Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260DOI 10.1007/s12398-013-0115-7

Stromspeicher für die „Energiewende“ – eine akteursbasierteAnalyse der zusätzlichen Speicherkosten

Hendrik Kondziella · Kristina Brod ·Thomas Bruckner · Sebastian Olbert · Florian Mes

Online publiziert: 30. August 2013© Springer Fachmedien Wiesbaden 2013

Zusammenfassung Die politischen Ziele im Rahmen derUmsetzung der „Energiewende“ in Deutschland sehen denweiteren Zubau erneuerbarer Energien vor, die zu einemüberwiegenden Anteil aus fluktuierenden Quellen stammen.Zum Ausgleich der Fluktuationen werden neben dem ver-stärkten Netzausbau und einer flexiblen Nachfrage auch zu-sätzliche Speicheroptionen diskutiert. Neben der politischenZielvorgabe steht jedoch regelmäßig die Wirtschaftlichkeitder betrachteten Optionen in Frage. In diesem Beitrag sollendie Kosten untersucht werden, die beim Einsatz von statio-nären Batteriespeichern auf der Großhandels- oder Übertra-gungsnetzebene entstehen. Ziel ist es, durch eine Vollkos-tenbewertung eine Kennzahl abzuleiten, anhand derer einevergleichende Bewertung der Speicherkosten der hier be-trachteten Technologien (Blei, Lithium, Natrium-Schwefel,Redox-flow) ermöglicht wird. Die Validität und Aktuali-tät der vorliegenden Ergebnisse wird dadurch sichergestellt,dass in die Kostenberechnung solche Parameter eingehen,die anhand einer Befragung von Akteuren auf dem Gebietder Batteriespeicher aus Industrie und Wissenschaft erho-ben wurden. Nach Einschätzung dieser Akteure wird sichbis zum Jahr 2030 ein flächendeckender Einsatz von sta-tionären Speichern auf der Großhandels- und Übertragungs-netzebene etablieren. Die vollkostenbasierte Bewertung, dieauch zukünftige Potenziale zur Kostensenkung einbezieht,

H. Kondziella (B) · K. Brod · T. BrucknerInstitut für Infrastruktur und Ressourcenmanagement, UniversitätLeipzig, Grimmaische Str. 12, 04109 Leipzig, Deutschlande-mail: kondziella@wifa.uni-leipzig.de

S. Olbert · F. Mesgoetzpartners MANAGEMENT CONSULTANTS GmbH,Prinzregentenstrasse 56, 80538 München, Deutschland

F. Mese-mail: mes@goetzpartners.com

zeigt, dass Bleibatterien bei einer geringen Auslastung imSpeicherbetrieb die geringsten Speicherkosten aufweisen.Zusätzliche Sensitivitätsanalysen untersuchen den Einflusseiner steigenden Auslastung anhand der jährlichen Einsatz-stunden sowie die unterstellte Kostendegression einer grö-ßeren Leistungseinheit des Speichers.

Schlüsselwörter Stromspeicher · Batterie · Kosten ·erneuerbare Energien · Energiewende

Storage Technologies to Facilitate the EnergyTurnaround in Germany—A Stakeholder Based CostAnalysis

Abstract Political targets for implementing the German“energy turnaround” aiming at the ambitious extension ofrenewable energies to generate electricity. However, a ma-jority of the renewable supply is provided by intermittentsources, e.g. wind and solar power. For balancing the in-creasing supply fluctuations additional storage options areclaimed beside of an enforced grid infrastructure and a moreflexible demand side. Despite of the political guidelines theeconomics of additional flexibility measures has to be con-sidered. For this paper we analyse the costs of large scalestationary battery storages to be operated in wholesale mar-kets and transmission grid level. By deriving a key figurebased on a life-cycle cost approach, we are able to eval-uate the additional costs of electricity of selected batterytechnologies (lead-acid, lithium ion, sodium sulphur, redox-flow). Moreover, current and valid parameters of the costanalysis are received by scientific and industrial stakehold-ers of battery systems via online survey and face-to-face in-terviews. According to the stakeholder estimation a nation-wide operation of stationary battery storages will be estab-lished at wholesale and transmission grid level until the year

250 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

2030. The life-cycle cost analysis, which also includes es-timated future cost reductions, shows that lead-acid batter-ies remain the cost-efficient technology, assuming about 100storage cycles p.a. In addition, a sensitivity analysis revealsthe impact of increasing annual storage cycles as well asthe achievable cost reduction by economies-of-scales of thepower unit of the storage system.

1 Einleitung

Bereits im Jahr 2010 definierte das Energiekonzept der Bun-desregierung Maßnahmen, die eine nahezu vollständige Ver-meidung von Treibhausgasemissionen (THG) bis zum Jahr2050 ermöglichen sollen (Bundesregierung 2011). EinenHauptpfeiler der als „Energiewende“ bezeichneten Gesamt-strategie bildet der weitere Ausbau der erneuerbaren Ener-gien (EE) auf 18 % des Bruttoendenergieverbrauchs bis2020 sowie bis auf 60 % in 2050. Bis 2020 sollen min-destens 35 % des deutschen Stromverbrauchs aus regene-rativen Quellen stammen, die im Wesentlichen aus nicht-disponibler Wind- und Sonnenenergie gespeist werden.

Diese ambitionierten Ziele machen deutlich, dass ei-ne bloße Substitution bisher zentral einspeisender fossilerbzw. nuklearer Großkraftwerke durch Windräder und Pho-tovoltaik (PV)-Module nicht ausreichen wird. Bereits heu-te nimmt die Zahl von Eingriffen zur Gewährleistung derStabilität des Übertragungsnetzes deutlich zu (Bundesnetz-agentur 2012). Dem trägt das Energiekonzept der Bundes-regierung in der Form Rechnung, dass neben einer Steige-rung der Energieeffizienz auch der Netzausbau sowie derBau neuer Speicher betont wird.

Die Beantwortung der Frage, welche technologischenPotenziale zur Speicherung elektrischer Energie zukünftigerschlossen werden sollten, setzt eine klare Zieldefinitionvoraus. Ein mögliches Zielspektrum, das in Verbindung mitdem Ausbau der Speicherkapazität im Stromnetz häufig in-direkt inkludiert wird, umfasst beispielsweise die

– langfristige Versorgungssicherheit (länger als eine Wo-che),

– kurzfristige Versorgungssicherheit (bis zu einem Tag),– Vermeidung von zusätzlichem Netzausbau.

