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Solarstromspeicher

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Definition: ein dezentraler Batteriespeicher, der elektrische Energie aus Photovoltaik zur Mittagszeit aufnimmt und später wieder abgibt

Englisch: solar energy storage6

Kategorien: elektrische Energie, erneuerbare Energie, Grundbegriffe, Haustechnik

Autor: Dr. Rüdiger Paschotta

Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen

Ursprüngliche Erstellung: 09.03.2013; letzte Änderung: 13.08.2016

Lesen Sie auch den Extra-Artikel "Staatlich geförderte Solarstromspeicher – eine sinnvolle Ergänzung zur Photovoltaik?"!

Ein Solarstromspeicher (auch als Solarbatterie bezeichnet) ist ein Speicher für elektrische Energie, der speziell für die Nutzung im Zusammenhang mit einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) vorgesehen ist. Sein Kernelement ist ein Akkumulator (eine aufladbare Batterie), der bei einer kleinen Anlage eine Kapazität von z. B. einigen Kilowattstunden hat. Dazu gehört eine Steuerung, welche das Einspeicher- und Ausspeicherverhalten regelt (siehe Abbildung 1):

PV-System mit Batteriespeicher

Abbildung 1: Photovoltaik-Anlage mit Batteriespeicher. Die Steuerung (Kasten in der Mitte) kann momentan nicht für die Verbraucher benötigten Solarstrom in Batterien einspeisen (anstatt in das öffentliche Stromnetz), um zu anderen Zeiten den Bezug aus dem Stromnetz zu verringern.

Diese Strategie zielt darauf ab, den Anteil des Eigenverbrauchs zu maximieren und damit andere Kraftwerkskapazitäten und die Stromnetze zu entlasten. Die genannte Entlastung tritt zumindest dann auf, wenn eine geeignete “netzdienliche Betriebsführung” (siehe unten) gewählt wird, die vorwiegend die Erzeugungsspitzen kappt, anstatt den Akkumulator immer zu laden, sobald die Erzeugung den Eigenverbrauch übersteigt.

In der Regel sind mit Solarstromspeichern dezentrale Anlagen gemeint, die direkt mit Photovoltaikanlagen verbunden sind. Ihre Funktion könnte bei netzgekoppelten Anlagen im Wesentlichen auch von zentralen Speichern übernommen werden (siehe unten), und zwar zu weitaus niedrigeren Kosten. Die Anschaffungskosten für dezentrale Batteriespeicher sind so hoch, dass ihr Einsatz unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten kaum in Frage kommt; dies wird weiter unten detailliert gezeigt.

Für Inselnetze an abgelegenen Standorten sind Solarstromspeicher natürlich eine essenzielle Voraussetzung zur vollständigen Deckung des Strombedarfs mit Sonnenenergie. In diesem Fall sind verbleibende andere Lösungen oft noch teurer.

Energiewirtschaftliche Wirkung: Entlastung von Kraftwerkskapazitäten und Stromnetzen

Die Entwicklung von Solarstromspeichern ist gedacht als ein Lösungsbeitrag zum folgenden Problem. Bei starkem Ausbau der Photovoltaik sind die Einspeisungen zur Mittagszeit bei sonnigem Wetter recht stark, zu anderen Zeiten mit hohem Verbrauch (in den frühen Abendstunden) jedoch sehr schwach oder gar nicht vorhanden. Selbst wenn der PV-Anteil an der gesamten Stromerzeugung nur einige Prozent beträgt, können zur Mittagszeit vor allem an Wochenenden und Feiertagen schwer nutzbare Überschüsse entstehen. Um zu große Überschüsse zu vermeiden, muss man den PV-Anteil an der Stromerzeugung auf einen relativ niedrigen Betrag begrenzen, der in der Größenordnung von 10 % liegt.

Offenkundig können Speicher für elektrische Energie einen Beitrag zur Lösung dieses Problems bringen. Sie müssen dafür einen gewissen Anteil der mittäglichen PV-Stromerzeugung aufnehmen und vor allem in den Abendstunden wieder abgeben. Wenn solche Energiespeicher in großem Umfang vorhanden wären, könnte der PV-Anteil an der gesamten Stromerzeugung entsprechend ausgeweitet werden, ohne dass nicht nutzbare Überschüsse entstünden. Solarstromspeicher würden dann die folgenden Entlastungen bewirken:

Es ist somit klar, dass energiewirtschaftlich gesehen Solarstromspeicher durchaus einen nützlichen Beitrag erbringen könnten, wenn der PV-Anteil an der Stromerzeugung einmal deutlich höher ist als heute. Bisher sind die genannten mittäglichen Überschüsse noch so selten, dass sich keine besonderen Maßnahmen zu ihrer Verwertung lohnen. Jedoch könnte sich dies in Deutschland bereits in einigen Jahren ändern. Auf der anderen Seiten gibt es erhebliche Probleme vor allem wirtschaftlicher Art (siehe unten), die einer breiten Einführung von Solarstromspeichern im Wege stehen dürften.

