et al. (2013) untersuchte wie viele Entladezyklen ein 2nd-Life-Speicher durchlaufen kann bis ein gewisser Spannungsbereich unterschritten wurde und die Batterien nicht mehr brauchbar waren. Dabei kam er auf 1435 Entladezyklen bei einer geschätzten Nutzungsdauer von 5,5 Jahren unter der im Test gewählten Betriebsfüh- rung. Ahmadi et al. (2014) rechnet mit einer Nutzungsdauer der 2nd-Life-BES von 10 Jahren, aber gibt keine Angaben zu den Restentladezyklen. Alimisis and Hatziargyriou (2013b) kommt bei einem Entladezyklus pro Tag und 1682 Gesamtzyklen zu einer Nutzungsdauer von 4,58 Jahren. Die hier verwendeten Werte für die Nutzungsdauer und die Restentladezyklen von 2nd-Life-Battterien befinden sich im Bereich der oben genannten Studien. Es sind aber keine Mittelwerte oder Mediane. Die Werte wurden so gewählt, dass Sie mit der Wirtschaftlichkeitsrechnung in Modul A möglichst übereinstimmen. A2.3.1.5 Maximale Entladetiefe Die genauen Erläuterungen zur maximalen Entladetiefe des herkömmlichen und des 2nd-Life Speichers befinden sich in Modul A unter Abschnitt A1.2.1.4. Kapazitätsausfälle pro Jahr. Ahmadi et al. (2014) Rechnet mit einer Zellenausfallrate (cell failure rate) von 1%. Sie ist jedoch nicht mit den hier verwendeten Kapazitätsausfällen vergleichbar. Die Zellenausfallrate beschreibt, dass zum Anfang der 2nd- Life-Nutzung 1% Prozent der Zellen ausgefallen sind und ist keine Ausfallrate im Sinne einer jährlichen Wieder- kehr. A2.3.1.6 Wiederverwendbarkeitsrate Ahmadi et al. (2014) rechnet mit einer 95% Wiederverwendbarkeitsrate (pack recovery rate), welcher als Einga- bewert Verwendung findet. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 101/107 Debnath et al. (2014b), Tong et al. (2013) und Alimisis and Hatziargyriou (2013b), welche ebenfalls 2nd-Life- Speichersysteme untersuchen, geben keine Angabe zu der Wiederverwendbarkeitsrate. In diesen Studien liegt der Fokus hauptsächlich auf der Berechnung der Wirtschaftlichkeit mit Fokus auf den Kapazitätsverlust der Bat- terien (Debnath/Ahmad/Habibi 2014a) (Alimisis/Hatziargyriou 2013a) bzw. auf die Verwendung eines 2nd-Life- Speichers als Zwischenspeicher in einer PV-Anlage mit dem Ziel, jeweils abends ein Elektrofahrzeug mit dem solaren Strom zu laden (Tong et al. 2013). A2.3.1.7 Energiedichte Die Energiedichte der heutigen Batterien wird aus der Ökobilanzstudie über Lithium-Ionen Batterien in der Elekt- romobilität von Notter et al. (2010) übernommen. Althaus and Gauch (2010) und Habermacher (2011) verwendeten dieselbe Batterie für die Ökobilanz und setzten ebenfalls 0.114 kWh/kg für die Energiedichte ein. In der Ökobilanzstudie von Bauer and Simons (2010) wird eine Energiedichte von 0.132 kWh/kg genannt. Frisch- knecht (2011) verwendete je nach Fahrzeugklasse (Golf oder Leichtfahrzeug) eine Energiedichte von 0.130 res- pektive 0.150 kWh/kg. Für die zukünftige Fortschreibung werden die Schätzungen von Duleep et al. (2011) herangezogen. Für das Jahr 2022 kommt er auf eine Dichte von 0.166 kWh/kg, welche unterhalb der der US-amerikanischen (0.200 kWh/kg) und der japanischen Roadmap zur Elektromobilität (0.250 kWh/kg) (IEA 2011) zu liegen kommt. Für das Jahr 2030 schätzt Duleep et al. die Energiedichte auf 0.285 kWh/kg, während die japanische Roadmap 0.500 kWh/kg annimmt. Da die Angaben von Duleep et al.lediglich bis zum Jahr 2030 reichen, wird für 2050 die für 2030 ange- nommene Energiedichte um 40% erhöht. Dies entspricht der Annahme in der japanischen Roadmap von 2030 bis 2050 (von 0.500 kWh/kg auf 0. 