Das wichtigste Solarstromspeicher-Event in Österreich: „Sonnenstrom auf Vorrat“

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Solarstromspeicher boomen in Österreich

Am 13. Oktober 2016 fand das Jahrestreffen „Sonnenstrom auf Vorrat“, organisiert von der PV Austria, in der Wiener Tech-Gate statt. Vermutlich zum letzten Mal an dieser Location, denn das Auditorium platzte buchstäblich aus allen Nähten. Mit um 20% mehr Besuchern als im ohnehin erfolgreichen letzten Jahr, erreichte die wichtigste Jahresveranstaltung Österreichs einen neuen Besucherrekord von mehr als 300 Fachexperten aus den Bereichen Solarstromspeicher, Heimspeicher und Lithium-Ionen Batterien.

Von Konstantin Heiller

In insgesamt 13 Fachvorträgen und 16 Herstellerpräsentationen wurden die aktuellsten Themen, brisantesten Fragestellungen und neuesten Produkte präsentiert. Das Programm deckte die folgenden 5 spannenden Themenbereiche ab:

1. Roadmap 2030 für stationäre Speichersysteme & Erkenntnisse aus dem Speichermarkt
2. Innovative Energiesysteme unter Einbindung von Stromspeichern
3. Ressourceneinsatz vom Rohstoff Lithium, Recycling & Second Life Anwendungen
4. Sicherheit von Solarstromspeichern und Leistungstests im Labor
5. Präsentationen der neuesten Produkte

Die vertretenen Aussteller waren: Fronius, Solarworld, Varta Storage, IBC Solar, ATB Becker, blue.sky energy, sonnen Batteriecenter Elektro Weihs, Kreisel, Kioto Solar, iFIX Solar / KEBA, Mea Solar, My PV, Neeo, Ökoteam Solar, Siblik und SMA.

Anbei finden Sie einen Querschnitt aus den Präsentationen, insbesondere der Abschlussbericht der Speicherinitiative des Klima-& Energiefonds sowie ein Ausblick auf die kommende OVE R20 Richtlinie waren mit Spannung erwartet worden. Hier finden Sie neun Stunden geballte Informationen auf die wichtigsten bullet-points synthetisiert:

• Der Anteil von Blei im Speicherbereich nimmt immer weiter ab, LiFePO4 und NMC/NCA Zellen sind auf dem Vormarsch und zeigen noch das größte Entwicklungspotenzial
• Der Weltmarktpreis von Lithium steigt zwar stark an, der knappe Rohstoff ist jedoch Kobalt
• Österreich gehört zu den vier attraktivsten Speichermärkten und will seine Technologiekompetenz im Speicher- und Zulieferbereich ausbauen
• Demo- und Pilotprojekte sollen gefördert werden
• Bisher sind noch wenige Speichermarken in Österreich vertreten
• Installateure (in Österreich eher als „Elektriker“ bezeichnet) bemängeln teilweise noch geringe Margentiefe und hohe Kosten bei Speichern, jedoch 70% haben bereits Speicher in ihr Portfolio aufgenommen

Roadmap 2030 für stationäre Speichersysteme & Erkenntnisse aus dem Speichermarkt

Eröffnung

In seiner Eröffnung begrüßte Dr. Hans Kronberger, Gallionsfigur der österreichischen PV Branche und Präsident des Bundesverbands „Photovoltaic Austria“, die mehr als 300 BesucherInnen aus Österreich und Deutschland und informierte sie über die wichtigsten Themen zu PV und Speicher:

• Einige Speicherhersteller sind bereits Mitglieder im Bundesverband Photovoltaik.
• Zwei Mal im Jahr findet der „Speicherdialog“ zur Erörterung offener Themen statt, in dem definiert wird, bei welchen Fragestellungen der Verband für Speicherhersteller eintreten kann.
• Hinweis auf die in Arbeit befindliche „große“ Ökostromgesetzesnovelle, die vermutlich aber nur eine „kleine“ Novelle werden wird.
• Österreichs Peakleistung hat 2016 erstmals 1 GW erreicht, damit können im Jahr 1 TWh Strom erzeugt werden.

