Welche Batterie ist ihr Geld wert?

Jenseits der blumigen Werbe- und Marketingaussagen der Hersteller zu den Photovoltaik-Stromspeichern, stuften die Referenten auf der Fachtagung „Stromspeicherung in Gebäuden“ die Situation bei der Produktentwicklung nüchterner und kritischer ein. Die Wirtschaftlichkeit von Speichern sei trotz fallender Preise noch nicht erreicht, zumal die Lebensdauer der Batterien und die Systemperformance noch zu wünschen übrig lassen. Auch bei den vorbeugenden Maßnahmen zur Brandverhütung bestehe noch Entwicklungsbedarf, hieß es auf einer Fachtagung, die zur Kongressmesse CEB (Clean Energy Building) im vergangenen Jahr in Stuttgart stattfand.

„Die Speicherhersteller sparen an der Sicherheit, um durch niedrigere Preise ihre Wettbewerbssituation zu verbessern“, sagte ein Mitarbeiter des TÜV. Ein anderer Referent meinte: Viele Aussagen der Hersteller zur Lebenszeit von Zellen seien reines Marketing, da noch gar nicht genügend Erfahrungen und Praxistests zur Standzeit von Batteriesystemen vorlägen. Unstrittig ist, dass der Speichermarkt an Dynamik gewinnen wird, da ohne Energiepuffer die Energiewende kaum möglich ist. Dabei geht es nicht nur um eine Erhöhung der Eigenstromnutzung im Privathaus, sondern auch um die Bereitstellung von Systemdienstleistungen für die Netzbetreiber.

Hohes Nachrüstpotenzial vorhanden

Das Jahr 2011 gilt unter Marktforschern als Startpunkt für die Kombination von PV-Anlagen und Stromspeichern, da zu diesem Zeitpunkt die Netzparität erreicht wurde. Während vor diesem Stichjahr 100 % Netzeinspeisung von PV-Strom die Regel war, lohnt sich seit 2011 zunehmend der Eigenstromverbrauch. Heute sind bei PV-Neuanlagen Batteriespeicherlösungen meist schon integriert, auch wenn damit die Komplexität des Gesamtsystems erhöht und eine Wirtschaftlichkeit trotz vielversprechender Werbeaussagen meist noch nicht erreicht wird.

Immerhin wurden in Deutschland in 2014 über 8000 Neuinstallationen an kombinierten PV- und Speicher-Systemen im typischen Kleinanlagensegment zwischen 3 und 8 kW installiert, so die Angaben von Marktforscher Martin Ammon (EuPD-Research aus Bonn). Grundsätzlich gelte: „Je höher der Eigenstromverbrauch, desto höher die Rendite“, sagte Ammon. Bei einem Eigenstromverbrauch von 30 % aus dem PV-System liege die Rendite bei etwa 5,5 %. Allerdings sei davon auszugehen, dass die Anzahl der neu installierten PV-Systeme im Bereich 3 bis 8 kW in den nächsten Jahren auf monatlich 2000 bis 4000 Anlagen sinke. Rückblick: Im Jahr 2011 gingen in dieser Kategorie über 80 000 Anlagen ans Netz.

Viel interessanter sei deshalb der Retrofit-Markt für PV-Stromspeicher bei Kleinanlagen. Dieser wird von den Marktforschern auf rund 500 000 Anlagen geschätzt. Martin Ammon begründet diese These damit, dass ab 2009 ans Netz gegangene PV-Kleinanlagen zu geringe Erträge aus der Einspeisevergütung erzielen und damit eine Speichernachrüstung attraktiv ist. Besonders interessant für die Entwicklung des Batteriespeichermarktes sind laut Ammon Altanlagen, die nach 20 Jahren Betrieb keine EEG-Vergütung mehr erhalten.

