Energiespeicher 2016

In Bezug auf die installierte Speicherkapazität sind nach wie vor Pumpspeicher in Deutschland und auch weltweit die mit Abstand wichtigste Stromspeichertechnik. Einen Überblick zum Status von Pumpspeichern in Deutschland gibt [1]. Während der Zubau bei Pumpspeichern in Deutschland aufgrund der derzeit ungünstigen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen nur sehr zögerlich verläuft, stellt sich die Situation im Bereich stationärer Batteriespeicheranwendungen deutlich anders dar. Innerhalb weniger Jahre hat sich hier auf weltweiter Ebene ein dynamischer Markt entwickelt, der in den kommenden Jahren weiterhin stark wachsen wird [2 bis 4]. Deutschland zählt hier neben den USA, China, Japan, Südkorea und Australien zu den wichtigsten Märkten für stationäre Batteriespeicher. Dies gilt insbesondere für den Markt für dezentrale Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaik (PV)-Anlagen zur Erhöhung des Eigenverbrauchs. Deutschland ist derzeit in diesem Marktsegment weltweit der größte und wichtigste Markt, und auch deutsche Firmen besitzen in diesem Bereich Technologie-Führerschaft.

In Deutschland und Europa, aber auch in mehreren anderen Ländern (zum Beispiel Südkorea oder USA) spielt zudem die Bereitstellung von Primärregelleistung zur Leistungs-/Frequenzregelung im Stromnetz durch Großbatteriespeicher eine immer wichtigere Rolle. Hier wurde insbesondere in den letzten zwei Jahren eine Vielzahl von Projekten realisiert, sodass die Bereitstellung von Primärregelleistung mittlerweile ein etablierter Markt für stationäre Großbatteriespeicher in Deutschland geworden ist. Während anfangs Projekte noch mit Hilfe öffentlicher Fördermittel realisiert wurden, ist dies mittlerweile eher die Ausnahme. Die Bereitstellung von Primärregelleistung ist für Batteriespeicher kurzfristig weiterhin als Wachstumsmarkt einzuschätzen. Unter anderem durch die einsetzende Marktsättigung und zunehmende Konkurrenz durch neue Anbieter und Anlagen sind allerdings bereits sinkende Preise am Primärregelleistungsmarkt zu beobachten. Inwieweit sich dies auf die Wirtschaftlichkeit bereits realisierter und geplanter Batteriespeicherprojekte auswirkt, ist derzeit noch nicht abschätzbar [5].

Die bisher gesammelten Projekt- und Betriebserfahrungen mit Batteriespeichern werden von den Eigentümern und Betreibern als sehr positiv bewertet (siehe zum Beispiel [6]). Dies ist besonders für die Markteintrittsphase wichtig, um die Funktionsfähigkeit und Zuverlässigkeit der Technologie zu demonstrieren, zukünftige Kostensenkungspotenziale zu erschließen und damit das Vertrauen in die Technik zu fördern. Unterstützt wird diese Entwicklung durch den weltweit starken Ausbau der Batterieproduktionskapazitäten, die deutlich durch den mobilen Einsatz von Batterien in Elektrofahrzeugen getriggert wird. Die starke Konkurrenz zwischen den Zellherstellern und momentan vorhandene Überkapazitäten haben dazu geführt, dass die Batteriezellpreise stark gesunken sind und auch zukünftig weiter sinken werden [7; 8].

Diese technischen und kostenseitigen Entwicklungen werden perspektivisch dazu führen, dass auch weitere Einsatzgebiete für Batteriespeicher wirtschaftlich werden können. Welche Einsatzgebiete dies sein werden, ist derzeit noch unklar und Gegenstand von vielfältigen Marktanalysen. Ein Ansatz zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Speichersystemen, der zukünftig an Bedeutung gewinnen wird, ist die Kombination mehrerer Einsatzgebiete. Durch so genannte Multi-Use-Speicher können durch ein Speichersystem verschiedene Anwendungen abgedeckt werden. Ein Beispiel stellen Speicher im Industrie- und Gewerbebereich dar, die sowohl zur Strombezugsoptimierung (zum Beispiel durch verbraucherseitiges Peak-Shaving), als auch zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt werden können [9].

Nach Ergebnissen der dena-Netzflex-Studie [10] bietet eine Mehrfachnutzung von Speichern und anderen Flexibilitätsoptionen auch das Potenzial, die Kosten der Energiewende durch vermiedene oder reduzierte konventionelle Netzausbaumaßnahmen deutlich zu verringern. Um dies zu ermöglichen, sollten Flexibilitätsoptionen (inklusive Energiespeicher) durch Kosten- und Einkommensanreize aktiviert werden, den Netzbetreibern sollte die Nutzung von Flexibilitäten ermöglicht werden, und die verschiedenen flexibilitätsbezogenen Regelwerke sollten harmonisiert und die Unübersichtlichkeit abgebaut werden.

Der Schwerpunkt der vorliegenden Jahresübersicht Energiespeicher liegt auf der Darstellung der aktuellen Entwicklungen im Bereich Batteriespeicher in Deutschland. Ergänzt wird diese Übersicht durch die Vorstellung ausgewählter F&E-Speicherprojekte und der aktuellen regulatorischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen für Speicher.

Batteriespeicher in Deutschland

In den letzten Jahren ist eine stark steigende Anzahl an stationären Batteriespeicherprojekten in Deutschland feststellbar. Dies beinhaltet sowohl Großspeicher im MW-/MWh-Bereich als auch kleine dezentrale Systeme im kW-/kWh-Bereich. Getrieben wird diese Entwicklung durch die Einsatzgebiete der Bereitstellung von Systemdienstleistungen (zum Beispiel Regelleistung) und der lokalen Erhöhung des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen. Diese Bereiche stellen momentan die mit Abstand wichtigsten Märkte dar. In beiden Märkten zeichnen sich aufgrund der deutlich gesunkenen Batterie- und Systemkosten erste wirtschaftliche Einsatzgebiete ab.

Die Kombination aus hohen Stückzahlen und großen verbauten Batteriekapazitäten macht den Markt der Elektromobilität zu einem der Hauptabsatzmärkte von High-End-Batteriezellen weltweit. Die Second-Life-Nutzung von gebrauchten Traktionsbatterien aus Elektrofahrzeugen in stationären Anwendungen mit geringeren Anforderungen an Energie- und Leistungsdichte sowie Lade- und Entladeleistung kann somit zukünftig eine interessante Option für stationäre Energiespeicher darstellen. In Deutschland wurden bereits mehrere Second-Life-Batteriespeicher in unterschiedlichen Einsatzgebieten realisiert.

Stationäre Großbatteriespeicher

Eine Übersicht der sich aktuell in Deutschland in Betrieb und in Planung befindlichen Projekte (ohne PV-Batteriespeichersysteme für Wohngebäude) gibt eine im folgenden Abschnitt dargestellte Datenbankanalyse. Ausgewählte Projekte aus dieser Datenbank werden im Folgenden noch vertiefend dargestellt. Auf das Einsatzgebiet PV-Batteriespeichersysteme für Wohngebäude wird in einem gesonderten Abschnitt eingegangen.

Datenbank stationäre Batteriespeicher

In Bild 1 ist eine Übersicht der stationären Batteriespeicherprojekte in Deutschland dargestellt.

Insgesamt sind in der Datenbank 109 Batteriespeicherprojekte (Stand: März 2017) gelistet. Hierin enthalten sind 14 Systeme die sich aktuell in Bau beziehungsweise Planung befinden. Bezogen auf die Gesamtprojektanzahl sind 41 Projekte als F&E-Projekte und 68 als kommerzielle Projekte klassifiziert. Insbesondere bei den Systemen, die im Rahmen von F&E-Projekten installiert wurden, bestehen Unsicherheiten dahingehend, ob und in welcher Form diese nach Projektende weiter betrieben werden. Bei einigen (insbesondere älteren) Projekten ist zudem der Status in Bezug auf das aktuelle Einsatzgebiet beziehungsweise ob sich diese Systeme noch in Betrieb befinden, unklar. Eine Übersicht zur Entwicklung der Batteriespeicherkapazität gibt Bild 2.

Die meisten Batteriespeicher werden zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen eingesetzt. Das wichtigste Einsatzgebiet ist hier die Bereitstellung von Primärregelleistung. Die größten Batteriespeicher in Deutschland, bezogen auf die Nennleistung und installierte Speicherkapazität, werden zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt (siehe Abschnitt „Vorstellung ausgewählter Projekte“). Insgesamt entfallen auf das Einsatzgebiet Bereitstellung von Systemdienstleistungen rund 88 % der kumulierten Gesamtkapazität (Bild 2).

Die zweitmeisten Systeme werden im Einsatzgebiet „Smart Grid/EE-Integration“ eingesetzt. Hierunter fallen insbesondere Speicher, die in Niederspannungsnetzen (zum Beispiel als Alternative zu konventionellen Netzausbaumaßnahmen) im Rahmen von Forschungsprojekten installiert wurden. In den Einsatzgebieten „Betrieb von Ladesäulen für Elektrofahrzeuge“ und „Eigenverbrauchssysteme für Gewerbe“ sind ebenfalls zahlreiche Systeme realisiert worden. Die kumulierte Batteriespeicherkapazität in diesen Einsatzgebieten ist im Verhältnis zur Projektanzahl jedoch vergleichsweise gering.