Speicher Roadmap

Herr Dr. Axel Thielmann, vom Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung, präsentierte als erster Gastreferent die Speicher-Roadmap 2030 und rekapitulierte die:

• Trends & Treiber für Energiespeicher (Lithium-Ionen Batterien)
• Entwicklungsperspektiven für stationäre Anwendungen
• Anwendungsbeispiel der PV-Hausspeicher

Die gesamte Speichermenge in Lithiumbatterien betrug 2015 etwa zwischen 68 und 72 GWh. Derzeit machen noch portable Akkus (Handies, Laptops, etc.) den Großteil der Lithium-Batterieanwendungen mit insgesamt 38 bis 39 GWh Gesamtspeichermenge aus. Die Elektromobilität trägt 29 bis 31 GWh bei und stationäre Stromspeicher machen erste 1 bis 2 GWh aus. Aufgrund der rasanten Entwicklung der letzteren beiden, wird sich dieses Verhältnis in Zukunft jedoch ändern, vor allem die Nachfrage aus der Elektromobilität wird weltweit bald dominieren. Mögliche Entwicklungen sind weiter:

• Die Technologien LiFePO4 & NCA sind aufgrund ihrer Energiedichte noch lange nicht ausgereift, hier sind noch große Sprünge möglich.
• Großformatige Lithium-Batterien und zylindrische Zellen erfahren noch starke Kostenreduktionen (von derzeit ca. 350 US$/kWh auf ca. 80 US$/kWh in 2030).
• Weitere Entwicklungen sind in Hochleistungs- und Hochenergieanwendungen zu erwarten, Speicher werden auf mehreren Ebenen eine Rolle spielen (Zentrale, große dezentrale, lokale und virtuelle Speicher).
• Die Roadmap 2030 berücksichtigt die Erschließung neuer Geschäftsmodelle auf lokaler Ebene (siehe analog dazu den Abschlussbereich der Speicherinitiative), im on-grid und off-grid Bereich, auf Verteilnetzeben uvm.
• Die Netzintegration von Elektrofahrzeugen (vehicle-to-grid) wird erst ab ca. 2020 erwartet.
• Alleine zwischen 2014 und 2015 gab es 400 MWh an zusätzlichen netzgebundenen Neuinstallationen!
• NMC holt zu Lasten von Blei auf (Pb macht nur noch 10% Anteil an den verbauten Speichersystemen aus), damit sind Lithium-Batterien die Schlüsseltechnologie für die Zukunft.
• Vor allem die Energie- und Klimapolitik ist ein Treiber für die wachsende Nachfrage nach elektromobilen und dezentralen stationären Anwendungen.

Kunden- und Elektrikerperspektiven

Ein ebenfalls mit Spannung erwarteter Vortrag ist jener von Herrn Saif Islam, von der Firma EuPD Research gewesen: „Stromspeicher: Kaufmotive, Markenwahrnehmung und Hinderungsgründe“. EuPD Research ist vor allem in Deutschland ein Begriff, da dieses Unternehmen nicht nur die bekannten Endkunden- und InstallerMonitors veröffentlicht, sondern auch Hersteller von PV Modulen und inzwischen auch von Speichern zertifiziert. In Zukunft sollen auch österreichische Hersteller diese Möglichkeit haben.

Neben der Bewertung von Herstellern, bewertet EuPD Research auf die Attraktivität von Absatzmärkten für Speicher. Dazu wird ein Modell, basierend auf den folgenden 4 Faktoren, herangezogen:

1. Volkswirtschaft (Nettoeinkommen Haushalt, Anzahl Einfamilienhäuser, Eigentümerquote, Importzoll, Inflationsrate, EK-Zins, FK-Zins, Stromverbrauch pro Einwohner/ Haushalt)
2. Politik (PV-Förderung, Speicherförderung, Ziel PV-Ausbau, Förderung erneuerbare Energien insgesamt, Gebäudeeffizienz)
3. Energiemarkt (Bruttostrompreis für private Haushalte, Istwert, Wachstumsrate (Prognosewert), Anteil EE, Netzstabilität, Elektrifizierungsquote, Dieselpreis, Sonneneinstrahlung)
4. Photovoltaik (PV-Installationen insgesamt und „unter 10kW“, Verteilung Anlagengrößen unter 10 kW, PV-Systempreis Haushalte)

Bemerkenswerterweise befindet sich Österreich hinter Japan, den USA und Deutschland auf dem 4. Platz in „Attraktivität der weltweiten Potenzialmärkte“, noch weit vor Italien, Großbritannien oder Australien. Dies ist insofern beachtlich, als dass es derzeit noch nicht einmal eine bundesweite Stromspeicherförderung gibt, jedoch sprechen folgende Aspekte für die Attraktivität Österreichs als Solarstromspeichermarkt:

• Er ist zwar klein, aber stabil und interessant und wird durch Förderungen, vor allem durch die Landesregierungen unterstützt.
• Er stützt sich auf einen stabilen PV-Markt, der bei steigenden Strompreisen und bei sinkenden Systempreisen noch attraktiver und vor derzeit allem von aktiven Installateuren (Elektrikern) getragen wird.