Die Sicherstellung der langfristigen Versorgungssicher-heit über die jahreszeitlichen Schwankungen im Darge-bot an Wind- und Sonnenenergie hinweg setzt ein enor-mes Speichervolumen voraus. Die insgesamt anfallendenÜberschussmengen an regenerativ erzeugter Elektrizitätin Szenarien für das Jahr 2030, die in Zeiten mit man-gelndem EE-Angebot abrufbar wären, können mehrereTerawattstunden (TWh) pro Jahr erreichen (VDE 2012;Nitsch et al. 2012). Die hierfür geeigneten Technologien,wie die Wasserstoffelektrolyse und die anschließende Me-thanisierung zur Nutzung des Erdgasnetzes, befinden sich

noch in der Demonstrationsphase. Technisch ausgereift undlangjährig im Einsatz sind dagegen Pumpspeicherkraftwer-ke (PSW). Weltweit stellt diese einfache Form der Ener-gieumformung und -speicherung ca. 99 % der verfügbarenSpeicherkapazität dar, wobei die installierte Leistung rund100 GW beträgt (Chen et al. 2009; Deane et al. 2010).

Auch das Energiekonzept der Bundesregierung identifi-ziert die Erschließung von Potenzialen für PSW in Deutsch-land als vorrangiges Handlungsfeld. Die installierte Turbi-nenleistung der deutschen PSW beträgt 8,2 GW bei einerSpeicherkapazität von 48 GWh, sodass nur eine kurzfristi-ge Sicherstellung der Versorgung von rund sechs Stundenunter Volllastbetrieb gewährleistet wäre (VDE 2012). Auf-grund der Abhängigkeit von geografischen Anforderungenbei der Ausbauplanung von PSW können zudem netzseiti-ge Engpässe kaum Berücksichtigung finden. Ähnliche Ein-schränkungen gelten für Druckluftspeicher.

In diese Lücke könnten zukünftig Batteriespeicher sto-ßen. Als Vorteile gelten u.a. kurze Reaktionszeiten, dieerreichbaren Effizienzgrade, ein modularer Aufbau sowieweitgehende Unabhängigkeit bei der Standortwahl (Ibrahimet al. 2008). Fraglich ist jedoch, welche Technologien zurelektrochemischen Speicherung von Elektrizität bei Bedarfzur Verfügung stehen und mit welchen Kosten heute und zu-künftig zu rechnen ist. Gerade die Kosten stellen vor demHintergrund der öffentlichen Debatte bezüglich der Höheder Strompreise in Deutschland einen wesentlichen Faktordar, der darüber entscheidet, welche Technologie sich im zu-künftigen Strommarkt bzw. anderweitigen Vergütungssyste-men bewähren wird.

Für Batteriesysteme werden in der Literatur häufig Richt-werte für die spezifischen Investitionskosten bezogen aufdie installierte Leistung (€/kW) oder die Speicherkapazi-tät (€/kWh) angegeben. Diese Art der Beschreibung solleine einfache Kalkulation der anfänglichen Investitionskos-ten bei gegebener Speichergröße ermöglichen. Erheblich er-schwert wird jedoch der Vergleich zwischen verschiedenenBatteriesystemen oder -technologien, da häufig das günsti-gere Batteriesystem mit einer kürzeren Lebensdauer einher-geht. Bei konventionellen und regenerativen Erzeugungs-anlagen hat sich eine Vergleichbarkeit über die Stromge-stehungskosten (oder auch Levelized Cost of Electricity– LCOE) etabliert. Eine für Batteriespeicher vergleichba-re Kenngröße sollte über die zusätzlichen Kosten ausge-drückt werden, die durch die Speicherung einer Kilowatt-stunde Elektrizität entstehen – unabhängig wie diese Kilo-wattstunde erzeugt wurde oder auf welcher Netzebene derSpeicher agiert. Insofern bleiben die Kosten für den (not-wendigen) Strombezug in dieser Kalkulation außen vor.

Werden diese „Speichergestehungskosten“ in Geldein-heiten pro ausgespeicherter Energiemenge angegeben (z.B.ct/kWh), ermöglicht dies zweierlei:

(1) Direkte Vergleichbarkeit unterschiedlicher Batteriesys-teme und -technologien,

Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260 251

(2) Einschätzung der Wirtschaftlichkeit des Speichereinsat-zes gegenüber dem jeweiligen Strompreis (Großhandeloder Endverbraucher).

In einer früheren Studie wurden die Ergebnisse einer Analy-se der Speicherkosten für verschiedene Referenzanwendun-gen von PSW, CAES und Batterien vorgestellt (VDE 2009).Die Grundlage der Kostenberechnung bildeten Daten ausder Literatur sowie aus Studien und Aussagen von Experten.Eine Veröffentlichung der Datenbasis erfolgte jedoch nicht.

In diesem Beitrag wird ein solches Vollkostenmodell mitHilfe empirisch erhobener Parameter verwendet. Die be-nötigten technologiespezifischen Parameter, die durch eineaktuelle Befragung von relevanten Akteuren erhoben wur-den, beschränken sich auf stationäre Batteriespeicher, dieim Großhandel (Stichwort: Arbitrage) oder im Netzmana-gement eingesetzt werden können. Für solche Einsatzgebie-te werden regelmäßig großskalige Speicher im Megawattbe-reich vorgesehen (Electric Power Research Institute 2010),d.h. mobile sowie dezentrale Speicheranwendungen liegennicht im Fokus der Umfrage.

Die Nutzung des elektrochemischen Speicherpotenzialskann auf Basis zahlreicher Materialkombinationen erfolgen.Bereits kommerziell verfügbar, und für die genannten Ein-satzgebiete verwendet, sind derzeit Blei- sowie Natrium-Schwefel-Batterien (NaS) (Chen et al. 2009). Im Bereichder Lithium-Ionen- (Li-Ion) und Redox-flow-Batterien sol-len diverse Projekte die kommerzielle Nutzbarkeit demons-trieren (Electric Power Research Institute 2010). Im Rahmendieses Beitrags werden empirische Daten zur Modellanwen-dung für diese vier Batterietypen erhoben.

Der folgende zweite Abschnitt stellt die Methodik unddie Ergebnisse der Befragung vor. Die empirisch erhobenenDaten werden anschließend in ein Modell zur Ermittlungder spezifischen Speichergestehungskosten überführt, wel-ches in Abschnitt drei eingehend beschrieben wird. Im vier-ten Abschnitt erfolgen die Ableitung der Speicherkosten ausden Ergebnissen der Befragung sowie eine Sensitivitätsana-lyse wesentlicher Parameter.

2 Empirische Datenerhebung durch Befragungrelevanter Akteure

2.1 Beschreibung der angewendeten Methodik

Um das im nachfolgenden Abschnitt beschriebene Modellzur Berechnung der spezifischen Speicherkosten einsetzenzu können, ist die Erhebung adäquater Parameter für diejeweiligen Speicherkomponenten erforderlich. Die zur Ver-fügung stehenden Informationen in der Literatur sind oftnur unvollständig oder nicht detailliert genug. Daher wurdeeine Befragung von einschlägigen Akteuren durchgeführt,um dadurch eine umfassende und konsistente Datenbasis zu

schaffen. Im Zeitraum von Mai bis Juni 2012 wurden dazuVertreter der gesamten Speicherbranche sowie branchenna-he Institutionen befragt.

