PV-SPEICHERSYSTEME BEREITS HEUTE WIRTSCHAFTLICH BETREIBEN

Elektrische Energiespeicher, insbesondere Lithium-Ionen Batterien, in Verbindung mit erneuerbaren Energien können einen entscheidenden Beitrag zur Strombereitstellung liefern. Ihr Einsatz wird jedoch erst dann in großem Maße stattfinden, wenn der bereitgestellte Strom für den jeweiligen Anwender auch wirtschaftlich ist. Der folgende Beitrag zeigt auf, welche Anforderungen vor allem Photovoltaik (PV)-Speichersysteme erfüllen müssen, um wirtschaftlich betrieben werden zu können.

Im Rahmen des Projekts Competence E (PCE) sind am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) seit 2013 unterschiedliche stationäre Speichersysteme in AC- sowie in DC-Kopplung im Betrieb. Ein weiteres wurde in 2015 am Helmholtz Institut in Ulm in Betrieb genommen. An diesen Systemen lassen sich sowohl neu entwickelte Hardware-Komponenten testen als auch neuartige Algorithmen für die Steuerung und Regelung der Gesamtsysteme. Die dabei entstehende Betriebserfahrung erlaubt umfangreiche Rückschlüsse auf die notwendige Gesamtsystemgestaltung in Abhängigkeit vom jeweils vorliegenden Anwendungsfall. Hierbei wird sowohl auf die technischen Aspekte als auch auf die Wirtschaftlichkeit des Speichersystems geachtet. Für die Wirtschaftlichkeit eines stationären Speichersystems sind vor allem

• das Systemdesign (DC-oder AC-gekoppelte Anlage),
• die Systemauslegung (Größe der PV-Anlage, Batterie und der leistungselektronischen Komponenten),
• der Entwicklungsstand der Gesamtsystemsteuerung,
• die kalendarische Lebensdauer der Batterie sowie der leistungselektronischen Komponenten, und die Zyklen-Lebensdauer der Batterie

von entscheidender Bedeutung. Auch muss das Zusammenspiel zwischen Hardware und Software eine hohe Sicherheit und Anlagenverfügbarkeit gewährleisten.

Unter einem stationären Speichersystem wird im Folgenden ein System bestehend aus einer PV-Anlage und einem Speicher mit Li-Ionen-Batterien sowie den dazugehörigen leistungselektronischen Komponenten verstanden. Gleichermaßen wäre zum Beispiel eine Kombination aus einer oder mehrerer Windkraftanlagen oder einer anderen erneuerbaren Energieanlage und einer Batterie denkbar.

Es gibt grundsätzlich zwei mögliche technische Lösungswege (Systemdesign), die Energieflüsse der verschiedenen energieerzeugenden und -speichernden Komponenten des Systems miteinander zu koppeln. Bei einer AC-Kopplung werden alle erneuerbaren Energien vorerst in das lokale AC-Netz abgegeben. Bei Bedarf kann die Batterie, welche auch an das lokale AC-Netz gekoppelt ist, über einen bidirektionalen AC/DC-Steller geladen bzw. entladen werden. Ein DC-gekoppeltes System (Abbildung 1) dagegen verfügt über einen DC-Zwischenkreis, in welchen die elektrische Energie mittels Spannungswandler und ggf. Gleichrichtern eingespeist wird. Dabei ist die Batterie über einen DC/DC-Steller an den Zwischenkreis gekoppelt. Beide Varianten haben ihre Vor- und Nachteile. Während sich das AC-gekoppelte System vor allem bei Großanlagen besser für die Nachrüstung von Altanlagen eignet, hat das DC-gekoppelte System u.a. Kostenvorteile im Bereich der leistungselektronischen Komponenten. Da bis heute noch nicht klar ist, welche Lösung sich für welchen Anwendungsfall durchsetzen wird, werden beide Varianten am KIT untersucht. Welche Systemkonfiguration die besten Wirkungsgrade aufweist hängt oft von der Größe der leistungselektronischen Komponenten im Verhältnis zum abzudeckenden Lastgang ab. Unabhängig von dem Systemdesign können Hilfsbetriebe wie Kühlung/Heizung und hohe Eigenverbräuche z.B. durch das Batterie Management System (BMS) den Gesamtwirkungsgrad stark beeinflussen.