Nutzen von Solarstromspeichern aus Sicht des Anwenders

Der Betreiber einer Photovoltaikanlage hat meist das Problem, dass die erzeugte Energie nur zu einem kleinen Teil zur direkten Deckung des Eigenverbrauchs dienen kann, da Erzeugung und Verbrauch zeitlich nicht gut zusammen passen. Also muss oft überschüssige Energie in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden, und die dafür gezahlte Einspeisevergütung ist für neue Anlagen mittlerweile viel niedriger als der Preis, der für den Strombezug zu anderen Zeiten (z. B. abends) gezahlt werden muss.

Eine Solarbatterie kann die Betriebskosten senken, aber ihre Investitionskosten sind derzeit nicht amortisierbar. Da sie zudem kaum einen ökologischen Vorteil bieten kann, ist eine solche Investition fragwürdig.

Ein Solarstromspeicher bietet hier eine Lösung an, indem man damit überschüssige Energie einspeichern und später selbst verbrauchen kann. Ein finanzieller Ertrag ergibt sich in etwa aus der Differenz von Bezugspreis und Einspeisevergütung, wobei allerdings noch Energieverluste des Speichers mit berücksichtigt werden müssen.

Auf der anderen Seiten entstehen massive Kosten, im Wesentlichen für die Installation des Speichersystems, kaum dagegen im Betrieb. Eine Amortisation dieser Kosten ist bislang klar nicht erreichbar und würde selbst mit massiv fallenden Kosten der Speicher eventuell durch Probleme mit der Lebensdauer der Batterien zusätzlich erschwert, wie weiter unten detailliert dargelegt wird.

Ein massiv verstärkter Anreiz für die Verwendung solcher Batterien entsteht, wenn die Zeit der garantierten Einspeisevergütung abgelaufen ist. Dann erhält der Betreiber nämlich nur noch den sogenannten Graustrompreis, der weitaus niedriger liegt. Allerdings ist unklar, wie lange eine Photovoltaikanlage über diese Zeit hinaus noch funktioniert, weswegen der Zubau eines Speichers erst kurz vor Ablauf der garantierten Einspeisevergütung wohl nicht sinnvoll wäre. Von daher könnte man an ältere PV-Anlagen denken, bei denen ein neuer Speicher noch für einige Jahre mit Einspeisevergütung arbeiten würde und danach für ein paar weitere Jahre mit deutlich höherem Spareffekt. Andererseits lohnt sich aber der Betrieb besonders wenig mit der relativ hohen Einspeisevergütung einer alten Anlage.

Nachdem der Einsatz einer Solarbatterie kaum einen ökologischen Vorteil bieten kann (man beachte seine graue Energie!), kann mangelnde Wirtschaftlichkeit auch nicht durch Idealismus ersetzt werden. Investitionen z. B. in erhöhte Energieeffizienz (etwa eine energetische Gebäudesanierung) würden viel eher ökologische Vorteile bringen.

Wichtige Eckdaten von Solarstromspeichern

Solarbatterien unterschiedlicher Typen werden angeboten. Die modernste Technologie der Lithium-Ionen-Batterien bietet die höchste Energiedichte, einen guten Wirkungsgrad und relativ viele Lade-/Entladezyklen, ist aber relativ teuer und weist eine deutliche Alterung selbst bei Nichtbenutzung auf. Billiger sind Blei-Akkus, die jedoch einen niedrigeren Wirkungsgrad und eine geringere Zyklenzahl haben.

Die Speicherkapazität wird in Kilowattstunden (kWh) angegeben. Häufig ist ihre Angabe jedoch irreführend, da die vorgesehene Entladetiefe begrenzt wird, um die Solarbatterie zu schonen. (Tiefentladungen sind für die meisten Batterietypen schädlich, insbesondere für Lithium-Batterien.) Wenn die maximale Entladetiefe z. B. 80 % ist, ist die tatsächlich nutzbare Speicherkapazität auch nur 80 % der nominellen Speicherkapazität. Dies bedeutet allerdings nicht, dass 20 % der Energie verloren gingen; das Nachladen braucht auch entsprechend weniger Energie.

Relevant ist der Systemwirkungsgrad, nicht nur der Wirkungsgrad der Batterie. Er sollte mit klar definierten Bedingungen spezifiziert werden.

Der Zyklenwirkungsgrad der Batterie zeigt an, wie viel der eingespeicherten Energie später wieder entnommen werden kann. Zusätzlich gibt es Verluste in der Elektronik; von Interesse ist nur der Wirkungsgrad des Systems, nicht der allein der Batterie. Selbst wenn der Systemwirkungsgrad angegeben ist, muss der Standby-Verbrauch nicht unbedingt berücksichtigt sein; er sollte allerdings ohnehin klein sein. Leider sind diesbezügliche Herstellerangaben oft unklar.