Die Grundlage dieses empirischen Forschungsansatzesbildete ein auf Basis einer umfassenden Literaturrechercheentwickelter Online-Fragebogen, der 25 Fragen zu folgen-den Themenfeldern umfasste:

– derzeitige bzw. zukünftige Einsatzmöglichkeiten für sta-tionäre Batteriespeicher auf dem deutschen Strommarkt,

– potentielle Anwendungsfelder und Erlösquellen,– technische und ökonomische Parameter sowie– alternative Einsatzmärkte.

Der Fragebogen wurde anschließend an insgesamt 101 aus-gewählte Akteure versendet, wobei eine Rücklaufquote von30 % erzielt wurde.

Diese Stichprobe deckt eine große Bandbreite relevanterInteressensgruppen sowie die gesamte Wertschöpfungsketteder Speicherindustrie ab. Hierunter befinden sich unter an-derem Komponenten- und Batteriehersteller, Anbieter inte-grierter Systemlösungen und Projektentwickler sowie For-schungseinrichtungen (vgl. Abb. 1). Etwa die Hälfte der be-fragten Unternehmen beschäftigen mehr als 1.000 Mitarbei-ter. Zudem sieht die überwiegende Mehrheit der Akteureihre Kernmärkte in Deutschland und Europa. Über die Er-gebnisse des Fragebogens hinaus konnten noch detailliertereInformationen und weitere Einblicke gewonnen werden. Sowurden zusätzlich 13 persönliche Interviews mit einer Dau-er von 20 bis 60 Minuten geführt. Die Einzelergebnisse desFragebogens wurden nach Ablauf des Umfragezeitraums alsExcel-Datei ausgelesen und analysiert.

2.2 Auswertung der Befragung

Neben der Erhebung von zentralen Eingangsgrößen für dasim dritten Abschnitt vorgestellte Kostenmodell, wie etwader technischen Lebensdauer oder Investitionskosten derjeweiligen Technologien, konnten auch zentrale Aussagenund Einschätzungen zum Einsatz und zur weiteren Entwick-lung stationärer Batteriespeichersysteme in Deutschland ge-wonnen werden. Als zentrale Ergebnisse lassen sich folgen-de Punkte festhalten:

Die Mehrheit (66 %) der Teilnehmer der Umfrage erwar-tet bis 2030 einen flächendeckenden Einsatz flexibler sta-tionärer Batteriespeicher in Deutschland, wobei deren An-wendung schon bis 2020 in bestimmten Regionen möglichist. Eine treibende Rolle wird dabei lokalen Akteuren zu-geschrieben, besonders Stadtwerken und Endverbrauchern,gefolgt von neuen Marktteilnehmern und Betreibern von be-stehenden Erzeugungsanlagen (vgl. Abb. 2).

Aufgrund ihrer vielseitigen Einsatzmöglichkeiten sowiedes anzunehmenden starken Kostensenkungspotenzials wirderwartet, dass Lithium-Ionen-Batteriespeicher die derzeit

252 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

Abb. 1 Methodik undZielgruppen der empirischenUntersuchung

Abb. 2 Treibende Marktteilnehmer bei der Einführung von Batterie-speichern (Quelle: Eigene Erhebung)

noch dominierenden Blei-Systeme bis 2030 von der füh-renden Marktposition verdrängt haben werden. Die pri-märe Anwendung von Li-Ionen-Speichern wird in Verbin-dung mit kleinskaligen erneuerbaren Erzeugungsanlagengesehen, wohingegen NaS- und Redox-Flow-Batterien auf-grund der Betriebsbedingungen eher für Großspeicher zumNetzmanagement sowie zur Integration großskaliger EE-Anlagen geeignet sind (vgl. Abb. 3). Hierbei ist jedoch her-vorzuheben, dass die technische Machbarkeit und grund-sätzliche Eignung noch keine Aussagen über die Wirtschaft-lichkeit des Batterieeinsatzes zulassen.

Insgesamt besteht ein breiter Konsens bezüglich der Viel-fältigkeit technischer Anwendungsmöglichkeiten für statio-

Abb. 3 Geeignete Anwendungsfelder der analysierten Speichertech-nologien (Quelle: Eigene Erhebung)

näre Batteriespeicher. Eine klare Festlegung auf einzelne do-minante Erlösquellen, wie etwa

– Nutzung von Preisspreads am Spotmarkt,– Teilnahme am Regelleistungsmarkt,– vermiedene Netzinvestitionen oder– Einsparung von Stromkosten

wird derzeit aber noch nicht vorgenommen.Es bestehen noch große Unsicherheiten, welche Ge-

schäftsmodelle sich in Deutschland durchsetzen werden.Andererseits wird durch die unklare Festlegung auf be-stimmte Erlösquellen deutlich, dass eine Vielzahl von zu-künftigen Einkommensströmen für Speicherbetreiber exis-

Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260 253

Abb. 4 SchematischerModellansatz zur Berechnungder Speicherkosten (Quelle:Eigene Darstellung nachPoonpun und Jewell (2008))

tiert und diese durch eine mehrfache Vermarktung der Spei-cherkapazität nutzbar sind.

Als zentrale Herausforderung bis zu dem erwarteten flä-chendeckenden Speichereinsatz bis 2030 gilt, die aktuellnoch sehr hohen Speicherkosten, insbesondere bei Li-Ionen,NaS und Redox-Flow, zu senken. Allerdings geht die Mehr-heit der Befragten gerade für Li-Ionen-Systeme von star-ken Lernkurveneffekten aus. Blei-Batterien scheinen dage-gen nur noch geringe Kostensenkungspotenziale aufzuwei-sen.

Da der Einsatz stationärer Batteriespeichersysteme inDeutschland derzeit jedoch noch nicht profitabel ist, könn-ten internationale Märkte aktuell eine interessante Alter-native bieten, um die erforderlichen Produktionskapazitä-ten zur Erzielung der benötigten Kostendegression aufzu-bauen. Da sich die Profitabilität möglicher Geschäftsmodel-le für den Einsatz stationärer Batteriespeichersysteme letzt-lich immer auch durch äußere Gegebenheiten wie politischeund regulatorische Rahmenbedingungen, geografische undmeteorologische Besonderheiten oder Netzinfrastruktur be-stimmt, gelten nach Ansicht der Teilnehmer insbesonderesolche Regionen als wirtschaftlich attraktiv, die einen hohenAnteil erneuerbarer (und dabei insbesondere fluktuierender)Erzeugungsquellen, instabile oder veraltete Netze sowie ho-he Strompreise aufweisen. Daher bieten nach Ansicht derBefragten insbesondere Asien, die USA und Inselregionenals potentielle Zielmärkte interessante Einsatzmöglichkeitenfür stationäre Batteriesysteme.

