Ernüchterung bei Stromspeichern

Die Markteinführung neuer Produkte und Technologien war von jeher von kurzfristigen Erfolgen, aber auch von Rückschlägen geprägt. Hersteller von Wärmepumpen, Solarkollektoren, Fußbodenheizungen, Wohnungslüftungen, Brennwertheizkesseln oder Hausautomationssystemen – alle mussten Lehrgeld zahlen und ihre anfänglich hohen Erwartungen revidieren. Meist kamen die Produkte zu schnell auf den Markt und oftmals fehlten die peripheren Normen und Richtlinien, um einen Mindeststandard an Qualität und Sicherheit zu garantieren. Ähnlich scheint es jetzt den Anbietern von Stromspeichern für Gebäude zu gehen. Es fehlt an umfassenden Normen, Richtlinien und Zertifizierungen. Einfachste Regeln für Transport, Aufstellung und Betrieb werden missachtet oder sie sind schlichtweg nicht bekannt. Durch die Tests mit Lithium-Ionen-Zellen am KIT hat sich das Thema Sicherheit zur Marktbremse entwickelt. Vielen Stromspeichern fehle jeder wissenschaftliche Ansatz, so das Resümee der Fachtagung.

Energiemanagementsysteme und Energiespeicher als Einheit

Das Geschäft mit den Energiespeichern hat dennoch längst begonnen, zumindest bei Marktforschern und Energieagenturen. Die in der Gebäudetechnik verwurzelte Technomar GmbH, München stellte in Augsburg die ersten Ergebnisse der Speicherstudie „Zukunft der Energiespeicher bis 2020“ vor, die aus den Modulen dezentrale Stromspeicher, dezentrale Wärmespeicher, elektrothermische Speicher, Kältespeicher und innovative Speicherkonzepte besteht. Studienleiter Andreas Varesi warnte bereits vor zu großer Euphorie, denn eine Wirtschaftlichkeit sei bei Stromspeichern erst ab dem Jahr 2020 zu erwarten. Aufgrund der Rahmenbedingungen sei es günstiger, die Speicherung von Energie möglichst zu vermeiden und stattdessen die Anlagen intelligenter zu steuern, zum Beispiel über ein Energiemanagementsystem. Die einfachste und wirtschaftlichste Form der Energiespeicherung sei heute die Umwandlung von Strom in Wärme, zumal dazu keine neue Technologie nötig ist. Bei den Stromspeichern seien – weltweit betrachtet – Blei-Akkus führend, denn sie weisen eine hohe Zellspannung, eine hohe Sicherheit, eine lange Lebensdauer und eine gute Recyclingfähigkeit auf. Lithium-Ionen-Batterien seien derzeit noch teurer als Bleibatterien, hätten aber eine gute Zukunftsprognose bezüglich Kosten und Sicherheit. Allerdings sei es kein Geheimnis, dass bei Lithium-Ionen-Batterien die Gefahr einer Überhitzung bestehe und deshalb vielschichtige Sicherheitskonzepte notwendig sind, so Varesi. Haupttreiber für dezentrale Stromspeicher seien die steigenden Netzentgelte und die sinkenden Einspeisevergütungen für erneuerbare Energien, die eine Eigennutzung von Strom aus Photovoltaik-Anlagen begünstigen. Hinzu kommen Förderprogramme, aktuell von bis zu 660 Euro pro kW_p PV-Leistung.

