Seit einigen Jahren wächst die Nachfrage nach Speichern für Sonnenstrom rasant an. Werden die Stringinverter und die Batteriewechselrichter zu einem Gerät verschmelzen?
Volker Wachenfeld: Weltweit gesehen sind die Hybridwechselrichter ein Konzept, das sich auf einigen Märkten sehr stark ausbreitet. Ein Beispiel ist Australien. Denn die Entwicklung der Batterien entfaltet dort eine starke Dynamik. Die Funktionen für die Photovoltaik und die Batterien in einem Gerät zu vereinen, macht aber nicht immer Sinn. Funktionen wie Notstrom-Back-up oder auch die räumliche Unabhängigkeit von Photovoltaik und Batterie sprechen für getrennte Systeme.
Jürgen Reinert: Solarumrichter und Speicherbatterien rücken näher aneinander, aber sie müssen nicht zwangsweise verschmelzen. Immerhin sind die Speicher mittlerweile in allen Segmenten des Solargeschäfts angekommen, vom kleinen Heimspeicher bis zum Großcontainer für Solarparks. Es geht darum, sie möglichst intelligent und mit höchstem Nutzen für die Kunden und das Stromnetz zu integrieren.
Welche Vorteile haben die unterschiedlichen Systemkonzepte?
Volker Wachenfeld: Kombinierte Systeme mit DC-Kopplung der Batterien machen beispielsweise bei Megawattparks durchaus Sinn. Stellen Sie sich vor, man will einen bestehenden Solarpark mit einem Speicher nachrüsten, ohne die Anschlussleistung am Netzeinspeisepunkt zu erhöhen. Das wird in den USA derzeit häufig geplant. Im Nachrüstgeschäft ist die AC-Kopplung sicher das zielführendere Konzept. Das Speichersystem kann an einem beliebigen Ort integriert werden. Batteriespeicher und Batteriewechselrichter sind dann immer gut aufeinander abgestimmt.
Spielt die Batteriespannung dabei eine Rolle?
Volker Wachenfeld: Batterien mit Niederspannung von 48 Volt werden nicht aussterben. Seit 2017 bieten wir 400 Volt und höhere Spannungen für Hochvoltspeicher an. Das spart Kosten bei der Leistungselektronik. Allerdings werden die Batteriezellen größer. Die typische Kapazität von Automotive-Zellen ist in den letzten Jahren von ehemals 40 bis 60 Amperestunden auf inzwischen 100 bis 130 Amperestunden angewachsen. Dann schaltet man weniger Zellen in Reihe, auch dadurch bleibt die Spannung geringer.
Jürgen Reinert: Man darf nicht vergessen, dass weltweit die Bleispeicher noch eine große Rolle spielen. Das sind durchweg 48-Volt-Systeme, also Stromspeicher mit Niederspannung.
Wie hoch können die Spannungen in den Batterien werden?
Volker Wachenfeld: Bei großen Speichersystemen geht die Batteriespannung bis zu 1.350 Volt hoch, zum Beispiel in den Speichercontainern der koreanischen Hersteller. Das passt gut zu den Wechselrichtern, die 1.500 Volt aus dem Modulfeld anbieten. Für die DC-seitige Einbindung des Speichers ist eine Batteriespannung um 1.000 Volt besser geeignet, um mit kostengünstigen Topologien arbeiten zu können.
Wo sind die Hybridsysteme im Vorteil?
Jürgen Reinert: Ich sehe die Vorteile vor allem bei kleineren Neubausystemen, wenn die Speichergröße über die Betriebszeit hinweg fix bleiben soll. Soll die Speicheranlage erweiterbar sein, sind unabhängige Systeme besser geeignet. Dort wären getrennte Wechselrichter für die Photovoltaik und für die Batteriespeicher flexibler nachrüstbar. Es gibt ja auch Waschmaschine und Trockner in einem Gerät. Diese haben sich aber trotz geringeren Platzbedarfs und Kosten nicht durchsetzen können, da sie in der Funktionalität ein Kompromiss bleiben und weder so gut waschen noch so gut trocknen wie Einzelgeräte. Die Flexibilität in der Anwendung spricht eigentlich für getrennte Systeme.
Wie viel Wechselrichterleistung hat SMA im vergangenen Jahr für Speichersysteme ausgeliefert?