3 Modell zur Ermittlung der Speicherkosten

Einen grundlegenden Treiber für die selbsttragende Markt-durchdringung mit Speichertechnologien stellen aus Inves-torensicht die mit der Speicherung verbundenen Kosten dar.In diesem Abschnitt wird daher ein Modell vorgestellt, das

auch bereits für eine Untersuchung der Speicherkosten imStrommarkt der USA veröffentlicht wurde (Poonpun and Je-well 2008). Ein vergleichbarer Ansatz wurde ebenfalls in ei-ner früheren Studie für den deutschen Strommarkt gewählt(VDE 2009).

Methodisch integriert das Modell die Vollkosten derStromspeicherung, die über den gesamten Lebenszyklus desBatteriesystems anfallen. Mit Hilfe dieses Modellansatzeskönnen sämtliche Kosten, die für die Installation und denlaufenden Betrieb des Speichers1 innerhalb einer vorgege-benen Nutzungsdauer anfallen, jeder ausgespeicherten Ki-lowattstunde gleichermaßen zugerechnet werden. Darüberhinaus sind durch dieses Verfahren eine Bewertung vonSpeichertechnologien mit unterschiedlichen Nutzungsdau-ern sowie die Vergleichbarkeit der Kosten mit gegebenenStrompreisen bzw. Gestehungskosten anderer Erzeugungs-anlagen möglich.

Die grundlegende Vorgehensweise wird in Abb. 4 ver-deutlicht. Vereinfacht ausgedrückt werden sämtliche überein Jahr anfallenden Fixkosten, bestehend aus annuitäti-schen Kapitalkosten (K0,KErsatz) sowie den laufenden Be-triebskosten (KBetrieb), auf die in diesem Zeitraum ausge-speicherte Energiemenge (M) umgelegt.

kSpeicher = K0 + KErsatz + KBetrieb

M(1)

Zunächst sind die Kapitalkosten über die gesamte Nutzungs-dauer des Speichers zu ermitteln. Die Kapitalkosten fallenregelmäßig am Beginn der Nutzungsdauer für die Anfangs-investition (K0) sowie zu jedem der prognostizierten Ersatz-zeitpunkte in der Zukunft an (KErsatz). Entsprechend dertechnischen Auslegung des Batteriesystems verteilen sich

1Die Kosten für den Strombezug bleiben außen vor. Diese sind Teildes Optimierungsproblems bei der Planung des Speichereinsatzes aufGroßhandelsebene. Der durch den Arbitragehandel erzielte Profit mussdie Speichergestehungskosten (wenn möglich) übersteigen.

254 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

die Kosten zu Beginn der Nutzung auf die Leistungseinheit,den eigentlichen Speicher sowie sonstige periphere Anla-gen.

In der Literatur werden für die jeweiligen Speichertech-nologien häufig spezifische Kennwerte (kkW , kkWh) zu denKapitalkosten angegeben, die mit der entsprechenden Aus-legung des betrachteten Batteriesystems hinsichtlich der in-stallierten Leistung Pout (in kW) sowie des SpeicherinhaltsC (in kWh) skaliert werden (Dunn et al. 2011; Ahlert undvan Dinther 2009).

K0 = (kkW · Pout + kkWh · C) · AF (2)

Ist die erforderliche Größe der Speichereinheit C (in kWh)technologisch noch nicht über die Leistungseinheit definiert,kann diese auch bei bekanntem Betriebsprofil wie folgt er-mittelt werden:

C = Pout · H0

η(3)

Dabei bezeichnet Pout (in kW) die Leistung der Batterie undH0 (in Stunden) die erwartete Dauer eines geplanten Aus-speichervorgangs. Durch die Einbeziehung der Gesamteffi-zienz η (in %) werden nicht nutzbare Energieumwandlun-gen im Speicherbetrieb bei der Dimensionierung der Spei-chereinheit berücksichtigt.

Sind schließlich die gesamten anfänglichen Kapitalkos-ten bekannt, werden diese bei gegebenem Zinssatz i unddem geplanten Zeitraum des Betriebs n (in Jahren) des Spei-chers mit Hilfe des Annuitätsfaktors AF

AF = (1 + i)n · i(1 + i)n − 1

(4)

gleichmäßig auf den Nutzungszeitraum verteilt.Um die Wirkung des technologischen Lernens auf die

Speicherkosten zu beobachten, wird für die Anwendung desModells ein einheitlicher Nutzungszeitraum n für die Batte-riesysteme vorgegeben, der oberhalb der eigentlichen tech-nischen Lebensdauer liegen kann. Durch diese Vorgabe wirdmöglicherweise ein Ersatz bestimmter Komponenten erfor-derlich. Im Rahmen dieses Beitrags wird davon ausgegan-gen, dass lediglich die Speichereinheit zu erneuern ist.

Die Zeitspanne TErsatz (in Jahren), ab der eine Ersatzin-vestition für die Speichereinheit notwendig wird, kann ausder Kenntnis der Zyklenlebensdauer Z des Speichers sowieder anhand des Betriebsprofils prognostizierten Zyklenan-zahl pro Jahr z ermittelt werden:

TErsatz = Z

z(5)

Eine auf Basis dieser Vorüberlegungen durchgeführte Ge-genüberstellung der Zeitspanne TErsatz mit dem geplantenNutzungszeitraum n legt offen, ob und ggf. mit welcherHäufigkeit der Ersatz der Speichereinheit einzuplanen ist.

Infolgedessen können die spezifischen Kosten für die(annuitätische) Ersatzinvestition wie folgt bestimmt werden(vgl. Poonpun und Jewell 2008):

KErsatzt0

= KrsatzT · AF · [(1 + i)−T + (1 + i)−2T + · · ·] (6)

Dem Entscheidungsträger fällt dabei die Aufgabe zu, die zu-künftig zu erwartenden Kosten KErsatz

T (in €/kWh) für dieSpeichereinheit abzuschätzen, da für die meisten Techno-logien mit Kostenreduktionen durch Lernkurveneffekte zurechnen ist. Die Anzahl der Terme im Klammerausdruckvon (6) richtet sich nach der zuvor ermittelten Anzahl derErsatzzeitpunkte. Zudem werden die spezifisch ermitteltenKosten aus (6) noch über Multiplikation mit der Speicher-größe C (vgl. (3)) entsprechend zu skaliert.

Im Ergebnis liegen sämtliche zu erwartende Kosten fürdie Anfangs- und Ersatzinvestition in annuitätischer Formsowie den laufenden Betrieb vor (vgl. Abb. 4), die anhanddes gewählten Betriebsprofils auf die jährlich erzeugte (aus-gespeicherte) Strommenge (vgl. Abschn. 4.1) verteilt wer-den.