Herr Islam gab außerdem einen Überblick über die im März und April 2016 durchgeführte Installateurs-Befragung:

• Befragt wurden 34 Installateure (bzw. Elektriker) in Österreich, von denen 50% mehr als 500 kWp installiert hatten und für 92% der Gesamtleistung verantwortlich sind.
• Im Modulbereich zeigt sich, dass polykristalline Module deutlich beliebter als Monokristalline sind, während Dünnschichtmodule bedeutungslos geworden sind.
• Von den Befragten bieten 70% bereits Speicher an, 15% wollen bis Ende 2016 Speicher anbieten und ins Portfolio aufnehmen. Dies macht, mit 85%, den höchsten Wert in Europa aus!
• Laut Umfrage sind „Finanzielle Aspekte – hohe Preise, niedrige Margen und die fehlende Erfahrung die Hauptgründe warum die anderen Installateure Speicher (noch) nicht anbieten wollen.“
• Retro-Fit Installationen tragen nur zu einem Drittel aller Speicher-Installationen bei.
• Mehr als die Hälfte aller installierten Speicher sind zwischen 4 und 8 kWh groß.
• Speicher werden größtenteils über den Großhandel bezogen.
• Die Hälfte aller High Volume Installateure kaufen jedoch direkt beim Hersteller ein.
• Am bekanntesten ist der Local Player Fronius, gefolgt von Varta und Tesla. Der andere große österreichische Hersteller „Neovoltaic“ verzeichnet hingegen gar keine ungestützte Markenbekanntheit.
• Fronius macht fast die Hälfte der genutzten Marken aus, Varta und sonnen (vormals Sonnenbatterie GmbH) teilen sich Patz 2 mit knapp unter 15% Anteil. Tesla wurde bei den Speichermarken am häufigsten gemieden (50%).
• Während Varta beim Net Promoter Score schlecht abschneidet und von 3 von 5 Befragten nicht nur nicht weiterempfohlen wird, sondern davon abgeraten wird, würde nur einer von 5 Installateuren von der SonnenBatterie abraten.
• Der Hauptgrund, warum Installateure in Österreich diverse Hersteller meiden, ist der Service, gefolgt von Qualität und schwierigen Installationsbedingungen.

Ergebnisse der Speicherinitiative des KliEn

Ing. Stefan Reininger vom Klima- und Energiefonds zog eine Bilanz der Startphase der Speicherinitiative, die Anfang 2016 mit mehreren Workshops ihren Kick-off begonnen hatte. In sechs Gruppen hatten 144 ExpertInnen ihren Input in die Wissensplattform geleistet. Der Endbericht mit seinen Handlungsempfehlungen und Best Practice Beispielen wurde erstmals bei der Veranstaltung „Sonnenstrom auf Vorrat“ vor größerem Publikum präsentiert.

In einem Auszug aus den Handlungsempfehlungen unterstrich Ing. Reininger die Wichtigkeit von:

• F&E und Simulation von Speichereinsatz statt Netzverstärkung bei Lasterhöhung, z.B. durch Siedlungserweiterung.
• Pilotprojekten mit Stromspeichern für Netzdienstleistung mit den Systemverantwortlichen.
• Pilotanlagen zu Speichereinsatz für Abwärme- und Überschuss-Ökostromnutzung.
• Einem Pilotversuch mit einem virtuellen Speicherkraftwerk mit einem Aggregator als „Schwarmdirigent“ (mit 50 bis 100 Kunden mit PV & Batterie).
• Einem Pilotversuch virtueller Großspeicher („Quartierspeicher“).
• Einem Pilotversuch zur Reduktion der Netzanschlussleistung bei Schnellladestationen durch Einsatz von Stromspeichern.
• F&E Projekte zur Optimierung von Produktionsprozessen von Speichertechnologien.