Die maximale Leistung beim Laden und Entladen ist begrenzt; zu hohe Leistungen könnten den Wirkungsgrad und die Lebensdauer beeinträchtigen. Oft wird die maximale Leistung als eine “C-Rate” auf die Kapazität bezogen; beispielsweise bedeutet “2 C”, dass man pro Stunde die zweifache Kapazität entnehmen kann, d. h. man kann die gespeicherte Energie innerhalb einer halben Stunde entnehmen. Ein 2-C-Speicher mit 5 kWh nutzbarer Kapazität könnte also maximal 10 kW für eine halbe Stunde liefern. Solche Angaben sind vor allem dann relevant, wenn man leistungsfähige Verbraucher mit dem Solarspeicher betreiben möchte.

Herstellerangaben der Lebensdauer sind leider oft unklar, und Garantien sind nur begrenzt verfügbar.

Für die Lebensdauer gibt es wiederum unterschiedliche Angaben. Die erreichbare Zyklenzahl (manchmal ungenau als Zyklenlebensdauer bezeichnet) bezieht sich auf volle Lade-/Entladezyklen; Teilzyklen (d. h. eine nur teilweise Ladung oder Entladung) zählen entsprechend weniger. Die kalendarische Lebensdauer gibt an, nach welcher Dauer noch mindestens 80 % der ursprünglichen Kapazität verfügbar sind, wenn die vorgesehene Zyklenzahl nicht schon überschritten ist.

Wichtig ist für den Käufer natürlich, ob die angegebene Lebensdauer garantiert wird. Selbst wenn dies der Fall ist, ist es u. U. unsicher, ob man den Hersteller z. B. nach 15 Jahren tatsächlich noch heranziehen könnte, da er z. B. inzwischen insolvent geworden sein könnte. Weiter unten finden Sie noch mehr Anmerkungen zur Problematik der Lebensdauer.

Kleinere Solarspeicher arbeiten oft einphasig, d. h. sie sind nur an eine Phase des Drehstromsystems angeschlossen. Ein saldierender Einspeisezähler ist dann besonders wichtig, und im Inselbetrieb bei Stromausfall (Notstrombetrieb) könnten nur die an die gleiche Phase angeschlossenen Verbraucher versorgt werden. Dreiphasige Systeme sind diesbezüglich besser. Man beachte aber, dass typische Solarspeicher aufgrund ihrer begrenzten Kapazität ohnehin den üblichen Haushaltsverbrauch nicht sehr lange decken könnten.

Netzdienliche Betriebsweise

Die Frage, wie die Betriebsweise eines Solarstromspeichers gestaltet werden sollte, um mit begrenzter Speicherkapazität einen maximalen Nutzen für die Stabilisierung der Stromnetze zu erzeugen, ist nicht trivial.

Sicher ungünstig wäre es, den Speicher einfach immer dann zu laden, wenn die PV-Erzeugung den Eigenbedarf übersteigt und der Speicher noch nicht voll ist. Dann würde die Batterie nämlich oft schon in den Morgenstunden voll geladen, bevor die maximale PV-Leistung erzielt wird; zur Zeit der höchsten Produktion müsste dann u. U. die volle Leistung eingespeist werden.

Um dies zu vermeiden, sollte das Aufladen des Speichers in die Zeit maximaler Produktion gelegt werden. Freilich ist diese Zeit der Steuerelektronik wegen der unbekannten Wettereinflüsse nicht wirklich bekannt – nicht für die Anlage selbst und schon gar nicht für die Gesamtheit der PV-Anlagen im Lande. Man wird deswegen oft die Produktion einfach nach der Uhrzeit abschätzen – in der Annahme, dass die Produktion nicht von Wolken vermindert werden wird. Ein noch einfacherer Ansatz ist, das Aufladen zu unterlassen, solange die Einspeiseleistung unter einem gewissen Grenzwert liegt (siehe Abbildung 2), z. B. 60 % der Nennleistung der Photovoltaikanlage. Mit dieser Strategie wird der Speicher bereits einigermaßen gut für die Netzstabilisierung eingesetzt. Etwa in dieser Art funktionieren aktuell erhältliche Systeme.

solare Einspeisung mit Speicher

Abbildung 2: Verlauf der produzierten PV-Leistung an einem klaren Tag in einem Beispielfall. Hier wird der Anteil der Produktion, der 3,75 kW übersteigt, im Batteriesystem gespeichert, welches hier 6,9 kWh aufnehmen muss. (Viele heute verkaufte Speicher sind deutlich kleiner!) Die maximal eingespeiste Leistung wird dadurch von 5 kW auf 3 kW reduziert.

Eine optimal netzdienliche Betriebsweise ist bei dezentralen Solarstromspeichern praktisch nicht möglich – schon mangels Information über das Geschehen im Stromnetz.

