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5 | 2015

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Energiespeicher Bild 5

Energiespeicher Bild 5 Kopplungsvarianten für PV-Batteriespeichersysteme; eigene Darstellung basierend auf [48]. den. Neben der techno-ökonomischen Analyse des Batterieeinsatzes ist ein Schwerpunkt des Forschungsprojektes die Entwicklung von Leitlinien zur Systemauslegung sowie von Steuerungs- und Monitoringsystemen für Hybridbatterien [33 bis 37]. Hamburg (Vattenfall) Ein anderes Konzept zur Realisierung von Großbatteriespeichern verfolgt das Projekt „Second Life Batteries“ bestehend aus den Partnern Bosch, BMW und Vattenfall. Im Rahmen eines Demonstrationsprojektes ist der Zweiteinsatz gebrauchter Batterien aus Elektrofahrzeugen in einem stationären Großspeicher geplant. Hintergrund ist, dass Elektrofahrzeugbatterien auch zum Ende ihres Lebenszyklus im mobilen Bereich noch über eine Restkapazität verfügen. Diese ist ausreichend für einen Zweiteinsatz im stationären Bereich, wo die Anforderungen an Leistungs- und Energiedichte sowie den Batteriebetrieb geringer sind als im mobilen Bereich. Der geplante Speicher mit einer Nennleistung von 2 MW und einer installierten Kapazität von 2 MWh befindet sich momentan in der Planung und soll Ende 2015 in Hamburg in Betrieb genommen werden. Die verwendeten Batterien stammen aus den Elektrofahrzeugen ActiveE und i3 des Kooperationspartners BMW. Zum Aufbau des Speichers werden die Zellen aus mehr als 100 Fahrzeugbatterien neu zusammengeschaltet. Der Speicher wird in einem Gebäude auf einem Gelände von Vattenfall untergebracht. Die Vermarktung des Speichers erfolgt am Regelenergiemarkt, durch Integration des Speichers in das bereits existierende virtuelle Kraftwerk von Vattenfall. Der Betrieb des Speichers ist zunächst für einen Zeitraum von zehn Jahren geplant. In diesem Zeitraum sollen insbesondere Erkenntnisse zu möglichen Einsatzgebieten und zum Alterungsverhalten der Batterien im Zweiteinsatz gewonnen werden [38]. Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaikanlagen Die Erhöhung des Eigenverbrauchs von Photovoltaik (PV)-Strom in Privathaushalten ist in Deutschland zu einem der Haupteinsatzfelder von stationären Batteriespeichersystemen geworden. Diese Systeme werden üblicherweise als PV-Speicher oder PV-Heimspeicher bezeichnet. Bis Ende 2014 wurden mehr als 15 000 solcher Batteriesysteme installiert [39]. Im Jahr 2014 wurde im Kleinanlagensegment sogar bereits jede fünfte Neuanlage in Kombination mit einem Speicher realisiert [40]. Der Strom-Endkundenpreis für Haushalte, der in den letzten Jahren immer weiter angestiegen ist und damit zur steigenden Attraktivität der Speicher beigetragen hat, scheint sich seit 2013 zu stabilisieren [41]. Die Gründe hierfür sind die leicht sinkende EEG-Umlage und die gefallenen Börsenpreise. Die Netzeinspeisung des PV-Stroms wird aufgrund der sinkenden Vergütungssätze jedoch weiterhin zunehmend unattraktiver. Zudem sind die Preise für Batteriespeichersysteme stark gesunken – zwischen dem ersten und dem zweiten Halbjahr 2014 um durchschnittlich 25 % [39]. Bei einzelnen Speichersystemen hat sich der Preis im Vergleich zum Vorgängermodell sogar um die Hälfte reduziert [42]. Es ist allerdings zu beachten, dass es nach wie vor eine erhebliche Spannweite der Systempreise unterschiedlicher Anbieter gibt. Aufgrund der insgesamt sinkenden Preise nimmt die wirtschaftliche Attraktivität der PV-Speichersysteme zu. Hinzu kommt, dass PV-Speicher weiterhin durch ein Programm der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) gefördert werden. Bestandteil dieser Förderung sind ein Tilgungszuschuss von bis zu 30 % des Anschaffungspreises und ein zinsgünstiges Darlehen für den Investor (siehe auch [1]). Seit dem Anlaufen des Förderprogramms im Mai 2013 wurden insgesamt 8 300 Förderzusagen mit einem Kreditvolumen von insgesamt 134 Mio. € gegeben [43]. Etwa die Hälfte der Speicher in Deutschland wurde bisher ohne KfW-Förderung installiert. Das Programm kann also nur teilweise als erfolgreich betrachtet werden [44]. Als Gründe werden die umständliche Beantragung, die Kreditkopplung und die erforderliche Abwicklung über die Hausbank genannt. Trotz Förderprogramm und sinkender