Die Entwicklung der Batterienennleistung zur Bereitstellung von Primärregelleistung nach Batterietechnologie ist in Bild 3 dargestellt.

Bezogen auf das Marktvolumen für Primärregelleistung in Deutschland von 583 MW (2016) beziehungsweise etwa 830 MW (ab 1. August 2016) im gekop­pelten Marktgebiet Deutschland, Österreich, Schweiz, Niederlande und Belgien (gemeinsame Ausschreibung von Pri­märregelleistung über die Plattform www.regelleistung.net) entfällt auf Batteriespeicher ein Marktanteil (2016) von bis zu 25 % (Deutschland) beziehungsweise 17 % (gekoppeltes Marktgebiet). Unter zusätzlicher Berücksichtigung von Batteriespeichern im gekoppelten Marktgebiet, die sich nicht in Deutschland befinden, erhöht sich dieser Anteil noch. Ausländische Speichersysteme (zum Beispiel AES Zeeland [13]) sind in den Bildern 2 und 3 allerdings nicht berücksichtig.

In Bezug auf die Wirtschaftlichkeit stationärer Batteriespeicher zur Bereitstellung von Primärregelleistung ist zu beachten, dass der Primärregeleistungsmarkt nur ein beschränktes Marktvolumen aufweist und große Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Preisentwicklung [14] und den regulatorischen Rahmenbedingungen (Ausschreibungsverfahren) bestehen. Durch den Markteintritt neuer Anbieter und Anlagen sowie die zunehmende europäische Harmonisierung und überregionale Kopplung der Regelreservemärkte [15] ist ein zunehmender Wettbewerb zu beobachten. Dies spiegelt sich auch in sinkenden Preisen am Primärregelleistungsmarkt wider. So ist der mittlere Leistungspreis pro Woche von 3 646 €/MW im Jahr 2015 auf 2 451 €/MW im Jahr 2016 gesunken [16].

Setzt sich die Marktentwicklung in den kommenden Jahren so fort, werden Batteriespeicher zukünftig den überwiegenden Anteil an Primärregelleistung bereitstellen. Ab einem gewissen Anteil an Batteriespeichern ist allerdings davon auszugehen, dass eine Marktsättigung eintritt [17]. In diesem Zusammenhang ist auch die Kostenentwicklung stationärer Batteriespeicher zu beachten. Getrieben durch stark sinkende Zellkosten sinken die Kosten auf Batteriesystemebene ebenfalls deutlich. Dies bedeutet, dass Batteriespeicher, die zu einem späteren Zeitpunkt in den Markt eintreten, niedrigere Deckungsbeiträge im Vergleich zu älteren Batteriespeichern erwirtschaften müssen, um eine vergleichbare Wirtschaftlichkeit (Return on Investment) zu erreichen [5; 18]. Wie sich dieser Effekt auf die zukünftige Preisentwicklung am Primärregelleistungsmarkt auswirkt, bleibt abzuwarten. Insgesamt ist allerdings davon auszugehen, dass ein weiterer Zubau von Batteriespeichern zukünftig zu einem geringeren Preisniveau am Markt für Primärregelleistung führen wird [17; 19].

Vorstellung ausgewählter Projekte

Im Folgenden werden ausgewählte Batteriespeicherprojekte kurz vorgestellt. Hierbei handelt es sich um die vier größten Projekte in Deutschland – bezogen auf die installierte Speicherkapazität – mit einer Inbetriebnahme in den Jahren 2016 und 2017 (geplant). Alle vorgestellten Speicherprojekte werden zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt.

Steag:

Am 4. November 2015 wurde von der Steag GmbH das bis dato größte Batteriespeicherprojekt in Deutschland angekündigt [20]. Im Zeitraum von einem Jahr sollten an insgesamt sechs existierenden Kraftwerksstandorten der Steag (Herne, Lünen, Duisburg-Walsum, Bexbach, Fenne und Weiher) Batteriesysteme mit jeweils 15 MW Leistung realisiert werden. Die Gesamtleistung beläuft sich somit auf 90 MW bei einer Speicherkapazität von rund 140 MWh. Im November 2016 konnten die sechs Großbatterie-Systeme offiziell in Betrieb genommen und mit der Vermarktung der Speichersysteme am Markt für Primärregelleistung begonnen werden [21]. Der Betrieb erfolgt unabhängig von den Kraftwerken der Steag an den jeweiligen Standorten. Durch Synergien mit der vorhandenen Infrastruktur an den Kraftwerksstandorten (unter anderem vorhandener Netzanschluss) konnten die Investitionskosten gering gehalten werden. Im Rahmen des Projektes wurden insgesamt etwa 100 Mio. € investiert. Das Batteriespeicherprojekt mit sechs Standorten ist eines der ersten Großprojekte in Deutschland, das ohne Inanspruchnahme öffentlicher Fördermittel realisiert wurde. Als Generalunternehmer für die Umsetzung des Projektes wurde der Systemintegrator Nidec ASI GmbH von der Steag beauftragt. Die Batteriespeicher wurden als Container-Lösung realisiert. Pro Standort sind die Batterieracks jeweils in fünf Doppelcontainern (3 MW/4,66 MWh) untergebracht. Diese Doppelcontainer sind mit einem sechsten Container verbunden, in dem die Steuerungs- und Regelungstechnik untergebracht ist (Bild 4).

Die Präqualifizierung der Batteriesysteme für die Teilnahme am Primärregelleistungsmarkt durch den anschließenden Übertragungsnetzbetreiber konnte im Oktober 2016 abgeschlossen werden. Durch das Verhältnis von präqualifizierter Leistung (90 MW) zu installierter Batteriekapazität (140 MWh) von 1,56 sind die Batteriespeicher unabhängig vom aktuellen Betriebspunkt (Ladezustand) für eine Mindesterbringung von Primärregelleistung über einen Zeitraum von 30 min ausgelegt [22]. Die Systeme erfüllen somit das 30-Minuten-Kriterium des aktuell gültigen Grid-Codes der Entso-E (siehe Abschnitt „Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen für Speicher“).

 

Wemag (Erweiterung):

Der Batteriespeicher der Wemag AG in Schwerin-Lankow wurde am 16. September 2014 nach einjähriger Bauzeit in Betrieb genommen. Der erste Bauabschnitt des Speichers (Schwerin I) verfügt über eine Nennleistung von 5 MW und eine Speicherkapazität von 5 MWh und wird von der Wemag am Primärregelleistungsmarkt vermarktet. Details zum ersten Bauabschnitt sind [23] zu entnehmen. Die bisherigen Betriebserfahrungen mit dem Batteriespeicher werden von der Wemag sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Perspektive sehr positiv bewertet [6; 24].

Die positiven Projekterfahrungen waren ein wesentlicher Grund für die Wemag, den bestehenden Batteriespeicher um einen zweiten Bauabschnitt (Schwerin II) zu erweitern. Durch die Erweiterung (Bild 5) wird die Nennleistung von 5 auf 10 MW und die Speicherkapazität von 5 auf 14,5 MWh erhöht.

Neben dem regulären Betrieb zur Bereitstellung von Primärregelleistung wird aktuell die Schwarzstartfähigkeit des Batteriespeichers im Rahmen des Forschungsprojektes „Kickstarter“ untersucht. Das Projekt läuft vom 1. Dezember 2015 bis zum 30. November 2018 und wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit rund 800 000 € gefördert. Es soll untersucht werden, wie der Netzwiederaufbau nach Großstörungen unter Einsatz von stationären Großbatteriespeichern durchgeführt werden kann. In der ersten Projektphase soll der Aufbau einer Netzinsel und das Anfahren eines nicht schwarzstartfähigen GuD-Kraftwerks mit Hilfe des Batteriespeichers und mit Hilfe eines schwarzstartfähigen BHKW einer Biogasanlage in Kombination mit dem Batteriespeicher untersucht werden. In der zweiten Projektphase soll der Netzwiederaufbau mit Hilfe des Batteriespeichers unter Einbeziehung von EEG-Anlagen sowie die autarke Versorgung der aufgebauten Netzinsel über einen längeren Zeitraum bis zur Synchronisation mit dem Verbundnetz dargestellt werden. Da reale Versuche ohne Eingriff in den normalen Netzbetrieb nur bedingt möglich sind, wird eine Simulationsplattform entwickelt, mit deren Hilfe verschiedene Störsituationen anhand eines Netzmodells simuliert werden können. Partner im Rahmen des Forschungsprojektes sind neben der Wemag die Energieversorgung Schwerin GmbH & Co., die Universität Rostock und Younicos [25; 26].

 

Lünen (Second-Life):

Der Batteriegroßspeicher in Lünen ist ein Gemeinschaftsprojekt von der Daimler AG, The Mobility House, der Getec-Gruppe und Remondis SE. Die Besonderheit des Projektes ist, dass der Batteriespeicher aus 1 000 gebrauchten Batteriemodulen aus smart-fortwo-electric-drive-Fahrzeugen der zweiten Generation aufgebaut wurde (Bild 6).

