Zäher Proband

Dirk Uwe Sauer hat mit den Bauteilen hinter den Stahltüren ein Problem, über das andere glücklich wären. „Wir testen und testen und messen kaum Veränderungen“, sagt der Professor vom Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen. Auf den Monitoren erkennt der Laie nur grüne Kurven. „In unseren Klimakammern testen wir Lithium-Ionen-Batterien“, erklärt Mitarbeiter Dirk Magnor. Sie sind so gut und haltbar, dass es schwer ist, die Alterung auch nur zu bestimmen. „Selbst mit beschleunigten Tests unter besonders harten Bedingungen verlieren die Batterien erst nach ein bis zwei Jahren an Kapazität.“
Sauer und Magnor arbeiten in dem Forschungsprojekt Sol-ion mit. Die Pro jektpartner wollen ein Eigenverbrauchssystem für den Hauskeller entwickeln, mit dem ein möglichst großer Anteil des erzeugten Solarstroms selbst genutzt werden kann. Das geht nur mit Batteriespeicher, und der ist das Sorgenkind der Entwickler. Deshalb sind neben der RWTH auch Batteriehersteller Saft, der Wechselrichterproduzent Voltwerk Electronics, das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), das Zentrum für Sonnenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) und der Netzbetreiber Eon Bayern mit von der Partie. Aus Frankreich beteiligen sich das staatliche Forschungsinstitut Institut National de l’Energie Solaire und der französische Photovoltaikanbieter Tenesol. Die lange Liste zeigt, wie komplex das Vorhaben ist, das 4,3 Millionen Euro kostet und teilweise vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit finanziert wird.
Bei den bisher erhältlichen Systemen ist die Wirtschaftlichkeit das große Problem. Bleiakkus gehen schnell kaputt und müssen ausgetauscht werden, was die Wartungskosten erhöht. Deshalb können die Forscher sie auch mit ihren Härteprüfungen in wenigen Wochen an die Belastbarkeitsgrenze bringen. Die Experten sind sich weitgehend einig, dass Eigenverbrauchssysteme, die auf diese Technologie setzen, nicht wirtschaftlich sind.
„Neu ist, dass wir statt den gängigen Bleibatterien Lithium-Ionen-Batterien einsetzen“, sagt Projektleiter Armin Schmiegel von Voltwerk in Hamburg. Sie halten nicht nur länger, mit einer optimalen Abstimmung aller Komponenten komme man für das Speichern und Wiederabrufen der Energie auf einen Wirkungsgrad von rund 85 Prozent statt wie bisher auf rund 70 Prozent.
Das Projekt kommt zur richtigen Zeit. Auch wenn der Gesetzesentwurf bei Redaktionsschluss noch im Vermittlungsausschuss von Bundesrat und Bundestag lag: Die Novelle des EEG wird den Eigenverbrauch vermutlich mehr als bisher begünstigen. Für Strom, den man in das Netz einspeist, wird es nach der zusätzlichen Degression für kleine Dachanlagen voraussichtlich nur noch 32,88 Cent pro Kilowattstunde geben, für Strom, den man selbst verbraucht, 20,88 Cent. Das Bundesumweltministerium rechnet mit einem theoretischen Strompreis von 20 Cent. Dann ist der selbst verbrauchte Strom 40,88 Cent wert. Das ist ein Vorteil von acht Cent gegenüber eingespeistem Strom. In der jetzigen Fassung gilt diese Vergütung jedoch nur für den Teil des Stroms, der über 30 Prozent Eigenverbrauchsquote liegt. Der Anteil, der darunter liegt, wird nur mit 16,50 Cent vergütet.
„Um viel Solarstrom selbst zu nutzen, muss ein Anlagenbetreiber allerdings sehr darauf achten, dass er seine Geräte möglichst dann in Betrieb nimmt, wenn die Sonne besonders stark scheint“, sagt Schmiegel. Deshalb könne etwa eine Familie, die im Jahr 5.000 Kilowatt Strom verbraucht und eine Fünf-Kilowattpeak-Photovoltaikanlage betreibt, in der Regel nicht einmal ein Drittel ihres Solarstroms selber nutzen (siehe photovoltaik04/2010, Schwerpunkt Eigenverbrauch).
Mit dem Sol-ion-System dagegen soll der Nutzer unabhängig vom Sonnenstand werden. Entspannt soll er sich zurücklehnen, während das System den Eigenverbrauch des Sonnenstroms auf bis zu 80 Prozent treibt. „Selbst ein komplett netzunabhängiger Inselbetrieb ist möglich.“ Auch wenn man dafür mehr Batteriekapazität benötige und das System dadurch teurer werde. Das auf autarken Betrieb ausgelegte System soll zunächst in den französischen Überseegebieten zum Einsatz kommen, wo öffentliche Stromnetze oft schwach oder mitunter gar nicht vorhanden sind.
Der Sol-ion-Prototyp ist auf eine Solaranlage mit einer Spitzenleistung von fünf Kilowatt ausgelegt. In dem kühlschrankgroßen Kasten stecken vier Batteriemodule für den Einsatz in Deutschland und sechs für die französischen Übersee gebiete, in Reihe geschaltet und jedes mit einer Kapazität von 2,27 Kilowattstunden, außerdem ein Laderegler, ein Wechselrichter und das Systemmanagement. „Wir haben der Ausführung in einem kompakten Gerät den Vorrang gegeben, weil das System dann besser beherrschbar ist“, erklärt Schmiegel. Dann wisse man, wo welche Anschlüsse sind, und
sei sicher, dass zum Beispiel die Wärmeabfuhr optimal geregelt sei. Die Installation dauert laut Schmiegel nur wenige Stunden. „Das Gerät wird hinter die Photovoltaikanlage geschaltet und mit den für den Eigenverbrauch erforderlichen Stromzählern kombiniert“, sagt er.