Abbildung 1: Erzeugung und Speicherung erneuerbarer Energie in DC-Kopplung

Bei der Systemauslegung geht es vorwiegend darum, die benötigte PV-Fläche und deren Ausrichtung, die dazu passende Batteriekapazität sowie die Größe aller leistungselektronischer Komponenten zu bestimmen. Ziel hierbei ist es, die wirtschaftlichste Kombination der genannten Komponenten in Abhängigkeit der Kundenanforderungen und Standortgegebenheiten zu ermitteln. Während unter letzterem zum Beispiel der aktuelle Strompreis am Standort verstanden werden kann, kann als Kundenanforderung beispielsweise das Erreichen eines bestimmten Autarkiegrades gesehen werden. Eine in der Praxis häufig anzutreffende Herausforderung liegt darin, dass potenzielle Kunden sich heute oft noch schwer damit tun, die Anforderungen an ein Batteriespeichersystem zu präzisieren und eindeutig zu priorisieren. Für eine sinnvolle Systemauslegung vor allem von größeren Projekten bedarf es daher fast immer einer projektbezogenen detaillierten Betrachtung der Zusammenhänge zwischen Lastgang, Angebot an erneuerbarer Energien am Standort, derzeitiger Kostenstruktur der Energieversorgung und den Kundenerwartungen.

Da es bei der Erzeugung und oft auch beim Lastgang zu erheblichen Schwankungen im Jahresverlauf kommen kann, ist es von entscheidender Bedeutung den Lastgang und das Strahlungsangebot über das komplette Jahr hinweg zu betrachten. Während diese bei der Strahlung vor allem standortbedingt sind, sind die Schwankungen der Lastkurve abhängig vom Systembetreiber. Bei Gewerbebetrieben sind diese eher niedrig einzustufen, wohingegen bei Inselnetzen in Urlaubsregionen bspw. aufgrund eines unterschiedlich hohen Touristenaufkommens im Jahresverlauf sehr starke Schwankungen auftreten können.

Derzeit ist die Batterie immer noch die teuerste Komponente in einem stationären Speichersystem. Aus diesem Grund ist der Strom, der heutzutage mittels eines PV-Speichersystems bereitgestellt wird, umso günstiger je kleiner die Batterie dimensioniert werden kann. Dies ist meist dann der Fall, wenn Erzeugung und Bedarf zeitlich eng beieinander liegen. Dies kann unter anderem durch die Installation unterschiedlich ausgerichteter PV-Teilanlagen erreicht werden (siehe Abbildung 2). Hierdurch kann der Ertragsüberschuss innerhalb eines Tages minimiert und die nötige Batteriekapazität verringert werden.

Abbildung 2: Tages-Erzeugungsprofile von drei unterschiedlichen PV-Anlagen. Während die Anlagen mit West- bzw. Ost-Ausrichtung komplett in eine Richtung ausgerichtet sind, besteht die Kombianlage aus einer PV-Anlage, die in zwei unterschiedliche Richtungen ausgerichtet ist. Die kombinierte Anlage passt besser zum Lastprofil des Kunden, wodurch die Batterie kleiner dimensioniert werden kann um zum selben Autarkiegrad zu gelangen.

Durch eine Simulation des zu errichtenden Gesamtsystems lässt sich zudem herausfinden, wie viele Vollzyklenäquivalente eine Batterie innerhalb der geplanten Gesamtsystemlebensdauer aushalten muss bzw. welche Batterie zu der geplanten Anwendung passt. Unter Vollzyklenäquivalent versteht man die Anzahl an kompletten Lade- und Entladezyklen, die die Batterie in ihrer Anwendung bis zum Ende ihrer Lebensdauer leisten wird. Dies ist wichtig, damit die Batterie während der geplanten Systemlebensdauer nicht ausgetauscht werden muss. Bei einer eher klein ausgelegten Batterie und einer geplanten Lebensdauer von 15 Jahren liegen die Anforderungen oft bei mindestens 5000 Zyklen. Simulationen des Gesamtsystems zeigen gleichzeitig, dass es meist ausreicht, die Leistungselektronik zum Laden der Batterie sowie die Batterien selbst so auszulegen, dass maximal mit 1C ¹, meist sogar mit 0,5C, geladen bzw. entladen werden kann.