Volker Wachenfeld: 2017 waren es rund 400 Megawatt Speicherleistung, die mit unserer Leistungselektronik angesteuert wurden. Eine große Anlage in Großbritannien hat allein eine Kapazität von 60 Megawattstunden. In England wurden insgesamt bisher rund 500 Megawattstunden Speicherkapazität installiert, darunter zahlreiche große Container mit einer bis fünf Megawattstunden. Sie beinhalten die Speicherracks, den Brandschutz, die Kühlung der Racks und die Leistungselektronik für den Anschluss der DC-Batterie.
Jürgen Reinert: Diese Speicher werden an neuralgischen Punkten des Stromnetzes installiert, um die veraltete Netzstruktur zu entlasten. In Großbritannien bilden die Speicher auch eine Kapazitätsreserve für industrielle Großverbraucher, um sie gegen Engpässe im Netz abzusichern.
Spielt die Primärenergieregelleistung noch eine Rolle bei der Refinanzierung der Speichersysteme?
Volker Wachenfeld: Dafür wurden 2017 bei uns in Deutschland zwischen 50 und 60 Megawattstunden Batteriekapazität aufgebaut. Die Preise für die Regelleistung sinken immer weiter. Deshalb gewinnt die Kappung von Spitzenlasten hinter dem Zähler an Bedeutung. Allerdings muss man den Speicher dann auf die Lastprofile des Kunden abstimmen.
Welche Rolle spielt die Elektromobilität für den Speichermarkt?
Jürgen Reinert: Will man das Auto in Zukunft zum Beispiel mit 150 Kilowatt DC laden, sind Leistungsreserven aus Speicherbatterien sinnvoll. Den erforderlichen Netzausbau will aber niemand bezahlen. Bidirektionales Laden muss in Bezug auf wirtschaftliche Verrechnungsmodelle noch reifen, denn es hat natürlich Auswirkung auf die Lebensdauer der Autobatterien.
Volker Wachenfeld: 150 bis 200 Kilowatt sind derzeit die Grenze für Schnellladesysteme. 350 Kilowatt werden kommen, aber das müssen die Autos natürlich auch können. Braucht man sehr hohe Leistungen, um Autos möglichst schnell aufzuladen, ergeben sich für stationäre Speicher sehr wirtschaftliche Modelle. Leistet der Speicher beispielsweise kurzzeitig 600 Kilowatt, hat er gegenüber einem entsprechend leistungsfähigen Netzanschluss deutliche Kostenvorteile.
Bei der Wirtschaftlichkeit hängt sehr viel vom Preis der Lithiumzellen ab. Wie schätzen Sie die Entwicklung in den kommenden Wochen und Monaten ein?
Jürgen Reinert: Die Preise sind innerhalb weniger Jahre von 1.000 Euro je Kilowattstunde auf 200 Euro je Kilowattstunde für große Speichersysteme gefallen. Derzeit liegt die Lieferzeit für Lithiumzellen bei sechs bis zwölf Monaten, was den weiteren Preisverfall drosselt. Es sind Gigafabriken in der Planung, um höhere Produktionskapazitäten aufzubauen. Das dauert aber seine Zeit. In den kommenden zehn Jahren erwarten wir eine weitere Halbierung der Zellpreise.
Volker Wachenfeld: Von dem Geschäft mit Halbleitern wissen wir, dass lange Lieferzeiten die Preise stabilisieren. Und wenn sich ein Pfad wie Lithium verengt, haben andere Technologien eine Chance. Es könnte beispielsweise dazu führen, dass größere Speicherkapazitäten verstärkt mit Bleizellen aufgebaut werden. Eine Bleibatterie hält nur halb so lange wie eine Lithiumbatterie, und man kann ihre Kapazität nur zur Hälfte ausnutzen. Also muss man im Vergleich zu einem Lithiumsystem die vierfache Kapazität aufbauen. Die Bleizelle darf also nur 50 Euro je Kilowattstunde kosten.
Und die Redox-Flow-Batterien, wie aussichtsreich ist diese Technik?
Volker Wachenfeld: Bei kleinen Anwendungen sind sie zu teuer und zu kompliziert. Redox-Flow-Systeme lohnen sich, wenn man höhere Speicherkapazitäten und längere Speicherzeiten benötigt. Je größer der Speicher werden soll, umso besser eignet sich Redox Flow.