4 Ableitung technologiespezifischer Speicherkosten ausden Befragungsergebnissen

4.1 Übertragung der technischen und ökonomischenParameter in das Kostenmodell

Auf Basis der empirisch erhobenen Parameter, die die Ein-schätzungen der Akteure bezüglich der technischen undökonomischen Eigenschaften der im Fokus stehenden Spei-chertechnologien widerspiegeln, wird das im dritten Ab-schnitt beschriebene Modell zur Ableitung spezifischerSpeicherkosten wie folgt angewendet.

Als wesentliche Eingangsgrößen zur Charakterisierungdes jeweiligen Speichersystems fungieren

– die Anzahl der Zyklen (vollständige Ladung und Entla-dung) über die technische Lebensdauer des Speichers,

– die Investitionskosten für Speichereinheit, Leistungselek-tronik und Anlagenperipherie,

– die jährlichen Betriebs- und Wartungskosten sowie– künftige Ersatzkosten für die Speichereinheit nach Errei-

chen der maximalen Zyklenzahl.

4.1.1 Anzahl der Zyklen

Die Einschätzung der Akteure hinsichtlich der Ausprägungder technischen und ökonomischen Parameter war zum Teilsehr stark ausdifferenziert. Vor diesem Hintergrund wurdeder Median der Antworten im unteren und oberen Bereich indie Darstellung der Ergebnisse einbezogen. So ergeben sichbeispielsweise die Spannbreiten für die erwartete Anzahl derZyklen für die jeweilige Speichertechnologie entsprechend

Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260 255

Abb. 5 Anzahl der Speicherzyklen (Quelle: Eigene Erhebung)

der Abb. 5. Die in der Praxis tatsächlich zu erreichendenWerte und die damit verbundene kalendarische Lebensdauersind, insbesondere bei Bleibatterien, stark abhängig von derEntladetiefe. Des Weiteren steht die gewählte Betriebsstrate-gie oftmals einem vollständigen Lade- und Entladevorgangentgegen. Eine optimierte Planung und Fahrweise bilden da-her notwendige Bedingungen für entsprechend längere Le-bensdauern der Anlage.

4.1.2 Leistungsgröße

In den Experteninterviews wurde deutlich, dass die typischeGrößenordnung für die installierte Leistung von mittlerenbis großen stationären Batteriesystemen, die im Fokus dieserUntersuchung stehen sollen, zwischen einem und zehn Me-gawatt (MW) liegt. Batteriespeichersysteme mit einer Leis-tungsgröße von mehr als zehn Megawatt sind insbesondereaufgrund des ansteigenden Platzbedarfs eher die Ausnahme.Für die Berechnung der spezifischen Speicherkosten wurdendaher Referenzsysteme mit einer Leistungsgröße von je 1, 5und 10 MW betrachtet.

Die Annahme einer solchen Festlegung der Leistungs-klassen stellt eine gewisse Vereinfachung dar, da die Se-kundäranalyse sowie die Experteninterviews darauf schlie-ßen lassen, dass die Modulgröße nicht für alle Syste-me frei anpassbar ist. Dies ist beispielsweise bei NaS-Batteriesystemen der Fall, die nur in bestimmten modula-ren Konfigurationen und einem damit vorgegebenen Ver-hältnis von Leistungsgröße und Speicherkapazität verfüg-bar sind. Der Grund hierfür ist weniger technischer Na-tur, als dass NaS-Batteriesysteme derzeit nur von einemHersteller – dem japanischen Unternehmen NGK – an-geboten werden (Connolly 2007; Hittinger et al. 2012;

luxresearch 2010). Dagegen können Li-Ionen-Systeme auf-grund einer Vielzahl möglicher Fertigungsmaterialien fle-xibel an die Anforderungen des jeweiligen Einsatzgebie-tes angepasst werden. Auch Blei-Systeme sind relativ freiskalierbar. Im Falle von Redox-Flow-Batterien sind Leis-tungsgröße und Speicherkapazität sogar komplett unabhän-gig voneinander (Hittinger et al. 2012).

4.1.3 Investitionskosten

Die Umfrage hat zudem gezeigt, dass sich die Investitions-kosten für die Leistungselektronik (in €/kW) der Speicher-technologien kaum unterscheiden und sich in einer Band-breite von 100 bis 200 €/kW bewegen. Jedoch sind die-se nach Meinung von Experten zu einem gewissen Gradvon der Leistungsgröße bedingt, sodass größere Systememit geringeren spezifischen Kosten verbunden sind. Einenegative Korrelation zwischen Anlagengröße und Investiti-onskosten (je größer die Anlage, desto geringer die spezi-fischen Kosten) ist dagegen deutlich stärker bei den Kostenfür die Anlagenperipherie ausgeprägt (Bandbreite von 40 bis200 €/kWh). Gleiches gilt für die Betriebs- und Wartungs-kosten.

4.1.4 Basiskonfiguration

Zusammenfassend können die folgenden in Tab. 1 darge-stellten Inputparameter aus der Befragung der Akteure abge-leitet werden. Aufgrund der Fokussierung auf Batteriespei-cher für stationäre Anwendungen auf Großhandels- bzw.Übertragungsnetzebene wurde eine Basiskonfiguration2 miteiner installierten Leistung von 5.000 kW definiert. Um dieAuswirkungen der genannten Skaleneffekte hinsichtlich derspezifischen Leistungs-, Peripherie- und Betriebskosten ab-zubilden, werden im Rahmen von Sensitivitätsrechnungensowohl größere (10.000 kW) als auch kleinere (1.000 kW)Batteriesysteme einbezogen (vgl. Abschn. 4.2).

4.1.5 Betriebsvarianten

Die schematische Modellbeschreibung (vgl. Abb. 4) zeigt,dass neben der Erfassung der annuitätischen Kosten für an-fängliche Investitionen und den laufenden Betrieb insbeson-dere die durchgesetzte Strommenge des Speichers die Hö-he der spezifischen Speicherkosten determiniert. Vor diesemHintergrund gewinnt die ex ante festgelegte Betriebsweisedes Speichers eine maßgebliche Bedeutung.

Um den Kosteneffekt einer Modifikation in der Art derSpeicherbewirtschaftung abzuschätzen, wurden zunächst

2Die Auslegung der Batteriesysteme für diese Untersuchung wurde zukalkulatorischen Zwecken vorgenommen und entspricht keinem spezi-ellen Speichertyp in der Realität.