Abbildung 3 zeigt den Verlauf der kompletten Energiekosten in €/kWh für die gesamte genutzte Energie eines Systembetreibers in Abhängigkeit des zu erreichenden Autarkiegrades. Dabei werden sowohl die Kosten des Stroms, der durch die Anlage erzeugt wird, berücksichtigt als auch die Kosten, die zusätzlich für den aus dem Netz bezogenen und somit nicht durch das System bereitgestellten Strom bezahlt werden müssen. Hierbei wird deutlich, dass eine passende Dimensionierung von entscheidender Bedeutung ist. Das Erreichen des gleichen Autarkiegrades kann ansonsten zu völlig unterschiedlichen bzw. unnötig hohen Kosten führen.

Abbildung 3: Gesamtstromkosten eines Systembetreibers gegenüber dem Autarkiegrad. Die Gesamtstromkosten beinhalten sowohl die Kosten für die Stromproduktion durch das PV-Speichersystem sowie den externen Strombezug. Grundlagen der Berechnung sind eine Abschreibungsdauer von 15 Jahren. Bei dem hier gezeigten Beispiel wurden zur besseren Transparenz Wartungs- und Zinskosten vernachlässigt.

Bei der Grafik handelt es sich um das Ergebnis der Simulation zur Auslegung für ein Inselnetz. Simuliert wurde hier ein DC-gekoppeltes System mit zwei PV-Anlagen, die sich im Neigungswinkel sowie in ihrer Ost-Westausrichtung unterscheiden (Winkelvariation siehe Tabelle 1).

Die Stromkosten ohne PV-Speichersystem liegen in Inselnetzen, die mit Strom aus Dieselgeneratoren versorgt werden, zwischen 40 und 60 Cent/kwh. Dies führt dazu, dass große stationäre PV-Speichersysteme auch mit einem hohen Autarkiegrad wirtschaftlich betrieben werden können. Die optimale Speichersystemgröße ist von Fall zu Fall unterschiedlich und liegt im vorliegenden Fall bei einem Autarkiegrad von ca. 80 bis 90 % liegt. Die Farbskalierung (Abbildung 3) zeigt die nötige Batteriegröße jeder einzelnen durchgerechneten Variante im Verhältnis zur maximal nötigen Batteriegröße um 100 % Autarkie zu erreichen. Es ist deutlich ersichtlich, dass sich bereits mit einer kleineren Batterien hohe Autarkiegrade erzielen lassen, was auf eine optimale Anpassung der Solarstromerzeugung auf den Lastgang zurückzuführen ist.

Wie bereits erwähnt spielt die Gesamtsystemsteuerung bei der Wirtschaftlichkeit des Systems eine entscheidende Rolle. Sie muss das Speichersystem so steuern, dass der Eigenverbrach des selbst erzeugten Stroms möglichst hoch ist und gleichzeitig eine lange Lebensdauer der Batterien gewährleistet wird. Hierfür müssen die der Steuerung zugrundeliegenden Algorithmen Details der elektrochemischen Prozesse berücksichtigen, die beim Betrieb der Lithium-Ionen-Batterien auftreten. Hierfür muss die Gesamtsystemsteuerung die Fähigkeit aufweisen, den Energiebedarf des Systembetreibers (Lastgang) sowie die durch die PV-Anlage bereitgestellte Energie im Tagesverlauf prognostizieren zu können. Hieraus kann abgeleitet werden, wie das System im Tagesverlauf gesteuert werden kann bzw. muss. Für das Laden bzw. das Entladen der Batterien kann dies bedeuten, dass diese nicht sofort zu Beginn des Tages mit überschüssiger Energie geladen werden, sondern erst ab der Tagesmitte. Grund hierfür ist unter anderem, dass eine Lithium-Ionen-Batterie in einem hohen Ladezustand i.Allg. schneller altert als in anderen SOC-Bereichen (State of charge – Ladezustand). Je nach Zellchemie ist es zudem von Vorteil, einen langanhaltenden Ladezustand in bestimmten SOC-Bereichen (wie z.B. 30 bis 50 %) zu vermeiden. Dies erfordert jedoch bereits Expertenwissen sowie eine erhebliche Intelligenz der Steuerung, da im Voraus entschieden werden muss, ab wann und wie schnell die Batterie geladen bzw. entladen werden soll um gleichzeitig den Eigenverbrauch zu maximieren.
Ein intelligentes Laden bzw. Entladen hat zudem auch Vorteile für den vorgelagerten Netzbetreiber. Durch ein verzögertes Laden können Einspeisespitzten der PV-Anlage, die meist zur Mittagszeit auftreten, gekappt werden, da die Batterie nicht bereits vorher vollständig geladen ist. Laut Holliger et al. [1] ist eine Reduzierung der Einspeisespitze um bis zu 40 % der installierten PV-Generatorleistung möglich. Dies ist jedoch in jedem Fall abhängig von der Systemauslegung. Bei Systemen, deren Einspeisung ins vorgelagerte Netz zudem auf eine bestimmte maximale Leistung begrenzt ist, kann durch eine vorausschauende Regelung des PV-Speichersystems, vor allem zu Zeiten der maximalen PV-Erzeugung, eine Kappung der erzeugten PV-Leistung verhindert bzw. verringert werden. Somit erhöht sich auch die Wirtschaftlichkeit des Systems vgl. [2].

