"Energy Only" – der ewi-Blog

Entwicklung von PV in Kalifornien

Über 50% der installierten PV-Kapazität in den USA befindet sich in Kalifornien, während Arizona mit ca. 10% der Staat mit dem zweiten größten Anteil ist. Aufgrund der reichlichen Solarressourcen und eines innovativen politischen Rahmens wird PV-Strom seit 1996 in Kalifornien gefördert. In 2002 wurden die ersten EE-Ziele in Kalifornien durch den „Renewable Portfolio Standards“ definiert. Dieser wurde  in 2011 aktualisiert und setzt fest, dass bis 2020 der Anteil der Stromerzeugung aus EE 33% betragen soll.

Abb. 1: Energieversorgungsunternehmen in Kalifornien (oben) und PV-Ausbauziele für die IOUs unter CSI-Programm (unten) (Quelle: California Energy Commission (CEC, 2015); Go Solar California (2015))

In Kalifornien gibt es 3 private Energieversorgungsunternehmen („Investor-Owned Utilities“ (IOUs)), die ca. 70% der kalifornischen Stromnachfrage bedienen: Pacific Gas & Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE) und San Diego Gas & Electric (SDG&E). Innerhalb ihrer Servicegebiete haben diese IOUs ein Monopol, d.h. Kunden dürfen ihr Versorgungsunternehmen nicht frei wählen. Jeder IOU setzt seine Endverbraucherpreise zusammen mit dem „California Public Utilities Commission“ (CPUC). Außerdem kontrollieren IOUs die Verteilnetze innerhalb ihrer jeweiligen Servicegebiete und infolgedessen den Ausbau der dezentralen Erzeugung. Aus diesem Grund sind fast alle Fördermechanismen für EE auf der IOU-Ebene, wie z.B. die California Solar Initiative für PV.

Die California Solar Initiative (CSI) ist das größte Förderprogramm für dezentrale Anlagen in Kalifornien. Zwischen 2006 und Februar 2016 bot der CSI Rabatte für PV-Anlagen, die kleiner als 1 MW sind und innerhalb des IOU-Gebiets liegen. Momentan gibt es fast 4 GW dezentrale PV-Anlagen (kleiner als 1MW) in Kalifornien, wovon 2 GW mit einem Investitionszuschuss von dem CSI unterstützt wurden. Infolge liegt der Anteil der Stromerzeugung aus dezentralen PV-Anlagen in Kalifornien bei ca. 35% und bietet ein großes Potenzial für Batteriespeicher, um den Eigenverbrauch von PV-erzeugtem Strom zu maximieren.

Eine Verkettung von Umständen für Batteriespeicher

In den letzten Jahren wurden Batteriespeicher durch neu implementierte indirekte Förderungen sowie gesetzliche Maßnahmen unterstützt. Seit 2013 gibt es entscheidende Programme, die entweder explizit Batteriespeicher betreffen oder die den Ausbau von PV mit Speicher stärken. In den nächsten Jahren könnten weitere ökonomische Anreize, z.B. Kostendegressionen und geplante Gigafactories für die Massenproduktion der PV-Module, zu einem zunehmenden Ausbau von Batteriespeichern führen. Die unten aufgelistete Zeitleiste zeigt die wichtigsten Meilensteine, die sich zu einem „Perfect Storm“ entwickeln könnten.

  • Oktober 2013: „Energy Storage Mandate“ gibt Ziele für Energiespeicher in 2014, 2016, 2018 und 2020 vor

Der „Energy Storage Mandate“ setzt ein Gesamt-Ausbauziel von 1,3 GW für Energiespeicher bis 2020. Gültige Speichertechnologien sind Batteriespeicher, thermische Speicher, Druckluftspeicher, Brennstoffzellen und Pumpspeicher (kleiner als 50 MW). Die Ziele sind auf MW und nicht MWh definiert, sodass sie einem Prozent der Netzkapazität entsprechen. Die IOUs bewerten in jedem Stichjahr Angebote, um das Ziel kosteneffizient zu erreichen. Der „Energy Storage Mandate“ ist das erste Programm für Energiespeicher in den USA und hat drei Hauptziele: Netzoptimierung, Integration der erneuerbare Energien und Minderung der Treibhausgasemissionen.