Da die Batterieanforderungen bezüglich Sicherheit (zum Beispiel Crash-Test-Sicherheit), Robustheit und Leistungsfähigkeit in mobilen Anwendungen in der Regel deutlich höher als in stationären Anwendungen sind, stehen nach Ende der automobilen Nutzungsphase erhebliche Speicherkapazitäten für eine Second-Life-Nutzung im stationären Bereich zur Verfügung (siehe Abschnitt „Elektromobilität“). Nach Ende der automobilen Nutzungsphase verfügen die Batterien typischerweise über eine nutzbare Restkapazität von 70 bis 80 % bezogen auf die Ausgangskapazität im Neuzustand. Der Second-Life-Batteriespeicher in Lünen ist mit einer Speicherkapazität von 13 MWh das weltweit größte Projekt dieser Art. Im September 2016 wurde ein erster Teil des Speichers in Betrieb genommen.

Der Speicher wird ebenfalls zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt. Die Projektpartner streben eine wirtschaftliche Nutzung des Speichers für einen Zeitraum von mindestens zehn Jahren an. Durch die Verlängerung der Batterienutzungsphase werden wirtschaftliche und ökologische Vorteile gegenüber einer direkten Entsorgung und Recycling im Anschluss an die automobile Nutzung erwartet.

Der Batteriespeicher wurde auf dem Gelände der Remondis SE in Lünen nach etwa einjähriger Bauphase errichtet. Remondis hat darüber hinaus angekündigt, zukünftig ein Recyclingsystem für das Recycling von Lithium-Ionen-Batterien im industriellen Maßstab aufzubauen [28; 29].

 

Daimler / enercity (Hannover):

Neben dem Second-Life-Projekt in Lünen ist die Daimler AG noch an einem weiteren Batteriegroßspeicherprojekt beteiligt. Zusammen mit der Daimler-Tochter Accumotive und enercity (Stadtwerke Hannover AG) entsteht aktuell ein 15 MW-/15 MWh-Batteriespeicher am Kraftwerksstandort Hannover-Herrenhausen. Die Inbetriebnahme des Speichers und der Beginn der Vermarktung am Primärregelleistungsmarkt sind für Anfang 2017 geplant. Die Besonderheit des Speichers besteht darin, dass sich dieser aus rund 3 000 Ersatzbatteriemodulen für die smart-electric-drive-Fahrzeugflotte der dritten Generation zusammensetzt. Die Produktion der Fahrzeuge und der Batteriemodule ist bereits ausgelaufen. Die Batteriemodule werden somit vor ihrem eigentlichen Einsatz im mobilen Bereich als Austauschbatterie für Elektrofahrzeuge als stationäre Speicher eingesetzt. Die Projektpartner gehen davon aus, dass sich durch die stationäre Nutzung der Batteriemodule zur Bereitstellung von Primärregelleistung keine negativen Effekte aufgrund einer beschleunigten Batteriealterung ergeben. Auch bei einer reinen Ersatzbatterielagerung altern die Batterien kalendarisch. Weiterhin wäre ein regelmäßiges Be- und Entladen (Zyklisieren) der Batterien erforderlich, um diese vor Tiefentladung zu schützen. Durch das weltweit einzigartige Konzept eines „lebenden Ersatzteillagers“ für Batteriemodule wird die notwendige Zyklisierung der Batterie durch die Vermarktung der Speicherkapazität am Primärregelleistungsmarkt gewährleistet [30 bis 32].

Photovoltaik-Batteriespeicher

Die Erhöhung des Eigenverbrauchs von PV-Strom in Privathaushalten ist in Deutschland zu einem der Haupteinsatzfelder von stationären Batteriespeichersystemen geworden. Diese Systeme werden üblicherweise als PV-Speicher oder PV-Heimspeicher bezeichnet. Die Entwicklung im PV-Heimspeichermarkt ist in den letzten Jahren sehr dynamisch verlaufen. Es gibt mittlerweile eine Vielzahl an kommerziellen Produkten unterschiedlichster Anbieter, die am Markt verfügbar sind. Das Spektrum der Anbieter reicht dabei von kleinen Start-ups, die sich ausschließlich der Entwicklung von Speichersystemen widmen, bis hin zu internationalen Großkonzernen zum Beispiel aus dem Automobilbereich. Ähnlich weit ist das Spektrum auch bei der Funktionalität der angebotenen Speichersysteme. In vielen Fällen geht die Funktionalität dabei weit über die eigentliche Erhöhung des Eigenverbrauchs hinaus. Zentrale Trends in diesem Zusammenhang sind die Integration von Speichern in Smart-Home-Systeme inklusive der Einbindung von Elektromobilität sowie Power-to-­Heat-Systemen und Wärmespeichern, die Bereitstellung von Notstrom im Falle einer Versorgungsunterbrechung des öffentlichen Stromnetzes sowie die Möglichkeit, Systemdienstleistungen bereitzustellen. Viele Speichersysteme sind zudem modular aufgebaut oder einfach erweiterbar und können so einfach an einen sich verändernden Stromverbrauch während der Lebensdauer des Systems angepasst werden.

Die Anbieter von Speichersystemen bieten ihren Kunden zudem immer öfter weiterführende Geschäftsmodelle rund um das Batteriespeichersystem an. Einige Anbieter treten mittlerweile als eigenständige Stromversorgungsunternehmen auf, um den Speicherkunden eine maximale Unabhängigkeit von etablierten Energieversorgungsunternehmen zu ermöglichen. Nähere Informationen zu neuen Geschäftsmodellen im PV-Speichersegment sind im folgenden Abschnitt zu finden.

Exakte Angaben zu der Anzahl an installierten PV-Batteriespeichersystemen sind derzeit nicht verfügbar, da es kein zentrales Anlagenregister zur Erfassung gibt. Vorhandene Hochrechnungen basieren auf den Statistiken der KfW zu geförderten Speichersystemen und Angaben von Herstellern, Großhändlern, Installateuren und Verbänden. Nach aktuellen Schätzungen werden nur rund 50 bis 60 % der in Deutschland installierten Systeme durch die KfW gefördert. In [33] wird eine Förderquote von 55 % angenommen. Dies bedeutet, dass ein nennenswerter Anteil an Speichersystemen ohne KfW-Förderung errichtet wird.

Bis Ende 2014 wurden insgesamt mehr als 15 000 solcher Batteriesysteme installiert [34]. Basierend auf Hochrechnungen lag der Zubau von PV-Batteriespeichern im Jahr 2014 bei 10 111 Systemen [35] und ist im Jahr 2015 auf 19 328 Systeme gestiegen [33]. Vorläufige Zahlen für das Jahr 2016 gehen von einem Zubau von mindestens 15 000 Speichersystemen aus, was deutlich unter dem Vorjahresniveau liegt [36]. Hieraus ergibt sich eine Gesamtzahl an installierten PV-Batteriespeichersystemen von rund 50 000 bis Ende 2016. Nach Schätzungen von [37] waren bis Ende 2016 rund 52 000 PV-Batteriespeichersysteme in Deutschland installiert.

Während im Jahr 2014 der Anteil von PV-Anlagen mit Speichern im Anlagensegment kleiner als 30 kW (peak) bei etwa 13,4 % lag [35], ist dieser im Jahr 2015 auf rund 41 % gestiegen [33]. In Bezug auf die eingesetzte Batterietechnologie ist ein klarer Trend zu Lithium-Ionen-Batterien feststellbar. Im letzten Quartal 2015 basierten bereits über 90 % der neuen Speichersysteme auf der Lithium-Ionen-Technologie [33].

Die zukünftige Marktentwicklung ist stark abhängig von den zukünftigen Installationszahlen von PV-Systemen im Marktsegment > 30 kW (peak), da derzeit ein Großteil der PV-Batteriespeichersysteme in Kombination mit Neuanlagen errichtet werden (etwa 90 %). Verharrt der PV-Zubau weiterhin auf niedrigem Niveau [38], ist ein steigender Absatz von Speichersystemen nur durch weitere Erhöhung der Speicher-Installationsquote bei neuen PV-Anlagen und durch zunehmende Nachrüstungen bestehender PV-Anlagen möglich. Ab 2020 wird zudem davon ausgegangen, dass die Nachrüstung von Anlagen, die nach 20-jähriger Betriebszeit aus der EEG-Förderung fallen, erheblich an Bedeutung gewinnt [39 bis 42].