Jürgen Reinert: Klar ist aber: Lithium hat das Rennen gemacht, auch wenn es eine kurzzeitige, kleine Renaissance für Bleibatterien geben könnte.
Weil wir gerade über Preise reden: Wie entwickelt sich der Kostendruck bei den Solarwechselrichtern?
Jürgen Reinert: Die Chinesen haben angekündigt, ihren Heimatmarkt in der Photovoltaik zu halbieren. Tritt dies tatsächlich ein, bekommen wir kurzfristig Überkapazitäten auch bei den Wechselrichtern. Bisher lag der Preisverfall bei rund 5 bis 15 Prozent pro Jahr. Wir werden sehen, wie sich die Märkte in den kommenden Monaten entwickeln.
Das Gespräch führte Heiko Schwarzburger.
Pelham/England
Systemtechnik für Europas größten Batteriespeicher
SMA hat die komplette Systemtechnik für das größte europäische Batteriespeicherkraftwerk Pelham in England geliefert. Der Großspeicher in der Grafschaft Hertfordshire mit einer Anschlussleistung von über 60 Megawatt ist eines von mehreren Projekten, die derzeit in England gebaut werden, um die für die Frequenzregelung notwendige Reserveleistung bereitzustellen und damit Netzschwankungen auszugleichen.
Die 26 Sunny Central Storage Batteriewechselrichter von SMA integrieren einen modernen Speicher mit Lithium-Ionen-Batterien in das Stromnetz, um verschiedene Systemdienstleistungen für den Netzbetreiber zu erbringen. Neben der Leistungselektronik hat SMA ein Power Management System sowie eine Scada-Lösung geliefert.
Damit wird das Be- und Entladen des Großspeichers entsprechend den Netzanforderungen geregelt. Das Speicherprojekt in Pelham wurde von SMA gemeinsam mit dem Subunternehmer British Solar Renewables in weniger als sechs Monaten errichtet.
Es ist das größte Batteriespeicherkraftwerk in Europa. Betreiber ist die britische Statera Energy Limited, Entwickler und Besitzer von zahlreichen weiteren großen Anlagen. Das System gleicht mit einer Kapazität von 50,06 Megawattstunden Frequenzschwankungen im Stromnetz aus. Diese sind aufgrund der unzureichenden Kapazitäten der Anbindung an das europäische Verbundsystem sowie des hohen Anteils von Strom aus Offshore-Windkraftanlagen relativ hoch.
EES Award
Sunny Central Storage als Preisträger gekürt
Der Sunny Central Storage von SMA ist die zentrale Komponente eines Systems zur Integration großer Speichersysteme in das Stromnetz. Der Batteriewechselrichter für netzgekoppelte Anwendungen und Photovoltaik-Hybrid-Mininetze zeichnet sich dadurch aus, dass er netzbildende Fähigkeiten hat und im Stromnetz quasi wie eine rotierende Masse fungiert. Dies ermöglicht die Integration von Batteriespeichern analog zu einem zusätzlichen Generator.
Der Sunny Central Storage gleicht Schwankungen in der solaren Energieerzeugung aus. Der Batteriewechselrichter ist mit den meisten Batterietechnologien kompatibel. Das System ermöglicht den Netzbetrieb allein über Solaranlagen und Solarstromspeicher, kann aber auch einen plötzlichen Ausfall der Energiezufuhr ohne Unterbrechung oder zusätzliche Hardware abfangen.
Dieses Produkt wurde aufgrund seiner Kompatibilität, seiner Auslegung für den Dauerbetrieb bei Temperaturen zwischen minus 25 Grad Celsius und 60 Grad Celsius und seiner hohen Flexibilität, unter anderem durch den DC-Spannungsbereich von 480 bis 1.500 Volt, prämiert.
Nach Einschätzung der Jury ist diese Lösung für viele Anwendungen geeignet und lässt sich nahtlos in eine bestehende Infrastruktur einbinden. Dies ermöglicht die Entwicklung und den wirksamen Betrieb von Microgrids mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien – ein entscheidender Faktor bei der Reduzierung des Ausstoßes von Kohlendioxid in entlegenen Gebieten und auf Inseln.
Ansicht des anschlussfertigen Sunny Central Storage, der in München mit dem EES Award ausgezeichnet wurde.
Container mit großen Batteriewechselrichtern zur Ansteuerung der Speicherblöcke im englischen Pelham.