Batterie im Gleichstromkreis

Der Wechselrichter speist nicht, wie sonst üblich, alles ein, was die Anlage liefert, sondern er arbeitet intern als Energieweiche. Außerdem müsse er an den Batterieladeregler des Systems gekoppelt werden können (siehe Grafik Seite 88). Der Laderegler wurde von Voltwerk und ISEA gemeinsam entwickelt und ist ein Gleichstrom-Gleichstrom-Wandler, der in beide Richtungen arbeitet. Er be- oder entlädt die Batterie, je nach Wetter, Tageszeit und Strombedarf. „Und er sorgt für optimale Spannungswerte am Wechselrichtereingang, denn das elektrische Potenzial der Batterie ändert sich je nach Ladungszustand“, erklärt Schmiegel. So könne die Klemmenspannung der Batterie im Sol-ion-System zwischen rund 170 und 340 Volt schwanken, während die ideale Eingangsspannung für den Wechselrichter nahezu konstant 750 Volt beträgt. Auf diesen Wert muss die Batteriespannung hochgesetzt werden.
Der Stromfluss zwischen Systemkomponenten und Netz wird vom Energie- und Batteriemanagement gesteuert, dem „Kopf“ des Systems. Die Aufgabe ist hoch komplex, denn nicht selten muss zwischen gegenläufigen Faktoren vermittelt werden: „Um die Lebensdauer der Batterie zu verlängern, müsste das Systemmanagement sie eigentlich immer in einem mittleren Ladezustand halten und alles, was zusätzlich an Strom aus der Solaranlage kommt, verkaufen“, sagt Dirk Uwe Sauer. „Andererseits soll die Batterie gegen Abend vollgeladen sein, um möglichst viel teuren Netzstrom zu sparen – aber nur dann, wenn die betreffende Familie nicht gerade im Urlaub ist.“ Auch auf der Ertragsseite herrscht keine Kontinuität, denn die Sonnenintensität schwankt nicht nur tageszeiten- und wetterabhängig, sondern ändert sich auch mit den Jahreszeiten. Und nicht zuletzt muss das Systemmanagement darauf eingestellt sein, dass Haushaltsgerät nicht gleich Haushaltsgerät ist. Während zum Beispiel der Kühlschrank beim Anspringen einen hohen Strombedarf hat und dann ein paar Minuten konstant läuft, heizt sich ein Backofen langsam auf und schaltet dann alle paar Sekunden ein oder aus, um die Temperatur zu halten.