Die Anbieter von PV-Speichersystemen mit den größten Marktanteilen sind nach Angaben von [33] Sonnen, Senec, E3/DC und SMA. Diese Auswertung basiert auf den Angaben zu registrierten Speichersystemen im Rahmen des Monitoring-Programms zur KfW-Speicherförderung. Eine Analyse von EuPD Research [43] kommt zu vergleichbaren Ergebnissen. Demnach sind die wichtigsten Anbieter Sonnen, Senec und E3/DC, gefolgt von LG Chem, Solarwatt und SMA. Die Speichersysteme unterschiedlicher Automobilhersteller (Tesla, Mercedes Benz, BYD) spielen bisher noch keine wichtige Rolle bei den Installationsstatistiken. Hierbei ist allerdings zu beachten, dass in den meisten Fällen deren Speichersysteme auch noch nicht so lange am Markt verfügbar sind. Eine grundsätzliche Problematik bei Marktübersichten zu PV-Speichersystemen besteht darin, dass insbesondere bei modularen Systemen, bei denen Batteriespeicher eines Herstellers mit verschiedenen Batteriewechselrichtern anderer Hersteller kombiniert werden können, die Zuordnung der Systeme in den Statistiken nicht immer eindeutig ist. Dies gilt ebenfalls für Speichersysteme, die unter verschiedenen Markennamen verkauft werden [44].

Die Preise für Batteriespeichersysteme sind in den letzten Jahren stark gesunken. Nach Angaben von [33] beträgt die bisherige Preisdegression für Lithium-Ionen-Speichersysteme rund 18 %/a. Es ist allerdings zu beachten, dass es nach wie vor eine erhebliche Spannweite der Systempreise unterschiedlicher Anbieter gibt. Aufgrund der insgesamt sinkenden Preise nimmt die wirtschaftliche Attraktivität der PV-Speichersysteme zu. Inwieweit die bisherigen Preisdegressionen auf Systemebene auch zukünftig erreicht werden können, wird von führenden Anbietern derzeit kritisch hinterfragt [42]. Legt man die beobachteten Lernkurven aus der Photovoltaik zugrunde, wäre hierfür eine jährliche Verdopplung des Produktionsvolumens erforderlich. Eine aktuelle Analyse kommt zu dem Ergebnis, dass die Preise in 2016 nur leicht gesunken sind [45].

Neben Speichersystemen für Privathaushalte bieten einige Hersteller mittlerweile auch größere Systeme mit dem Fokus der Eigenverbrauchserhöhung von Mehrfamilienhäusern, Quartieren, Gewerbe- oder Industriebetrieben an. Das Spektrum umfasst sowohl Einzelsysteme mit hohen Speicherkapazitäten als auch modulare Konzepte beziehungsweise Konzepte, bei denen mehrere Systeme mit kleineren Speicherkapazitäten zusammengeschaltet werden, bis die gewünschte Speicherkapazität erreicht ist. Insbesondere für Gewerbe- und Industriespeicher sind reine Eigenverbrauchsmodelle in den meisten Fällen aufgrund des niedrigeren Strompreisniveaus im Vergleich zu Privathaushalten derzeit noch nicht wirtschaftlich. Durch die Kombination mehrerer Speicher-Anwendungsgebiete kann die Wirtschaftlichkeit verbessert werden [42; 46; 47].

Eine Alternative zur Erhöhung des Eigenverbrauchs ist die Steuerung von Verbrauchern entsprechend der augenblicklichen PV-Leistung (Smart Home). Neben Haushaltsgroßgeräten (Weiße Ware) gehört dazu auch das Laden eines Elektrofahrzeugs. Hierzu muss die Ladestation (Wallbox) des Elektrofahrzeugs vom Smart-Home-System ansteuerbar sein. Problematisch war in der Vergangenheit, dass PV-Wechselrichter, Smart-Home-Zentralen und Wallboxen unterschiedliche, herstellerspezifische Datenschnittstellen hatten und weitere Hersteller noch auf einen einheitlichen Standard warteten. Mit der Verabschiedung und Offenlegung des EEBus-Standards in 2016 ist ein solche einheitliche Datenschnittstelle nun verfügbar, der von vielen Herstellern von Weißer Ware unterstützt wird und darüber hinaus noch Schnittstellen zu bisherigen Standards wie zum Beispiel Modbus, ZigBee oder KNX definiert. Der EEBus-Standard ist zur Normung bei Cenelec eingebracht (prEN 50631). Das ebenfalls von der EEBus-Initiative entwickelte Übertragungsprotokoll Smart Home IP (SHIP) ist zur Normung durch IEC eingereicht [48]. Der Verband der Automobilindustrie (VDA) ist ebenfalls der EEBus-Initiative beigetreten und will dieses Protokoll unter anderem zur Steuerung des Ladens von Elektrofahrzeugen einsetzen [49]. Die Rückspeisung aus der Fahrzeugbatterie in das Hausnetz – als Alternative zu einer fest installierten Batterie – wurde zwar in Modellversuchen erprobt, ist bei auf dem Markt erhältlichen Elektrofahrzeugen in Deutschland bisher jedoch noch nicht möglich. Die dynamische Speicherung von PV-Strom in Traktionsbatterien ist derzeit auch dadurch beschränkt, dass einige Elektrofahrzeuge erst aber einer bestimmten Mindestleistung mit dem Ladevorgang beginnen können. Oft ist aber die nicht im Haushalt verbrauchte PV-Leistung geringer als die Mindest-Ladeleistung, so dass dann je nach Steuerungsalgorithmus entweder gar nicht geladen wird oder zum Laden zusätzlich Netzstrom bezogen wird.

Neue Geschäftsmodelle

Um die Wirtschaftlichkeit von PV-Batteriespeichern zu verbessern, wurden von einigen Herstellern Konzepte und Geschäftsmodelle entwickelt, die über die alleinige Nutzung des Speichers zur Erhöhung des Eigenverbrauchs hinausgehen. Weitere Treiber für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle ergeben sich aus Kundenwünschen nach Unabhängigkeit von klassischen Energieversorgungsunternehmen sowie einer möglichst hohen Nutzung des lokal erzeugten Stroms (zum Beispiel durch Smart-Home-Systeme inklusive Power-to-Heat und Einbindung von Elektromobilität). Aus Herstellerperspektive ist eine langfristige Kundenbindung und die Möglichkeit durch Speicherdienstleistungen das Produktportfolio zu erweitern ein zentraler Aspekt.

Eine Möglichkeit, mit dem Batteriespeicher zusätzliche Einnahmen zu erzielen, ist der Einsatz des Speichers zur Lieferung von Regelleistung für die Übertragungsnetzbetreiber. Um am Regelleistungsmarkt teilnehmen zu dürfen, muss eine Mindestleistung angeboten werden. Diese beträgt bei Primärregelleistung (PRL) 1 MW, bei Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserve (MRL) 5 MW [16]. Weiterhin muss PRL für einen Zeitraum von mindestens 15 Minuten geliefert werden können. Die kommende EU-Regulierung [50] sieht vor, dass der Übertragungsnetzbetreiber eine Lieferdauer zwischen 15 und 30 min im Rahmen der Präqualifikation eines Anbieters vorschreiben kann (siehe Kapitel „Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen“). SRL muss für mindestens 4 h geliefert werden können [51]. Aus angebotener Leistung und geforderter Dauer ergibt sich eine Mindestspeicherkapazität von Batterien. Nur Großbatterien können diese Mindestleistung und Speicherkapazität alleine bereitstellen. Kleinere Batterien müssen dafür zu Pools zusammengefasst werden. Dazu haben einige Anbieter von Batteriespeichern für PV-Anlagen neue Geschäftsmodelle entwickelt, die über den Verkauf von Speichern hinausgehen. Bei einigen ist darin die Option enthalten, die Batterie in einem Pool für die Erbringung von Primär- oder Sekundärregelleistung für die Übertragungsnetzbetreiber bereitzustellen. Andere bieten die Regelleistungs-Option separat an. Teilweise wird der Batterie-Pool auch eingesetzt, um Strom an der Strombörse EEX bei niedrigem Preis zu kaufen und im Batteriepool zu speichern und bei hohem Börsenpreis zu verkaufen und aus dem Batteriepool ins Netz zu liefern. Auch hierfür ist eine Mindestleistung und Lieferdauer erforderlich, zum Beispiel werden am Day-Ahead-Markt derzeit Blöcke von 100 kW für eine oder mehrere Stunden gehandelt, am Intraday-Markt 100 kW für 15 min oder 1 h. Ein Konzept geht sogar so weit, Batteriespeicher für Haushalte anzubieten, die gar keine PV-Anlage haben, zum Beispiel in Städten, und diese Speicher allein aus Regelleistungsvermarktung und Börsenhandel zu finanzieren.

In den Geschäftsmodellen werden die Einnahmen aus der Bereitstellung von Regelleistung und/oder dem Börsengeschäft dem Speicherbetreiber in der Regel nicht direkt anteilig gutgeschrieben. Stattdessen erhält der Speicherbetreiber meist Vergünstigungen für den Bezug von Strom für Eigenverbrauch, der weder aus der PV-Erzeugung noch aus der Batterie gedeckt werden kann. Dies kann zum Beispiel eine „Flatrate“ sein bis zu einer festgelegten Obergrenze, ein Strombezug zu reduziertem Preis oder zu einem garantierten Festpreis über eine Laufzeit von mehreren Jahren.

Ein weiteres Element der neuen Geschäftsmodelle ist das Cloud-Konzept: Strom, der nicht selbst verbraucht oder in der eigenen Batterie gespeichert werden kann, wird ohne Vergütung in die „Cloud“ eingespeist. Der über die Eigenerzeugung hinausgehende Bedarf kann bis zu einer Obergrenze kostenlos aus der Cloud bezogen werden.