700 kWh/kg). In Abbildung 57 sind die beschriebenen Annahmen zur Entwick- lung der Energiedichte dargestellt. Die Angaben von Duleep sind im Vergleich zur japanischen Roadmap als kon- servativ zu betrachten. Abbildung 57 Vergleich der Entwicklung der zukünftigen Energiedichte von Batterien in der Elektromobilität. A2.3.2 Eingabewerte Szenarien Elektromobilität A2.3.2.1 Übersicht Nachstehend werden die verwendeten Annahmen zur Elektromobilität entsprechend den einzelnen Szenarien der EP 2050 dargelegt. Tabelle 18 enthält die Gesamtübersicht über die verwendeten Eingabewerte sowie die dazugehörenden Bezeichnungen und Quellenangaben. Die folgenden Abschnitte nach der Tabelle beschreiben die einzelnen Parameter im Detail. Tabelle 18 Datengrundlage Szenarien Elektromobilität. Name Bezeichnung Einheit Jahr Szenario Quelle WWB NEP POM 𝐸𝐸𝐹𝐹 Fahrzeugflotte Perso- nenwagen - 2012 4254725 4254725 4254725 (BFS 2014b) 2013 4320885 4320885 4320885 (BFS 2014b) 2015 4548000 4457000 4548000 (prognos 2012a) 2020 4782000 4448000 4782000 (prognos 2012a) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 20 10 20 15 20 20 20 25 20 30 20 35 20 40 20 45 20 50 E n er gi ed ic h te [ k W h /k g] Verwendete Werte (Protoscar 2010) (Duleep 2011) US Roadmap (IEA 2011) Japanische Roadmap (IEA 2011) Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 102/107 2025 4921000 4425000 4921000 (prognos 2012a) 2030 4993000 4411000 4993000 (prognos 2012a) 2035 5018000 4309000 5018000 (prognos 2012a) 2040 5028000 4210000 5028000 (prognos 2012a) 2045 5048000 4201000 5048000 (prognos 2012a) 2050 5064000 4189000 5064000 (prognos 2012a) 𝐴𝐴𝐸𝐸𝐴𝐴 Anteil der Elektromobili- tät an den Neuwagen (0…1) 2013 0.0070 0.0070 0.0070 (e’mobile 2014b) (e’mobile 2014c) (auto- schweiz 2014) 2020 0.05 0.10 0.10 (prognos 2012a) 2035 0.28 0.49 0.49 (prognos 2012a) 2050 0.35 0.68 0.68 (prognos 2012a) 𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸����� Mittlere Nennkapazität der Batterien im EV kWh 2013 23 23 23 (e’mobile 2014a) (e’mobile 2014b) (e’mobile 2014c) (BBL 2014) 2020 29 29 29 (Haan/Zah 2013) (prognos 2012a) 2035 59 54 54 (Haan/Zah 2013) (prognos 2012a) 2050 78 56 56 (Haan/Zah 2013), (prognos 2012a) 𝐸𝐸𝑅𝑅𝐸𝐸𝐹𝐹 Anteil der jährlich ersetz- ten Altwagen (0…1) 2012- 2050 0.0583 0.0583 0.0583 (BFS 2014b), (auto- schweiz 2014) A2.3.2.2 Fahrzeugflotte Personenwagen In Abbildung 58 ist die Entwicklung der Fahrzeugflotte in der Schweiz dargestellt. Die Zeitreihen bis 2013 zeigen die realen Werte laut Statistik BFS, während danach die Szenarien abgebildet sind. Abbildung 58 Entwicklung der Fahrzeugflotte real bis 2013 und in den Szenarien bis 2050 sowie