Sekundengenaue Nutzerprofile

„Alle diese Faktoren und Widersprüche zu einem möglichst wirtschaftlichen Kompromiss zu vereinen, ist eine echte Herausforderung“, sagt Sauer. Dabei helfen sollen Simulationen von Ertrags- und Nutzungsverläufen, die am IWES entwickelt wurden. „Die Daten dafür haben wir aus Ertragsmessungen verschiedener Photovoltaikanlagen zu unterschiedlichen Tages- und Jahreszeiten“, sagt Martin Braun vom IWES „Und wir haben Nutzerprofile erstellt, um herauszufinden, welche Art von Haushalten wann wie viel Strom verbraucht.“ So nutzt eine Familie mit kleinen Kindern, die zu Hause betreut werden, Herd, Waschmaschine oder Fernseher zu anderen Zeiten als das berufstätige Paar mit fast erwachsenen Kindern. Aus den unterschiedlichen Nutzerprofilen haben die Forscher eine realitätsnahe, wenngleich nicht repräsentative Mischung entwickelt und diese für Simulationen aufbereitet. Ein Ergebnis steht schon fest: „Zwar sind die Unterschiede im Nutzerverhalten für die Systemsteuerung von Bedeutung, auf die Wirtschaftlichkeit unseres Systems scheinen sie aber kaum einen Einfluss zu haben.“
Mit ihren mathematischen Modellen konnten die Forscher zudem zeigen, dass das Energiemanagement den Lastbedarf eines Haushaltes, also wie viel Strom die Geräte gerade benötigen, sekundengenau erfassen muss. „Würde das System den Lastbedarf nur jede Minute prüfen, ginge ein Zehntel der erzeugten Solarenergie für den Eigenverbrauch verloren“, sagt Braun. Taste man nur jede Viertelstunde ab, würden die Verluste sogar 20 Prozent betragen. Statt einer 80 Prozent hohen Eigenverbrauchsquote wäre dann eben nur noch eine Quote von 64 Prozent erreichbar.

Erstaunlich wenig Entlastung

Die Wissenschaftler haben zudem untersucht, ob die Sol-ion-Systeme das umliegende Stromnetz entlasten können. „Unseren Simulationen zufolge scheint das eher nicht der Fall zu sein, wenn die Anlagen den EEG-Vorgaben entsprechend wirtschaftlich optimal betrieben werden“, sagt Brauns Kollege Martin Landau. Zur Einspeisespitze am Mittag sei die Batterie schon vollgeladen und könne nichts mehr aufnehmen. Nach Landaus Meinung sollte man hier am besten durch eine tageszeitabhängige Tarifgestaltung Einfluss nehmen und den Eigenverbrauch zur Mittagszeit finanziell attraktiver machen.
„Wir haben außerdem geprüft, ob es Sinn macht, das System so auszulegen, dass es kürzere Stromausfälle puffern kann“, sagt Voltwerk-Experte Schmiegel. Schließlich könne es lokal durchaus zu kurzfristigen Spannungs- oder Frequenzschwankungen kommen, bei Überlastungen an schwächeren Netzanschlusspunkten oder wenn ein Blitz einschlägt. „Aus Kostengründen wird das Sol-ion-System aber keine zentrale USV, keine unterbrechungsfreie Stromversorgungsfunktionalität haben“, sagt Schmiegel, „denn in Privathaushalten gibt es nur sehr wenige Geräte, die bei einem kurzfristigen Stromausfall extra versorgt werden müssen, wie zum Beispiel der PC“. Stattdessen sollen kleine, mit rund 100 Euro Stückpreis kostengünstige, USV-Geräte direkt an das elektronische Haushaltsequipment, zum Beispiel den PC, angeschlossen werden und so die ersten Sekunden eines Stromausfalls überbrücken. Anschließend könne das Sol-ion-System die weitere Versorgung des Hausnetzes im Inselbetrieb übernehmen.

