Immer mehr Investments flössen derzeit hinter die Zähler, weil im regulierten Bereich keine Geschäftsmodelle ermöglicht würden, mahnt Thomas Speidel. Er ist Präsident des Speicherverbands BVES. „Sinnhafte Quartierspeicher können auch deshalb nicht gebaut werden. Die Politik sollte die richtigen Stellschrauben bedienen, es muss dringend gehandelt werden“, fordert er. Hauptberuflich ist Speidel Geschäftsführer bei Ads-Tec mit Hauptsitz in Nördlingen.
Speicher stellen Netzdienstleistungen
Die entsprechende Nachfrage nach größeren Speichern steige immer weiter. Das Segment für Gewerbespeicher startet bei Ads-Tec mit 20 Kilowatt Leistung und 19 bis 50 Kilowattstunden Kapazität. Der Strompuffer eignet sich für die Optimierung des Eigenverbrauchs, Peakshaving, Notstrom, Phasenverschiebung und er ermöglicht einen Schwarzstart. Damit sind alle relevanten Netzdienstleistungen abgedeckt, es gilt, einen Speicher vielseitig einzusetzen.
Auch einzelne Racks werden immer mehr nachgefragt, also Speicher oder Container, die in Gebäuden verbaut werden. Die Zellen kommen bei Ads-Tec aus Südkorea. Strompuffer werden immer mehr Teil der Infrastruktur und sie werden immer öfter beim Bau von Planern und Architekten mitgedacht. Ein Treiber für diese Entwicklung ist die höhere Flexibilität, die unser Energiesystem mit immer mehr Ökostrom benötigt. „Die Währung der Zukunft in der Energiewirtschaft ist eindeutig Strom“, prognostiziert Speidel. Denn Elektrizität kann in Wärme und für Mobilität genutzt werden und so Sektoren verbinden und Kohlendioxidemission verringern. Strom ist der Energieträger und das Premiumprodukt.
Auf politischer Ebene sei eines wichtig, betont BVES-Präsident Speidel: „Die Speicherdefinition, dass er gerade kein Erzeuger und kein Verbraucher ist, muss auf EU-Ebene korrigiert werden.“
Die Definition für Speicher ändern
Nur ohne doppelte Abgaben und Belastungen können elektrische Strompuffer dem System künftig helfen. „Über das Unbundling muss ebenfalls erneut nachgedacht werden“, betont Speidel. Also über die Frage, ob ein Netzbetreiber auch eigene Speicher betreiben darf oder ob er sich die Dienstleistungen einkaufen muss, gilt es ebenso zu diskutieren. „Der alleinige Netzausbau kann die Notwendigkeit für Flexibilität und Speicher nicht ersetzen.“
Mit den vereinbarten Klimazielen der Bundesregierung ist die Übererzeugung der Erneuerbaren Pflicht und einfach notwendig. Die Annahme von Ökonom Hans-Werner Sinn, dass erneuerbare Erzeugung zu 100 Prozent genutzt werden muss und sich daraus eine erforderliche Speichergröße ermitteln ließe, ist nicht zutreffend. Ein Ansatz über den Wirkungsgrad oder die Effizienz sei im Gegensatz zu fossilen Energieträgern nicht entscheidend. „Das Überangebot ist eben gerade kein Problem, denn die Ressourcen sind erneuerbar und sie kosten uns nichts“, erklärt Thomas Speidel.
System braucht künftig mehr Puffer
Allenfalls seien die Investitionen in Erneuerbare zu berücksichtigen, denn dieser Wandel wird nicht kostenlos sein, gibt der BVES-Präsident zu bedenken. Zum Vergleich: Die Bankenrettung war der Politik ein Vielfaches wert und die von Professor Sinn offengelegten Salden zur Eurorettung waren horrend hoch.
