Kropstädt ist ein unscheinbares Dorf in Sachsen-Anhalt, einen Steinwurf von Wittenberg entfernt. Kropstädt muss man auf der Landkarte suchen, Wittenberg nicht. Wo Luther seine Thesen ans Portal der Schlosskirche nagelte, weiß in Deutschland jedes Kind.
Kropstädt sollten sich zumindest Branchenkenner merken. Denn seit Anfang August laufen hier die neuen Gewerbespeicher von Tesvolt aus der Fertigung. Rund 1,6 Megawattstunden können die zehn Produktionsmitarbeiter in einem Monat fertigen.
Blei war früher
Tesvolt hatte zur Intersolar die neue Baureihe Li vorgestellt, die zwischen zehn und 120 Kilowattstunden Speicherkapazität bietet. „Bleispeicher bauen wir überhaupt nicht mehr“, sagt Daniel Hannemann, Geschäftsführer von Tesvolt, beim Besuch in der Fertigung.
Dabei war Tesvolt mit Blei-Säure-Technik gestartet, hatte umfangreiche Erfahrungen mit Großspeichern gesammelt. Nun werden ausnahmslos Lithium-Eisenphosphat-Batterien verbaut. „Der Preisvorteil von Bleibatterien spielt keine Rolle mehr. Sie sind nur noch 15 bis 20 Prozent billiger als Batterien aus Lithium-Eisenphosphat für leistungsfähige gewerbliche Anwendungen“, sagt Simon Schandert, der das Engineering bei Tesvolt leitet. „Bleizellen kann man nur halb entladen, also braucht man doppelt so viel Bruttokapazität wie bei einem Lithiumspeicher. Rechnet man ihre deutlich höhere Zyklenzahl ein, sind die Lithium-Eisenphosphat-Akkus wirtschaftlicher.“
Zellen mit 200 Amperestunden
Tesvolt bezieht seine leistungsstarken Zellen von einem asiatischen Hersteller, der auch Batterien für Elektroautos und elektrisch betriebene Busse fertigt, ebenso für Boote und Back-up-Systeme in der Telekommunikation.
Besonders die Li-60-Serie mit 60 Kilowattstunden ist gefragt. Tesvolt verspannt dabei sechs Zellen zu einem Batterieblock, insgesamt 96 Zellen sind in einem Li-60-Batterieschrank verbaut. Innerhalb eines Blocks sind die Zellen parallel geschaltet, im Schrank laufen die Blöcke in Reihe.
Deshalb sind alle Li-Baugrößen gleichermaßen aufgebaut, es werden nur mehr oder weniger Zellen und Batterieblöcke miteinander kombiniert. Jeder Batterieblock bekommt einen Sensor, der laufend die Temperatur an den Polen und die Spannung überwacht. „Das sind die beiden kritischen Parameter“, weiß Simon Schandert. „Die Temperatur der Zellen ist kein Problem, wenn das Regime zum Laden und Entladen richtig eingestellt ist. Wir passen die Ladereglung auf die Batterien an, sodass die Batterien mit einer Nennstrombelastung von circa 0,3 bis 0,5 C be- und entladen werden. Eine kurzzeitige Maximalbelastung von einem C zum Abfangen von Leistungsspitzen ist auch kein Problem.“
Diese Belastung wird bei Temperaturen unter fünf Grad Celsius oder über 40 Grad Celsius reduziert. „Richtig wohl fühlt sich so eine Lithium-Eisenphosphat-Batterie bei 20 bis 30 Grad Celsius, dann hat sie eine lange Lebensdauer“, erläutert Schandert. „Daher werden die Ströme bei zu hohen und zu niedrigen Betriebstemperaturen abgesenkt, um eine möglichst lange Lebensdauer der Batterien zu gewährleisten.“
Temperaturen genau messen
Bei Minusgraden schaltet sich der Speicher ab, ebenso bei Temperaturen über 45 Grad Celsius. Unlängst wurde ein erster Li-60 nach Sibirien geliefert. Weil dort im Winter durchaus unter minus 40 Grad Celsius herrschen, wurde er im Container eingehaust, der zugleich der Betriebsraum für den Anlageningenieur ist. Ansonsten sind alle Li-Speicher für die Innenaufstellung konzipiert, ohne Klimatisierung. Vier Li-60 wurden bereits auf dem größten Markt für Blumen und Pflanzen in London installiert (240 Kilowattstunden mit einer Ladeleistung von 72 Kilowatt).