Abb. 2: Zubauziele unter der „Energy Storage Mandate“ (links) und angenommene Angebote SCE, 2014 (rechts) (Quelle: ewi; AECOM Australia (2015); IRENA (2015))
  • Juni 2014: Das Rabattprogramm „Self-Generation Incentive Program“ wurde bis 2021 verlängert
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Abb. 3: SGIP-Vergütung für Batteriespeicher pro Jahr (Quelle: SGIP Handbook (2013, 2014, 2015, 2016))

Das „Self-Generation Incentive Program“ ist eines der zeitlich längsten Förderprogramme für dezentrale Erzeugung in den USA. Seit 2001 bietet das „Self-Generation Incentive Program“ Rabatte für Kunden innerhalb des IOU-Servicegebiets, die Strom selber erzeugen. Zulässige Technologien sind Windanlagen, Brennstoffzellen, KWK und Energiespeicher (max. Leistung von 3 MW). Die maximale Vergütung liegt bei 60% der Projektkosten. Für Batteriespeicher mit PV ist die PV-Anlagengröße relevant für den Rabatt.

 

 

 

 

  • Januar 2015: Netzbetreiber CAISO ermittelt, dass die Residuallast mehr als 1500 MW niedriger ist als die Prognose für 2020
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Abb. 4: Die Enten-Kurve (Quelle: CAISO (2013))

Der zunehmende Ausbau von PV und reichliche Solarressourcen (Nutzungsgrad von 26% in 2014) haben einen großen Einfluss auf die Versorgungssicherheit in Kalifornien. Die Enten-Kurve zeigt die Residuallast bei gleichzeitiger Netzeinspeisung einer großen Anzahl von PV-Anlagen. Es besteht ein großer Bedarf für Systemflexibilität, um die Netzsicherheit zu gewährleisten, Übererzeugung zu vermeiden und die Abendnachfrage zu decken.

  • Juli 2015: IOUs reichen ihre „Distributed Resource Plans“ (DRPs) bei der Regulierungsbehörde (CPUC) nach AB 327 ein

Nach dem Gesetz „AB 327“ (2013) mussten IOUs kosteneffiziente Methoden zur Koordinierung der existierenden Förderprogramme vorschlagen, um

-die regionalen Vorteile zu maximieren

-Kosten der dezentralen Erzeugung zu minimieren

Die „Distibuted Resource Plans“ enthalten integrierte Kapazitätsanalysen, optimale Standort-Methodik, Entwicklungsszenarien für dezentrale Erzeugung sowie Vorschläge zu Tarifen und Verträgen. Beispielsweise hat SDG&E in einem Szenario einen Batteriespeichertarif vorgeschlagen, bei dem Haushalte eine Vergütung bekommen, wenn sie die Kontrolle über das Speichersystem an das Energieversorgungsunternehmen übergeben.

  • Januar 2016: „Net-Metering“ Gesetz erneuert, ab 2018 sind „Time of Use Rate“ Endverbraucherpreise für Haushalte mit PV + Batteriespeicher erforderlich

„Net-Metering“ ist ein Fördermechanismus für PV-Anlagen, bei dem der Stromkunde nach einer bestimmten Abrechnungsperiode nur für die Delta-Energiemenge zahlt, z.B: (Stromverbrauch minus eingespeister PV- Strom) x Endverbraucherpreis. „Net-Metering“ fördert PV-Ausbau ohne Berücksichtigung der „Enten-Kurven-Problematik“, da das Einspeiseverhalten unabhängig von der Lastkurve ist.

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Abb. 5: Darstellung des Net-Meterings (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf SolarGaines (2014))

Deswegen müssen IOUs ab 2018 „Time-of-Use“ Preise für Haushalte mit PV+Batteriespeicher implementieren. „Time-of-Use“ Endverbraucherpreise variieren gemäß stündlicher und saisonaler Stromnachfrage (z.B. „Summer-Peak“, „Summer Off-Peak“, usw.). Beispielsweise bietet SCE folgende Time-of-Use-Preise an:

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Abb. 6: Beispiel von „Time-of-Use“ Endverbraucherpreisen, SCE (Quelle: ewi; SCE (2016))
  • Ende 2016 (geplant): Massenproduktion von innovativen PV-Modulen durch die Gigafactory von Solar City in Buffalo, NY

Solar City entwickelte sich von einer Monteursfirma zu einem vertikal-integrierten Hersteller, Installateur und Finanzierer. In ihrer neuen Gigafactory könnte Solar City 10.000 PV-Module pro Tag und 1 GW Modul pro Jahr produzieren. Durch die Massenproduktion der Module sowie einer vertikal integrierten Zulieferkette strebt Solar City einen Ziel-Modulpreis von $0,50/W und ein Ziel-Endpreis von $2,50/W an. Mit einer neuen Technologie übersteigt Solar City den Industrie-Rekord mit einem Wirkungsgrad von 22,04%.