Unsicherheitsfaktor Batterie

Die Lithium-Ionen-Batterien, die im Prototypen des Sol-ion-Systems zum Einsatz kommen, ähneln denen, die in den Hybridlimousinen von Mercedes oder BMW verbaut sind. Plus- und Minuspol sind hier dünne Metallfolien, umeinandergewickelt wie die Lagen auf einer Geschenkpapierrolle. Die Minuspolfolie ist mit porösem Grafit bedeckt, eine Kohlenstoffart, aus der auch Bleistiftminen sind. Zwischen den Elektrodenfolien bewegen sich Lithiumteilchen, die beim Beladen in die Grafitporen wandern, dort Elektronen aufnehmen und beim Entladen wieder freigeben. „Beim Auto müssen die Prozesse im Sekundentakt ablaufen, bei jedem Bremsen und Beschleunigen“, sagt Schuh. Batterien, die Solarstrom speichern sollen, sind dagegen auf längere Zyklen ausgelegt.
Deshalb haben die Folien darin weniger Wicklungen, dadurch eine kleinere Oberfläche und können gespeicherte Ladungen nicht so schnell wieder abgeben. „Man kann sich die Oberfläche als Öffnung einer Gießkannentülle vorstellen“, sagt Schuh. „Je kleiner die ist, desto länger dauert es, bis die Kanne leer ist.“ Zugleich sind die Grafitschichten in den Sol-ion-Batterien dicker als ihre Pendants in den Hybridlimousinen-Akkus und können je Folienwicklung mehr Strom speichern. Die Saft-Batterien für das Sol-ion-System sind bereits praxiserprobt und kommen vor allem im Ausland zum Einsatz. „Zum Beispiel im französischen Guadeloupe oder auf dem Meer, um die Überwachungseinheiten für Pipelines zu betreiben“, erzählt Schuh.
Die Sol-ion-Forscher versuchen nun, einen Kompromiss zu finden zwischen den Investitionskosten für die Batterie und der Speicherkapazität, die für das Geldverdienen im Betrieb erforderlich ist. Das Dilemma dabei: Die Stromspeicher sind nicht nur ein großer Kosten-, sondern zurzeit auch noch ein Unsicher heitsfaktor. „Wir wissen einfach nicht, wie sie sich unter den Bedingungen des Eigenverbrauchs in ein paar Jahren verhalten werden“, sagt der RWTH-Professor Sauer. Schon die Simulationen hätten Überraschendes zutage gebracht. „Wir dachten ursprünglich, dass die Batterie im Wesentlichen in einem großen Zyklus vormittags be- und gegen Abend entladen wird“, berichtet er. „Unseren Berechnungen zufolge haben wir es aber mit vielen kleineren Ladezyklen zu tun.“ Schon wenn sich eine kleine Wolke vor die Sonne schiebe, werde die Batterie für Sekunden angezapft und anschließend wieder geladen. „Wir kennen auch die Standzeiten der Batterie in einem solchen System nicht genau“, nennt Sauer einen zweiten Unsicherheitsfaktor. „Wir gehen zwar anhand der vorhandenen Nutzerprofile davon aus, dass die Batterie ungefähr die Hälfte ihres Lebens einfach nur steht, ohne be- oder entladen zu werden, aber wirklich wissen tun wir das nicht.“
Daher die Tests in den Klimakammern. Mit ihnen wollen die Forscher jetzt aussagekräftige Prognosen zur Lebenserwartung der Stromspeicher erarbeiten. Sie erwarten, dass eine Lithium-Ionen-Batterie unter klar definierten Bedingungen, bei Temperaturen um 20 Grad Celsius und einem Ladezustand von 30 Prozent rund 20 Jahre hält. Das ist im Vergleich zu einer Bleibatterie sehr lange – und deshalb sind die Tests so langwierig.