Fällt die Temperatur am Aufstellort des Speichers unter null Grad Celsius, trennt ihn das Batteriemanagementsystem aus Sicherheitsgründen vom Netz. So werden eine Beladung und damit einhergehende Beschädigungen der Batterie bei Minusgraden verhindert. Sonst birgt der weitere Betrieb die Gefahr, dass sich tückische Dendriten bilden, metallische Nadeln, die den Separator durchstoßen könnten. Die Abschaltung erfolgt durch DC-Relais, die an beiden Polen sitzen, direkt an der Batterie. Sie arbeiten redundant, auf diese Weise lassen sich Plus und Minus separat trennen oder wieder zuschalten.
Das bidirektionale Batteriemanagementsystem ist das Herz des Speichers, hier liegt die Stärke der Techniker und Ingenieure um Simon Schandert. Wenn die Baugruppe mit der Steuerung mit den Batterieblöcken verdrahtet wird, spricht der Technikchef von „Hochzeit“, ähnlich der Montage des Motors im Chassis eines Autos.
Das Herz des Speicherschranks
Ein Li-60 ist innerhalb eines Tages montiert und fertig zur Auslieferung. Zwei DC-Anschlusskabel an der Rückwand des Speichers sind für den Anschluss an die Batfuse gedacht, den Sicherungskasten für die Batterie.
Die Anpassung der Anschlusslängen vor Ort erledigen die Installateure selbst, also die Kunden von Tesvolt. Der ganze Schrank lässt sich mit einem Schraubenzieher und einem Maulschlüssel installieren. Um ihn zu transportieren, wird ein Hubwagen oder Gabelstapler verwendet. Die Speicher können auch auf der Baustelle komplett zerlegt und somit auch im Keller oder in unzugänglichen Bereichen installiert werden.
Für die Zerlegung eines Speichers benötigen zwei Monteure einen Vormittag. Der Li-60 wiegt rund eine Tonne, der kleine Li-10 immerhin 150 Kilogramm. Weil der Stahlrahmen des Batterieschrankes sehr belastbar ist, kann man mehrere Li-10 stapeln.
Ein Baukasten mit SMA
Die Leistungselektronik basiert auf dem Laderegler von SMA (Sunny Island). Verwaltet und gesteuert wird die Batterie über eine App mit dem Tablet. Es läuft über Bluetooth und wird vom Batteriemanagementsystem permanent mit Betriebsdaten versorgt. In der App kann man sofort erkennen, ob eine Zelle schwächelt. „Wir sind auch in der Lage, die Energie gezielt zwischen einzelnen Zellen hin und her zu schieben“, sagt Simon Schandert. „Damit werden nicht nur hohe Be- und Entladungen schnell und reibungslos umgesetzt, sondern ein enorm hoher Wirkungsgrad des Gesamtsystems erzielt.“
Das Speichersystem lässt sich bis auf vier Batterieschränke mit bis zu drei Sunny Islands erweitern (zum Beispiel 240 Kilowattstunden mit 18 Kilowatt Ladeleistung aus drei Sunny Islands 8.0H). Im Gesamtsystem können bis zu zwölf Sunny Islands mit einer beliebigen Größe und Anzahl eingesetzt werden (zum Beispiel 240 Kilowattstunden mit 72 Kilowatt Ladeleistung).
Der Verkauf war zur Intersolar im Juni 2015 gestartet, seitdem reißt die Nachfrage nicht mehr ab. Auch aus Österreich, der Schweiz und Italien kommen erste Anfragen.
Die Batterieblöcke laufen auf 48-Volt-Basis. „Die geringe Spannung hat den Vorteil, dass der Installateur die Blöcke auch selbst einbauen kann“, meint Schandert. „Er kann zunächst 30 Kilowattstunden installieren und später noch einmal 30 Kilowattstunden nachrüsten. Mit höheren Spannungen ist eine spezielle Ausbildung nötig, um die Speicher zu installieren und zu warten. Viele Installateure wollen die Batterieblöcke selbst verkabeln, um die Schränke bei ihren Kunden genau einzupassen.“
Geplant wie ein Off-Grid-System
Der Tesvolt-Speicher nutzt die Energie zwischen 80 und 83 Prozent aus. Bislang gelten 70 bis 76 Prozent als Standard bei Lithiumbatterien. Tesvolt arbeitet eng mit SMA zusammen, weil der Sunny Island einen kaum zu schlagenden Vorteil hat: Sein Wirkungsgrad liegt zwischen sehr geringer Teillast von nur fünf Prozent und Volllast bei nahezu konstant 92 Prozent.