Derzeit seien die Preise für PV-Stromspeicher jedoch noch zu hoch, hieß es in Stuttgart. Obwohl rund 95 % der PV-Anlagenbetreiber von den Möglichkeiten einer Speichernachrüstung wüssten, hätten erst 8 % einen Speicher installiert. Bemerkenswert ist, dass Ammon bei seinen Prognosen noch von einem Strompreisanstieg von jährlich 2,5 % ausgeht; andere Stellen sprechen bereits von mittel- bis langfristig sinkenden Netzstrompreisen. Unberücksichtigt bei der Einschätzung der Wirtschaftlichkeit bleiben auch mögliche Risikoaufschläge der Versicherer beim Einbau eines PV-Stromspeichers. Unbestritten ist, dass sich Endverbraucher bei der Option Notstromversorgung durch PV-Anlagen mit Batteriespeicher auch mit kleinen Renditen zufriedengeben.

Wichtig: den richtigen Aufstellort ermitteln

„Lithium-Ionen-Batterien sind für PV-Anlagen langfristig die beste Wahl, mit dem Nachteil, dass es sich um keine eigensichere Technologie handelt“, sagte in Stuttgart Dr. Michael Danzer (Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg ZSW). Er appellierte an die Zellen-, Batterie- und Systemhersteller, mehr Wert auf die Sicherheitsarchitektur zu legen und in den fünf Bereichen Aktivmaterial, Separator/Elektrolyt, Zellenkomponenten, Batteriemodul und Einbauort mit Batterieumgebung jeweils auch separate Sicherungskomponenten einzubauen.

„Das Problem ist, dass die Hersteller von Zellen keinen Einblick in den Produktionsprozess gestatten“, bemängelt Danzer. Typisch und deshalb gefährlich für Li-Ionen-Batterien sei der selbstbeschleunigende Druck- und Temperaturanstieg bei einem „thermischen Durchgehen“. Bei einer Fehlerinitiierung durch Überladung, Kurzschluss oder externem Wärmeeintrag komme es zu einer exothermen Reaktion, die durch die frei werdende Wärme die Zersetzung des Aktivmaterials durch die weitere Wärmeentwicklung nochmals beschleunige. Deshalb müsse die Fehlerfortsetzung auf den einzelnen Ebenen durch aktive Maßnahmen unterbunden werden, um ein thermisches Durchgehen (englisch: thermal runaway) zu vermeiden.

Wichtig sei die Wahl des richtigen Aufstellungsortes, denn die Wohlfühltemperatur eines Li-Ionen-Speichers läge zwischen 10 und 30 °C und die Betriebsgrenzen bei 0 bis 50 °C. Tiefere Temperaturen, zum Beispiel bei Außenaufstellung, seien beim Laden wegen der Gefahr von Lithiumplating (Bildung von metallischem Lithium; führt zum Kurzschluss) kritisch.

Auch höhere Temperaturen seien wegen beschleunigter Alterung und verminderter Eigensicherheit kritisch zu betrachten. Deshalb müsse man den Umgebungsbedingungen am Aufstellort insgesamt mehr Beachtung schenken. Wichtig sei es, dass nach einer Fehlermeldung das Abschaltmanagement eine Wiederinbetriebnahme des Speichers durch den Nutzer verhindert.

Michael Danzer nüchtern: „Lithium-Ionen-Batterien sind noch in der Entwicklung, aber ausreichend, um sie in Verkehr zu bringen. Bei der Materialauswahl ist der letzte Stand noch nicht erreicht.“ Seine Empfehlung: „Nutzen Sie die Kosten- und Sicherheitsvorteile von innovativen Blei-Säure-Hausspeichern. Da gibt es interessante Entwicklungen.“

Vorsicht vor billigen Zellen

Billigimporte von Lithium-Ionen-Zellen haben sich in Fachkreisen zu einem großen Thema entwickelt. Vom TÜV Rheinland (LGA Products GmbH, Köln) sprach dazu Stephan Scheuer auf der Fachtagung. Er ist der Auffassung, dass die Sicherheit bei billigen Zellen unklarer Herkunft sehr zu wünschen übrig lässt. Typische Schwachstellen seien:

• fehlende Systemsicherheit
• mangelhafte Sensorik bei der Temperaturüberwachung der Zellen
• spannungsführende Teile in den Speichern sind teilweise für Anwender leicht zugänglich
• Gehäusedesign ist oft nicht auf eine mögliche Brandentstehung im Innern ausgelegt; vereinzelt werde sogar Kunststoff eingesetzt.