256 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

Tab. 1 Basiskonfiguration derParameter zur Kalkulation derspezifischen Speicherkosten(Quelle: Eigene Erhebung)

Blei Li-Ion NaS Redox-flow

Leistung [kW] 5000 5000 5000 5000

Wirkungsgrad [%] 75 85 80 70

Zyklenanzahl gesamt [#] 1500 4500 7000 9000

Spez. Kosten der Leistungseinheit [€/kW] 175 175 150 150

Spez. Kosten der Speichereinheit [€/kWh] 225 900 700 550

Spez. Kosten der Anlagenperipherie [€/kWh] 70 90 90 150

Fixer Betriebs- und Wartungsaufwand [€/kW] 16 14 14 14

Spez. Kosten für Ersatzmaßnahmen [€/kWh] 188 350 600 200

Tab. 2 Gewählte Varianten fürden Speicherbetrieb (Quelle:Eigene Annahmen)

Betriebsweise des Speichers

Variante 1 Variante 2 Variante 3 Variante 4

Ladezyklen pro Tag [#] 1 2 1 2

Dauer der Entladung [h] 8 4 8 4

Einsatztage p.a. 100 100 250 250

Ladezyklen p.a. [#] 100 200 250 500

Abb. 6 Spezifische Kosten derSpeicherung von elektrischerEnergie je Technologie mitNennleistung 5.000 kW,Zinssatz 7 % (Quelle: EigeneDarstellung)

vier denkbare Varianten abgebildet (vgl. Tab. 2). Dabeiwird in den Varianten 1 und 3 von einer vollständigen La-dung/Entladung pro Tag ausgegangen, wobei die Entladungin Höhe der Nennleistung annahmegemäß über acht Stun-den erfolgen soll. Demgegenüber wird der Speicher in denVarianten 2 und 4 zweimal am Tag be- und entladen. Dar-über hinaus erfolgt eine Differenzierung über die erwartetejährliche Kapazitätsauslastung: Die Varianten 1 und 2 sehendie Speichernutzung an 100 Tagen p.a. vor, wogegen Vari-ante 3 und 4 eine höhere Auslastung von 250 Tagen im Jahrerreichen.

Im Ergebnis kann durch diese Festlegung der Betriebs-weisen die Kostenwirkung für eine Auslastung des Spei-chers von 100, 200, 250 und 500 vollständigen Ladezyklenim Jahr analysiert werden.

Weitergehende Erkenntnisse im Hinblick auf die Spei-cherkosten für die untersuchten Betriebsweisen werden da-

durch gewonnen, dass für solche Varianten mit je zwei Ta-geszyklen rechnerisch lediglich die Hälfte der Speicherka-pazität benötigt wird, da eine entsprechend kürzere Entlade-dauer bei konstanter jährlicher Stromproduktion notwendigist (vgl. Tab. 2).

4.1.6 Berechnung der Speicherkosten

Werden die so aufbereiteten Daten aus der empirischenErhebung sowie die vorgenannten Annahmen in das Kos-tenmodell überführt, ergeben sich die nachstehend erläu-terten Kosten je kWh ausgespeicherter elektrischer Ener-gie.

Bei der hier unterstellten geringsten Auslastung von nur100 Speicherzyklen p.a. weichen die spezifischen Kostenje Technologie am stärksten voneinander ab – Bleibatterienverursachen 41 ct/kWh, wogegen die anderen (vgl. Abb. 6)

Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260 257

Abb. 7 Veränderung derKostenstruktur bei einerVerdopplung der jährlichenLadezyklen für eineNutzungsdauer von 30 Jahren(Quelle: Eigene Analyse)

Systeme etwas mehr als doppelt so hohe Kosten aufweisen.Bei der gegebenen Anlagenkonfiguration wirken sich insbe-sondere die höheren Investitionskosten der Speichereinheitbei Li-Ion, NaS und Redox-flow, die auf die jeweils gleicheausgespeicherte Strommenge verteilt sind, erhöhend auf dieSpeicherkosten aus.

Im Gegenzug bewirkt eine solche relativ geringe jährli-che Auslastung eine zeitliche Verschiebung notwendiger Er-satzinvestitionen bei der, bezogen auf die Investitionskosten,günstigsten Technologie (Blei). Im Zuge einer steigendenAuslastung der Anlagen (200, 250, 500 Ladezyklen) sinkenerwartungsgemäß die spezifischen Kosten. Darüber hinausreduziert sich die Kostenspreizung zwischen den verschie-denen Technologien – die höheren Investitionskosten wer-den zunehmend von den höheren technischen Lebensdauernsolcher Speicher kompensiert. Im Ergebnis kann die Redox-flow-Batterie die geringsten Speicherkosten von 18 ct/kWherreichen, gefolgt von NaS (22 ct/kWh), Blei (23 ct/kWh)und Li-Ion (26 ct/kWh).

4.2 Sensitivitäten

Um die Robustheit der ermittelten spezifischen Speicherkos-ten abzuschätzen, werden die erzielten Ergebnisse auf we-sentliche Sensitivitäten hin eingehender untersucht. Dem-entsprechend werden neben der Leistungsgröße des Spei-chersystems auch die Anzahl der Einsatztage pro Jahr bzw.die Anzahl der Speicherzyklen pro Tag variiert. Die Betrach-tung unterschiedlicher Betriebsweisen bei der Speicherbe-wirtschaftung (vgl. Tab. 2) ermöglicht letztlich auch dasSpannungsfeld zwischen einem höheren Wert an insgesamtabgegebener Energie, auf den sich die jährlichen Gesamt-kosten verteilen, sowie dem häufigeren Austausch der Spei-chereinheit (bei vorgegebener Nutzungsdauer des Gesamt-systems) darzustellen.

Des Weiteren wird dem Einfluss des Kalkulationszinssat-zes auf die spezifischen Speicherkosten Rechnung getragen,

indem dieser zu je 5, 7 und 9 Prozent in die Modellrech-nungen eingeht. An dieser Stelle sei darauf verwiesen, dassbei der Variation von Leistungsgröße und Betriebsmodus dieübrigen Parameter wie Wirkungsgrad, Gesamtzyklen sowiedie Kosten pro Speichereinheit als auch künftige Ersatzkos-ten, entsprechend den Ergebnissen der Befragung, als iden-tisch betrachtet werden.

4.2.1 Sensitivität der Ladezyklen

Anhand der exemplarischen Untersuchung von Blei- undRedox-flow-Batterien gemäß der Basiskonfiguration (5 MW)erschließt sich der Einfluss der gewählten Betriebsweiseauf die Zusammensetzung der annuitätischen Kosten (vgl.Abb. 7). Eine Verdopplung der täglich bzw. jährlich gefahre-nen Speicherzyklen ermöglicht die Halbierung der benötig-ten Speicherkapazität für die gleiche jährlich durchgesetzteEnergiemenge, wodurch die anfänglichen Investitionskos-ten ebenfalls reduziert werden. Gleichzeitig wird jedoch dasEnde der technischen Lebensdauer zeitlich vorgezogen, so-dass die jeweils notwendigen Ersatzinvestitionen (früher)getätigt werden müssen.