Andere Wechselrichter haben vor allem bei Teillast deutlich höhere Verluste. Deshalb schaffen die Tesvolt-Speicher im Normalbetrieb beim Kunden durchaus einen Gesamtwirkungsgrad von 83 Prozent.
Außerdem bietet der Sunny Island eine Notstromfunktion. Und er ist Off-Grid-fähig. In Großbritannien und Russland gibt es strenge Vorschriften, nach denen die Speicher keinen Strom ins Netz einspeisen dürfen, sie müssen mit Nulleinspeisung laufen. „Also muss man den Speicher wie ein Off-Grid-System auslegen“, erklärt Schandert. „Im Off-Grid-Modus können die drei Wechselrichter bis zu 900 Ampere Strom liefern, das muss die Batterie abkönnen.“
Das Batteriemanagementsystem hat der TÜV Rheinland zertifiziert. Bis Jahresende soll der Speicher auch alle Tests und Zertifikate erhalten, die der Sicherheitsleitfaden vorgibt.
In Deutschland laufen solche kommerziellen Speicher in der Landwirtschaft oder in Kleinbetrieben. Ein Milchbauer in Norddeutschland beispielsweise nutzt die Batterien, um Sonnenstrom für die Melkstände zu nutzen. Normalerweise werden die Kühe am frühen Morgen zwischen fünf und sechs Uhr gemolken, dann am späten Abend nach 19 Uhr noch einmal.
Während Kühltechnik und Futtersysteme die Grundlast liefern, zeigen sich die Melkroboter als starke Spitzenlast – ausgerechnet in Stunden, in denen die Photovoltaikanlage noch nicht oder nicht mehr liefert. „Dann wirkt unser Speicher wie ein Phasenschieber“, meint Simon Schandert. „In der Kombination sind Photovoltaik und Gewerbespeicher viel wirtschaftlicher als der Solargenerator allein.“
In Russland laufen die ersten Speicher nicht mit Photovoltaik, sondern im Tandem mit BHKW. Partner von Tesvolt ist ein russischer Anbieter von BHKW, deren Starts durch den Speicher sinken, auch wird der Brennstoff besser ausgenutzt.
Tesvolt gewährt die übliche Produktgarantie von zwei Jahren. Eine Zellwertersatzgarantie läuft sieben Jahre, die Leistungsgarantie über zehn Jahre. Rücknahme und Recycling erfolgen kostenlos, nach den einschlägigen Vorschriften für Batterien.
Einmal im Monat werden 30 Installateure geschult, damit sie die Li-Speicher fachgerecht aufbauen können. „Mit den Gewerbespeichern öffnen sich ganz neue Marktsegmente“, ist sich Daniel Hannemann sicher. „Wir sehen große Chancen in Raststätten und Tankstellen, in Supermärkten, in Hotels, in Produktionsbetrieben und in der Landwirtschaft.“
Kurz nachgefragt
„Kommerzielle Speicher wachsen stark“
Der Markt für Stromspeicher ist sehr jung, wird aber von einer hohen Dynamik bestimmt. Welche Produkte sind besonders aussichtsreich?
Franz-Josef Feilmeier: Im Moment werden vor allem die kleinen Hausspeicher nachgefragt. Bei Fenecon haben wir den Mini-ES im Angebot. Er speichert drei Kilowattstunden und kann drei Kilowatt leisten. Er kostet für den Installateur unter 4.000 Euro netto. Man kann ihn einfach auf der AC-Seite nachrüsten. Außerdem bieten wir eine kleine Batteriebox an, die wir B-Box nennen. Sie ist für die Nachrüstung mit dem Sunny Island von SMA gedacht. Das sind zwei typische Produkte für private Endkunden.
Allerdings ist der Preiskampf in diesem Segment sehr stark. Wird es auf Dauer nicht schwierig, mit kleinen Massenspeichern gegen große Anbieter wie Samsung, Panasonic oder LG zu bestehen?
Ich denke, dass der Markt zunehmend gewerbliche Speicher nachfragen wird, also kommerzielle Speicher mit mehr als zehn oder 50 Kilowattstunden. Unser Hybridspeicher für Gewerbekunden läuft ausgezeichnet, die Nachfrage entwickelt sich hin zu größeren Stückzahlen. Wir kooperieren mit den Lechwerken, einigen deutschen Stadtwerken und zwei Schweizer Energieversorgern, um Stromspeicher für private Kunden und Gewerbebetriebe breit auszurollen. Dabei geht es um größere Speicher. Batterien mit zwei, drei oder vier Kilowattstunden und geringer Leistung sind schlichtweg uninteressant.
Warum denn?