Zudem muss die Steuerung die Fluktuationen, welche bei der PV-Stromerzeugung auftreten, sowie Schwankungen des Lastgangs ausgleichen können (ein Beispiel für Fluktuationen der Erzeugung zeigt Abbildung 4). Reagiert das Gesamtsystem zu langsam auf Veränderungen des Strombedarfs bzw. der Stromerzeugung, kann es dazu kommen, dass Strom aus der Batterie ins vorgelagerte Netz eingespeist wird oder aus dem Netz gezogen wird, obwohl auch die Batterie diesen zur Verfügung stellen könnte. Dies führt zu einem verringerten Eigenverbrauch und folglich zu einer verringerten Wirtschaftlichkeit des Systems. Abbildung 4 zeigt ein Beispiel der am KIT aufgebauten Anlage, bei dem eine konstante Last gefordert wird. Es ist klar erkennbar, dass die Batterie auch große Schwankungen der PV-Leistung sehr gut ausgleicht und die angeforderte Leistung nahezu konstant zur Verfügung gestellt wird.

Abbildung 4: Gemessene Werte vom 20.05.2014 der am KIT aufgebauten DC-gekoppelten Anlage. Dargestellt sind der Strom der PV-Anlage, der ins Netz eingespeiste Strom sowie die Lade- bzw. Entladeströme von und zur Batterie. Positive Ströme bedeuten hier, dass die Batterie entladen wird negative, dass Sie geladen wird.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass es bereits heute Systeme gibt, welche wirtschaftlich installiert und betrieben werden können. Dies ist jedoch sehr stark abhängig von den Rahmenbedingungen am Standort sowie einer intelligenten Gesamtsystemgestaltung.

1:  mit „C“ wir die Ent- bzw. Laderate bezogen auf die nominale Batteriekapazität charakterisiert, 1C bedeutet, dass der komplette Speicher innerhalb von einer Stunde komplett geladen bzw. entladen wird.

Quellen:
[1] Raphael Hollinger, Bernhard Wille-Haussmann,  Thomas Erge, Jan Sönnichsen, Thies Stillahn,  Niklas Kreifels, Speicherstudie 2013 – Kurzgutachten zur Abschätzung und Einordnung energiewirtschaftlicher, ökonomischer  und anderer Effekte bei Förderung von objektgebunden elektrochemischen Speichern, Fraunhofer ‐ Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW ‐ Solar), Freiburg 2013
[2] Johannes Weniger, Joseph Berger, Tjarko Tjarden, Volker Quaschning, Dezentrale Solarstromspeicher für die Energiewende, BWV Berliner Wissenschafts-Verlag, Berlin 2015

Autoren: Nina Munzke & Dr. James Barry, Karlsruher Institut für Technologie, Projekt Competence E

Artikelbild: Walter Frasch ©