Für Gewerbebetriebe mit einem Verbrauch von mehr als 100 000 kWh/a und registrierender Leistungsmessung kann ein Speicher zur Lastreduzierung im Hochlast-Zeitfenster eingesetzt werden, wodurch eine Rückerstattung leistungsabhängiger Netznutzungsentgelte erzielt werden kann [52]. Eine detaillierte Vorstellung der verschiedenen Geschäftsmodelle findet man in [53] und den dort verlinkten Webseiten.

Mit den unterschiedlichen Geschäftsmodellen werden auch unterschiedliche Strategien verfolgt und unterschiedliche Kundenwünsche angesprochen. Beispielsweise sagte Sonnen-Vertriebsgeschäftsführer Philipp Schröder in einem Interview mit pv magazine [54], seine Firma strebe eine vertragliche Beziehung mit dem Kunden an, die auch langfristig aufrecht erhalten werden solle. Man wolle über die nächsten 20 Jahre mit dem Kunden dessen Energiethemen gestalten und neben Strom- auch Wärmetarife entwickeln. Ein erster Einstieg in den Wärmesektor ist das Wärmepaket Community-Heat [55], in dem nicht nur intelligente Heizkörper-Thermostate, sondern auch ein elektrischer Heizstab zur Nutzung von überschüssigem PV-Strom angeboten werden. Demgegenüber erklärt Detlef Neuhaus, Geschäftsführer von Solarwatt, sie böten keine Flatrates an, sondern beschränkten sich bewusst auf den Verkauf der Hardware-Kombination, weil ein längerfristiger Vertrag dem Bedürfnis des Kunden nach Unabhängigkeit entgegenstehen würde [56].

Sowohl in einem aktuellen Papier der Energieagentur.NRW [57] als auch in der dena-Netzflexstudie [10] sind ausführlich die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen und deren Auswirkungen auf die verschiedenen Geschäftsmodelle zusammengestellt. Benachteiligt ist zum Beispiel immer noch die Beteiligung von Mietern an der PV-Anlage oder dem Speicher, weil eine Person, die nur vertraglich an einer Stromerzeugungsanlage beteiligt ist, nicht als Betreiber der Anlage gilt und daher keine Vergünstigung für Eigenverbrauch erhält (siehe Kapitel „Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen“).

Bedingungen für die Teilnahme am Regelleistungsmarkt

Unklar ist, inwieweit Primär- oder Sekundärregelleistung von Hausspeichern technisch und wirtschaftlich sinnvoll erbracht werden kann. Der Pool-Anbieter muss die Präqualifikation erfüllen, was technisch anspruchsvoll ist. Zudem muss für die Erbringung von Regelleistung an jeder teilnehmenden Anlage die entsprechende Steuerungs-Hardware, der Kommunikationsweg zur zentralen Steuerung und eine separate Messung installiert werden. Die dafür aufzuwendenden Kosten sind weitgehend unabhängig von der Anlagenleistung, während die Erlöse mit der Anlagenleistung steigen, so dass die Erbringung von Regelleistung für kleine Anlagen derzeit kaum wirtschaftlich erscheint. Des Weiteren verletzt die Einspeisung von Regelleistung ins Netz die Bedingungen für den Erhalt der EEG-Einspeisevergütung. Diese Bedingungen sehen vor, dass der gesamte „erzeugte“ Strom (hierzu gehört auch der zwischengespeicherte Strom) an den lokalen Verteilnetzbetreiber geliefert werden muss und die Anlage nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen darf (EEG 2014 § 39, EEG 2017 § 21). Da nach dem Urteil des Bundesgerichtshofs vom November 2015 [58] eine Anlage „alle Einrichtungen umfasst, die nach dem geplanten Produktionsprozess vorgesehen und damit bei einer Gesamtbetrachtung unter Einbeziehung des betriebstechnischen Konzepts Teil der Gesamtheit aller funktional zusammengehörenden sowie technisch und baulich notwendigen Einrichtungen sind“, bleibt offen, ob ein Speichersystem mit der PV-Anlage zusammen eine einzige Anlage bildet oder ob dies zwei separate Anlagen sind. Im ersteren Fall würde die Lieferung von Regelleistung aus dem Speicher den Wegfall der EEG-Einspeisevergütung auch für den direkt eingespeisten PV-Strom bedeuten. Die Firma Caterva unterteilt daher den Speicher in zwei virtuelle Anlagen und rechnet deren Energieflüsse separat ab: In einem Teil wird der PV-Strom zwischengespeichert, mit dem anderen Teil wird Regelleistung erbracht und am Epex-Spot-Markt gehandelt.

Unabhängig von der Einstufung des Speichers als von der PV-Anlage separate Anlage muss die erbrachte Regelleistung getrennt von EE-Erzeugung und Eigenverbrauch gemessen und abgerechnet werden. Ein erweitertes Messkonzept hierzu hat die Firma Sonnen beim Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) im VDE eingebracht. Dieses soll bei der nächsten Aktualisierung des FNN-Hinweises „Speicher“ [59] berücksichtigt werden [60].

Wird statt der Einspeisevergütung die Direktvermarktung gewählt – dabei wird die Differenz zwischen EEG-Einspeisevergütung und Börsenstrompreis durch die Marktprämie ausgeglichen – (Pflicht für neue PV-Anlagen über 100 kW (peak)) kann die Anlage gleichzeitig auch am Regelenergiemarkt teilnehmen [61]. Bei Direktvermarktung muss die Anlage fernsteuerbar sein, und zwar über ein intelligentes Messsystem nach Messstellenbetriebsgesetz 2016 § 21, sobald ein solches marktverfügbar ist (EEG 2017 § 20). Die Qualifizierung für Regelenergie stellt aber andere Anforderungen an die Fernsteuerung, und es ist fraglich, ob das vorgeschriebene intelligente Messsystem für Regelleistung hinreichend schnell steuerbar ist [62]. Allerdings ist die Direktvermarktung mit hohem Verwaltungsaufwand verbunden, der für jede Anlage unabhängig von der Anlagenleistung gleich ist und sich für kleine Anlagen nachteilig auswirkt. Beispielsweise sind laufend wetterbasierte Einspeiseprognosen zu erstellen.

Technische Sicherheit, Effizienz und Qualität von PV-Speichern

Hinsichtlich Sicherheit und Qualität von PV-Speichern gab es insbesondere in der frühen Markteintrittsphase eine sehr große Spannweite von ungenügenden bis exzellente Systemen am Markt. Auf der Fachtagung „Stromspeicherung in Gebäuden“ im Rahmen der Messe CEB – Clean Energy Building 2015 wurde Kritik an derzeitigen Hausbatteriespeichern geäußert. Die Ergebnisse dürfen aber aus Wettbewerbsgründen nicht veröffentlicht werden. Unter anderem wurden folgende Probleme genannt: „Die Speicherhersteller sparen an der Sicherheit, um durch niedrigere Preise ihre Wettbewerbssituation zu verbessern.“ Problematisch sind „Billigimporte von Lithium-Ionen-Zellen“ mit „fehlender Systemsicherheit“ und „mangelhafter Sensorik“. „Versprechungen, wie 20 Jahre Lebenszeit“ seien „unseriös“ [63]. Darüber hinaus spielen auch Fehler bei der Installation eine Rolle [35; 64].

Wegen der bereits früher bekannten Problematik haben verschiedene Verbände gemeinsam den „Sicherheitsleitfaden Li-Ionen-Hausspeicher“ erarbeitet und veröffentlicht [65], der allerdings nicht verbindlich ist. Der Leitfaden wurde von den Herstellern sehr positiv aufgenommen, allerdings sind bisher nur die wenigsten Systeme durch externe Prüflabore nach dem Sicherheitsleitfaden zertifiziert. Die meisten Hersteller geben Eigenerklärungen zu ihren Systemen ab [64].

Der Bundesverband Energiespeicher hat in Zusammenarbeit mit dem Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) und einigen Forschungsinstituten (unter anderem HTW Berlin und KIT) einen Leitfaden erstellt, der die Messung und Berechnung der Effizienz von PV-Speichern vereinheitlichen soll [66]. Der Leitfaden ist ebenfalls nicht verbindlich [67]. Vorausgegangen war eine Diskussion zwischen Fachleuten, die in [68] vorgestellt wurde.

Elektromobilität

Reine batterieelektrische Fahrzeuge (Battery Electric Vehicle, BEV) und Plug-In-Hybride (Plug In Hybrid Electric Vehicle, PHEV) ermöglichen eine lokal emissionsfreie Mobilität, die insbesondere in urbanen Gebieten deutliche Entlastungen bringen kann. Die Elektromobilität gilt derzeit als eine der aussichtsreichen alternativen Antriebstechniken für einen emissionsarmen und klimaschonenden Verkehr. Das im Rahmen der Energiewende gesetzte Ziel zur Endenergie-Einsparung im Verkehrsbereich von – 40 % bis 2050 im Vergleich zu 2005 [69] wird ebenfalls ohne eine Teil-Elektrifizierung des Personen- und auch Güter-Straßenverkehrs nur sehr schwer erreichbar sein.