Auch müsse das Speichermanagement Fehler in der PV-Anlage erkennen und reagieren. Ein weiterer Schwachpunkt sei die oft unterschiedliche Qualität der Batteriemodule innerhalb eines Speichers. Außerdem seien die Temperaturangaben der Hersteller von Zellen und Batterien oft sehr großzügig. Grundsätzlich sei die Anzahl der Temperatursensoren zu gering und die Sensorik zu langsam. „Wegen der Wettbewerbssituation sparen die Speicherhersteller an der Sicherheit“, mahnt Scheuer. Oft passe das Batteriesystem auch nicht zur PV-Anlage. Wichtig sei, dass bei einem externen Kurzschluss im System kein Feuer entsteht und die Batterie sich nach einem Vorfall nicht wieder von selbst einschaltet oder durch den Betreiber (Laien) wieder eingeschaltet werden kann.

Scheuer empfiehlt Herstellern und Anwendern von Batteriespeichern dringend, sich mit dem Sicherheitsleitfaden für Lithium-Ionen-Hausspeicher zu beschäftigen, da dieser die offensichtlich bestehenden Lücken in der Normung, Standardisierung und Sicherheitsprüfung schließt.

Hoher Preis für Energieautarkie

Auf Fachmessen werden immer häufiger Komplettlösungen von Wärmepumpen mit PV-Anlagen angeboten. Kritiker bemängeln, dass gerade dann, wenn die Solaranlage am wenigsten Strom liefert, der höchste Heizwärmebedarf vorliegt. Dass diese Lösung dennoch Zukunft haben könnte, hat das ZSW in einer Simulation mehrerer Varianten dieses Anlagenverbunds nachgewiesen.

Dr.-Ing. Jann Binder als Leiter des Fachgebiets Photovoltaik gab in seinem Vortrag allerdings zu bedenken, dass der Weg zu einer hohen Energieautarkie in einem Einfamilienhaus nur mit einem vergleichsweise hohen apparativen und regelungstechnischen Aufwand erreichbar ist. Mehr noch: Mit dem weiteren Ausbau der PV-Leistung, fallenden spezifischen Kosten für PV-Systeme und Stromspeicher sowie der monetären Bewertung netzdienlicher Betriebsweisen verschieben sich Auslegungsparameter und Wirtschaftlichkeit solcher Komplettsysteme gleichermaßen. Im Grundsatz traf Binder folgende Aussagen:

• Wärmepumpen mit der Funktion Smart-Grid-Ready reichen nicht aus, die Netzproblematik aufgrund schwankender Strom-Einspeisung zu lösen
• Wärmepumpen müssen über einen großen Bereich regelbar sein
• Wärmepumpen ohne Pufferspeicher eignen sich nicht für einen autarkieorientierten und netzdienlichen Betrieb (etwa 600 l im typischen Einfamilienhaus)
• PV-Anlage und dezentraler Stromspeicher müssen aufeinander abgestimmt sein und zur Wärmepumpe und zum Heizwärmebedarf des Hauses passen
• Stromverbrauch der Haushaltsgeräte muss bei der Systemauslegung PV-Anlage/PV-Stromspeicher mitberücksichtigt werden.

Viel Geld für PV-Anlage und Stromspeicher könne man einsparen, wenn das PV-Feld nicht nach Süden, sondern in Ost/West-Richtung installiert werde. Wichtig sei, dass durch eine modellprädiktive Steuerung (MPC für Modell Predicted Control) von Wärmepumpe, Heizwasser-Pufferspeicher und PV-Stromspeicher die Spitzeneinspeisung von PV-Strom ins Netz reduziert werde. Dabei gelte es, die Betriebsgrenzen des PV-Stromspeichers einzuhalten (Batteriekapazität, Ladezustand, Entladetiefe, Batterie-Zyklisierung).