Systempreise wird derzeit eine noch dynamischere Marktentwicklung durch das nach wie vor hohe Preisniveau für Speicher behindert. Dennoch wird davon ausgegangen, dass getrieben durch zukünftige Preissenkungen bis 2020 der Markt für PV-Speichersysteme um durchschnittlich 31 % auf jährlich 45 000 Neuinstallationen in Deutschland wächst. Damit bleibt Deutschland auf absehbare Zeit der wichtigste Markt in Europa. Ab 2020 wird zudem davon ausgegangen, dass die Nachrüstung von Anlagen, die nach 20-jähriger Betriebszeit aus dem EEG fallen, erheblich an Bedeutung gewinnt [40; 45; 46]. Den aktuell größten Marktanteil mit rund 9 000 verkauften Speichersystemen in Deutschland hat SMA Solar Technology AG. Mit großem Abstand folgen die Deutsche Energieversorgung GmbH, Sonnenbatterie, E3/DC, Saft Batteries und IBC Solar, jeweils mit Absatzzahlen im vierstelligen Bereich. Die Verkaufszahlen aller anderen Anbieter liegen im zwei- bis dreistelligen Bereich [47]. Neben Speichersystemen für Privathaushalte bieten einige Hersteller mittlerweile auch größere Systeme mit dem Fokus der Eigenverbrauchserhöhung von Mehrfamilienhäusern, Gewerbe- oder Industriebetrieben an. Das Spektrum umfasst sowohl Einzelsysteme mit hohen Speicherkapazitäten als auch modulare 50 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 5

Energiespeicher Konzepte bzw. Konzepte, bei denen mehrere Systeme mit kleineren Speicherkapazitäten zusammengeschaltet werden, bis die gewünschte Speicherkapazität erreicht ist [48]. Neue technische Konzepte Eine Marktübersicht von Juni 2014 [49] listet 267 kommerziell verfügbare Batteriespeichersysteme für die Kopplung mit Photovoltaikanlagen auf. Alle Systeme sind entweder Blei-Säure- oder Lithium- Ionen-Systeme, andere Techniken wie etwa die Redox-Flow-Batterie werden als Speichersysteme zur Eigenverbrauchserhöhung bisher nicht angeboten. Die dominierenden Zelltechnologien sind Lithium-Eisenphosphat (LiFePO 4 ) bei den Li- Ionen-Systemen und Blei-Gel bei den Blei-Systemen. Werden Systeme, die sich lediglich durch die Batteriegröße unterscheiden, nur einmal gezählt, schrumpft die Liste auf 40 bis 45 originäre Systeme. 24 dieser originären Systeme werden wie elektrische Verbraucher an das Hausnetz angeschlossen (AC-Kopplung). Hierzu ist ein zusätzlicher Spannungswandler erforderlich, der den Hausnetz-Wechselstrom in Gleichstrom zum Laden der Batterie umwandelt bzw. beim Entladen den Gleichstrom in Netz-Wechselstrom. Dieser Spannungswandler übernimmt auch die Laderegelung der Batterie. Weitere 16 Geräte werden in den DC-Zwischenstromkreis des PV-Wechselrichters integriert (DC-Kopplung). Die Batterie wird in diesem Fall mit Gleichstrom aus der PV-Anlage gespeist. Der PV-Wechselrichter enthält das Steuersystem für die Batterieladung. Einige der kommerziell erhältlichen Geräte können sowohl AC- als auch DC-gekoppelt betrieben werden. Eine neue Kopplungsvariante ist die DC- Generatorkopplung. Bei dieser Variante wird die Batterie an den Gleichstromkreis der PV-Anlage vor dem Wechselrichter angeschlossen. Die Firma Sia Energy bietet zum Beispiel ein solches System an. Die Batterie wird hierbei in Serie zu den Solarmodul-Strings geschaltet. Durch die Ladeelektronik wird im String ein zur Ladeleistung proportionaler Spannungsabfall erzeugt, die Stromstärke im String bleibt jedoch gleich. Der PV-Wechselrichter erkennt die übliche Strom-Spannungskennlinie des Strings abzüglich der Spannungsdifferenz. Entsprechend erkennt der Maximum-Power-Point-Tracker (MPPT) des Solarwechselrichters statt der tatsächlichen MPP-Leistung den um die Ladeleistung geringeren Wert, „sieht“ aber nicht, dass ein Speicher angeschlossen ist. Ist die PV-Anlage in Betrieb, wird kein zusätzlicher Spannungswandler benötigt. So werden hohe Systemwirkungsgrade möglich. Wird die Batterie entladen, ohne dass die PV-Anlage in Betrieb ist, ist jedoch ein DC-DC-Wandler erforderlich. Die Systemkonfiguration erlaubt eine einfache Nachrüstung bereits bestehender PV-Anlagen [50]. In Bild 5 sind die unterschiedlichen Kopplungsvarianten für Batteriespeicher schematisch dargestellt. Um die Performance von PV-Speichersystemen zur vergleichen, ist der Systemwirkungsgrad nicht ausreichend. Ein Arbeitskreis unter der Leitung