Aus diesem Grund wird die Elektromobilität gezielt im Rahmen der Energiewende gefördert. Die Bundesregierung hat mit ihrem Marktanreizpaket zur Elektromobilität unter anderem ein Kaufanreizprogramm für batterieelektrische Pkw (BEV und PHEV; zusammen xEV) umgesetzt. Das bis Ende des Jahres 2019 befristete und mit 600 Mio. € Fördersumme gedeckelte Kaufanreizprogramm fördert die Anschaffung von BEV-Pkw mit 4 000 € und 3 000 € für PHEV-Pkw. Die Zuschüsse werden jeweils zur Hälfte von der Bundesregierung und der Automobilindustrie finanziert. Der Zuschuss wird sowohl für einen Abschluss eines Kauf- als auch Leasingvertrags gezahlt. Bis Ende Februar 2017 wurden 12 650 Anträge gestellt, wovon 56 % auf reine batterieelektrische Pkw entfielen. Nur knapp 47 % der Anträge wurden von Privatpersonen gestellt. Die meisten Anträge wurden für den BMW i3 und den Renault Zoe eingereicht [70]. Weiterer wesentlicher Bestandteil des Marktanreizpakets zur Elektromobilität ist eine gezielte Förderung des Ausbaus der Ladeinfrastruktur zur Schnell-Ladung der Fahrzeuge.

Trotz dieser unterstützenden Maßnahmen bleibt angesichts der aktuell niedrigen Neuzulassungszahlen fraglich, ob das gesetzte Ziel der Bundesregierung von einer Millionen elektrischer Straßenfahrzeuge bis zum Jahr 2020 gehalten werden kann. Von den 3,4 Millionen neu zugelassenen Pkw in Deutschland im Jahr 2016 entfielen lediglich 11 410 auf BEV und 13 744 auf PHEV (Tabelle).

Obwohl die Neuzulassungszahlen bereits im dritten Jahr in Folge deutlich gestiegen sind, ist ihr Anteil an den Gesamtneuzulassungen mit unter 1 % gering. Dabei lässt sich ein Trend in Richtung PHEV bei den Neuzulassungen erkennen. Dies ist dadurch begründet, dass insbesondere in den mittleren und oberen Fahrzeugsegmenten das Angebot an PHEV deutlich erweitert wurde. Die Grundlage der Auswertungen bildet eine Datenbank zu batterieelektrischen Fahrzeugen, deren technischen und ökonomischen Parameter sowie Neuzulassungszahlen. Es findet eine laufende Aktualisierung der Modelle, deren Kennwerte und Zulassungszahlen statt. Die Datenbank wurde erstmals in [71] vorgestellt.

Im Jahr 2016 beläuft sich die Nennkapazität (bezogen auf den Neuzustand der Batterie) aller neu zugelassenen xEV in Deutschland auf 513 MWh und übersteigt – trotz geringen Zulassungszahlen – damit jetzt schon deutlich die bisher installierte Leistung der stationären Batteriespeicher in Deutschland (Bild 2). Kumuliert über die letzten vier Zulassungsjahre ergibt sich eine Kapazität von knapp 1,4 GWh. Die mittlere Batterie-Nennkapazität pro Pkw beträgt im Jahr 2016 rund 32 kWh bei BEV beziehungsweise rund 14 kWh bei PHEV. Diese hat sich dabei in den vergangenen drei Zulassungsjahren durch neue Modelle und die Überarbeitung markteingeführter Modelle um über 12 % bei BEV und knapp 7 % bei PHEV erhöht.

Neben den steigenden Verkaufszahlen von Elektrofahrzeugen und den steigenden Nennkapazitäten pro Fahrzeug gibt es einen weiteren Trend zu möglichen Batterie-Upgrades von gebrauchten Fahrzeugen. Zum Beispiel bietet die BMW AG seit dem Jahr 2016 für das Modell i3 die Umrüstung auf eine größere Batterie von 22 auf 33 kWh an [77]. Die Abmessungen der neuen Batterie sind identisch und sie kann somit ohne weitere Umbauten ausgetauscht werden. Die gebrauchte Traktionsbatterie nimmt BMW in Zahlung. Alle Trends zusammengenommen, weisen auf die Verfügbarkeit von hohen Stückzahlen und Kapazitäten von gebrauchten Traktionsbatterien in naher Zukunft hin.

Die Second-Life-Nutzung von gebrauchten Traktionsbatterien aus Elektrofahrzeugen als auch die Nutzung von – zwecks Ersatzbedarf – vorgehaltenen Batterien in stationären Anwendungen wird derzeit bereits erprobt und untersucht (siehe Abschnitt „Vorstellung ausgewählter Projekte“). Da die Batterieanforderungen insbesondere an Energie- und Leistungsdichte in Fahrzeugen hoch sind, werden Traktionsbatterien typischerweise bei Unterschreitung einer Mindest-Restkapazität im gealterten Zustand der Batterien ausgetauscht oder das Gesamtfahrzeug der Verwertung zugeführt. In stationären Anwendungen mit geringeren Batterieanforderungen können so auch nach Ende der Nutzungsphase als Traktionsbatterie erhebliche Speicherkapazitäten für eine Second-Life-Nutzung zur Verfügung stehen.

Ausgewählte F&E-Projekte

Neben den bereits etablierten Speichertechniken wie Batterien und konventionellen Pumpspeichern gibt es eine Vielzahl an weiteren Konzepten für das Einsatzgebiet der Kurzzeitspeicherung von elektrischer Energie, die sich aktuell in der Diskussion befinden. Im Rahmen dieses Abschnittes werden ausgewählte innovative Speicherprojekte in Deutschland kurz vorgestellt und der derzeitige Entwicklungsstand dargestellt. Hierbei handelt es sich um Konzepte, die in Deutschland im Rahmen von öffentlich geförderten Forschungsvorhaben zur Stromspeicherung untersucht und erprobt werden. Eine Übersicht zu weiteren unkonventionellen Speicherkonzepten gibt [23].

Forschungsprojekt „Future Energy Solution“

Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Forschungsprojektes „Future Energy Solution“ wird die Entwicklung und Erprobung eines Power-to-Heat-to-Power (Strom-zu-Wärme-zu-Strom)-Speichersystems gefördert.

Das Projekt hat eine Laufzeit von insgesamt fünf Jahren (2016 bis 2020) und wird mit etwa 10,7 Mio. € gefördert. An dem Projekt beteiligt sind neben der Siemens AG, die Hamburg Energie GmbH und die TU Hamburg-Harburg. Das Speicherkonzept basiert auf der Umwandlung von überschüssiger Windenergie in Wärme. Verwendet hierzu wird eine Widerstandsheizung die einen Luftstrom auf Temperaturen von über 600 °C erwärmt. Die Wärmeenergie der Luft wird anschließend an einen Feststoff-Wärmespeicher übertragen und gespeichert. Der Feststoff-Wärmespeicher besteht aus einer Steinschüttung, der von einem Isoliermantel umgeben ist. Als Wärmespeichermedium kann zum Beispiel Basalt eingesetzt werden. Bei einer Entladung des Speichers wird die in der Steinschüttung gespeicherte Wärmeenergie wieder an einen Luftstrom übertragen und zur Dampferzeugung in einem Wasser-Dampf-Kreislauf verwendet. Der erzeugte Dampf wird anschließend zum Antrieb einer Dampfturbine verwendet. Das Speicherprinzip ist in Bild 7 dargestellt.

Vorteile des Konzeptes sind die Skalierbarkeit sowie der Rückgriff auf erprobte thermische Speichermaterialien sowie seriengefertigte Dampfturbinen. Die zukünftigen Speicherkosten großtechnischer Anlagen dieses Speichertyps werden mit weniger als 0,1 €/kWh angegeben. Nachteil ist der geringe Speicherwirkungsgrad, der mit etwa 25 % für die Versuchsanlage und etwa 50 % für zukünftige großtechnische Anlagen angegeben wird [78 bis 80].

Forschungsprojekt „StEnSea“

Das dreiphasige Forschungsprojekt „StEnSea“ (Stored Energy in the Sea) befasst sich im Rahmen der „Förderinitiative Energiespeicher“ des BMWi mit der Entwicklung und Erprobung eines Hohlkugelspeichers.

Das Projekt hat eine Laufzeit von insgesamt viereinhalb Jahren (2013 bis Juni 2017) und wird mit rund 2,2 Mio. € gefördert. An dem Projekt beteiligen sind neben dem Fraunhofer IWES, die Hochtief Solutions AG und die Universität Stuttgart. Das Speicherprinzip des Hohlkugelspeichers (auch Tiefseespeicher genannt) basiert auf der Installation von hohlen Betonkugeln auf dem Meeresgrund. Diese werden in ein Pumpspeicherkonzept integriert. Dabei fungiert das Meer als oberes Speicherreservoir. Die als unteres Speicherreservoir eingesetzte Hohlkugel wird im Pumpbetrieb mit Ladestrom entleert und im Entladebetrieb mittels einer Turbine im Generatorantrieb wieder mit Wasser befüllt [23].