Laut Marktprognose der IBESA, International Battery and Energy Storage Alliance ( https://www.ibesalliance.org/?id=2 ) wird der Markt für Hausspeichersysteme in Deutschland von heute etwa 15 000 Einheiten auf über 110 000 Einheiten im Jahr 2020 wachsen. Ein wichtiger Markttreiber sei etwa ab dem Jahr 2017 die Nachrüstung von bestehenden PV-Anlagen mit Stromspeichern. Trotz aller sicherheitstechnischer Vorbehalte gegenüber Lithium-Ionen-Batterien werde diese Batterietechnologie künftig überwiegen, wobei Bleibatterien bei sicherheitsbewussten Anwendern weiterhin von Bedeutung sind. Varesi dazu: „Brennende Lithium-Ionen-Batterien sind für die Feuerwehr ein ziemlicher Horror. Sollten diese in Brand geraten, bleibt nur noch, das Haus kontrolliert abzufackeln.“

Varesi geht davon aus, dass langfristig die bidirektionale Nutzung von Lithium-Ionen-Batterien in Elektrofahrzeugen als Pufferspeicher für Hausstrom eine größere Rolle spielen werde. Bei einem Batteriepreis von unter 180 Euro/kWh beim Tesla-Modell S (Stand 2013) sei das ein wirtschaftlich hochattraktives Modell, um mit parkenden Elektroautos Geld zu verdienen. Zum Vergleich gibt Technomar folgende Preise (Stand Juli 2014) für Hausstromspeicher an: 8000 Euro für einen 12-kWh-Blei-Säure-Akku, 5900 Euro für einen Blei-Gel-Akku mit 3,5 kWh und 7500 Euro für ein Lithium-Ionen-Rack mit 4,4 kWh.

Auf der begleitenden Renexpo-Fachmesse stellte Mitsubishi mit den Fahrzeugen I-MiEV und Outlander bereits die bidirektionale Schnittstelle vor, das heißt, die beiden Fahrzeuge können sowohl Strom einspeichern als auch Strom über die bidirektionale Ladestation an das Hausnetz abgeben.

VDE-Regeln für Batteriespeicher werden den Markt neu sortieren

Mit rund 160 installierten stationären Stromspeichern zählt die LEW Verteilnetz AG, Augsburg, zu den Pionieren in diesem noch jungen Marktsegment. Doch auch die Erfahrungen eines professionellen Anwenders sprechen dafür, den boomenden Markt für Stromspeicher weiter kritisch zu betrachten. „Die KIT-Studie wirft den gesamten Markt für Stromspeicher durcheinander“, sagt Walter Albrecht von der LEW. Albrecht verweist auf das Produktsicherheitsgesetz (ProdSG), das in §3, Absatz 2, die Rahmenbedingungen für die Markteinführung von Produkten dezidiert beschreibt. Insbesondere dürfe ein Produkt die Sicherheit und Gesundheit von Personen nicht gefährden. Wichtig sei, dass die VDE-Anwendungsnorm für stationäre elektrische Energiespeichersysteme am Niederspannungsnetz (VDE-AR-E-2510-2) zügig verabschiedet werde. Albrecht warnt davor, Stromspeicher aus Einzelkomponenten selbst zu konfigurieren, da der Installateur dann als Hersteller gelte. Auch die Anforderungen der Hersteller an den Transport neuer Batterien für die Errichtung von Stromspeichern müssten eingehalten werden. „Eine Lithium-Ionen-Batterie darf man nicht einfach auf die Pritsche stellen“, mahnt Albrecht, „hier greift das aktuelle Gefahrgutrecht.“

Demnach gilt eine Lithium-Ionen-Batterie als Gefahrgut. Auch die Aufstellungsbedingungen für Energiespeichersysteme seien sicherheitsrelevant und müssten daher unbedingt erfüllt werden. Dazu zählt beispielsweise ein chemisch resistenter, elektrolytundurchlässiger Untergrund und eine ausreichende Belüftung der Batterie bzw. des Batterieraumes. Die Inbetriebnahme dürfe nur durch eine Fachkraft nach DIN-VDE 1000-10 erfolgen. Diese muss gleichzeitig den Betreiber des Energiespeichers dahingehend unterweisen, dass er mit der formellen Übergabe für die Betriebsführung des Speichersystems verantwortlich ist. „Hier kann man einiges falsch machen“, mahnt Albrecht. „Im Brandfall sollte der Laie die Feuerwehr alarmieren und dann das Weite suchen! Nur nicht selbst löschen!“ Deshalb sei es wichtig, dass die Kennzeichnung der Anlagen vollständig ist und den einschlägigen Richtlinien entspricht. Albrecht zum Abschluss: „Im Zweifel gilt das Zitat von Joachim Ringelnatz: Sicher ist, dass nichts sicher ist. Selbst das nicht.“