Bei den vorherrschenden Preisen für Batteriespeicher sei es derzeit sehr ambitioniert, eine Wirtschaftlichkeit für den PV-Stromspeicher nachzuweisen. Zu berücksichtigen seien beispielsweise eine vorzeitige Alterung der Zellen, die Kosten für Wartung und die Kosten für die Wiederbeschaffung eines PV-Speichers nach etwa 20 Jahren Laufzeit.

Die Amortisation könne um rund drei Jahre verbessert werden, wenn PV-Anlage und PV-Batteriespeicher ausbaufähig sind: Aktuell sei eine genaue Auslegung der PV-Anlage mit einer kleinen Batterie wirtschaftlich sinnvoll. Mit fallenden Kosten für PV-Anlage und PV-Stromspeicher könnten sich ab 2020 Anlagen mit größerer PV-Fläche und größeren PV-Stromspeichern schneller amortisieren.

Offen bleibt die Frage, in welchem Umfang der Netzbetreiber die netzentlastende, modellprädiktive Betriebsführung einer Komplettlösung durch monetäre Anreize unterstützt und inwieweit die Mehrkosten für die rechenintensive MPC-Steuerungsmethode vom Kunden akzeptiert werden.

Werbeaussagen zweifelhaft

Zu Marktentwicklungen und offensichtlichen Qualitätsmängeln gibt es sehr unterschiedliche Auffassungen in der Branche. Thomas Timke, Experte für elektrische Energiespeicher und Batterienormung am Karlsruher Institut für Technologie (KIT), zieht folgendes Fazit zur aktuellen Marktsituation:

• es gibt ungenügende bis exzellente Systeme am Markt
• die Entwicklung von Lithium-Ionen-Batterien ist mit knappen Ressourcen – gemeint sind kleine Budgets – kaum machbar
• die von den Speicheranbietern vorgelegten Wirtschaftlichkeitsberechnungen sind überwiegend Einzelbetrachtungen
• Normenentwürfe, Anwendungsregeln und Schutzzielkatalog sind aktuell in Arbeit und bei guten Endversionen künftig eine klare Orientierung
• Produktperformance und -lebenszeit sind als nächstes Thema erkannt, will heißen, hier gibt es noch viel zu tun.

Zum letzten Punkt machte Timke nochmals deutlich: „Versprechungen, wie 20 Jahre Lebenszeit, ist Marketing, ist unseriös.“ Und weiter: „Die Zellqualität ist ein absolut unterschätztes Thema. Oft muss man sich fragen, sind die Zellen überhaupt richtig gebaut?“ Die rein kalendarische Lebenszeit einer Zelle sieht Thomas Timke derzeit bei allenfalls zehn bis zwölf Jahren, sofern sie professionell betrieben wird. Jede Abweichung vom Betriebsfenster der Zelle mindere die Lebensdauer, da sich die Zelle bei Missachtung der Grenzwerte elektrochemisch verändere.

Er rät Speicherherstellern, besser fertige Batterien zu kaufen, anstatt aus einzelnen Zellen selbst Batterien zu konfektionieren. „Kaufen Sie möglichst komplette Baugruppen, da sind Sie auf der sicheren Seite. Und bevorzugen Sie robuste Systeme von Unternehmen mit langjähriger Erfahrung.“ Grundsätzlich gebe es zu wenig Praxistests, an denen sich der Kunde orientieren könne.

Es gibt gute und ungenügende Systeme

Den Trend zu Gleichspannungswandlern, sogenannten DC-DC-Stellern zur Erhöhung der Gleichstromspannung, hält Timke in Verbindung mit Lithium-Ionen-Batterien für kritisch, mit Bleibatterien aber für denkbar. „Ich würde mir so etwas nicht ins Haus holen“, sagte Timke knapp. Skepsis sei auch gegenüber Werbeaussagen angebracht, Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP-Zellen) wären nicht brennbar. „Hier wird viel Murks erzählt. Tatsache ist, dass die Zelle ihren eigenen Sauerstoff mitbringt. Es fackelt jede Woche!“ Die Werbeaussagen der Hersteller zu LFP-Zellen müsse man kritisch hinterfragen.