So meinte Ing. Reininger: „Projekte gibt es zwar, aber sie müssen in Österreich umgesetzt werden, deshalb die Notwendigkeit von Demo- und Pilotprojekten in Österreich selbst!“ Zur Enttäuschung der anwesenden Speicherhersteller und Vertriebspartner fügte er hinzu: „Aus den Handlungsempfehlungen wurde keine Notwendigkeit für eine Heimspeicherförderung herausgelesen, aber das Thema Speicher wird explizit in Zukunft berücksichtigt!“

Zu den nächsten Schritten gehören:

• Berücksichtigung in ausgewählten Förderprogrammen (sic!)
• Nutzung der Speicherinitiative als Wissensplattform
• Unterstützung von Anpassungen der Rechtsgrundlagen
• Entwicklung einer Speicher-Roadmap mit einer integrierten Energie&Klima Strategie

Eine ausführliche Zusammenfassung der Ergebnisse finden Sie in diesem Beitrag über die Speicherinitiative.

Innovative Energiesysteme unter Einbindung von Stromspeichern

Praxiserfahrungen mit Großspeichern (>100 kWh)

In der Wiener „Seestadt“ in Aspern entsteht eines der größten Stadtbauprojekte Europas. Rund 20.000 Wohn- und Arbeitsplätze werden derzeit im 22. Wiener Gemeindebezirk auf der Fläche des ehemaligen Flugfelds Aspern geschaffen. Im Rahmen des Neubaus testet auch die „Smart City Aspern Research GmbH & Co KG“, ein Public-Private-Partnership von Wien Energie, Wiener Netze und Siemens, erneuerbare und effiziente Energietechnologien. Dipl.Wirt.Ing. (FH) Bernd Richter von ASCR präsentierte die Erfahrungen mit einem Großspeicher im Baulos D5B, das heute ein Studentenheim ist.

Im Herbst 2015 wurde ein 120 kWh Speicher der Firma BYD (Importeur Fenecon) mit 150 kW Leistung im Keller des Neubaus installiert. Kombiniert wurde der Speicher mit einer 171 kWp PV-Anlage auf dem Dach des Baus. Weitere Kenndaten des Speichers sind

• 100ms Umschaltzeit von Laden auf Entladen
• C-Rate = 1
• LiFePO4 Zellen (3,2V, 230Ah, 4 in Serie)
• 3.000 Volllastzyklen garantiert
• Gebäudeleittechnik ist nicht vom Speicherhersteller, sondern von Siemens

Die kurze Erfahrung zeigte bisher, dass ein rechnerischer PV-Eigenverbrauchsanteil von 36%, auf 55% dank Speicher erhöht werden konnte. Durch ein Optimierungsprogramm, das auf die Leittechnik gesetzt werden soll, steigt dieser Anteil zukünftig noch weiter. ASCR wird diesen Speicher in Zukunft zur tertiären Regelleistung anbieten und arbeitet an einem Positionspapier an den Regulator zur Anpassung der Netzbestimmungen für Regelenergieanbieter im Verteilnetzbereich.

„Eine Sache haben wir noch gelernt und das ist das Ausregeln der Leistung. Vor allem die Phasenasymmetrie ist ein schwieriges Thema, auf einer Phase ziehen die Verbraucher 12kW auf der zweiten 31 kW. Das wird eines der herausfordernden Themen in Zukunft werden“, so Richter über die nächsten Schritte in diesem jungen Projekt.

Warmwasser aus PV- und Speicherstrom

Momentan erobert ein Trend aus Deutschland zunehmend aus Österreich: was früher als sakrosankt galt, nämlich aus der „edlen“ Energieform „Strom“ simples Warmwasser zu machen, das bietet die my-PV GmbH bereits an. Nach dem Motto „Kabel statt Rohre“ präsentierte Ing. Dr. Gerhard Rimpler „Warmwasser als Speicheralternative im leistbaren Wohnungsbau“.

„Mit der Photovoltaik vermeidet man Ventilverluste und erzeugt die Wärme dort, wo sie gebraucht wird“, so Dr. Rimpler. Im Referenzprojekt Bösenbach wurde ein 2 geschossiges Haus mit 9 Einheiten mit einer zentralen 30 kWp Anlage und einer 30 kWh Batterie ausgestattet.

