4-Stunden-Batteriespeicher vs. Gas-Spitzenlastkraftwerk: Annuitätische Kosten der Spitzenlastleistung

Der Annuitätenfaktor wird als Kehrwert des Rentenbarwertfaktors berechnet, damit die Berechnung bei Zinssätzen nahe null numerisch stabil bleibt. Gleichwertig gilt $CRF=r/[1-(1+r)^{-L}]$, bei einem Zinssatz von null mit $CRF=1/L$. Die äquivalenten Jahreskosten vergleichen wiederholbare Nutzungszyklen von Batteriespeicher und Gas-Spitzenlastkraftwerk bei demselben realen Kalkulationszinssatz. Die Anfangsinvestition fällt zum Zeitpunkt null an, die Betriebskosten zum Jahresende und die Kapazitätsergänzungen zu Beginn der Jahre 2…L. Ein Restwert am Ende wird nicht angerechnet.

Ein repräsentatives 365-Tage-Jahr umfasst $N=H/bar d$ äquivalente Spitzenlastereignisse bei voller Leistung. Die Dauern folgen einer begrenzten Gleichverteilung oder symmetrischen Dreiecksverteilung auf $bar d(1pm w)$; $w=0$ entspricht einer festen Dauer. Für die mittlere gedeckte Dauer $E[min(d,D)]$ und die kumulative Verteilungsfunktion der Dauer existieren geschlossene Ausdrücke. Ihre Zeitintegrale berücksichtigen den Verlauf der nutzbaren Speicherkapazität und bestimmen die jährlich abgegebene Energie sowie die vollständig gedeckten Ereignisse.

Die nutzbare Speicherkapazität folgt $dln Q=-k_{cal}dt-k_{cyc}dn_{EFC}$, wobei äquivalente Vollzyklen auf den anfänglichen nutzbaren Energieinhalt bezogen werden. Für den nominellen 4-Stunden-Batteriepark werden Kapazität, abgegebene Energie und Anteil vollständig gedeckter Ereignisse gemeinsam integriert. Dabei werden Zeitintervalle an den Dauerschwellen mithilfe einer Quadratur in der Kapazitätskoordinate aufgeteilt. Für Bereiche mit vollständiger Deckung oder durchgängiger Energiebegrenzung werden geschlossene Aktualisierungsformeln verwendet; glatte Zwischenbereiche werden mit einem adaptiven Dormand–Prince-Verfahren integriert. Die Eingabe der Intervalle je Jahr begrenzt die ununterbrochenen Integrationsintervalle. Bei Ereignissen fester Dauer beträgt der Zeitpunkt des Übergangs zur unvollständigen Ereignisdeckung vor der jährlichen Wiederherstellung exakt $ln(4/d)/(k_{cal}+k_{cyc}H/4)$. Bei aktivierter Kapazitätsergänzung wird der fehlende nutzbare Energieinhalt jährlich ergänzt; die Kosten der installierten Ergänzung werden ausdrücklich abgezinst. Für alle Ergänzungen gilt dieselbe aggregierte Kapazitätsverlustrate; sie werden zusammen mit dem Projekt stillgelegt.

Zur vollständigen Spitzenlastdeckung installiert das Lösungsverfahren $sge1$ parallele 4-Stunden-Blöcke je erforderlichem kW Spitzenleistung und setzt nur die erforderliche Leistung ein. Das Brent-Verfahren ermittelt den kleinsten Batteriepark, dessen minimale nutzbare Entladedauer das längste Ereignis abdeckt. Der Batteriepark erfüllt außerdem die Randbedingung aus Ladeleistung und Nachladefenster. Da der jährliche Energiedurchsatz hier exakt bekannt ist, werden der exponentielle Kapazitätsverlust und die jährliche Kapazitätsergänzung in geschlossener Form berechnet. Ohne Kapazitätsergänzung berücksichtigt die Bemessung den Kapazitätsverlust bis zum Ende der kalendarischen Lebensdauer. Die Batteriekosten umfassen leistungs- und energiebezogene Investitionskosten, fixe und variable O&M-Kosten, die mit dem Kehrwert des Lade-Entlade-Wirkungsgrads berechnete Ladeenergie sowie Kapazitätsergänzungen.