Bei der Energiewende gilt vielmehr der Satz eines anderen Ökonomen: „What ever ist takes“, wie der EZB-Chef Mario Draghi während der Eurokrise sagte. „Diese Losung hat auch für das Erreichen der Klimaziele zentrale Bedeutung“, sagt Speidel. Wenn Kohlendioxid eingespart werden soll, müssten die erneuerbaren Energien stark zulegen. Und weil die Produktion und der Verbrauch immer volatiler werden, sind Puffer künftig immer wichtiger. „Jeden Verbrauch und jede Nachfrage über ein üppig ausgebautes Stromnetz bis in die letzte Ader des Verteilnetzes zu bedienen, wird nicht mehr die alleinige Lösung sein. Der Netzausbau ist da richtig und wichtig, wo er langfristig und stetig gebraucht wird.“
Profis fragen nach Degradation
Der regulatorische Rahmen für große Batteriespeicher ist alles anders als günstig. Diese Aufgabe muss die Politik bald lösen. Die Speicher werden immer günstiger und technisch besser. Für Ads-Tec steht vor allem die Sicherheit für den Installateur im Fokus. „Technik für Profis“ lautet das Motto von Speidels Firma. „Jedes Modul hat aus diesem Grund einen Berührungsschutz, sodass spannungsführende Pole nicht berührt werden können. Zudem haben wir in unserem BMS den Kommunikationskanal galvanisch von der Batteriespannung getrennt“, erläutert Speidel. Der Handwerker ist somit umfangreich geschützt.
„Plus- und Minusspannungen erkennt jeder – und ist vorsichtig. Aber wenn es keine galvanische Trennung gibt, addieren sich die Spannungen der Module“, sagt er. Im Zweifel sollte der Handwerker nicht daran denken müssen, dass 1.000 Volt auf dem Kommunikationskanal liegen könnten. „Deshalb setzen wir auf eine galvanische Trennung. Das erhöht unsere Produktpreise, aber das muss einfach sein.“
Ads-Tec setzt mit dem Batteriemanagementsystem, kurz BMS, direkt auf jeder Zelle auf. Über eine Seriennummer jeder Zelle kann die Entwicklung genau beobachtet werden. Temperaturverteilung, Ladezustand – alles ist zu jeder Zeit einsehbar. „Erfahrene Kunden fragen nach Degradation und Sicherheitsthemen“, weiß Speidel und ergänzt: „Es wird nicht mehr alles geglaubt, was in einem Datenblatt steht.“ Die Vorgabenbereiche von Zellherstellern zur Temperatur und Leistung seien genau definiert. „Die müssen wir einhalten, wenn wir die Garantieansprüche behalten wollen. Datenblätter geben nur einzelne Extrapunkte an, die aber nicht beliebig kombinierbar sind“, erklärt der Ads-Tec-Chef.
Elektrofahrzeuge senken Strompreise
Das Laden der Stromer dürfe die Verteilnetze künftig nicht an ihre Grenzen bringen. Vier Millionen Stromer können 2030 durch deutsche Straßen sausen. Das beeinflusst auch das Stromsystem und die Strompreise. Das Fraunhofer ISI hat errechnet, dass zwar Investitionen in Stromnetze nötig sein werden. Die Wissenschaftler haben in einer aktuellen Studie den Einfluss der Elektromobilität auf die Haushaltsstrompreise in Deutschland im Jahr 2030 untersucht. Dieser Zeitpunkt wurde gewählt, da dann die Transformation des Energiesystems voraussichtlich weit fortgeschritten ist. Dies beinhaltet unter anderem, dass Elektrofahrzeuge, aber auch Wärmepumpen weit verbreitet sind.
Ein wichtiger Faktor bei der Berechnung der künftigen Strompreise sind demnach die Netznutzungsentgelte: Mehr als 90 Prozent der Kosten des Stromnetzes sind fixe Kosten, die den Verbrauchern über die Netznutzungsentgelte berechnet werden. Ein Vorteil: Der höhere Stromabsatz durch Elektrofahrzeuge sorgt für eine bessere Auslastung des kapitalintensiven Stromnetzes. Dies könnte laut der Studie dazu führen, dass sich die spezifischen Entgelte reduzieren und dadurch die Strompreise für Haushalte deutlich sinken. Allerdings betonen die Autorinnen und Autoren der Studie, dass die Situation in den Verteilnetzen in Deutschland stark unterschiedlich sei – und es in einzelnen Netzgebieten auch zu einem Preisanstieg durch höhere Netzentgelte kommen könne. Unternehmen rechnen das genau nach. Sie versuchen vor allem durch Spitzenlastkappung oder auch atypische Netznutzung einen Teil der Netzentgelte zu sparen.