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Abb. 7: Historische Entwicklung der End- und Modulepreise für Haushalt PV (Quelle: SunShot/U.S. Department of Energy (2015))
  • Anfang 2017 (geplant): Massenproduktion von Li-Ion Batteriespeicher durch die Gigafactory von Autohersteller Tesla in Reno, NV

Gigafactory 1 wird Li-Ion Batteriespeicher für Elektrofahrzeuge sowie Haushalte und große Energieversorgungsunternehmen produzieren. Das Ziel der Elektrofahrzeugproduktion der Gigafactory 1 liegt bei 500.000 Fahrzeugen pro Jahr und wird damit die globale Jahresproduktion vom Jahr 2013 übersteigen.  Das Ziel der Haushaltspeicherproduktion „Powerwall“ liegt bei 35 GWh pro Jahr und für large-scale Speicherproduktion „Powerpack“ bei 50 GWh pro Jahr. Der Powerpack mit 100 kWh Speicherkapazität erregte große Aufmerksamkeit sowohl bei  Energieversorgungsunternehmen als auch Netzbetreibern, da dieser einen Beitrag zur gesicherten Leistung darstellt. Durch die Massenproduktion der Batteriespeicher getrieben durch der Entwicklung des Elektrofahrzeugmarkts erwartet Tesla, dass er einen Endpreis von $375/kWh bis nächstes Jahr für den Powerwall erreichen kann.

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Abb. 8: Prognostizierte Entwicklung der Li-Ion Batteriepreise bis 2035 (links) und techo-ökonomische Parameter Tesla Powerwall (rechts) (Quelle: Tesla (2015); EIA (2012))

Ökonomische Einordnung des „Perfect Storms“

Effektivität

Aufgrund der „Enten-Kurven-Problematik“ wird es angestrebt, dass Solar- und Speicherfördermechanismen einen Anreiz zur zeitlichen Lastverschiebung schaffen. Net-Metering, der Energy Storage Mandate und das Self-Generation Incentive Program sind allein nicht effektiv, die Schwankungen der Residuallast zu reduzieren. Aber zusammen mit Time-of-Use Endverbraucherpreisen könnten sie eine effektive Maßnahme darstellen, das Lastprofil der Kunden zu beeinflussen. Gigafactories sowie der Energy Storage Mandate sind effektiv, um den Speichermarkt zu stimulieren. Diese führen zu Innovationen sowie reduzierten Investitionskosten für unreife Technologien. In dem Geschäftsmodell der Gigafactories ist die Marktentwicklung der Batterien eng gekoppelt mit dem Ausbau der Elektrofahrzeuge. Deshalb könnten Entwicklungen im Verkehrssektor die Effektivität des Batterieausbaus beeinflussen.

Effizienz

Time-of-Use Endverbraucherpreise geben ein Preissignal an die Stromkunden und erhöhen die Effizienz des Strommarkts. Strompreise, die Informationen über die aktuelle Stromnachfrage an die Haushalte weitergeben, können Demand-Side Management und evtl. Batteriespeicher fördern und die „Enten-Kurven-Problematik“ entschärfen. Technologie-neutrale Maßnahmen wie der Energy Storage Mandate fördern Wettbewerb zwischen unreifen Technologien. Da verschiedene Speichertechnologien in unterschiedlichen Geschwindigkeiten laden bzw. entladen, unterstützt das Kapazitätsziel eine effiziente Fahrweise von Speichern sowie einen kosteneffizienten Speicherausbau.

Auswirkung auf das Netz

Time-of-Use Endverbraucherpreise, large-scale Speicher vor dem Meter (durch z.B. den Energy Storage Mandate) sowie Contracting (z.B. in den Distributed Resource Plans) könnten den Residuallastgradienten der „Enten-Kurve“ schwächen und somit die Netzstabilität unterstützen. So könnten z.B. Verträge zwischen Energieversorgungsunternehmen und Gigafactories über große Speicherkapazitäten zur Versorgungssicherheit beitragen.