Was leider mit solchen Strategien nicht erreicht wird, ist die Nutzung des Speichers für die Bewältigung von Engpasssituationen. Es wäre eigentlich sehr wünschenswert, dass Solarstromspeicher nicht nur momentane Überschüsse, sondern auch gespeicherte Energie in das Netz einspeisen, wenn dort gerade ein Engpass vorliegt. Dazu müsste die Steuerung allerdings von solchen Engpässen “wissen”. Hierfür könnte sie die Netzfrequenz messen, da sich Engpässe des Verbundnetzes (allerdings nicht des Verteilungsnetzes) durch ein Absinken der Netzfrequenz unter den Nennwert von z. B. 50 Hz äußern. Besser wäre es freilich, wenn der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) oder auch der Verteilungsnetzbetreiber Energie gezielt aus den Speichern abrufen könnte. Dies könnte mit Rundsteuertechnik realisiert werden, was bisher aber noch nicht erfolgt ist; damit könnte den Speichern der Leistungsbedarf signalisiert werden, wobei allerdings mangels Rückkanal der Netzbetreiber nie genau wüsste, wie viel Kapazität überhaupt zur Verfügung steht. (Der Ladezustand der Speicher könnte nur auf der Basis des Wetters grob abgeschätzt werden.) Im Prinzip wäre auch die direkte bidirektionale Kommunikation zwischen dem Netzbetreiber und einzelnen Speichern möglich, etwa durch Integration der Speicher in das kommende “Internet der Dinge”. Solche Ansätze sind allerdings recht aufwendig angesichts der kleinen Kapazitäten dezentraler Speicher: Der Netzbetreiber müsste mit mehreren Millionen dezentraler Speicher kommunizieren, um auch nur eine Kapazität in der Größenordnung eines einzelnen Pumpspeicherkraftwerks mobilisieren zu können.

Es ist durchaus denkbar, dass die Nutzung dezentraler Speicher für die Bewältigung von Engpasssituationen in den nächsten Jahren entwickelt werden – eventuell sogar mit Berücksichtigung der Situation in jeweiligen Verteilungsnetz. Fraglich ist freilich, ob diese mit erträglichem Aufwand auch für bereits installierte Speicher implementiert werden können. Dies dürfte davon abhängen, ob die eingesetzte Technik durch eine flexible Mikroprozessorsteuerung via einfaches Software-Update auf eine neue Betriebsweise umgestellt werden kann.

Wenn dezentrale Speicher Spitzenlast in Engpasssituationen liefern, wäre eigentlich eine höhere Vergütung als die normale Einspeisevergütung angebracht. Dies zu realisieren, würde allerdings wiederum einen höheren technischen und administrativen Aufwand bedingen. Von daher würde man vielleicht eher eine pauschale Entlohnung solcher Dienstleistungen z. B. in Form von Investitionszuschüssen wählen – gerade wenn diese Technik ohnehin subventioniert wird.

Probleme dezentraler Speicher

Der dezentrale Ansatz, d. h. der Einsatz von kleinen Energiespeichern direkt bei den Erzeugungsanlagen, hat den Vorteil, dass die betroffenen Verteilungsnetze damit entlastet werden könnten, was bei zentralen Speichern nicht der Fall wäre. Andererseits gibt es aber auch eine Reihe erheblicher Nachteile, und zwar vor allem bei den Kosten.

Investitionskosten

Für dezentrale Tagesspeicher mit Kapazitäten von einigen Kilowattstunden und Leistungen von wenigen Kilowatt kommen auf absehbare Zeit nur Akkumulatoren (aufladbare Batterien) in Frage. Diese erlauben zwar genügend kompakte, leise und wartungsarme Lösungen, führen aber zu sehr hohen Kosten. Die Kosten für Lithium-Ionen-Akkus (den meist favorisierten Typ) liegen heute bei rund 800 € pro 1 kWh Speicherkapazität, so dass schon allein damit für eine Speicherkapazität von 5 kWh, wie sie für eine typische Photovoltaikanlage auf einem Einfamilienhaus angemessen sein könnte, 4000 € anfallen. (Eine höhere Speicherkapazität als 5 kWh wäre durchaus nützlich, würde aber rasch unbezahlbar.) Hinzu kommen weitere Kosten vor allem für die Elektronik, die Steuerung und den Einbau, so dass Gesamtkosten in der Größenordnung von 10 000 € entstehen, teils sogar noch deutlich mehr. Die spezifischen Kosten solcher Anlagen liegen also in der Größenordnung von 2000 € pro Kilowattstunde Speicherkapazität, in anderen Fällen auch bei über 3000 €/kWh.