Gesteuertes Beladen empfohlen
Ein weiteres wesentliches Ergebnis der Studie ist, dass relevante zusätzliche Netzinvestitionen durch Elektrofahrzeuge nur dann anfallen, wenn eine höhere Ladeleistung von elf Kilowatt und mehr mit einer ungesteuerten Beladung von Elektrofahrzeugen zusammenkommt. Bei geringerer Ladeleistung oder einer gesteuerten Ladung der Elektrofahrzeuge fallen in der Regel keine zusätzlichen Netzinvestitionen an.
Die Empfehlung der Autoren lautet deshalb, „ein gesteuertes Beladen von Elektrofahrzeugen zu unterstützen beispielsweise durch eine entsprechende Tarifgestaltung“. Die technische Begrenzung der Ladeleistung auf elf Kilowattstunden kann demnach sinnvoll sein.
Power auf Knopfdruck
Die künftigen Elektroautos werden wie der Tesla Model 3, aber auch die Autos deutscher Premiumhersteller zwischen 60 und 100 Kilowattstunden Batteriekapazität besitzen. Die mit drei Kilowatt Ladeleistung zu laden sei äußerst mühsam und langwierig, erklärt Ads-Tec-Chef Speidel. Um schnell zu laden und eine Entlastung der Verteilnetze zu erreichen, bedarf es eines schnellen Energieflusses auf Knopfdruck wie bei einem Toilettenspülkasten. Diese Speicher werden künftig den nicht benötigten Strom sammeln, um ihn dann sehr schnell für das Laden von Stromern wieder abzugeben.
Das macht unter anderem der Power Booster von Ads-Tec oder der gemeinsam mit Porsche angebotene HPC-Booster. Das englische Kürzel steht für High Power Charging. Erste HPC-Booster werden nun 2019 ausgeliefert. Die werden auf privaten Grundstücken genauso wie in Verteilnetzen entstehen.
Tesvolt
Erstes kommunales Speicherprojekt in UK ohne Förderung
In der Grafschaft West Sussex wurde das erste kommunale Batteriespeicherprojekt in Großbritannien installiert. Ein Solarpark mit 7,4 Megawatt Leistung stabilisiert zusammen mit einem 4,4-Megawatt-Lithium-Speichersystem des Herstellers Tesvolt das Stromnetz. Mit den Netzdienstleistungen verdient die Kommune zusätzlich Geld. So kommt die Anlage laut Investor ohne Fördermittel aus. Die Inbetriebnahme auf einer 35 Hektar großen Deponiefläche in Westhampnett erfolgte Mitte Oktober. Der Testbetrieb sei nun aber abgeschlossen.
Mit dem Projekt wird die Kommune für die nächsten 25 Jahre erhebliche Einkünfte erwirtschaften. „Als einer der ersten Solarparks, der mit Batteriespeicher und ohne staatliche Subventionen gebaut wurde, gehen wir unter den lokalen Behörden neue Wege“, sagt Louise Goldsmith, Bezirksratsvorsitzende der Grafschaft. Kommunale Investoren würden nicht in Quartalen rechnen wie andere Geldgeber. „Ein Speichersystem mit einer kalendarischen Lebensdauer von 30 Jahren wie unseres entspricht da schon eher den Ansprüchen an eine Lösung, die langfristig dem Steuerzahler dient“, erklärt Tesvolt-Manager Christian Went.
Den Strom aus dem Solarpark wird auf dem Stromgroßhandelsmarkt verkauft. Die Batterien werden zusätzliche Einnahmen aus Arbitragegeschäften, Frequenzdiensten und Kapazitätsmarkterträgen erwirtschaften. Dafür ist laut Tesvolt eine schnelle Bereitstellung von Strom aus dem Speicher entscheidend. Die besondere Bauform und die chemische Zusammensetzung der Zellen ermögliche eine hohe Batterieladerate von 1C.