Die Stadtwerke haben das Problem, dass jeder Stromkunde innerhalb von fünf Minuten den Anbieter wechseln kann. Wenn das Stadtwerk nicht den billigsten Strom liefert, laufen die Kunden weg. In dieser Preisschlacht kann der regionale oder kommunale Anbieter nur verlieren. Aus diesem Grund suchen die Stadtwerke nach Geschäftsmodellen, um die Kunden mit intelligenten Lösungen zu halten. Und dafür braucht man Photovoltaik und leistungsfähige, aus dem Netz beladbare Stromspeicher, um die Kunden als aktive Prosumer einzubinden.
Sie meinen, dass die Stadtwerke zunehmend intelligente Systeme zur Eigenversorgung anbieten?
In der Tat, und diese Systeme sind mit dem Stromnetz gekoppelt, in der Niederspannung für Endkunden, in der Mittelspannung für Gewerbe und Industrie. Die Stadtwerke haben den Zugriff auf die Kunden, sie können ihnen Photovoltaik und Speicher anbieten. Dazu brauchen sie aber zuverlässige Partner, die ihnen die Technik liefern und beim Kunden installieren. Da kommen wir ins Spiel.
In der Tat, und diese Systeme sind mit dem Stromnetz gekoppelt, in der Niederspannung für Endkunden, in der Mittelspannung für Gewerbe und Industrie. Die Stadtwerke haben den Zugriff auf die Kunden, sie können ihnen Photovoltaik und Speicher anbieten. Dazu brauchen sie aber zuverlässige Partner, die ihnen die Technik liefern und beim Kunden installieren. Da kommen wir ins Spiel.
Das erklärt noch nicht, warum die Stromspeicher größer werden ...
Wenn solche Systeme am Stromnetz laufen, ist es sinnvoll, sie zur Netzregelung zu nutzen. Dann kann man den Stromkunden beispielsweise preiswerten Nachtstrom anbieten, weil die Windräder ins Netz speisen, aber die Nachfrage sehr gering ist. Um solche Effekte auszunutzen, braucht man möglichst große Stromspeicher. Sie sind leichter steuerbar, und der Kunde profitiert stärker von Stromüberschüssen im Netz.
Wie konkret sind solche Geschäftsmodelle?
In unserer Region gibt es bereits ein Konzept zur vollständigen Versorgung mit Ökostrom aus der Nachbarschaft. Der Smart Market Ostbayern verzichtet auf das EEG bei der Einspeisung von Photovoltaikanlagen, denn EEG-Strom wird als Graustrom an der Leipziger Strombörse gehandelt, nur um ihn anschließend mit Zertifikaten aus Norwegen wieder in Grünstrom zu verwandeln. Solche Schleifen haben keine Zukunft.
Wo sehen Sie neue Geschäftsmodelle?
Wir ziehen den Bilanzkreis in unserer Region. Der Strom kommt aus regionaler Photovoltaik, aus Windrädern und Biogasanlagen. Die Stadtwerke nehmen Stromüberschüsse nach dem Eigenverbrauch ab, verzichten aber auf eine Vergütung nach EEG. Stattdessen erhält der Stromkunde für seine Überschusseinspeisung sowie für die Bereitstellung von Regelleistung Gutschriften für seinen Stromeinkauf zu ertragsschwachen Zeiten. Damit erzielt der Kunde keine Einnahmen mehr, sondern er erreicht Einsparungen im Stromeinkauf und kann seine Eigenverbrauchsanlage privat und damit steuer- und bürokratiefrei betreiben.
Wir ziehen den Bilanzkreis in unserer Region. Der Strom kommt aus regionaler Photovoltaik, aus Windrädern und Biogasanlagen. Die Stadtwerke nehmen Stromüberschüsse nach dem Eigenverbrauch ab, verzichten aber auf eine Vergütung nach EEG. Stattdessen erhält der Stromkunde für seine Überschusseinspeisung sowie für die Bereitstellung von Regelleistung Gutschriften für seinen Stromeinkauf zu ertragsschwachen Zeiten. Damit erzielt der Kunde keine Einnahmen mehr, sondern er erreicht Einsparungen im Stromeinkauf und kann seine Eigenverbrauchsanlage privat und damit steuer- und bürokratiefrei betreiben.
Also finanzieren die Stadtwerke ihren Kunden die Photovoltaik nebst Stromspeicher, und der Kunde bleibt in der Stammdatei?