Um diese Kosten bewerten zu können, muss man den Nutzeffekt abschätzen. Eine einfache Methode stützt sich auf die Zahl der Ladezyklen, die der Akkumulator im Laufe seiner Lebensdauer erbringen kann. Bei Lithium-Ionen-Akkus wird heute von rund 5000 Ladezyklen ausgegangen. Dies würde bedeuten, dass pro 1 kWh Speicherkapazität im Laufe der Lebensdauer 5000 kWh ein- und ausgespeichert werden können. Bei Systemkosten von 2000 €/kWh bedeutet dies, dass pro umgesetzter Kilowattstunde 0,40 € allein schon an Anschaffungskosten anfielen. Hinzu kämen noch Kosten vor allem für Zinsen, weniger für Wartung. Es ist auch noch nicht berücksichtigt, dass das System nennenswerte Energieverluste aufweist (siehe unten).

Lebensdauer

Ob 5000 Ladezyklen erreicht werden, ist zudem fraglich. Beim typischen Einsatz eines Solarstromspeichers ergäbe sich nämlich nur ein Ladezyklus an einem sonnenreichen Tag, an anderen Tagen oft noch weniger. Wenn man von 250 vollen Ladezyklen pro Jahr ausgeht, werden 5000 Ladezyklen erst in 20 Jahren erreicht. Dies bedeutet aber, dass die Alterung des Akkus (die begrenzte kalendarische Lebensdauer) voraussichtlich die Grenze für die Lebensdauer setzt, so dass weniger Ladezyklen als erhofft möglich sind.

Die Erfahrungen mit Lithium-Ionen-Akkus in anderen Geräten (z. B. Notebooks) zeigen jedenfalls, dass selbst bei geringer Benutzung die Kapazität nach einigen Jahren bereits stark nachlässt. Es wären also gegenüber den bisher eingesetzten Akkumulatoren erhebliche technische Verbesserungen nötig, um überhaupt 20 Jahre Lebensdauer zu erreichen, ohne einen massiven Verlust an Kapazität hinnehmen zu müssen. Vermutlich wird auch kein Hersteller bereit sein, eine solche Lebensdauer zu garantieren. Ob er hierfür z. B. 15 Jahre später auch tatsächlich noch zur Verfügung stünde, kann der Käufer ohnehin nicht wissen.

Gefahren im Betrieb

Vor allem Lithium-Ionen-Akkus mit hoher Energiedichte bergen erhebliche potenzielle Gefahren. In wieweit dies zu tatsächlichen Gefahren des Betriebs führt, hängt nicht nur vom verwendeten Akku-Typ ab, sondern vor allem stark von vielen Details der Konstruktion eines solchen Speichersystems. Leider haben Untersuchungen von Experten des Karlsruher Institut für Technologie (KIT) ergeben, dass etliche solcher Systeme eklatante Sicherheitsmängel wie z. B. einen nicht ausreichenden oder gar ganz fehlenden Kurzschlussschutz der Batterien aufweisen [4].

Zinsen

Ein weiteres Kostenproblem entsteht durch die Zinsen, weil der Nutzeffekt z. B. über 20 Jahre verteilt entsteht, die Investitionskosten aber am Anfang anfallen. Selbst wenn der Zinssatz nur 3 % beträgt, entstehen zusätzliche Zinskosten von 30 % der Investitionssumme, wenn der Nutzeffekt des Speichers im Mittel 10 Jahre nach der Installation entsteht. Somit steigen die Kosten pro umgesetzter Kilowattstunde schon auf rund 50 Cent – wohlgemerkt unter der Annahme, dass die Lebensdauer von 20 Jahren ohne jeden Kapazitätsverlust erreicht wird, und dass keinerlei Wartungskosten auftreten. Unter Berücksichtigung dieser Umstände wäre es auch nicht erstaunlich, wenn es in der Praxis eher rund 1 € pro Kilowattstunde wäre.

Optimierung der Betriebsführung

Wie oben erklärt, ist eine optimal netzdienliche Betriebsführung für dezentrale Speicher schwer zu realisieren. Angesichts der geringen Speichergröße ist nämlich ein erheblicher technischer und administrativer Aufwand für eine Optimierung nicht zu rechtfertigen.

Vergleich mit Kraftwerken

Diese sehr hohen Kosten von mindestens 50 ct/kWh sind nun zu veranschlagen für den Teil der Energie, der z. B. in den Abendstunden aus dem Speicher bezogen wird. Es ist klar, dass viele Arten von Kraftwerken, selbst Spitzenlastkraftwerke, Strom weitaus billiger produzieren können. Dasselbe gilt für zentrale Speicher (siehe unten). Somit ist klar, dass dezentrale Solarstromspeicher bei Weitem nicht wirtschaftlich sind, und dass sie dies selbst mit massiven Kostenreduktionen von z. B. von 50 % gegenüber dem heutigen Stand nicht sein werden. Das bedeutet aber, dass die theoretisch mögliche starke Ausweitung des PV-Anteils an der Stromerzeugung auf diese Art nur zu einem inakzeptabel hohen Preis möglich wäre, der die bisherigen Kosten der Solarstromerzeugung weit übersteigt.