Die Jahreskosten des Gas-Spitzenlastkraftwerks betragen Investitionskosten × CRF + fixe O&M-Kosten + jährliche MWh × (variable O&M-Kosten + spezifischer Wärmeverbrauch auf HHV-Basis × Gaspreis frei Kraftwerk + Verbrennungs-CO₂ × CO₂-Preis) + Anfahrvorgänge × Kosten je Start. Je Ereignis wird ein Anfahrvorgang berechnet. Die Karte der Kostengleichheit zeigt Batteriekosten minus Gaskraftwerkskosten je erforderlichem kW und Jahr. Blau kennzeichnet einen Kostenvorteil der Batterie, Rot einen Kostenvorteil von Gas; die schwarze Kurve zeigt den direkt berechneten Gaspreis bei Kostengleichheit. Die weiße Markierung kennzeichnet den gewählten Fall. Für die Kosten je MWh werden die äquivalenten Jahreskosten durch die abgegebene Energie geteilt; die Energie des nominellen Batteriespeichers wird über seine Lebensdauer konsistent abgezinst.

Alle monetären Eingaben beziehen sich einheitlich auf reale USD des Jahres 2025. Die Standardwerte sind beispielhafte Werte für eine Vorprüfung, Stand 6. November 2026: Die Aufteilung der Batterieinvestition in Leistung und Energie, der Ladestrompreis und die Kosten des Gas-Spitzenlastkraftwerks liegen innerhalb der Annahmebereiche von Lazard vom Juni 2025 (PDF pp. 37 and 43). Es handelt sich um veränderbare Szenarien, nicht um Lieferantenangebote aus dem Jahr 2026. NREL ATB 2024 liefert die Referenzwerte von 85 % Wirkungsgrad und 15 Jahren Batterielebensdauer. Der dortige O&M-Ansatz von 2,5 % der Investitionskosten enthält Kapazitätsergänzungen; tragen Sie diesen Ansatz hier nicht zusätzlich zur separat berechneten Kapazitätsergänzung in voller Höhe ein. Die standardmäßigen fixen O&M-Kosten enthalten keine Kapazitätsergänzungen. Die Kapazitätsverlustkoeffizienten, der Preis der Kapazitätsergänzung, der Kalkulationszinssatz, der Gaspreis frei Kraftwerk und die Anfahrkosten sind ausdrücklich beispielhafte Annahmen und kein angepasstes Garantiemodell.

Jedes Spitzenlastereignis hat einen rechteckigen Leistungsverlauf mit der erforderlichen Leistung und beginnt mit vollständig geladenem Batteriespeicher. Die konservative zeitliche Vorprüfung nimmt gleichmäßige Abstände zwischen den Ereignisstarts an. In jedem Zeitabschnitt muss Platz für das längste Ereignis und das angegebene Nachladefenster sein. Nicht ganzzahlige Ereignisanzahlen sind äquivalente jährliche Erwartungswerte. Die Form der Dauerverteilung beeinflusst die Energieabgabe des nominellen Speichers; die Bemessung für gleiche Bedarfsdeckung hängt von der längsten berücksichtigten Dauer ab. Investitionskosten und fixe O&M-Kosten skalieren linear mit der installierten Leistung, die energiebezogenen Investitionskosten mit dem AC-seitig nutzbaren Energieinhalt. Vier Stunden entsprechen der AC-seitig nutzbaren Entladedauer zu Beginn der Lebensdauer; daher wird kein zusätzlicher Faktor für die Entladetiefe angewendet. Der Ladestrompreis enthält Entgelte und etwaige vorgelagerte CO₂-Abgaben. Die CO₂-Emissionen von Gas umfassen ausschließlich die Verbrennung; verwendet wird der EIA-Faktor von 52,91 kg/MMBtu auf HHV-Basis.