Dabei hat jede Einheit ein eigenes regelbares Warmwasser System und basiert auf Infrarot-Raumheizung. Dies wurde möglich, indem zwei separate Stromkreise für Wärmeerzeugung (Wasser & Raumwärme) und für den Lichtstrom eingebaut worden waren. „Wir verkaufen Wärme, keinen Strom. Den Anbieter für Lichtstrom kann sich jeder Kunde frei auswählen, wie es das Gesetz vorsieht. Wir schlagen damit preislich ohne Probleme auch die Wärmepumpe.“ „Die wichtigste Voraussetzung“, so resümierte Dr. Rimpler „ist ein Bauherr, der dafür aufgeschlossen ist und sich etwas traut“.

Weitere Großspeicher am Beispiel Tesla Powerpacks

Der Elektroautohersteller Tesla machte erst mit seinen sportlichen Automodellen, dann mit der Powerwall Schlagzeilen; dabei baut das Unternehmen bereits weltweit schon Großspeicher mit dem Namen „Powerpack“ in der Größenordnung von bis zu mehreren MWh.  Herr Stefan Tait von Tesla Energy Products stellte einige Projekte vor.

Mit einem Kapazitätsziel von 35 GW wird derzeit die Gigafactory in Nevada fertiggestellt, in Betrieb ist sie aber schon. Dort wird unter anderem ein Hauptbestandteil der Tesla Powerpacks ab 100 kWh Leistung hergestellt: der oder das „Pod“. Dieses „Pod“ ist eine modular-aufbaubare Einheit, mit einem eingebauten DC/DC Konverter (von Hochspannung auf Kleinspannung) und ca. 7 kWh Speicherkapazität. In jeder Powerwall befindet sich ein solches „Pod“, 16 davon in jedem Powerpack. Jedes Powerpack kann beliebig skaliert werden und die daraus resultierenden Größenordnungen regen die Fantasie an.

Auf Hawaii befindet sich ein 52 MWh großer Speicherpark, angeschlossen an 13 MW PV-Leistung. In Kalifornien ist ein 80 MWh Projekt mit 20 MWp in Bau. Auch im Microgrid Bereich (off-grid) gibt es einige spannende Projekte; auf den Fidji Inseln gibt es ein 2 MWh Projekt mit 500 kWp Leistung, in Kanada sogar eine Kombination Speicher + Wellenenergiekraftwerk und inzwischen bauen schon Lodges aus dem Krüger Nationalpark auf den Tesla Powerpack mit 3 MWh.

Doch Tesla verkauft die Systeme nicht nur, das Unternehmen bietet auch so genannte „Capacity Maintenance“ an: Hier wird die Kapazität über 10 bis 20 Jahre garantiert und der Speicher mit zunehmendem Kapazitätsverlust ausgebaut. Damit trägt der Kunde kein Risiko mehr bezüglich der Zyklenfestigkeit.

Ressourceneinsatz vom Rohstoff Lithium, Recycling & Second Life Anwendungen

Second Life Konzepte für Lithium-Batterien

Was passiert mit den Akkus, nachdem mein Elektroauto nicht mehr die volle Kapazität aufnehmen kann und sie getauscht werden müssen? DI Sebastian Fischhaber von der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft präsentierte „Second-Life-Konzepte für LithiumIonen-Batterien aus Elektrofahrzeugen“.

„Derzeit ist das Thema noch nicht so groß, aber jährlich werden 8 Millionen PKW in Deutschland aus dem Betrieb genommen. Stellen Sie sich vor, das wären Elektrofahrzeuge“, verwies DI Fischhaber auf die steigende Bedeutung dieses Themas in mittelbarer Zukunft.