des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) hat daher drei Indikatoren entwickelt, die eine belastbarere Aussage zur Systemperformance erlauben. Dabei werden die Energieeffizienz des Systems, die Abweichung des Systems von der idealen Regelung und der zu erwartende Autarkiegrad betrachtet. Die Indikatoren werden in Labortests bestimmt. Um eine Vergleichbarkeit der Ergebnisse zu gewährleisten, werden alle Systeme mit den gleichen Profilen der solaren Einstrahlung, der Modultemperatur und der Haushaltslasten beaufschlagt. Im ersten Performance-Indikator e AC findet sich der Systemwirkungsgrad wieder, der das Verhältnis von DC-Eingangsenergie zu AC- Ausgangsenergie beschreibt. Der zweite Indikator e Last gibt an, wie gut das System die zur Verfügung stehende Energie zur Deckung der im Haushalt auftretenden Lasten nutzen kann. Er ist der Quotient aus der gemessenen und einer simulierten maximal erreichbaren Lastdeckung bei gleicher Speicherkapazität. Der dritte Indikator e Aut gibt den Autarkiegrad an, also das Verhältnis von erreichter Lastdeckung zur Gesamtlast [51]. Viele Systeme verfügen mittlerweile über intelligente Steuerkonzepte. Sie erstellen Verbrauchsprofile auf der Basis von Verbrauchsdaten aus der Vergangenheit und erstellen mithilfe dieser Profile und einer Wetterprognose Ladestrategien für den jeweils folgenden Tag. Dadurch wird sichergestellt, dass die Wirkleistungsbegrenzung von 70 % der installierten PV-Leistung (bzw. 60 % bei Teilnahme am KfW-Förderprogramm) eingehalten und gleichzeitig eine möglichst hohe Eigenverbrauchsquote erreicht wird [42]. Auch Paketlösungen aus Wechselrichter und Batteriespeicher sind auf dem Markt erhältlich. Bei SMA kann der Kunde beispielsweise zwischen zwei Wechselrichtern mit einer AC-Nennleistung von 3,68 bzw. 4,6 kW wählen, die jeweils mit einem 1,5-kW/2-kWh-Batteriespeicher des Herstellers LG Chem kombiniert sind [52]. Der Hersteller und Lieferant von Batteriespeichersystemen E3/DC bietet unter dem Begriff „Energie Farming“ die Parallelschaltung mehrerer Batteriespeicher mit nur einem Anschluss ans öffentliche Stromnetz an. Einer der Speicher bildet den Netzknotenpunkt (Master) und steuert die einzelnen mit dem Netz verbundenen Batteriespeicher (Slaves). Das System misst die Energieflüsse im lokalen Netz und verteilt den in der PV-Anlage erzeugten Strom bedarfsgerecht auf die Speicher und alle Verbraucher. Die Energiefarm ist modular erweiterbar. Mit diesem Konzept kann eine große PV-Anlage, zum Beispiel auf dem Dach eines Industriebetriebs, mehrere Büro- oder Wohngebäude mitversorgen, wenn sie einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt haben, und so die Eigenverbrauchsanteile und Autarkiegrade erhöhen [53]. Neue Vermarktungskonzepte Der Hauptnutzen von PV-Batteriespeichern besteht darin, den Anteil des Verbrauchs von photovoltaisch erzeugtem Strom am Gesamtstromverbrauch des Betreiberhaushalts zu erhöhen. Diese Erhöhung des Eigenverbrauchs ist wünschenswert, da der PV-Strom auf diese Weise teureren Netzbezug ersetzt, statt für eine vergleichsweise geringe Einspeisevergütung verkauft zu werden. Damit sich die Investition in einen PV-Speicher lohnt, müssen während der Nutzungsphase die Ersparnisse durch die vermehrte Eigennutzung des PV-Stroms anstelle einer Netzeinspeisung höher sein als die durch Anschaffung und Betrieb des Speichers entstehenden Kosten. Vier deutsche Unternehmen haben ergänzende Geschäftsmodelle entwickelt, die auf einer zusätzlichen Nutzung des Speichers basieren, für die der Speicherbesitzer entsprechend vergütet wird. Die Erlöse, mit denen die Vergütung finanziert wird, werden am Markt für Sekundärregelleistung (SRL) erzielt. Geplant ist, nachts, wenn der Speicher leer ist, negative Regelleistung anzubieten. Um am SRL- Markt teilnehmen zu können, müssen vom Regelenergieanbieter bestimmte technische Voraussetzungen eingehalten werden. Dazu gehört unter anderem eine Mindestleistung von 5 MW für jedes Angebot. Da die Nennleistungen der PV- Speicher jeweils deutlich kleiner als 5 MW sind, werden für eine Teilnahme die Speicher zu einem Pool gebündelt [54]. Der Batteriehersteller Sonnenbatterie GmbH und das Energieversorgungsunter- BWK Bd. 67 (2015) Nr. 5 51

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