Ein wissenschaftlicher Ansatz fehlt

Was ich nicht weiß, macht mich nicht heiß. Diese schon etwas abgenutzte Phrase passte so recht zum ersten Hype bei den Stromspeichern. Doch das Blatt hat sich gewendet. „Sicherheit ist ein riesiges Thema in den betroffenen Branchen“, äußert sich Marcus Müller, M. Sc., Technische Universität München (TUM) und Projektmanager des interdisziplinären Energiespeicherforschungsprojekts EEBatt. Und weiter: „Vielen Stromspeichern fehlt jeder wissenschaftliche Ansatz.“ Bei einer Analyse der gängigsten stationären Stromspeicher durch Mitarbeiter des EEBatt-Projekts zeigte sich, dass die Hersteller derzeit kaum aussagekräftige Daten über ihre verbauten Zellen und peripheren Komponenten preisgeben wollen. Das Hauptproblem bei Stromspeichern sei die unterschiedliche Wärmebelastung einzelner Zellen in den Zellmodulen. „Das Batteriemanagementsystem (BMS) bildet das Herz des Systems und ist deshalb einer der Knackpunkte bei den sicherheitstechnischen Anforderungen“, betont Müller. Gleichauf in der Sicherheitsrelevanz des BMS liege die Baugruppe Energiemanagementsystem (EMS). Dieses müsse in der Lage sein, sich im Notfall selbst zu steuern, zum Beispiel bei einem Netzausfall. Vielfach unterschätzt werde die energetische Relevanz der Rack-Kühlung, denn stationäre Batterien müssen klimatisiert bzw. belüftet werden.

Für wichtiger als den Einbau von Hausstromspeichern hält Müller den Ausbau von Ortsnetzspeichern, da diese durch ihre netzdienliche Funktion einen höheren wirtschaftlichen Nutzen leisten könnten als dezentrale Kleinspeicher. Damit könne der Eigenverbrauch von lokal erzeugtem Strom aus erneuerbaren Energien auf bis zu 59 % erhöht werden, so das Ergebnis von Simulationsrechnungen im Rahmen des EEBatt-Forschungsprojekts. Auch die Trafolast im Ortsnetz könne dadurch reduziert werden. Wichtig sei die Einbindung möglichst vieler privater Betreiber von PV-Anlagen, denn durch die Vielzahl der Einspeiser könne der Ortsnetzspeicher auch am Regelenergieleistungsmarkt teilnehmen (siehe Kasten zum EEBatt-Projekt). Markthemmend auf den Bau kollektiv betriebener Ortsnetzspeicher wirken sich nach den Erfahrungen von Müller die Datenschutz-Verordnung, die Lastmanagement-Verordnung und die Variable-Tarif-Verordnung aus.