Flotte EV in den drei Szenarien. A2.3.2.3 Mittlere Nennkapazität der Batterien im EV Die mittlere spezifische Batteriekapazität pro Fahrzeug errechnet sich aus den mittleren spezifischen Kapazitäten aller Kategorien (BEV, PHEV, FCV) und Klassen (Kleinstwagen, Kleinwagen, Kompaktklasse und Mittelklasse) von Elektrofahrzeugen und deren jeweiligen Stückzahlen. Detailangaben zu den in den einzelnen Szenarien verwen- deten Anteilen der Fahrzeugkategorien und -klassen und deren spezifischen Kapazitäten sind in Tabelle 19 bis Tabelle 22 zu finden. Für das Startjahr 2013 ergibt die Berechnung aus den aktuell verfügbaren BEV und PHEV 0 1'000'000 2'000'000 3'000'000 4'000'000 5'000'000 6'000'000 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 A nz ah l P er so n en w ag en PW Flotte bis 2013 PW Flotte Weiter wie bisher/ Politische Massnahmen PW Flotte Neue Energiepolitik EV Flotte "Politische Massnhamen" EV Flotte "Neue Energiepolitik" EV Flotte "Weiter wie bisher" Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 103/107 mit Lithium-Ionen-Batterien eine mittlere spezifische Kapazität von 23 kWh pro Fahrzeug. Die zukünftigen Werte sind Berechnungen aus den Studien von Haan and Zah (2013), den Energieperspektiven 2050 (prognos 2012a) sowie eigenen Annahmen. Abbildung 59 zeigt die Entwicklung der mittleren Kapazität bis zum Jahr 2050. Abbildung 59 Entwicklung der mittleren spezifischen Batteriekapazität pro Fahrzeug der Schweizer Elektrofahrzeugflotte. Tabelle 19 Datengrundlage zur Berechnung der mittleren Batteriekapazität der Elektrofahrzeug in der Schweiz zum Jahr 2013. Modelle BEV mit Li-Io-Batterien Kapazität [kWh] Modelle PHEV Li-Io-Batterien Kapazität [kWh] BMW i3 20 BMW i8 5 Citroën Berlingo Electrique 22.5 Mitsubishi Outlander PHEV 12 Citroën C-Zero 16 Porsche Panamera S E-Hybrid 9.4 Ford Focus Electric 23 Toyota Prius Plug-in 4.4 Mercedes-Benz Vito E Cell 36 Volvo V60 Plug-in Hybrid 11.2 mia mia electric 10 MERCEDES S 500 13.5 Mitsubishi Mitsubishi i-MiEV 16 Mittelwert 9.3 Nissan LEAF 24 Peugeot iOn 16 Antriebstechnologie Neuwagen 2013 Peugeot Partner Electrique 22.5 BEV 1751 Renault Kangoo Maxi Z.E. 22 PHEV 394 Renault Twizy 6.1 Gesamt 2145 Renault ZOE 22 Reva Reva i Lion 9 Kapazität [kWh] smart fortwo electric drive 17.6 Mittlere Kapazität gewichtet mit der Antriebstechnologie (Eingabewert): 23.2 smart Brabus electric drive 17.6 Tazzari Tazzari Zero 13 Quellen: (e’mobile 2014a) (e’mobile 2014b) (e’mobile 2014c) (BBL 2014) Volkswagen e-up 18.7 Volkswagen e-Golf 24.2 Volvo C30 Electric 24 BMW i3 (Range Extender) 20 Chevrolet Volt 16 Fisker Automobile Karma 20.1 Opel Ampera 16 KIA Soul EV 27 NISSAN e-NV200 Evalia 24 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 K ap az it ät B at te ri e EV [k W h] Szenario "Neue Energiepolitik"/ "Politische Massnahmen" Szenario "Weiter wie bisher" Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 104/107 Tesla Model S-60 Kwh 60 Tesla Model S-85 Kwh 85 Tesla Model S-85 Kwh Perform. 