In der ersten Projektphase wurde eine Machbarkeitsstudie zu Planung, Konstruktion, Bau- und Logistikkonzept des Druckbehälters, der Pumpturbinen und der Einbindung in das Stromnetz durchgeführt. Ergänzt wird dieser Teil durch Marktanalysen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen. In der zweiten Projektphase wurde im November 2016 ein vierwöchiger Modellversuch im Maßstab 1:10 im Bodensee bei Überlingen durchgeführt (Bild 8), um Detailfragestellungen zu Konstruktion, Bau, Installation und Logistik sowie Betriebsweise und Wartungskonzepten zu untersuchen.

In einer möglichen dritten Projektphase ist der Offshore-Test einer Pilotanlage im Maßstab 1 : 1 (Hohlkugel mit 30 m Durchmesser) geplant. Hierzu sollen zunächst potenziell geeignete Standorte in Europa genauer untersucht werden [81 bis 84].

Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen für Speicher

Die regulatorische Lage bei Energiespeichern ist komplex. Die erste Hürde besteht darin, dass es in den Gesetzen bisher keinen eigenständigen Anlagenbegriff für Speicher gibt. Ein Speicher wird bei Bezug elektrischer Energie als Stromverbraucher und bei Abgabe elektrischer Energie als Stromerzeuger definiert. Eine Definition des Anlagentyps „Speicher“ ist schwierig, da die bezogene elektrische Energie in den meisten Speichern nicht als elektrische Energie gespeichert, sondern in eine andere Energieform umgewandelt wird. Weiterhin gibt es Speicheranlagen, bei denen die gespeicherte Energieform auch auf andere Weise zugeführt oder verbraucht werden kann. Ein Beispiel sind Pumpspeicher, die zum Teil auch durch natürlichen Zufluss gefüllt oder durch natürlichen Abfluss geleert werden. Bei Power-to-Gas-Anlagen kann das gespeicherte Gas sowohl ins Erdgasnetz eingespeist und dort verbraucht als auch Gas aus dem Erdgasnetz bezogen und verstromt werden.

Aus der Definition des Speichers als Verbraucher ergibt sich eine Belastung mit verschiedenen Letztverbraucher-Abgaben (EE-Umlage, KWK-Umlage, Stromsteuer, Netzentgelte), die beim Verbrauch des vom Speicher ins Netz zurückgespeisten Stroms zum Teil nochmals erhoben werden (Doppelbelastung) und damit den zwischengespeicherten Strom gegenüber direkt bezogenem verteuern. Der Bundesrat hat bereits in den vorigen Jahren und erneut in seiner Entschließung vom 10. Februar 2017 darauf hingewiesen. Er erwartet, „dass die geltenden Regelungen für die Errichtung und den Betrieb von Energiespeichern überprüft und mögliche Hemmnisse für Errichtung und Betrieb beseitigt werden. Der Bundesrat hat dabei insbesondere um die Befreiung der Speicher von Letztverbraucherabgaben für die Strommengen gebeten, die zum Zwecke der Zwischenspeicherung dem öffentlichen Netz entnommen und wieder in das öffentliche Netz zurückgespeist werden“ [85].

Anpassung der gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen

Ein erster Schritt zur Abschaffung der Doppelbelastung wurde mit der Änderung des EEG 2017 am 22. Dezember 2016 gemacht. Neu festgelegt wurde, dass für Strom, der „in einem Speicher verbraucht“ wird, keine EEG-Umlage zu zahlen ist, soweit die EEG-Umlage für den Strom gezahlt wird, der „mit dem Speicher erzeugt“ wird. Aus dem EEG kann abgeleitet werden, dass dies unabhängig davon ist, wie und wo der „im Speicher verbrauchte“ Strom erzeugt wurde. Des Weiteren wird für die Speicherverluste keine EEG-Umlage erhoben. Wird ein Teil des Stroms aus dem Speicher ins Netz eingespeist, der andere Teil selbst verbraucht, sind pro Jahr nur 500 kWh eingespeicherter Strom pro kWh Speicherkapazität von der EEG-Umlage befreit (EEG 2017 § 61k). „Entsprechend“ ist dieser Paragraf auch für die KWK-Umlage anzuwenden (KWKG vom 22. Dezember 2016 § 27b).

Darüber hinaus ist bei EEG-Anlagen mit einer Leistung von bis zu 10 kW für einen Eigenverbrauch von bis zu 10 MWh/a keine EEG-Umlage zu zahlen, für den darüber hinaus gehenden Eigenverbrauch sind 40 % der EEG-Umlage zu zahlen. Diese Befreiung gilt für eine Dauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme. Bestandsanlagen bleiben unter gewissen Bedingungen von der Zahlung der EEG-Umlage auf selbst verbrauchten Strom befreit (EEG 2017 § 61).

Die Befreiung wird umso wichtiger, als ab 1. Januar 2017 der Prozentsatz der EEG-Umlage, der auf selbst verbrauchten Strom aus EEG-Anlagen und aus hocheffizienten KWK-Anlagen zu zahlen ist, auf 40 % gestiegen ist. Für 2017 sind eine EEG-Umlage von 6,880 Ct/kWh und eine KWK-Umlage von 0,438 Ct/kWh angesetzt.

Nach dem EEG 2017 ist der Eigenverbrauch sehr eng gefasst. Die Freistellung von der EEG-Umlage bei Eigenverbrauch ist nur dann anzusetzen, wenn der Verbraucher zugleich Betreiber der Anlage ist. Das EEG 2017 präzisiert dahingehend, dass eine Person, die nur vertraglich Teilhaber an der Stromerzeugungsanlage ist, nicht Betreiber dieser Anlage ist. Der eigentliche Betreiber gilt als Elektrizitätsversorgungsunternehmen, und die Teilhaber sind Letztverbraucher. Für Altverträge, die von einer anderen Auffassung ausgegangen waren und vor dem 1. August 2014 bestanden, lässt das EEG 2017 ausnahmsweise die Nichtzahlung der EEG-Umlage zu. Ein Papier der Bundesnetzagentur erläutert diese Regelungen [86].

Durch das Strommarktgesetz vom 26. Juli 2016 wurde die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) dahingehend erweitert, dass für den „Letztverbrauch“ in Stromspeichern ein geringeres Netzentgelt gezahlt werden muss (§ 19 Absatz 4), und die Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV § 26a) fordert nun, dass Letztverbrauchern die Erbringung von Regelleistung ermöglicht werden muss.

Für die Einspeisung in ein Netz werden keine Netzentgelte erhoben. Nach dem 31. Dezember 2008 errichtete Speicher, die ab dem 4. August 2011 innerhalb von 15 Jahren in Betrieb genommen werden, sind für 20 Jahre ab Inbetriebnahme auch beim Strombezug von Netzentgelten befreit, sofern der Strom wieder in dasselbe Netz eingespeist wird (EnWG 2017 § 118 Abs. 6). Außerhalb dieser Befreiung können Anlagenbetreiber bei „atypischer Netznutzung“ des Speichers, das heißt Laden zu Schwachlastzeiten und Einspeisung zu Hochlastzeiten, eine Ermäßigung der Netzentgelte verlangen. Nach EnWG 2017 § 14a soll für steuerbare Verbraucher mit separatem Zählpunkt, dies umfasst auch Elektrofahrzeuge, ein ermäßigtes Netzentgelt berechnet werden.

Die Befreiung von der Stromsteuer für „Strom, der zur Stromerzeugung entnommen wird“, gilt nur für Pumpspeicher, nicht für Batterien. Demgegenüber ist Strom aus Anlagen mit einer Nennleistung von bis zu 2 MW, der „vom Betreiber […] zum Selbstverbrauch entnommen wird oder an Letztverbraucher geleistet wird, die den Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnehmen“, von der Stromsteuer befreit (§ 9 StromStG vom 23. Dezember 2016). Eine im vorigen Jahr entworfene Gesetzesvorlage sah zukünftig die Belastung des Eigenverbrauchs mit der Stromsteuer vor. Nach der neuen Fassung dieser Gesetzesvorlage soll der Eigenverbrauch von PV-Strom nun doch von der Stromsteuer ausgenommen bleiben [87]. Eine eventuelle Einspeisevergütung nach EEG wird aber um die eingesparte Stromsteuer vermindert (EEG 2017 § 53c).

Da auch ein Speicher, insbesondere ein Elektrofahrzeug, als abschaltbare Last fungieren kann, solange er Strom aus dem Netz bezieht, ist auch die folgende Neuerung interessant. Durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom 30. Juli 2016 wurden „Rahmenbedingungen geschaffen, um Anbieter von abschaltbaren Lasten für Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit vertraglich verpflichten zu können.“ Diese flossen in die Novellierung der Verordnung über abschaltbare Lasten am 16. August 2016 ein, die am 1. Oktober 2016 in Kraft getreten ist, wobei für sechs Monate eine Übergangsregelung gilt [88]. Geändert wurde die Mindestangebotsgröße von bisher 50 zunächst auf 10 MW, ab 1. Januar 2017 auf 5 MW. Der Ausschreibungszeitraum wurde von bisher monatlich auf wöchentlich verringert [89]. Die erste Ausschreibung nach den neuen Regeln soll voraussichtlich Mitte März 2017 stattfinden [90]. Die bisherige Bedingung „Netzanschluss mindestens 110 kV“ wurde geändert in „Stromabnahme aus einem Elektrizitätsversorgungsnetz, das im Normalschaltzustand über nicht mehr als zwei Umspannungen mit der Höchstspannungsebene verbunden ist.“ Das erlaubt in vielen Fällen den Anschluss am Mittelspannungsnetz. PV-Speicher fallen damit nicht darunter, weil sie am Niederspannungsnetz angeschlossen sind. Die Begrenzung auf maximal fünf Anlagen im Anbieter-Pool wurde aufgehoben, und es dürfen jetzt unbegrenzt viele Anlagen im Pool zusammengefasst werden [89].