„Second Life Systeme werden immer von der Verfügbarkeit begrenzt sein und sich an den Neupreisen für Akkus orientieren. Werden Akkus günstiger, so werden auch Second Life Systeme preiswerter.“ Damit die Weiterverwendung der Lithium-Batterien zu einem echten Markt werden kann, sind in Zukunft noch einige Entwicklungen notwendig:

• Die Aufbereitung von Akkuzellen ist aufwändig und riskant. Deswegen ist eine Standardisierung notwendig, um Restkapazitäten effektiv ermitteln zu können.
• Unter Umständen könnten gebrauchte Akkus sogar kostenlos verfügbar sein, nur die Recyclinggebühren müssten getragen werden
• Für stationäre Speicher wären gebrauchte Akkus ein sehr guter Anwendungsbereich, ein Heimspeicher mit 2ndL Batterien liefert laut FFE einen um 26% besseren Kapitalwert der Investition. Der Grund dafür liegt darin, dass bei einem Heimspeicher der Akku durchschnittlich 36% der Inputkosten ausmacht. Deutlich günstigere Akkus schlagen sich hier positiv auf die Kosten nieder.
• Noch lukrativer könnte ein Einsatz von Altakkus in der Primärregelleistung sein. Hier machen die Batteriekosten rund 59% der Gesamtsystemkosten aus.
• Dennoch – bei alten Batterien ist derzeit die Sicherheit ein großes Thema. Unter 80% State-of-Health (SoH) und bei starker Entladung bilden sich durch chemische Reaktionen Kupferionen, welche bei der erneuten Aufladung nach langem Lagern zu Dendriten und damit zu Ablagerungen an den Elektroden führen. Dies wiederum erhöht die Gefahr eines zellinternen Kurzschlusses.

Der Rohstoff Lithium – eine kritische Ressource?

In seinem fulminanten Vortrag „Lithium: Primäre Rohstoffgewinnung oder Recycling? Was macht Sinn?“ beantwortete Prof. Dr. Roland Pomberger von der Montanuniversität Leoben diese Frage vorerst mit „Nein“. „Die EU stuft weder supply risk noch economic importance als kritisch ein…. Lithium ist aber auf dem besten Weg ein kritischer Rohstoff zu werden“, so Dr. Pomberger.

Derzeit beträgt die Weltproduktion rund 36.000 t (Stand 2014). Bis zum Jahr 2050 soll diese Nachfrage auf 500.000 t steigen. Der Preis für die Tonne Lithium-Karbonat ist Ende letzten Jahres fast um das Vierfache gestiegen. Dr. Pomberger verdeutlichte aber, dass die Suche und die Gewinnung von Rohstoffen immer eine Funktion vom Weltpreis derselben ist. Die derzeit günstigste Form, Lithium zu gewinnen, ist aus der Lake von Salzseen. Alternativ kann Lithium in Minen oder aufwändig aus Meerwasser gewonnen werden. Alleine im bolivianischen Salar De Uyuni liegen geschätzte 5,4 Mio. t Lithium zur Gewinnung bereit.

Macht also Recycling Sinn?

Derzeit besteht eine Lithium-Ionen Batterie nur zu 1% aus Lithium. Bei Altbatterien besteht eine hohe Transport- und Lagerungsproblematik, oft ist der Elektrolyt brennbar und giftig. Die Separatoren in den Akkuzellen sind aktiviert und damit schwer zu lösen. Deshalb werden Batterien „thermisch deaktiviert“, so lange, bis der Elektrolyt verdampft. Über bleiben die wertvollen Metalle Kupfer, Aluminium, Eisen und das Aktivmaterial, aus dem vor allem Kobalt und Nickel wieder gewonnen werden können. Lithium Recycling ist derzeit nicht machbar und nicht sinnvoll. In absehbarer Zeit macht die primäre Lithium Gewinnung mehr Sinn.

Der kritische Inputfaktor ist derzeit vielmehr das Kobalt, von dessen Verfügbarkeit nur noch für 30 Jahre ausgegangen wird.

Sicherheit von Solarstromspeichern und Leistungstests im Labor

Ein Ausblick auf die lange erwartete, streng geheim gehaltene OVE R20

„Die Branche brauch eine solche Richtlinie, weil eigentlich niemand genau weiß, wie man mit Speichern umgeht“ so verdeutlichte Ing. Thomas Becker von ATB-BECKER Photovoltaik GmbH den Hype um die seit September 2015 angekündigte und mysteriöse OVE Richtlinie R20. In seiner Präsentation „Fehlervermeidung bei der Installation: Normgerechter Umgang mit Stromspeichern – ein Ausblick auf die R20“ präsentierte Ing. Becker erste Einblicke in die neue Richtlinie, die am 01.11.2016 veröffentlicht und beim OVE online zu kaufen sein wird.