Speichern, wenn der Wind bläst und die Sonne scheint

Die oft verpönte Elektrospeicherheizung könnte schon bald eine wichtige Funktion zur Stabilisierung der Netze und zur bevorzugten Nutzung von Strom aus Windkraft und Photovoltaik-Anlagen übernehmen. Jörg Rummeni, RWE Effizienz GmbH, Dortmund, räumt ein, dass das Modellprojekt Windheizung zunächst zur Teilnahme am Regelenergiemarkt angelegt war, dann aber als virtueller Mikro-Speicher mit 1 MW Speicherleistung umgesetzt wurde. Als Pilotanlagen dienen 50 Elektro-Fußbodenspeicherheizungen in Essen-Stoppenberg und 30 Elektrospeicherheizungen in Meckenheim. Dabei wurden lediglich die alten Rundsteueranlagen mit festen Ladezeiten zu sogenannten Nachtstromtarifen durch neue Rundsteuerempfänger sowie eine sog. Windbox als Zentralsteuergerät ersetzt. Damit können die Speicherheizungen immer dann geladen werden, wenn das Netz preisgünstigen Überschussstrom anbietet. Dadurch wird weniger Strom bei Nacht, dafür mehr Strom um die Mittagszeit bereitgestellt. „Ziel des Projekts ist, billigen Strom durch gezieltes Verteilen zu vermarkten und zwar ohne den zusätzlichen Einbau eines Smart Meters. Damit erreichen wir einen Zugewinn an Raumkomfort, einen geringeren Energieverbrauch und eine höhere Kundenzufriedenheit“, betont Rummeni. Allerdings seien die Stromkosten noch zu hoch und somit die Windheizung kein Geschäftsmodell für die nahe Zukunft, räumt Rummeni ein. Schwachstelle bei der Vermarktung von billigem Strom an den Endverbraucher sei der regulatorische Rahmen sowie vergleichsweise hohe Prozess- und Technikkosten für die Integration der virtuellen Speicher. „Leider setzt sich der Strompreis zu rund 60 % aus staatlichen Abgaben und Steuern zusammen. Nur 31 % werden durch den Markt beeinflusst. Das hemmt die Belieferung von Kunden mit billigem Überschussstrom.“ Eine Kosteneinsparung von mehr als 10 % pro Haushalt sei nur durch eine Neuordnung der Steuer- und Abgabelast auf Wärmestrom möglich. Allerdings fehle es auch an der notwendigen IT-Infrastruktur, um die Strombeschaffung für Niederspannungskunden zu flexibilisieren. Im Grunde tangiere das Problem auch Wärmepumpen mit Smart-Grid-ready-Funktion, für die bislang keine preisattraktiven Tarifangebote existieren, so Rummeni. Sein Resümee: Die Windheizung ist technisch möglich, aber für den Kunden wirtschaftlich nicht interessant. Dort, wo Strom aus PV-Anlagen zur Verfügung stehe, sei eine Inhouse-Lösung wirtschaftlicher: „Nutzen Sie in diesem Fall die Stromüberschüsse über eine Wärmepumpe oder ganz einfach über einen Heizstab in Ihrem Heizwasser-Speicher“, empfiehlt Rummeni.

Gutes Geschäft mit Batteriespeicherkraftwerk

Wie wenig allgemeine Prognosen über die Sinnhaftigkeit von Stromspeichern aussagen, verdeutlichen die Erfahrungen des Versorgers Wemag in Mecklenburg und Westprignitz. Nach den Ausführungen von Jost Broichmann, Pressesprecher Wemag, Schwerin, werden im Netzgebiet der Wemag die Klimaschutzziele bereits 35 Jahre früher erreicht als von den Politikern geplant. „Aktuell könnten alle Kunden im Netzgebiet der Wemag mit regenerativer Energie aus Mecklenburg-Vorpommern versorgt werden, wenn der Verbrauch und die Erzeugung zeitgleich stattfinden würden und die Energie gespeichert werden könnte.“ Bis zum Jahr 2020 brauche die Wemag keine Grundlast-Kraftwerke mehr und ab 2020 werde die angeschlossene Erzeugungsleistung die aktuelle Maximallast um das Fünf- bis Zehnfache übersteigen. Durch die größere Volatilität bei den Einspeisern entstehe deshalb ein wachsender Bedarf an Systemdienstleistungen zur Stabilisierung der Netze. Konventionelle Kraftwerke könnten jedoch Primärregelleistungen zur Frequenzsicherung nur bedingt zur Verfügung stellen. Selbst Gaskraftwerke seien zu träge, meint Broichmann. Einfacher und exakter könnten Batteriespeicher die Primärenergieleistung bereitstellen. Deshalb habe die Wemag ein Batteriespeicherkraftwerk (5 MW Leistung, 5 MWh Kapazität) errichtet, das kurzfristige Netzschwankungen ausgleicht. Die Lithium-Ionen-Batterien dazu stammen von Samsung SDI. Das koreanische Unternehmen garantiert die Leistung der verwendeten Lithium-Ionen-Zellen 20 Jahre lang. Insgesamt seien 25 600 Akkus in den Racks verbaut, sagt Broichmann. Neben der Bereitstellung von primärer und sekundärer Regelleistung übernehme der Batteriespeicher auch die Service-Funktionen Spannungshaltung, Blindleistungskompensation, Schwarzstartfähigkeit und Kurzschlussleistung. „Diese Investition ist ein gutes Geschäft für die Wemag“, bemerkt Broichmann. Die Vermarktung des Batteriekraftwerks erfolge auf den wöchentlichen Auktionen am deutschen Primärregelenergiemarkt.