Bei den analysierten Bleibatterien, die durch eine Le-bensdauer von 1.500 Ladezyklen charakterisiert sind (vgl.Tab. 1), liegt der Anteil der Ersatzinvestitionen an den jähr-lichen Gesamtkosten gegenüber dem anfänglichen Invest-ment bei 250 Zyklen p.a. in etwa gleichauf und übersteigtdiesen bei 500 Zyklen p.a. deutlich. Vor diesem Hintergrundreduzieren sich die jährlichen Gesamtkosten der Bleibat-terien bei einer Verdopplung der Zyklenzahl nur geringfü-gig: Die spezifischen Speicherkosten sinken von 26 ct/kWhauf 23 ct/kWh. Von der höheren Auslastung p.a. könnendagegen Batterietypen mit einer höheren technischen Le-bensdauer (z.B. Redox-flow) deutlich profitieren; die spe-zifischen Speicherkosten reduzieren sich von 31 ct/kWh auf18 ct/kWh (vgl. auch Abb. 6).

258 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

Abb. 8 Skaleneffekte durchVariation der Speicherleistungbei 100 bzw. 500Speicherzyklen p.a.(Kalkulationszinssatz 7 %,Quelle: Eigene Darstellung)

Abb. 9 Sensitivität derspezifischen Speicherkosten beieinem Kalkulationszinssatzzwischen 5 % und 9 % fürausgewählte Betriebsvarianten(Quelle: Eigene Darstellung)

4.2.2 Sensitivität durch Größendegression

Gemäß den Aussagen der befragten Akteure wird davonausgegangen, dass sowohl die Kosten der Leistungsein-heit als auch die der Anlagenperipherie einer Größende-gression unterliegen. Im Rahmen der Sensitivitätsanalysewerden die anfänglichen spezifischen Leistungskosten von200 €/kW bei Bleibatterien auf 150 €/kW und bei Redox-flow-Anlagen auf 100 €/kW reduziert, falls die Systemgrö-ße von 1 MW auf 10 MW gesteigert wird. Die hier unter-stellten Skaleneffekte verringern die relative Bedeutung derLeistungs- und Peripheriekosten an den gesamten Kapital-kosten um etwa die Hälfte.

Der Gesamteffekt fällt im jeweiligen Betriebsmodus un-terschiedlich hoch aus. Für Bleibatterien mit 100 Zyklen p.a.können die spezifischen Speicherkosten aufgrund der Grö-ßenvorteile von 44 ct/kWh auf 38 ct/kWh (−14 %) gesenktwerden, wogegen bei 500 Zyklen p.a. und der ohnehin schongeringeren Ausgangsbasis von 23 ct/kWh eine Absenkungauf nunmehr 22 ct/kWh (−4 %) möglich ist.

Auch für Redox-flow-Batterien gilt: den größten Beitragzur Kostendegression (−77 %) liefert die Ausweitung dertäglichen bzw. jährlichen Einsatzzeit von 100 auf 500 Zyk-len p.a. (vgl. auch Abb. 8). Demgegenüber schlägt sich der

Vorteil der Größendegression durch den Umstieg von 1 MWauf 10 MW installierter Leistung in dem jeweils erzieltenspezifischen Kostenwert bei gegebener Zyklenzahl in einerGrößenordnung von rund 11 % nieder.

4.2.3 Sensitivität des Kalkulationszinssatzes

Bei der Diskontierung von Zahlungsreihen über entspre-chend lange Nutzungszeiträume übt der individuell gewähl-te Zinssatz erfahrungsgemäß einen erheblichen Einfluss aufdie Ergebnisse aus. In den vorgenannten Auswertungen undErgebnisdarstellungen wurde standardmäßig ein Kalkulati-onszinssatz von 7 % unterstellt. Die Auswertung einer Va-riation des Zinssatzes zwischen 5 % und 9 % zeigt, dass dieStärke des Einflusses vom betrachteten Speichersystem undBetriebsmodus abhängt (vgl. Abb. 9).

Grundsätzlich gilt, dass die spezifischen Kosten stärkerbei geringer Betriebszeit (100 Zyklen p.a.) und hohen an-fänglichen Kapitalkosten (Redox-flow) auf eine Zinsände-rung reagieren. Im Fall der Bleibatterien mit hoher Auslas-tung (500 Zyklen p.a.) wurde bereits gezeigt, dass die erstim Laufe der Nutzungsdauer anfallenden Ersatzkosten anBedeutung gegenüber der Anfangsinvestition zunehmen und

Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260 259

dadurch eine Variation des Zinssatzes in geringerem Maßewirksam wird.

5 Fazit

Im vorliegenden Beitrag wurde eine techno-ökonomischeBewertung von verschiedenen Batteriespeichern auf Ba-sis eines Vollkostenansatzes vorgenommen. Das Augen-merk lag dabei auf großskaligen und zentral eingesetztenSpeichern. Der Vorteil dieser Vorgehensweise besteht inder Berücksichtigung der gesamten Aufwendungen, die einSpeicherbetrieb über einen festgesetzten Zeithorizont verur-sacht, wie etwa Kapitalkosten für die Anfangsinvestition so-wie Ersatzmaßnahmen während der Nutzung. Insofern wirdeine direkte Vergleichbarkeit durch die spezifischen Spei-cherkosten zwischen den analysierten Technologien ermög-licht, die bei einer alleinigen Betrachtung der in der Li-teratur häufig angegebenen Investitionskosten (je kW bzw.kWh) nicht möglich ist. Zudem ist eine in dieser Form ab-geleitete Kennzahl in der Lage, die zusätzlichen Kosten jekWh auszuweisen, die bei einem Einsatz der hier untersuch-ten Speichertypen (Blei, NaS, Li-Ion, Redox-flow) in statio-nären Anwendungen anfallen können.

Die Validität und Aktualität der vorliegenden Ergebnis-se wird dadurch gesteigert, dass in die Kostenberechnungsolche Parameter eingehen, die anhand einer Befragung vonAkteuren auf dem Gebiet der Batteriespeicher aus Industrieund Wissenschaft erhoben wurden. Nach Einschätzung die-ser Akteure wird sich bis zum Jahr 2030 ein flächendecken-der Einsatz von stationären Speichern auf der Großhandels-und Übertragungsnetzebene etablieren. Diese Beurteilungdeckt sich insoweit mit den politischen Vorgaben hinsicht-lich der mittel- bis langfristigen Ausbauziele der erneuer-baren Energien und dem Bedarf an zusätzlichen Speicher-möglichkeiten. Gleichwohl fehlt den Marktteilnehmern bis-her eine alleinig überzeugende Erlösquelle. Daher werdenzukünftige Geschäftsmodelle für Batteriespeicher mehrereDienstleistungen und damit generierte Erlösströme kombi-nieren müssen. Die einzelwirtschaftliche Ausnutzung derzur Verfügung stehenden Erlösmöglichkeiten wird am ehes-ten mit den in diesem Beitrag betrachteten großskaligen undzentral eingesetzten Speichern darstellbar sein.