85 Tesla Roadster 56 Mittelwert 26.3 Tabelle 20 Entwicklung der Batteriekapazität nach Antriebstechnologie und Fahrzeugklasse bis 2050, Quelle: Haan and Zah (2013). Antrieb PHEV BEV Jahr Klasse Micro Compact Fullsize Kleinstwagen Micro Compact Fullsize 2020 Kapazität [kWh] 12 15 23 12 31 46 62 2035 Kapazität [kWh] 25 31 47 25 63 94 125 2050 Kapazität [kWh] 29 36 54 29 72 108 144 Tabelle 21 Entwicklung der EV-Flottenstruktur bis 2050, Quelle: Haan and Zah (2013) und eigene Annahmen. Flottenstruktur BEV Jahr WWB NEP/POM Flottenstruktur PHEV Jahr WWB NEP/POM Kleinstwagen 2020 2.0% 2.0% Kleinstwagen 2020 - - 2035 2.0% 3.4% 2035 - - 2050 2.0% 4.6% 2050 - - Micro 2020 18.0% 18.0% Micro 2020 18.0% 18.0% 2035 18.0% 26.6% 2035 18.0% 26.6% 2050 18.0% 30.5% 2050 18.0% 30.5% Compact 2020 50.0% 50.0% Compact 2020 52.0% 52.0% 2035 50.0% 50.0% 2035 52.0% 53.4% 2050 50.0% 58.2% 2050 52.0% 62.8% Fullsize 2020 30.0% 30.0% Fullsize 2020 30.0% 30.0% 2035 30.0% 20.0% 2035 30.0% 20.0% 2050 30.0% 6.6% 2050 30.% 7.0% Tabelle 22 Entwicklung der prozentualen Anteile der EV-Neuwagen an der ganzen PW-Flotte Quelle: (prognos 2012a). Anteil BEV- Neuwagen Jahr WWB NEP/ POM Anteil PHEV- Neuwagen Jahr WWB NEP/ POM 2020 2.0% 4.0% 2020 3.0% 6.0% 2035 11.0% 18.0% 2035 17.0% 31.0% 2050 19.0% 23.0% 2050 16.0% 45.0% A2.3.2.4 Anteil der jährlichen ersetzten Altwagen Für den Eingabewert des prozentualen Anteils ersetzter Altwagen mit Neuwagen wird der Mittelwert aus den Jahren 2004 - 2013 herangezogen gemäss BFS (2014b) und auto-schweiz (2014). Die entsprechenden Werte sind in folgender Tabelle aufgeführt. Tabelle 23 Datengrundlage zur Berechnung der jährlich ersetzten Altwagen, Quelle: BFS (2014b), auto-schweiz (2014). Jahr Fahrzeugflotte (BFS 2014b) Neuwagen (auto- schweiz 2014) Zunahme Fahrzeug- flotte zum Vorjahr Anteil ersetzter Neu- wagen (ohne Zunah- me zum Vorjahr) 2003 3753890 2004 3811351 269,211 57461 5.64% 2005 3861442 259,426 50091 5.49% 2006 3900014 269,421 38572 5.98% Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 105/107 2007 3955787 284,674 55773 5.87% 2008 3989811 288,525 34024 6.43% 2009 4009602 266,018 19791 6.17% 2010 4075825 294,239 66223 5.69% 2011 4163003 318,958 87178 5.69% 2012 4254725 328,139 91722 5.68% 2013 4320885 307,885 66160 5.68% Mittelwert 2004-13 (Eingabewert): 5.83% A2.3.3 Eingabewerte Szenarien dezentrale Speicher In diesem Abschnitt werden die Eingabewerte des dezentralen Speicherbedarfs entsprechend den Szenarien der EP 2050 vorgestellt. Tabelle 24 gibt die Gesamtübersicht der verwendeten Eingabewerte sowie die entsprechen- den Bezeichnungen und Quellenangaben wieder. Der Bedarf an dezentralen Speichermöglichkeiten bezieht sich auf die Netzebenen 4 & 5 und 6 & 7. Tabelle 24 Datengrundlage Bedarf an dezentralen Speichern Name Bezeichnung Einheit Jahr Szenario Quelle WWB NEP POM - Dezentraler Speicherbe- darf MWh 2013 0 0 0 (KEMA 2013) 2035 50 685 875 (KEMA 2013) 2050 2520 6600 6140 (KEMA 2013) A2.3.4 Datengrundlage des zukünftigen globalen Strommixes In folgender Tabelle befinden sich die für die modifizierten Sachbilanzen verwendeten globalen Strommixe ge- mäss (IEA 2012a, IEA 2013). NEP NEP POM POM Global Mix 2035 