Auslegung eines stationären Batteriespeichersystems

Auf dem Bau- und Betriebshof der Kreis- und Universitätsstadt Homburg wurde vor 10 Jahren ein stationäres Batteriespeichersystem mit 280 kWh und 100 kW in Betrieb genommen, als Erweiterung zu der bereits installierten PV-Anlage mit 320 kWp auf dem Dach der Kfz-Halle. Dieses System soll um eine PV-Anlage mit 99 kWp auf dem Dach des Feuerwehrgerätehauses erweitert werden. Zusätzlich soll das Batteriespeichersystem um ein zweites System in Containerbauweise erweitert werden.
In dieser Untersuchung werden Simulationsstudien vorgenommen, um das Speichersystem unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten auszulegen. Hierfür werden Messdaten von der bestehenden PV-Anlage und der elektrischen Verbraucher aus dem Jahr 2023 verwendet. Die Erzeugungsleistung der neuen PV-Anlage wird der Ausrichtung auf dem Dach der Feuerwehrwache entsprechend modelliert um die Stromerzeugung unter Berücksichtigung eines typischen meteorologischen Jahres berechnen. Als Betriebsstrategie für das Batteriespeichersystem wird die Maximierung des Eigennutzungsgrades der selbsterzeugten PVEnergie zugrunde gelegt, so wie der Batteriespeicher auch derzeit betrieben wird.
Die anhand der Simulationsergebnisse berechneten Stromkosten verwenden die Angaben des Preisblatts der Stadtwerke Homburg. Zur Kalkulation der Investitionskosten für die PVAnlage und den Batteriespeicher wurden mehrere Quellen, u.a. aus Marktanalysen verwendet. Die statische Betrachtung zeigt, dass PV-Batteriespeichersysteme grundsätzlich wirtschaftlich darstellbar sind und in mehreren Szenarien kurze Amortisationszeiten erreichen; im günstigsten Fall amortisiert sich das Gesamtsystem sogar schneller als die alleinige PV-Anlage. Die dynamische Bewertung mittels Kapitalwert relativiert die Ergebnisse: In der Mehrzahl der Szenarien sind die NPV-Werte negativ. Trotz eingeschränkter finanzieller Rentabilität bieten PV-Speichersysteme strategische und systemische Mehrwerte wie höhere Eigenverbrauchsquoten, größere Energieunabhängigkeit und gesteigerte Versorgungssicherheit, die in der reinen NPV-Betrachtung nicht erfasst werden.
Die Analyse der Kostenstruktur zeigt, dass ein wesentlicher Anteil der Gesamtkosten auf die Netzentgelte entfällt, die maßgeblich durch hohe Netzbezugsspitzen verursacht werden.
Vor diesem Hintergrund wird empfohlen, weiterführende Untersuchungen zur Anwendung einer Betriebsstrategie zur Lastspitzenglättung (Peak-Shaving) durchzuführen, um zusätzliche wirtschaftliche Potenziale zu erschließen. Darüber hinaus können PV-Batteriespeichersysteme einen Beitrag zur Erhöhung der Resilienz der Energieversorgung leisten, insbesondere bei der Versorgung kritischer Infrastrukturen oder Einrichtungen des Bevölkerungsschutzes. Im Rahmen der Systemplanung sollte
daher eine funktionale Erweiterung zur Schwarzstart- und Inselnetzfähigkeit frühzeitig mitgedacht werden, um im Störungsfall eine autarke Versorgung zu ermöglichen.