Vor diesem Hintergrund müssen sich Batteriespeicherkünftig als wirtschaftliche Alternative zu anderen Flexibi-litätsoptionen bewähren. Die vorliegende Analyse hat ge-zeigt, dass die Vollkosten des Batteriebetriebs nahezu aus-schließlich durch die Investition in die Anlage bestimmtsind. Kann im konkreten Anwendungsfall eine hohe Auslas-tung erzielt werden, verteilen sich diese Investitionsaufwen-dungen demnach auf die gesamte ausgespeicherte Strom-menge und reduzieren dadurch die eigentlichen Kosten derStromspeicherung.

Wird beispielsweise von einem zweimaligen Lade-/Ent-ladezyklus pro Tag ausgegangen, können Speicherkostenvon weniger als 20 ct/kWh erreicht werden. Somit wird je-doch auch deutlich, dass sich die vorrangigen Geschäftsfel-der von Batteriespeichern im besten Fall durch Einsätze imTagesrhythmus definieren, um etwa die kurzfristige Versor-gungssicherheit abzusichern. Denkbar sind aber auch geziel-te Maßnahmen zur Verstärkung kritischer Netzkomponen-ten.

Welche Technologie unter wirtschaftlichen Gesichts-punkten besonders attraktiv ist, hängt jedoch immer vomkonkreten Anwendungsspektrum ab. Wird der Speicher imreinen Stand-by-Betrieb gefahren und erreicht somit nureinen geringen Stromdurchsatz, wird die Technologie mitden geringsten Investitionskosten bevorzugt. Unter diesenUmständen können sich Bleibatterien im Technologiewett-bewerb auch mittelfristig behaupten, da, entsprechend derAnalysen, die Auslastung der Anlage einen wesentlich grö-ßeren Einfluss auf die Kosten besitzt, als Skaleneffektedurch eine höhere Auslegung des Speichers. Bei kostenin-tensiveren Technologien (Li-Ion, Redox-flow) kommt erstbei hohen Auslastungen der Vorteil der höheren technischenLebensdauer zum Tragen, die einen aufwendigen Ersatz derabgenutzten Speichereinheit vermeidet.

Es gilt an dieser Stelle anzumerken, dass die Inputdatenund Annahmen basierend auf der empirischen Datenerhe-bung noch mit großen Unsicherheiten behaftet sind. Den-noch liefern die Ergebnisse dieser Untersuchung eine in sichkonsistente Datengrundlage für Akteure aus Wissenschaftund Praxis. Darauf aufbauend kann sich eine versachlichteDiskussion anschließen, die auch Anforderungen an staatli-che Akteure zur Schaffung geeigneter Rahmenbedingungenfür einen wirtschaftlichen Speicherbetrieb einschließt.

Literatur

Ahlert K-H, van Dinther C (2009) Sensitivity analysis of the econo-mic benefits from electricity storage at the end consumer level.In: IEEE Bucharest PowerTech conference, S 1–8. doi:10.1109/PTC.2009.5282245

Bundesnetzagentur (2012) Bericht zum Zustand der leitungsgebunde-nen Energieversorgung im Winter 2011/12, S 1–120. http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2012/120507_NetzberichtWinter.html. Gesehen 2. August 2013

Bundesregierung (2011) Energiekonzept für eine umweltschonende,zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung, S 1–37. http://www.bmu.de/fileadmin/bmu-import/files/pdfs/allgemein/application/pdf/energiekonzept_bundesregierung.pdf. Gese-hen 2. August 2013

Chen H, Cong TN, Yang W et al (2009) Progress in electrical ener-gy storage system: a critical review. Prog Nat Sci 19:291–312.doi:10.1016/j.pnsc.2008.07.014

Connolly D (2007) An investigation into the energy storage tech-nologies available, for the integration of alternative genera-tion techniques, S 1–60. http://www.iwea.com/index.cfm/page/technologicaldevelopments. Gesehen 2. August 2013

260 Z Energiewirtsch (2013) 37:249–260

Deane JP, Gallachóir ÓBP, McKeogh EJ (2010) Techno-economicreview of existing and new pumped hydro energy storageplant. Renew Sustain Energy Rev 14:1293–1302. doi:10.1016/j.rser.2009.11.015

Dunn B, Kamath H, Tarascon J-M (2011) Electrical energy sto-rage for the grid: a battery of choices. Science 334:928–935.doi:10.1126/science.1212741

Electric Power Research Institute (2010) Electricity ener-gy storage technology options: a white paper primer onapplications, costs, and benefits, S 1–170. http://www.electricitystorage.org/images/uploads/static_content/technology/resources/ESA_TR_5_11_EPRIStorageReport_Rastler.pdf.Gesehen 2. August 2013

Hittinger E, Whitacre JF, Apt J (2012) What properties of grid ener-gy storage are most valuable? J Power Sources 206:436–449.doi:10.1016/j.jpowsour.2011.12.003

Ibrahim H, Ilinca A, Perron J (2008) Energy storage systems—characteristics and comparisons. Renew Sustain Energy Rev12:1221–1250. doi:10.1016/j.rser.2007.01.023

luxresearch (2010) Grid storage: show me the money, S 1–13.https://portal.luxresearchinc.com/research/report_excerpt/6214.Gesehen 2. August 2013

Nitsch J, Pregger T, Naegler T et al (2012) Langfristszenarien und Stra-tegien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschlandbei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global, S1–345. http://www.erneuerbare-energien.de/fileadmin/ee-import/files/pdfs/allgemein/application/pdf/leitstudie2011_bf.pdf. Gese-hen 2. August 2013

Poonpun P, Jewell W (2008) Analysis of the cost per kilowatt hour tostore electricity. IEEE Trans Energy Convers 23:529–534

VDE (2012) Energiespeicher für die Energiewende – Speiche-rungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz fürSzenarien bis 2050, S 1–148. http://www.vde.com/de/fg/ETG/Arbeitsgebiete/V2/Aktuelles/Oeffenlich/Seiten/StudieSpeicherungsbedarf.aspx. Gesehen 2. August 2013

VDE (2009) Energiespeicher im Stromversorgungssystem mit hohemAnteil erneuerbarer Energieträger, S 1–184. http://www.vde.com/de/fg/ETG/Arbeitsgebiete/V1/Aktuelles/Oeffentlich/Seiten/Studie-Energiespeicher.aspx. Gesehen 2. August 2013