Finanzielle Anreize durch die Differenz von Bezugs- und Einspeisetarifen

Die Einspeisevergütung für Solarstrom ist in den letzten Jahren stark gesunken. Beispielsweise beträgt sie für Anfang 2013 in Betrieb gegangene Anlagen nur noch rund 17 ct/kWh, während der Bezugspreis inklusive Umsatzsteuer inzwischen (Stand 2016) eher bei ca. 30 ct/kWh liegt. Von daher besteht ein zukünftig wohl noch weiter steigender finanzieller Anreiz für den Betreiber einer Solaranlage, einen möglichst hohen Anteil des Stroms direkt zu verbrauchen und nicht etwa einzuspeisen und später wieder aus dem Netz zu beziehen.

Allerdings ist dieser Anreiz weitaus zu schwach, um den Betrieb eines Solarstromspeichers zu rechtfertigen. Derzeit würde sich die Speicherung ja nicht einmal dann finanziell lohnen, wenn man für Einspeisungen gar keine Einspeisevergütung mehr erhielte. Erst recht kann mit der Differenz von Bezugskosten und Einspeisevergütung kein ausreichender Deckungsbeitrag erwirtschaftet werden. Offenkundig würde die Wirtschaftlichkeit selbst bei einer Senkung der Herstellungskosten von Akkumulatoren z. B. um einen Faktor 3 immer noch nicht gegeben sein, zumal die übrigen Systemkosten damit nicht automatisch mit sinken.

Graue Energie

Die hohen Kosten eines Batteriespeichers gehen einher mit einem erheblichen Aufwand an grauer Energie. Zwar liegen belastbare Zahlen hierzu nicht vor. Es ist aber davon auszugehen, dass der Energieaufwand für die Herstellung eines Solarstromspeichers der Energie entspricht, die in vielen hundert Ladezyklen umgesetzt wird. Dies bedeutet eine erhebliche Belastung der Energiebilanz und der Ökobilanz. Falls die erhoffte Lebensdauer nicht erreicht wird, gilt dies natürlich umso mehr.

Energieverluste

Ein eher geringeres Problem sind die Energieverluste, die ein Solarstromspeicher aufweist. Der Akkumulator und die Lade-/Entladeelektronik dürften bei Systemen basierend auf Lithium-Akkus Verluste von mindestens 10 % der eingespeicherten Energie verursachen; bei Verwendung von Bleiakkus ist es grob geschätzt doppelt so viel. Hinzu kommen Bereitschaftsverluste der Elektronik, die je nach Qualität der Ausführung gering sein können.

Die Energieverluste der Speicher erschweren die Amortisation natürlich zusätzlich und belasten im Übrigen auch ihre ökologische Bilanz. Man beachte allerdings auch, dass andere Arten von Energiespeichern meist größere Verluste aufweisen, und dass der energiewirtschaftliche Vorteil der zeitlichen Verteilung der Stromerzeugung auch gewisse Verluste rechtfertigt.

Staatliche Förderung

Für seit Anfang 2013 in Betrieb gegangene dezentrale Solarstromspeicher gibt es eine starke staatliche Förderung für dezentrale Solarstromspeicher über die Kfw-Bank (Förderprogramm 275). Es werden zinsgünstige KfW-Kredite gewährt und insbesondere auch ein Tilgungszuschuss von ursprünglich 30 % der förderfähigen Kosten des Batteriespeichersystems, der allerdings bis zum Auslaufen der Förderung Ende 2018 schrittweise bis auf 10 % reduziert wird. Gleichzeitig sind vom Betreiber Auflagen zu erfüllen, etwa die Begrenzung der in das Netz eingespeisten Leistung auf 50 % der installierten PV-Leistung – selbst dann, wenn die Batterien voll sind und dann ein Teil der Produktion verloren geht. Da die Batteriekapazität aufgrund der hohen Kosten grundsätzlich knapp ausgelegt wird, ist mit Verlusten von einigen Prozent der Jahresproduktion zu rechnen.

Auch mit der staatlichen Förderung können solche Speicher derzeit nicht wirtschaftlich betrieben werden. Eine Realisierung wird also wohl nur in solchen Fällen erfolgen, wo die Betreiber den wirtschaftlichen Aspekt außer Acht lassen oder nicht verstehen. (Die Darstellungen der Anbieter von Speichersystemen zur Wirtschaftlichkeit sind oft grob irreführend und mögen nicht von allen Käufern kritisch geprüft werden.) Eine breite Markteinführung ist auf dieser Basis nicht zu erwarten. Selbst wenn eine solche durch noch höhere Subventionen erreicht würde, könnte dies in absehbarer Zeit die Kosten nicht auf ein akzeptables Niveau senken. Da es sich anders als bei der Photovoltaik nicht um eine ganz neue Technologie handelt, sind die Kostensenkungspotenziale entsprechend geringer.