„Ursprünglich wollte man sich stark an den deutschen Entwurf, die VDE AR 2510 halten, aber die wesentlichen Teile konnten nicht übernommen werden“, sagte Becker zuvor der Sonnenzeitung in einem Interview. Neben den Unterschieden bei den Schutzmechanismen, gibt es unterschiedliche Begriffsdefinitionen, Anforderungen im Notstrombetrieb und Ansprüche an die vorliegenden Netzformen. Einfacher ist das Thema Transport: dieses wird in der frei zugänglichen ADR-Richtlinie definiert und in der R20 kurz gehalten.

Hier die wichtigsten Punkte für den Speicher-Einbau, die wir jetzt schon wissen:

• Zwar ist die R20 „nur“ eine Richtlinie, sie repräsentiert aber den Stand der Technik (auch vor Gericht).
• Symmetrie: 3-phasige Systeme müssen die notwendige Schieflastfähigkeit haben. 1-phasige Systeme können gemäß TOR D4 nur bis zu 3,68 kVA installiert werden.
• Speichersysteme sind beim zuständigen Verteilnetzbetreiber anzumelden
• Speichersysteme mit Inselbetriebsfähigkeit ändern unter Umständen, bei der Trennung vom öffentlichen Netz ihre Netzform: Schutzmaßnahmen müssen auch im Inselbetrieb sichergestellt werden
  • Ist das öffentliches Netz ein TT-Netz, erfolgt die Netztrennung allpolig und das Inselnetz wird ein IT-Netz: Hier erfolgt der Schutz gegen einen elektrischen Schlag durch Isolationsüberwachung und den Einbau einer IMD (Isolations-Überwachungseinheit).
  • Ist das öffentliche Netz ein TN-Netz, erfolgt die Netztrennung 3-polig und das Inselnetz bleibt ein TN-Netz (Nicht möglich wenn das speisende Netz ein IT- oder TT-System ist). Der Schutz gegen einen elektrischen Schlag erfolgt durch die Maßnahme des Fehlerschutzes „Nullung“ mit Ausschaltung durch eine Fehlerstrom-Schutzeinrichtung
  • Wenn ein Notstrom-Netz durch den EVU aufgebaut wird (52Hz), kann dies bedeuten, dass ein Speicher nicht mehr zurück ans Netz geht und der Heimspeicherbesitzer als Einziger nicht mit Strom versorgt wird. Deshalb wird der Einbau eines Quellenschalters oder Bypasses für diesen Fall erlaubt und empfohlen.
• Die R20 stellt eine Mindestanforderung dar, aber das EVU kann eigene Vorgaben machen, die darüber hinausgehen.
• Der Transport von Lithium-Batterien ist in der ADR-Richtlinie geregelt. Es gibt jedoch Freimengen für Transport durch Installateure im Zuge der Montage (ohne Gefahrgutführerschein).

Betriebssicherheit von Solarstromspeichern

Dr. Olaf Wollersheim von der SOLARWATT GmbH baute gemeinsam mit Dr. Andreas Gutsch das Projekt „Competence E“ am Karlsruher Institut für Technologie auf. Aus zahlreichen Praxistests konnte er seine Erfahrungen im Vortrag „Sicherheit ist nicht verhandelbar“ präsentieren.

„Sicherheit muss über den gesamten Produktlebenszyklus oberste Priorität haben“, so Dr. Wollersheim: „Ob eine Zelle zu brennen beginnt ist nicht vom Kathodenmaterial abhängig, sondern vom Elektrolyten!“ Für den sicheren Betrieb von Lithium-Batterien sind deshalb die folgenden Aspekte notwendig:

• Ein sicherer Betriebsbereich zwischen 2 und 4 Volt und zwischen 0° und 80°Celsius; außerhalb davon geht man vom Grenz- in den instabilen und weiter in den kritischen Bereich.
• Die Sicherheit beginnt in der Zelle: Die Zersetzungsenergie mag zwar je Kathodenmaterial unterschiedlich sein, aber die Flammpunkte der Elektrolyte sind maßgeblich.
• Was am meisten unterschätzt wird, ist die Software, egal ob Fehleranfälligkeit oder mögliche Hackerangriffe.
• Eine redundante Überwachung ist verpflichtend.
• Passive Sicherheit durch massive Barrieren (thermisch stabile Trennwände) verhindern Brand- oder Explosionsausbreitungen.
• Vorbeugende Sicherheit durch intelligente Betriebsstrategie (z.B. keine Lagerung bei vollem Ladestand usw.).