Aber auch in einem Privathaus könne sich ein Stromspeicher bald lohnen, wenn man das richtige System wählt. So hat Wemag unter der Marke Reevolt einen Stromspeicher entwickelt, der mit kostengünstigen Gebrauchtakkus (Lithium-Ionen-Mangan von Panasonic) von Elektrofahrrädern funktioniert. Die Besonderheit: Der Kunde kauft nur das Speichergehäuse und sorgt für die Installation, die Akkus werden gemietet. Die mögliche Speicherkapazität liegt zwischen 0,26 kWh (mit einem Einschub) und 5 kWh (mit 16 Einschüben). Bei Defekt oder Unterschreitung der Kapazität werden die jeweiligen Akkus einfach ausgetauscht.

Energiespeicher erspart neue Trafostation

Speicher werden erst langfristig gebraucht, so das Resümee der Agora-Studie „Stromspeicher in der Energiewende“. Doch der Markt reagiert nach eigenem Gutdünken: Amortisationszeiten von unter einem Jahr sind durch die Koppelung von BHKW, Photovoltaik-Anlage und Energiespeicher heute schon möglich, belegt Dr. Armin Keinath, Refu-Energy, Pfullingen, anhand ausgeführter Projekte. Die Hauptanwendung von Energiespeichersystemen sieht Keinath in der Lastspitzenreduzierung, im Synchronisieren von Energiebedarf und Energieproduktion sowie in hybriden Energiesystemen zur Minimierung der Energiekosten. Beispielsweise könne in einem Gebäude mit einer auf maximal 30 kW begrenzten Netzleistung und einer PV-Anlage mit 25 kW_p durch den Einbau eines Stromspeichers mit 18 kW Spitzenleistung die maximale Verbrauchslast auf 48 kW erhöht werden. In der Regel sei der Einbau eines Stromspeichers ökonomischer als ein neuer Transformator. Besonders wirtschaftlich sei die Kombination von BHKW, PV-Anlage und Energiespeicher. Dort lägen die Amortisationszeiten bei entsprechender Auslegung teilweise bei unter einem Jahr, vorausgesetzt auch die Abwärme des BHKW werde ganzjährig genutzt. Bei hybriden Anlagen sei es wichtig, das BHKW eher knapp auszulegen und den Stromspeicher nach dem voraussichtlichen Lastverlauf zu dimensionieren. Vorzugsweise sollten Energiespeicher heute schon in Regionen eingebaut werden, in denen PV-Anlagenbetreiber wegen Netzüberlastung mit Teilabschaltungen ihrer PV-Anlagen rechnen müssten, oder wenn eine Notstromfunktion bei Netzausfall erforderlich ist. In einem konkreten Fall – ein Bauhof mit einer PV-Anlage (360 kW_p on-grid, 219 kW_p off-grid) – konnte der auf 39 kW limitierte Netzbezug beibehalten, das Gebäude jedoch durch den Einbau eines Stromspeichers mit einer Kapazität von 345 kWh nominal (280 kWh netto, 65 kWh Reserve) mit einer Leistung von bis zu 129 kW versorgt werden.