Warum das geballte Know-how der KIT-Wissenschaftler und die Detailkenntnisse über gute und schlechte Systeme nicht der Allgemeinheit zugänglich gemacht werden? Es gebe leider keine Bestenliste, sagt Timke. Der Kunde werde derzeit vom Gesetzgeber alleine gelassen, denn die KIT-Ergebnisse dürften aus Wettbewerbsgründen nicht veröffentlicht werden. „Das Dilemma ist, dass sich kleine Speicherhersteller die teuren Tests nicht leisten können. Solche Tests sind sehr aufwendig und kosten zwischen 50 000 und 60 000Euro.“

Eine Orientierung, um gute von schlechten PV-Batteriespeichern zu unterscheiden, sei die vom KIT herausgegebene Kurz-Checkliste für Lithium-Ionen-Heimspeicher. Auch sonst bietet die KIT-Homepage eine gute Orientierung über den Stand der Technik bei Hausstromspeichern.

Fazit: Verlässliche Angaben erforderlich

Das Angebot an PV-Batteriespeichern wächst schneller als die Erarbeitung entsprechender Normen. Es sind ungenügende bis exzellente Systeme am Markt, aber niemand weiß so genau, welche Speicher ihr Geld wert sind und welche nicht. Auch fehlt es an verlässlichen Angaben zur Dimensionierung von PV-Anlage und PV-Stromspeicher, auch im Hinblick auf kommende Preisänderungen bei PV-Modulen, Batteriespeichern und letztendlich auch beim Netzstrom. Offen ist die Frage, inwieweit der „Letztverbraucher“, sprich Kunde, in der Lage und Willens ist, mit einem hochkomplexen System aus PV-Anlage und PV-Batteriespeicher, gegebenenfalls kombiniert mit Wärmepumpe und thermischem Speicher, und letztendlich dem Stromnetz umzugehen.

Das Brandrisiko minimieren

Normen als „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ entstehen in einem längeren Prozess, der mit der aktuellen Marktentwicklung häufig nicht Schritt halten kann. Welche Normen für Batteriespeicher vorhanden bzw. in Überarbeitung sind, lässt sich prüfen bei DKE und VDE oder im Internet unter www.entwuerfe.normenbibliothek.de.

Wer sich ein Bild über den Stand von Batterie-Speichersystemen auf Lithium-Ionen-Basis verschaffen will, dem sei der „Sicherheitsleitfaden Lithium-Ionen Hausspeicher“ (bit.ly/1QRYop9) empfohlen, den der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) gemeinsam mit einer Expertenkommission aus sieben Organisationen den Sicherheitsleitfaden aufgelegt hat. Der Leitfaden stelle keine Norm dar, sondern ergänze den aktuellen „Stand der Technik“, formuliert der BSW-Solar. Die Broschüre enthält einen Überblick über die verschiedenen Batteriesysteme und informiert u. a. über Aufbau und Funktion von PV-/Batteriespeichersystemen, über deren Integration in das Hausnetz sowie über mögliche Brandbekämpfungsstrategien.

Fördergeld für Batteriespeicher

Im Rahmen des KfW-Programms 275 „Erneuerbare Energien – Speicher“ wird seit dem 1.3.2016 wieder die Anschaffung von stationären Batteriespeichersystemen in Verbindung mit der Installation einer Photovoltaik-Anlage (bis 30 kWp) gefördert. Auch die Speichernachrüstung bei einer PV-Anlage ist möglich, sofern diese nach dem 31. Dezember 2012 in Betrieb genommen wurde.

Die Förderung besteht aus zwei Teilen: aus einem zinsgünstigen KfW-Kredit (für das Gesamtsystem) und aus einem Tilgungszuschuss aus BMWi-Mitteln (nur für das Batteriespeichersystem). Wichtig: Das Programm ist bis zum 31. Dezember 2018 befristet, wobei der Tilgungszuschuss von anfänglich 25 % der förderfähigen Kosten in Halbjahresschritten bis auf 10 % zum Laufzeitende sinkt. Der Antrag muss vor dem Beginn des Vorhabens gestellt werden.

Wolfgang Schmid ist freier Fachjournalist für Technische Gebäudeausrüstung. Er lebt in München, E-Mail: wsm@tele2.de