Performance Messungen am AIT

Herstellerangaben sind teilweise nicht nachprüfbar, technische Daten für Endkunden nicht validierbar – deshalb setzte sich das AIT Austrian Institute of Technology GmbH zum Ziel, ein standardisiertes Test-Portfolio für die qualitative Bewertung von Heimspeichern zu entwickeln. DI Christian Messner zeigte erste Ergebnisse in seiner Präsentation „Performance von Heimspeichersystemen: Erfahrungen & Erkenntnisse aus Labortests“. Gemessen wurden die Effizienz (Verlustarme Energieumwandlung) und die Effektivität (Erhöhung des Eigenverbrauchs und der Autarkie, Senkung der Elektrizitätskosten) von Solarstrombatterien.

Die Ergebnisse gestalteten sich, wie folgt:

• Es gab sehr hohe one-Way Spitzenwirkungsgrade η~ 98%, die sich aber im Teillastbereich reduzieren (Verbrauch am Abend/Nacht) und große Unterschiede zwischen einzelnen Systemen aufwiesen.
• Die Standby-Verbräuche lagen zwischen 20 und 70 Watt.
• AC-gekoppelte Systeme haben den Nachteil, dass sich der maximal erreichbare Ladewirkungsgrad im Vergleich zu DC-gekoppelten Systemen verringert. Ein großer Vorteil liegt jedoch in der getrennten Dimensionierung von PV- und Batteriewechselrichter. Ein pauschaler Vergleich ist jedoch nicht möglich, da es auch schlecht abschneidende DC-Systeme gibt.
• Der Wirkungsgrad der Lithium-Ionen Batterie ist im Regelfall sehr hoch > 94%, jedoch kann der Standby-Verbrauch des BMS 10 bis 20W betragen und den Wirkungsgrad wiederum verringern.
• Der Systemwirkungsgrad bei Zyklen-Tests variierte zwischen den Systemen stark zwischen 60 bis 90%!

Da große Unterschiede zwischen den getesteten Systemen festgestellt wurden und die Datenblattangaben nicht vergleichbar zu sein scheinen, wird innerhalb des Jahres 2017 ein Leitfaden zur Effizienzbestimmung von PV-Speichersystemen erstellt werden.

Fazit zum wichtigsten Solarstromspeicher-Event in Österreich: „Sonnenstrom auf Vorrat“

Sie sehen, in den 9 Stunden und 13 Vorträgen wurde geballtes Wissen über den aktuellen Stand von Heimspeichern und die Zukunftsperspektiven in Technologie und Geschäftsfeldentwicklung vermittelt. Ich hoffe, dieser Überblick ist für Sie interessant gewesen und man sieht sich vielleicht nächstes Jahr bei der nächsten Veranstaltung. Mehr Informationen finden Sie unter „Die smarte Batterie“.

Hier finden Sie noch kuriose Zitate und wissenswerte Fakten:

Ing. Reininger: „Wir haben diese 4 Themen identifiziert. Sie klingen vielleicht trivial, aber sie nehmen Einfluss auf die politischen Programme.“

Ing. Reininger: „Eigentlich ist es unrichtig von Förderungen bei uns zu reden: Das sind keine Förderungen sondern der Ausgleich von Marktversagen. Unglücklicherweise werden fossile Energieträger gefördert – diesen Verzerrungen muss man entgegen treten.“

Ing. Becker: „Wem nun eine Eigenverbrauchsquote von 40 Prozent zu wenig ist, der muss entweder Richtung Äquator auswandern oder über das Thema Stromspeicher nachdenken.“

Dr. Kronberger: „Die Arbeit von Jürgen Karl und Marius Dillig zeigt uns, dass sich die deutschen EndkundInnen von 2011 bis 2013 dank der EEG-Umlage Preissteigerungen iHv. € 28,7 Mrd  erspart haben – da ist die EEG-Umlage schon miteingerechnet!“

Firmenpräsentation SMA: „Wir bieten quasi vom PV Anlage Enteisen, Hecke Schneiden bis zum Rasenmähen bald alles an.“

Firmenpräsentation Kreisel: „Unser Speicher ist eigentlich ein Abfallprodukt aus der Automotive-Schiene.“

Bildquelle: © Konstantin Heiller

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