Ein “Leuchtturmprojekt” namens “Batterien in Verteilnetzen”, welches im Rahmen der Speicherinitiative von verschiedenen deutschen Bundesministerium in 2012 gestartet wurde, fördert die Grundlagenforschung zu solchen Systemen. Diese umfasst auch größere Systeme wie z. B. Redox-Flow-Batterien, die eher als sehr kleine Speicher Chancen für einen wirtschaftlich sinnvollen Einsatz versprechen.

Alternative Lösungen: zentrale Speicher und Netzausbau

Nachdem klar ist, dass ein großer PV-Anteil an der Stromerzeugung hohe Speicherkapazitäten voraussetzt, diese aber in Form von dezentralen Solarstromspeichern auf absehbare Zeit nicht finanziell tragbar sein werden, liegt es nahe, nach kostengünstigeren Lösungen für Energiespeicher zu suchen. Solche gibt es auch in Form großer zentraler Speicher, die nicht einzelnen Erzeugungsanlagen zugeordnet sind, sondern an das Übertragungsnetz angeschlossen werden.

Pumpspeicherkraftwerke

Eine längst vorhandene und gut erprobte Technologie ist die der Pumpspeicherkraftwerke. Für den Vergleich mit Kosten von Solarstromspeichern dürfen natürlich nicht alte, längst abgeschriebene Pumpspeicherwerke herangezogen werden, sondern neue bzw. heute geplante Anlagen. Als Beispiel kann das z. Zt. geplante Pumpspeicherwerk Atdorf im Schwarzwald dienen. Dieses soll ca. 11,3 GWh speichern, also 11,3 Millionen Kilowattstunden. Die geplanten Investitionskosten stiegen von ca. 700 Millionen Euro in 2008 auf ca. 1,4 Mrd. Euro in 2012. Selbst wenn die tatsächlichen Kosten am Ende noch drastisch weiter stiegen, z. B. auf 2 Milliarden Euro, würden sich spezifische Investitionskosten von weniger als 200 € pro Kilowattstunde Speicherkapazität ergeben – zu vergleichen mit rund 2000 €/kWh bei einem kleinen Batteriespeicher (siehe oben), also über 10 mal weniger. Nachdem bereits die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks Atdorf nicht sicher ist, kann sie für kleine Batteriespeicher definitiv ausgeschlossen werden – selbst wenn noch starke Kostensenkungen realisiert würden.

Die Energieverluste eines Pumpspeichers sind deutlich, aber nicht dramatisch höher als bei kleinen Batteriespeichern, und vermindern deswegen den massiven ökonomischen Vorteil kaum. Zudem ist die Lebensdauer mit Sicherheit viel länger; Pumpspeicherwerke können jahrzehntelang genutzt werden, und selbst ein kompletter Ersatz der Turbinenanlage nach mehreren Jahrzehnten würde nur einen Bruchteil der ursprünglichen Investitionskosten verursachen. Deswegen dürften die effektiven Kosten sogar mehr als 20 mal tiefer liegen. Auch die ökologische Bilanz dürfte viel besser sein, da weitaus weniger graue Energie pro Kilowattstunde Speicherkapazität involviert ist.

Es ist somit klar, dass selbst ein massiver Ausbau der Kapazitäten von Pumpspeicherkraftwerken, der zwangsläufig die Nutzung auch relativ ungünstiger Standorte nötig machen würde, bei Weitem nicht so teuer wäre wie eine Lösung mit dezentralen Solarstromspeichern.

Druckluftspeicherkraftwerke

Für Druckluftspeicherkraftwerke gilt in etwa dasselbe wie für Pumpspeicherkraftwerke. Die Kosten sind ähnlich, die Energieverluste etwas höher, und andere Standorte sind nutzbar. Auch hier gilt, dass eine solche Speicherlösung ökonomisch und ökologisch weitaus besser wäre als eine mit dezentralen Batteriespeichern.

Redox-Flow-Batterien

Redox-Flow-Batterien sind eine Weiterentwicklung von Batterien, bei denen eine mit Energie beladene Flüssigkeit in einem externen Tank gespeichert wird. Dieser Ansatz verspricht bei hohen Speicherkapazitäten erheblich geringere Kosten. Bisher befinden sich Redox-Flow-Batterien noch in der Entwicklungsphase. Wenn sie einsatzfähig werden, dann am ehesten in größeren Einheiten, etwa zur Pufferung von Bedarf und Erzeugung eines Wohngebiets.

Power to Gas

Zukünftig könnte im Prinzip auch die Technologie Power to Gas eingesetzt werden. Überschüssiger Strom aus Photovoltaik und anderen Quellen (insbesondere Windenergie) würde durch Elektrolyse Wasserstoff erzeugen, der dann z. B. nach einer Methanisierung in das Erdgasnetz eingespeist würde. Diese Technologie würde im Prinzip riesige Speicherkapazitäten bieten, die das Erdgasnetz bereits enthält und die kostengünstig noch weiter ausgebaut werden könnten. Jedoch verursacht insbesondere die Elektrolyse auch erhebliche Kosten. Vor allem aber sind bei dieser Lösung die Energieverluste sehr hoch – grob geschätzt rund 60 bis 70 %, also weitaus mehr als bei Pumpspeicherkraftwerken oder Batteriespeichern. Da dieses zentrale Problem auch durch weitere Forschung und Entwicklung kaum gelöst werden kann, ist kaum zu erwarten, dass Power to Gas zukünftig als Solarstromspeicher dienen wird. Zumindest müsste dafür Solarstrom weitaus billiger werden als heute, so dass auch massive Verluste in den Energiespeichern gut toleriert werden könnten. Windenergie dürfte diese Anforderung schon viel früher erfüllen.