Fazit

Die Hersteller von Haus-Stromspeichern wittern einen riesigen Markt und vergessen dabei, sicherheitstechnische Grundanforderungen zu erfüllen. Auffallend sind die fehlenden Daten über die Herkunft und Leistung der Zellen, aber auch über Funktionsweisen von Batterie- und Energiemanagementsystemen in Extremsituationen sowie bei Netzausfall. Ob die Aufrüstung von bestehenden PV-Anlagen mit Stromspeichern heute bereits wirtschaftlich und netzdienlich ist, hängt vom Einzelfall ab. Interessant sind Projekte, bei denen sich Stromspeicher in jedem Fall lohnen, wie die Beispiele der Wemag in Mecklenburg-Vorpommern und die der Refu-Energy zeigen.

Das Projekt EEBatt

EEBatt ist ein interdisziplinäres Forschungsprojekt, in dem 13 Lehrstühle und Fachgebiete der Technischen Universität München (TUM) unter der Leitung des Lehrstuhls für Elektrische Energiespeichertechnik von Prof. Dr.-Ing. Jossen und dem Lehrstuhl für Technische Elektrochemie von Prof. Dr. Gasteiger zusammen mit dem Bayerischen Zentrum für Angewandte Energieforschung (ZAE) und dem Industriepartner Varta Storage GmbH dezentrale stationäre Energiespeicher zur effizienten Nutzung erneuerbarer Energien und Unterstützung der Netzstabilität erforschen. Gemeinsam mit der KWH Netz GmbH, einem regionalen Stromnetzbetreiber in Haag in Oberbayern, werden die Ergebnisse des Forschungsprojektes evaluiert und umgesetzt. Das Forschungsprojekt EEBatt verfolgt im Zeitraum vom 01.01.2013 bis zum 31.12.2016 folgende Projektziele: 

• Entwicklung eines innovativen dezentralen stationären Energiespeichersystems,
• Erhöhung und Sicherstellung der Systemsicherheit,
• Optimierung und Weiterentwicklung des „Battery Management Systems“,
• Erhöhung der Batterielebensdauer und Zyklenfestigkeit,
• Kostenoptimierung, modulares und skalierbares Produktdesign,
• Senkung der Produktionskosten,
• Erhöhung der Gesamteffizienz,
• Entwicklung eines optimal angepassten Energiemanagementsystems,
• Kosteneffiziente und intelligente Vernetzung.

Ein erstes Ergebnis des Forschungsprojektes EEBatt ist der stationäre Energiespeicher „Energy Neighbour“, der in Moosham bei Kirchdorf in Oberbayern getestet wird. Energy Neighbour soll es ermöglichen, als Gemeindespeicher mit einer Speicherkapazität von 200 kWh lokal erzeugte Energie auch lokal zu nutzen, Strom aus erneuerbaren Energiequellen besser zu integrieren und das Netz zu entlasten. Hierdurch soll ein Beitrag zu einem nachhaltigen und dezentralen Energiesystem geleistet werden. Ausgewählt wurde die Gemeinde Moosham, weil sie aus Sicht der Projektverantwortlichen für den Versuch eine optimale Ortsgröße und perfekte infrastrukturelle Bedingungen vorweist, beispielsweise einen im Verhältnis zur Einwohnerzahl hohen Anteil an erneuerbarer Energie. Außerdem arbeite der Ortsnetztransformator in Moosham an seiner Belastungsgrenze, was den weiteren Zubau von PV-Anlagen verhindert. (Quelle: Technische Universität München, TUM)

http://www.eebatt.tum.de

Wolfgang Schmid ist Fachjournalist für Technische Gebäudeausrüstung, 80751 München, wsm@tele2.de