Im EnWG 2017 (§ 13 Abs. 6) sind auch zuschaltbare Lasten (beziehungsweise abschaltbare Erzeuger) vorgesehen, die in gleicher Weise wie abschaltbare Lasten ausgeschrieben werden müssen. Hier können auch Speicher als zuschaltbare Lasten eingesetzt werden.

Durch die beschriebenen Gesetzesänderungen wurden Speicher zwar entlastet, aber die Doppelbelastung ist zum Teil noch immer vorhanden. Weiterhin bleibt die Gesetzeslage kompliziert, da je nach Betriebsmodus des Speichers unterschiedliche Regelungen gelten. Das bereits erwähnte Papier der EnergieAgentur.NRW [57] kommt zur folgenden Beurteilung der aktuellen regulatorischen Situation: „Die aktuellen regulatorischen Voraussetzungen schaffen weder für die Erbringung von Systemdienstleistungen noch für die Speicherung von EE-Überschussstrom effektive Anreize. Zum einen wird Flexibilität im Marktumfeld nicht ausreichend vergütet, zum anderen konkurrieren Speicher mit anderen Flexibilitätsoptionen und konventionellen Kraftwerken.“

Bei größeren, von mehreren PV-Betreibern gemeinsam genutzten Speichern sind die derzeitigen engen Vorgaben zur Eigenversorgung nicht erfüllt. „Diese Regelung führt bei Betreibern von kleinen PV-Anlagen dazu, dass einzelne, nicht vernetzte, dezentrale Batterien besser gestellt sind“ [57].

Die Netzflex-Studie der dena [10] kommt zu folgenden Empfehlungen: Flexibilitätspotenziale (darunter fallen auch Energiespeicher) sollten durch Kosten- und Einkommensanreize aktiviert werden. Weiterhin sollte den Netzbetreibern die Nutzung von Flexibilitäten ermöglicht werden. Die verschiedenen flexibilitätsbezogenen Regelwerke müssen harmonisiert und die Unübersichtlichkeit abgebaut werden.

Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) ist der Auffassung, „rechtlich und sachlich korrekt wäre nur eine eigenständige Speicherdefinition, die Speicher sowohl von der Verbraucher- als auch der Erzeugerseite lossagt“ (BVES-Stellungnahme zum Beschlussverfahren der Clearingstelle EEG [91]).

Auf europäischer Ebene wurde am 4. Mai 2016 der Entwurf des Network Code „establishing a guideline on electricity transmission system operation” im Komitologie-Ausschuss positiv verabschiedet [92]. Im Rahmen des Network Code werden unter anderem die Zugangsvoraussetzungen zum Regelenergiemarkt festgelegt. Ein zentraler Diskussionspunkt ist hier der zu garantierende Zeitraum der Leistungserbringung. Zwischenzeitlich war ein einheitliches 15-Minuten-Kriterium für alle Technologien in der Diskussion [93]. Die vorläufige Endfassung der Regulierung [50] sieht zur Festlegung des Zeitraums zunächst die Durchführung einer Cost-Benefit-Analyse für Anlagen mit begrenzter Energiekapazität (insbesondere Energiespeicher) seitens der Übertragungsnetzbetreiber vor. Als Ergebnis der Analyse soll der mindestens erforderliche Leistungserbringungszeitraum festgelegt werden, wobei dieser im Bereich zwischen 15 und 30 min liegen soll. Bis zum Abschluss der Cost-Benefit-Analyse kann der anschließende Übertragungsnetzbetreiber den erforderlichen Leistungserbringungszeitraum festlegen, wobei dieser zwischen 15 und 30 min liegen muss. Die Endfassung des überarbeiteten Network Codes wird derzeit erstellt und dann als „EU Commission Regulation final“ veröffentlicht [92].

Förderprogramme

Das Bundeswirtschaftsministerium hat ein neues Förderprogramm für PV-Batteriespeicher aufgelegt, das zum 1. März 2016 gestartet ist. Das neue Programm ist befristet bis Ende 2018 und hat ein Volumen von 30 Mio. € [94]. Das neue Marktanreizprogramm wird – wie der Vorgänger – über die bundeseigene KfW-Bankengruppe abgewickelt (Programm Erneuerbare Energien – Speicher (275)). Die Förderung erfolgt über Tilgungszuschüsse zu einem zinsvergünstigten KfW-Darlehen für die Anschaffung neuer Speichersysteme in Verbindung mit PV-Anlagen oder die Nachrüstung bereits bestehender PV-Anlagen. Wichtigste Neuerungen ist die Degression der Tilgungszuschüsse (Startwert maximal 500 € je installierter kW-peak-Leistung der PV-Anlage; entsprechend 25 % der förderfähigen Kosten). In Halbjahresschritten sinkt der Tilgungszuschuss, so dass in der letzten Stufe nur noch 10 % der förderfähigen Kosten bezuschusst werden. Die Fortführung der Speicherförderung für dezentrale Solarstromspeicher soll sicherstellen, dass der Speicherbetrieb nicht nur eigenverbrauchsoptimiert, sondern auch system- beziehungsweise netzdienlich erfolgt, indem die maximale Stromeinspeisung auf 50 % der Nennleistung der PV-Anlage reduziert wird (vorher 60 %). Weitere Ziele des Förderprogramms sind die Erhöhung des Absatzes von systemdienlichen Batteriespeichern, um Kostensenkungspotenziale zu erschließen und die technologische Entwicklung zu beschleunigen. Die Zeitwertersatzgarantie für die Batterien wurde auf zehn Jahre erhöht (vorher sieben Jahre).

Im vierten Quartal 2016 kam es zu einem Förderstopp (ab 6. Oktober 2016) im Programm Erneuerbare Energien – Speicher, da die hohe Nachfrage dazu geführt hat, dass die für das Jahr 2016 bereitgestellten Mittel für Tilgungszuschüsse ausgeschöpft waren. Ab Januar 2017 wurde die Förderung wieder aufgenommen, und neue Förderanträge werden von der KfW wieder angenommen [95]. Der Tilgungszuschuss wurde zum 1. Januar 2017 planmäßig auf 19 % abgesenkt. Zum 1. Juli 2017 ist eine weitere Absenkung auf 16 % vorgesehen. Durch eine Änderung der Förderrichtlinie im Februar 2017 wird das Förderprogramm zukünftig auch für Landwirte geöffnet werden [96]. Insgesamt wurden im Jahr 2016 im Programm Erneuerbare Energien – Speicher 6 468 Förderanträge von der KfW bewilligt. Hiervon bezogen sich 5 668 Anträge auf neue PV-Anlagen mit Speichern und 800 Anträge auf die Nachrüstung von Speichern an bestehende PV-Anlagen [97].

Neben dem bundesweiten Marktanreizprogramm von PV-Batteriesystemen fördern auch einige Bundesländer die Installation von Speichersystemen durch landesinterne Förderprogramme. Die bundeslandinternen Förderungen sind in der Regel nicht oder nur zum Teil kombinierbar mit der Bundesförderung. Das Förderprogramm Nordrhein-Westfalens bezieht sich beispielsweise zur Abgrenzung vom KfW-Förderprogramm explizit auf Speichersysteme in Kombination mit PV-Anlagen mit einer Leistung größer 30 kW (peak) (Programm progres.nrw-Markteinführung [98]). Die Landesförderung Thüringens legt den Fokus auf die Förderung von Eigenverbrauchssystemen und Mieterstrommodellen, in dessen Rahmen auch die Förderung von Energiespeichern möglich ist (Programm Solar Invest [99]). Eine aktuelle Übersicht zu den Landesförderprogrammen geben [100; 101]. Der Schwerpunkt der Landesförderprogramme liegt in den meisten Fällen auf der Förderung dezentraler Speichersysteme. In einigen Bundesländern können allerdings weiterhin auch Großspeicher der MW-/MWh-Klasse finanziell gefördert werden. Ein aktuelles Beispiel ist ein vom Land Sachsen mit 1 Mio. € geförderter Batteriegroßspeicher (15,9 MWh) zur Bereitstellung von Primärregelleistung [102]. Neben den Bundes- und Landesförderprogrammen gibt es auch mehrere regionale Förderprogramme von Stadtwerken und Kommunen. Eine Übersicht hierzu geben [101; 103].

 

Literatur

Die Literaturstellen zu dieser Jahresübersicht sind auf der BWK-Homepage über den Menüpunkt „Literaturverzeichnisse“ aufrufbar.