Europäisches Supergrid

Ein stärkerer Ausbau der Photovoltaik wäre auch ohne den massiven Zubau von Speicherkapazitäten möglich, wenn ein europäisches Supergrid realisiert würde. Dann könnten nämlich lokale Überschüsse über viel weitere Entfernungen mit moderaten Verlusten dorthin gebracht werden, wo gerade Energie benötigt wird. Auch große bereits vorhandene Pumpspeicherkraftwerke in Norwegen, die ggf. noch ausgebaut werden könnten, würden damit nutzbar. Diese Lösung wäre nochmals wesentlich kostengünstiger als ein starker Ausbau von Speicherkraftwerken z. B. in Deutschland.

Allerdings würde ein solches Supergrid auch andere Möglichkeiten bieten, insbesondere die wesentlich kostengünstigere Erzeugung erneuerbarer Energien in Südeuropa und Nordafrika. Insofern wäre es nicht unbedingt die natürliche Ergänzung zu dezentralen Erzeugungsanlagen, obwohl technisch nichts dagegen spräche.

Energiewirtschaftliche Vor- und Nachteile zentraler und dezentraler Speicher

Ein genereller energiewirtschaftlicher Vorteil großer Speicher ist, dass deren Betrieb anders als dezentrale Speicher besser dem eigentlichen Bedarf angepasst werden können. Auf der Ebene der Übertragungsnetze ist es nämlich besser als auf der Verteilungsnetzebene bekannt, welcher Bedarf für Einspeisungen oder ggf. Entnahmen überhaupt besteht. Wenn sich dagegen die Regelung eines dezentralen Solarstromspeichers am Eigenbedarf eines bestimmten Verbrauchers orientiert, kann es leicht zu einem energiewirtschaftlich nicht sinnvollen Einsatz kommen, z. B. dass Solarstrom zur Mittagszeit eingespeichert wird, obwohl Elektroherde in der gleichen Straße gerade einen hohen Bedarf dafür hätten. In vielen Fällen wird ein solcher Speichereinsatz also ohne energiewirtschaftlichen Vorteile oder sogar mit Nachteilen erfolgen. Dieses Problem lässt sich durch eine “intelligente” Regelung nur teilweise lösen, da Intelligenz nur begrenzt ein Ersatz für Information sein kann. Wenn auch intelligente Stromnetze verwirklicht werden, kann sich dies grundsätzlich ändern. Ein Schritt in dieser Richtung könnte die Anwendung der Rundsteuertechnik auf Solarstromspeicher sein.

Andererseits lösen zentrale Speicher nicht das Problem, dass manche Verteilungsnetze, in denen sich viele einspeisende Anlagen befinden, Schwierigkeiten mit der Spannungshaltung bekommen. Gewisse Ausbauten lokaler Netze bleiben deswegen notwendig. Allerdings bedeutet dies in der Regel nicht etwa, dass Hochspannungsleitungen oder Erdkabel verlegt werden müssen; häufig genügt bereits die Installation eines regelbaren Ortsnetztransformators. Im Vergleich zur Installation lokaler Energiespeicher sind die Kosten hierfür sehr gering.

Literatur

[1]J. Weniger, J. Bergner, T. Tjaden und V. Quaschning, “Dezentrale Solarstromspeicher für die Energiewende”, HTW Berlin, Juni 2015, https://pvspeicher.htw-berlin.de/wp-content/uploads/2015/05/HTW-Berlin-Solarspeicherstudie.pdf; siehe hierzu die Kritik von R. Paschotta: Solarstromspeicher – bedingt wirtschaftlich? und einen Blog-Artikel
[2]Extra-Artikel: Staatlich geförderte Solarstromspeicher – eine sinnvolle Ergänzung zur Photovoltaik?
[3]Blog-Artikel: Spezifische Kosten von Energiespeichern
[4]P. Trechow, 'Risiko Solarspeicher: “Einfamilienhäuser werden brennen”', VDI nachrichten 23. Mai 2014, S. 3

(Zusätzliche Literatur vorschlagen)

Siehe auch: Speicher für elektrische Energie, Energiespeicher, Photovoltaik, Eigenverbrauch, Pumpspeicherkraftwerk, Power to Gas, Supergrid
sowie andere Artikel in den Kategorien elektrische Energie, erneuerbare Energie, Grundbegriffe, Haustechnik

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