Dies ist ein deterministischer Vergleich von Kosten und zeitlicher Bedarfsdeckung, keine ELCC-Berechnung, Anrechnung am Kapazitätsmarkt, chronologische Einsatzoptimierung oder Zuverlässigkeitsuntersuchung zur Lastunterdeckung. Spitzenlast- und Nachladefenster müssen in das Jahr passen, und das Ladefenster muss ausreichend lang sein. Diese notwendige Realisierbarkeitsprüfung kann nicht nachweisen, dass ein tatsächlicher Kalender mit gehäuft auftretenden Ereignissen realisierbar ist. Beide Anlagen werden als verfügbar angenommen; ungeplante Ausfälle, witterungsbedingte Leistungsminderungen, Unterbrechungen der Brennstoffversorgung und Netzrestriktionen bleiben unberücksichtigt.

Der Batteriespeicher für gleiche Bedarfsdeckung kann eine installierte Leistung oberhalb der erforderlichen Spitzenleistung aufweisen; seine Batterieblöcke bleiben bezogen auf ihre jeweilige Bemessungsleistung 4-Stunden-Blöcke. Die $/MWh der nominellen Option beziehen sich ausschließlich auf die tatsächlich abgegebene Energie und müssen zusammen mit dem Deckungsgrad betrachtet werden. Ist ihr Nachladefenster zu kurz, sind die angezeigten Kosten, der Deckungsgrad und die Fehlenergie nicht verfügbar. Der Vergleich zwischen dem realisierbaren bemessenen Batteriepark und dem Gaskraftwerk bleibt verfügbar. Nomineller Deckungsgrad und Fehlenergie sind äquivalente Jahreswerte aus der abgezinsten Lebensdauerenergie. Ein negativer Gaspreis bei Kostengleichheit bedeutet, dass die Batterie bei den übrigen gewählten Annahmen selbst bei einem Gaspreis von null günstiger ist.

Das Kapazitätsverlustgesetz ist ein aggregiertes exponentielles Szenario mit durchsatzabhängigen und kalendarischen Anteilen. Es berücksichtigt weder die Abhängigkeit der Alterung von Temperatur, Ladezustand, Entladetiefe und Lade- beziehungsweise Entladerate noch Änderungen der Zellchemie oder kohortenspezifische Alterung. Jährliche Kapazitätsergänzungen stellen den nutzbaren Energieinhalt wieder her; leistungsbezogene Anlagenteile werden vor Ablauf der gewählten Nutzungsdauer nicht ersetzt. Auch spät hinzugefügten Kapazitätsergänzungen wird kein Restwert zugewiesen, wodurch die Kosten überschätzt werden können. Die Bemessung für gleiche Bedarfsdeckung berücksichtigt den Kapazitätsverlust zum Jahres- beziehungsweise Lebensdauerende konservativ. Für den Kapazitätsverlust des nominellen Speichers werden standardmäßig 24 Grundintervalle pro Jahr verwendet; dieser Wert kann zur Verfeinerung angepasst werden. Kapazitätsschwellenübertritte werden separat integriert, sodass die Deckung von Ereignissen fester Dauer nicht durch eine Abtastung am Intervallmittelpunkt bestimmt wird. Für den glatten Zwischenbereich des Kapazitätsverlustverlaufs wird ein adaptives Lösungsverfahren für gewöhnliche Differentialgleichungen verwendet. Die numerischen Ergebnisse und die analytischen Grenzwerte für feste Ereignisdauern werden unabhängig geprüft.

Das Farbfeld der Kostengleichheitskarte verwendet 49 × 39 berechnete Punkte mit glatten Farbübergängen. Seine Kostengleichheitsgrenze wird direkt an 321 Punkten berechnet, die sich bei niedrigen Volllaststunden verdichten, statt sie als geradlinige Kontursegmente an den Zellrändern zu extrahieren. Auslastungs- und Dauerkurven verwenden 161 berechnete Punkte. Eine lineare Energiekostenachse stellt auch Szenarien mit negativen Ladestrompreisen dar. Steuern, Förderungen, Fremdkapitalstruktur, reale Preissteigerungen, Erlöse aus Systemdienstleistungen und Arbitrage, Leistungsreserven, Netzanschlussausbau und Rückbau bleiben unberücksichtigt. Dieses reale Jahreskostenverfahren ohne Fremdfinanzierung bildet weder Lazards fremdfinanzierungs- und steuerabhängiges IRR-Modell noch die proprietären regionalen Szenarien von Wood Mackenzie nach.