Denersol
Leitfaden für Industrie- und Gewerbespeicher
Auch größere Speichersysteme werden wirtschaftlich immer attraktiver. Doch die Systemtechnik ist deutlich komplexer als bei Heimspeichern. Darum gilt es, die Einspar- und Erlöspotenziale der Gewerbespeicher vorher genau zu analysieren. Ein neuer Leitfaden bietet Hilfestellung. Der Ratgeber der Beratungsfirma Denersol legt den Fokus dabei auf die Wirtschaftlichkeit und bringt Transparenz in die angebotene Technik der Hersteller. Zudem gibt er einen Überblick zu Produkten sowie Systemlösungen – von mehr als 40 Anbietern auf dem deutschen Markt. „Trotz des jungen Marktsegments gibt es bereits diverse Anbieter und eine Vielzahl technischer Möglichkeiten“, weiß Dietmar Geckeler, Inhaber und Geschäftsführer von Denersol. Ziel des Leitfadens sei es, durch eine unabhängige Analyse allen Anwendern eine praxistaugliche Hilfe an die Hand zu geben, um eine passende Lösung auszuwählen.
Der Ratgeber hat einen Umfang von rund 120 Seiten. Er enthält mehr als zehn Praxisbeispiele. Kooperationspartner ist die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS), Landesverband Franken. Der Leitfaden kostet 395 Euro (netto) und ist als PDF-Dokument erhältlich. Noch bis 15. Dezember 2018 kann er mit einem Rabatt von zehn Prozent bestellt werden.
Lumenion
Stahlspeicher puffert Megawattstunden
Im Bottroper Weg 6 entsteht ein Stück Energiezukunft. Jedenfalls wenn es nach Lumenion, Vattenfall und Gewobag geht. Die drei Projektpartner verkündeten in Berlin-Tegel den Projektstart; in rund einem Jahr soll dort der Stahlspeicher in Betrieb gehen. Bisher versorgten zwei Heizzentralen die 1.700 Wohnungen alleine. Im Rahmen des innovativen Sinteg-Projektes Windnode fallen keine Abgaben wie beispielsweise Netzentgelte für den Überschussstrom an, mit dem der Speicher auf bis zu 650 Grad Celsius erhitzt wird. „Nur durch eine Änderung des regulatorischen Rahmens kann der Speicher ökonomisch arbeiten“, betont Hanno Balzer, Geschäftsführer bei Vattenfall Energy Solutions. Die Mieter werden während der Testphase zu den gleichen Konditionen wie vorher versorgt.
Dieses bestehende System soll nun um ein innovatives Speicher-BHKW von Lumenion ergänzt werden. Im ersten Jahr sei zunächst nur eine Wärmelieferung aus dem Speicher geplant. In der zweiten Ausbaustufe ab November 2019 soll eine Dampfturbine die Wärme auch wieder rückverstromen. Je nach Turbine liegt der Wirkungsgrad bei bis zu 35 Prozent. Vorteil der Technologie: Durch die hohe Energiedichte, die zehn Mal höher ist als die von Wasser, kann der vorhandene Kellerraum effizienter genutzt werden. Und Stahl sei länger haltbar als Lithiumakkus und mindestens um den Faktor zehn günstiger. Der Speicher könnte laut Lumenion Stromspitzen für weniger als zwei Cent pro Kilowattstunde puffern.
„Die Kapazität des Speichers liegt bei 2,4 Megawattstunden“, erklärt Alexander Voigt, Lumenion-Chef und Firmengründer. Der Stahl nehme den Strom dabei sehr schnell auf, was die Stromnetze bei Überschussstrom entlaste. Mit den 40 Tonnen Stahl wiegt das Gesamtsystem immerhin 80 Tonnen. Die Statik des Gebäudes wurde daraufhin geprüft und für geeignet befunden. Das Berliner Start-up betreibt bereits einen Demonstrator in Schöneweide mit 450 Kilowattstunden. Das Speichersystem sei aber sehr gut skalierbar, sagt Voigt. Ein größeres Projekt in Schleswig-Holstein mit 40 Megawattstunden werde bereits vorbereitet. Ein Strompuffer für mehrere Gigawattstunden ist das erklärte Ziel.
lumenion.com
Für Thomas Speidel, Geschäftsführer bei Ads-Tec, ist klar: Die Währung der Zukunft in der Energiewirtschaft ist Strom.