Global Mix 2050 Global Mix 2035 Global Mix 2050 Produktion Menge (kWh) Menge (kWh) Menge (kWh) Menge (kWh) Biomasse & Abfälle 0.0675 0.0867 0.0406 0.0599 Wasser 0.2100 0.2022 0.1602 0.1457 Wind 0.1425 0.2022 0.0763 0.0958 Solar 0.0456 0.1589 0.0329 0.0575 Kohle CCS 0.0620 0.0750 0.0246 0.0282 Kohle 0.0930 0.0050 0.2896 0.2565 Gas CCS 0.0050 0.0400 0.0016 0.0016 Gas 0.1400 0.0600 0.2325 0.2234 Öl 0.0261 0.0000 0.0185 0.0103 Nuklear 0.1938 0.1700 0.1232 0.1211 Total 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 Erneuerbar 0.4800 0.6500 0.3100 0.3600 Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 106/107 A3 Marktrecherchen zu Brandschutztechnologien für BES Fa. Erbstösser GmbH, D-97828 Marktheidenfeld: Sicherheitsschrank, Feuerwiderstandsfähigkeit F90 gemäss DIM EN 14470-1. Der Sicherheitsschrank ist so gestaltet, dass die Abstandsvorgaben vernachlässigt werden können. Die thermi- sche Isolation und die Druckfestigkeit sorgen im Havariefall für eine Abschirmung gegenüber der Umgebung. Abbildung 60 Sicherheitsschrank Fa. Erbstösser GmbH. Stöbich Brandschutz GmbH, D-38644 Goslar Installationsschrank für Batteriemodule mit Möglichkeit zur Ver- kapselung von Einzelmodulen. Der Schrank ist als Prototyp verfügbar und basiert auf folgenden Schutzprinzipien: - Verhinderung der Wärmeübertragung einer defekten Zelle auf benachbarte intakte Zellen - Filtration der Brandgase und Entfernung heisser Partikel aus den Brandgasen. - Kontrollierte Ableitung der Gase nach aussen. Abbildung 61 Sicherheitsschrank Fa. Stöbich GmbH. Gebrauchte Batterien als Stromspeicher 17.06.2016 107/107 A4 Rahmenbedingungen A4.1 Zielvereinbarung Folgende Zielsetzung ist aus dem Vertrag zum Projekt „Gebrauchte Batterien als Stromspeicher“ Abschnitt 3 Ergebnisse zu entnehmen: 1. Eine Beurteilung der Rentabilität der Investitionen auf Basis der Nettokapitalwertemethode (NPV) von 3 Qualitätsszenarien unter Berücksichtigung eines durchschnittlichen Strompreises und dem häufigsten Tarifsystem der Schweizer Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) sowie einem Fördermodell, wel- ches keine Einspeisevergütungen für PV-Anlagen von weniger als 10 kW vorsieht. 2. Daten zu eingesparten Emissionen und Umweltbelastungspunkte (UBP) durch den Einsatz von 2nd-Life- Stromspeichern in Gebäuden. 3. Daten zur Restkapazität, des Ladeverhaltens, zur erwartenden Lebensdauer sowie zur Selektion geeig- neter Akkumulatoren. 4. Die Systemdokumentation beschreibt die erforderlichen Schnittstellen zur PV-Anlage und zur gebäude- seitigen Elektroinstallation und entsprechende Bewilligungen für den Umbau der Elektroinstallationen liegen vor. Meilenstein 1. 5. Protokolle dokumentieren den Aufbau, die Installation aller Komponenten am und im Gebäude sowie die In-Betrieb-Setzung. 6. Daten aus dem Probebetrieb mit den ersten Erfahrungen. 7. Anforderungen an Brandschutz, elektrische Ausrüstungen, Belüftung, Temperaturüberwachung der Speicher und Definition des Einbauortes im Gebäude in Absprache mit der kantonalen Feuerpolizei und mit der Vereinigung Kantonaler Feuerversicherungen.