Bald Praxisprüfungen

Bald sollen die ersten Praxisprüfungen beginnen. „Im Juni finden die ersten Tests bei Tenesol in Frankreich statt, und wenn alles gut geht, werden im Oktober in Süddeutschland erste Anlagen mit dem Sol-ion-System ans Netz gehen“, berichtet Projektleiter Schmiegel. Insgesamt sollen 75 Systeme installiert werden, davon 50 in französischen Überseegebieten und 25 in Deutschland. Die deutschen Testhaushalte sind eine repräsentative Auswahl, die mit Hilfe von Eon Bayern zusammengestellt wurde. Über eine zentrale Datenbank haben die Forscher stets Zugang zu den Daten der Anlage. Und alle sechs Monate wird vor Ort geprüft, ob die Batteriekapazität stabil bleibt. „Verlaufen die Tests erfolgreich, wollen wir ein Sol-ion-ähnliches System Anfang 2011 auf den Markt bringen“, so der Voltwerk-Ingenieur. Die Einzelkomponenten seien längst ausreichend getestet und die Anlagen schon vor den Praxistests auf Sicherheit geprüft und zertifiziert worden.
Nach den Feldtests wollen die Beteiligten das System auch auf den Einsatz mit unterschiedlichen Tageszeittarifen und mit zusätzlichen Funktionen für das Netzmanagement vorbereiten, damit die Netze spürbar entlastet werden können. „Wenn die Anlage als Dienstleister ans Netz geht und auch mal auf Anforderung des Energieversorgers einspeisen soll, wird das Management komplizierter, aber es eröffnen sich auch neue Einnahmequellen zur Finanzierung der Anlage“, sagt Sauer. Die Kunst werde sein, solche zusätzlichen Dienstleistungen ohne eine Ausweitung der Batteriekapazität zu erreichen.

Rendite oder Ideale

Die Gretchenfrage wird sein, ab wann sich das System amortisiert. Eine einfache Überschlagsrechnung zeigt es: Wenn es gelingt, bei einer Fünf-Kilowatt-Solaranlage mit einem Batteriesystem die Eigenverbrauchsquote von 30 auf 80 Prozent zu heben, fließen innerhalb von 20 Jahren nur knapp 6.000 Euro mehr in den Geldbeutel. „Pro Kilowattstunde Speicherkapazität müssen zurzeit etwa 1.000 Euro veranschlagt werden“, sagt Holger Schuh. Bei vier Batteriemodulen lägen schon allein ihre Kosten bei rund 9.000 Euro. Schmiegel zufolge wird das System sogar zwischen 15.000 und 20.000 Euro kosten.
Wenn der Strompreis steigt, amortisiert sich das Eigenverbrauchssystem jedoch früher. Und gerade auf dem Batteriemarkt ist dank der Diskussion um die Elektromobilität viel in Bewegung, so dass die Stromspeicher schnell preiswerter werden können. „Wenn wir 2011 unsere Produktion in Amerika mit großen Stückzahlen in Betrieb genommen haben, werden die Kosten deutlich sinken“, sagt Holger Schuh. Allerdings sollte man sich keine Hoffnung machen, das Problem mit anderen Batteriesystemen, die technisch leistungsfähiger sind, kurzfristig lösen zu können. „Wir arbeiten daran, aber mit durchschlagenden Erfolgen ist in den nächsten acht bis zehn Jahren noch nicht zu rechnen“, sagt er.
Zurzeit setzen die Sol-ion-Verantwortlichen deshalb darauf, dass bei potenziellen Kunden das Streben nach Unabhängigkeit größer ist als jenes nach mehr Geld.

Ein Batteriesystem lohnt sich nur, wenn die Einnahmen nach 20 Jahren die Zusatzkosten decken. Diese grobe Überschlagsrechnung zeigt, dass die zusätzlichen Einnahmen für eine kleine Aufdachanlage nur einige tausend Euro betragen. In der Rechnung wird angenommen, dass der Strompreis konstant bei dem Wert liegt, den das Bundesumweltministerium für seine Argumentation benutzt. Die Inflation und die Geldflüsse durch Umsatzsteuer werden nicht berücksichtigt.