Der Kunde muss Eigentümer der Eigenversorgungsanlage bleiben – schon alleine wegen der EEG-Umlage. Aber durch seine aktive Einbindung als Prosumer können die Stadtwerke den Kunden binden, und es entsteht ein Wertschöpfungskreislauf in der Region: Der Kunde spart Energieausgaben, das Stadtwerk vermarktet die Einspeisung und liefert den Reststrom, lokale Banken finanzieren, und das Handwerk installiert und wartet die Anlagen. Auch das neue 10.000-Häuser-Förderprogramm des Freistaates geht in diese Richtung. Sie bekommen die Förderung nur, wenn Sie auf Einspeisevergütung gemäß EEG verzichten. Voraussetzung ist, dass der Netzbetreiber die Anlagen regeln kann.
Wenn die Betreiber der Solaranlagen keine Einnahmen mehr erzielen, inwiefern sind sie dann noch Unternehmer?
Gar nicht mehr. Dann entfällt der Gewerbeschein, dann entfällt der Gang zum Steuerberater, ebenso Einkommensteuer und Umsatzsteuer. All das sind Punkte, die bisher erheblichen Aufwand und Kosten verursachen. Der Kunde soll und will keine Einnahmen aus dem Stromverkauf ins Netz erzielen. Denkbar ist, dass er für Primärregelleistung und Ökostrom-Direkteinspeisung im Sommer zum Beispiel ein kostenloses Kontingent von bis zu 2.000 Kilowattstunden bekommt. Dann hat er Stromkosten gespart, mit einer einmaligen Investition in Photovoltaik und Stromspeicher.
Wie viel Innovation wird sich in den Versorgungskonzepten der nahen und ferneren Zukunft zeigen?
Die EEG-Vergütung wird wegfallen, bei neuen Photovoltaik-Eigenverbrauchsanlagen mit Stromspeicher ist sie ohnehin nicht mehr relevant. Auch die Verfügbarkeit von kostenlosem Strom aus negativer Sekundärregelleistung wird sehr stark abnehmen. Einige Stadtwerke bauen bereits Elektroheizstäbe mit mehreren Megawatt Leistung in ihre Fernwärmeleitungen, um Überschussstrom in Wärme umzusetzen. Und wie erwähnt, wird es in der Niederspannung und der Mittelspannung regionale Versorgungskonzepte geben, die kaum noch aus der Hochspannung versorgt werden. Flexible Stromtarife, also sich alle 15 Minuten ändernde Strompreise, sind in der Industrie bereits etabliert und werden auch im Haushalt Einzug halten.
Franz-Josef Feilmeier
ist Geschäftsführer der Firma Fenecon in Deggendorf. Nach seinem Studium der Technischen Betriebswirtschaft und der ersten beruflichen Station im strategischen Einkauf für den Bushersteller MAN/Neoplan in China war er als Projektmanager für die Centrotherm AG im Bau von integrierten Fabriken von Silizium bis zum Solarmodul tätig. Als stellvertretender Geschäftsführer des Projektierers Envalue realisierte er große Solarparks im In- und Ausland, bevor er 2011 die Fenecon GmbH & Co. KG gründete. Sie konzentriert sich auf die Entwicklung intelligenter Stromspeichersysteme und die damit möglichen Geschäftsmodelle.
Fenecon/BYD
Kompakt und notstromfähig
Fenecon aus Deggendorf hat mit der Auslieferung des neuen Speichers Mini ES 3-3 begonnen. Der Akku leistet drei Kilowatt und bietet drei Kilowattstunden Nettokapazität. Er wurde von Fenecon mit dem chinesischen Hersteller BYD entwickelt und ist für Eigenheime geeignet. Die Garantie des notstromfähigen Speichers beträgt zwölf Jahre.
Die Batterie besteht aus Lithium-Eisenphosphat-Zellen, der Batteriewechselrichter ist integriert. Nutzer können den Speicher mit allen Generatoren verwenden. Der Mini ES ist für die Nachrüstung sowie für Neuanlagen geeignet.
Das einphasig saldierende oder realversorgende Speichersystem lässt sich mit dem Fenecon Energy Management System (Fems) in Leistung und Kapazität erweitern. Schon jetzt können die Betreiber am Energy Pool von Fenecon teilnehmen. Durch die Bereitstellung von Primärregelleistung erzielen sie zusätzliche Einnahmen.
Montage der Batterieblöcke bei Tesvolt.
Simon Schandert zeigt den Sensor für die Batterie.
Komplett aufgebauter Batterieschrank für den Li-60.
Daniel Hannemann ist der Chef von Tesvolt. Er verkauft sogar nach Sibirien.
So werden die Batterieschränke mit den Sunny Islands kombiniert.
Alles auf dem Tablet: Die gesamte Steuerung des Speichers erfolgt digital.
