Speichern Sie Ihren Strom bitte jetzt!

Beinahe sämtliche aktuellen amtlichen und halbamtlichen Veröffentlichungen zum Thema „Wärmepumpe und Wallbox“ kommen auf die ...

... notwendige Nachrüstung der Infrastruktur mit Batteriespeichern zu sprechen. Jüngst auch der aktuelle Netzentwicklungsplan (NEP) der Bundesnetzagentur. Große Stromtanks für die Solarfarmen, kleine Einheiten für die häusliche KWK- und PV-Anlage. Sie seien ein wesentliches Element zur Stabilisierung der Netze. Und für smarte Tarife, die ab 2025 Realität sein könnten.

Die Flut des Anschlusses von Erneuerbare-Energie-Anlagen zwinge zur erhöhten Flexibilisierung des Niederspannungsbereichs. Der Akku sei dafür ein ideales Hilfswerkzeug. Planer und Anlagenbauer sollten sich intensiv um den Speichersektor kümmern. „Ein Großteil des Bedarfs an Flexibilität wird durch eine Anpassung der Stromverbräuche bereitgestellt“, kündigte die Bundesnetzagentur im NEP 2023 bereits Veränderungen in der Strombereitstellung an.

Ihren Eingang in den TGA-Markt hat die Batterie bereits gefunden, doch vorerst nur zum Nutzen ihrer Eigentümer und Betreiber. Die Speichertechnologie erlaubt, Tagesangebot und Tagesverbrauch voneinander zu entkoppeln und eine individuelle Bedarfszeitkurve zur organisieren, sprich: die Sonne für ein paar Stunden in den Tank zu packen. Diese momentane Situation konterkariert eigentlich die Absicht der Netzbetreiber, mit den Puffern die Netzschwankungen abzufedern. Sie belastet eher die Versorger, da ihnen die Hoheit über das Handeln genommen ist. Sie können in Bezug auf das Be- und Entladen der Leitungen nicht agieren, sie müssen reagieren.

Der Grund dafür liegt in den Defiziten der Digitalisierung. Im Hochspannungsbereich hat sie ein bestimmtes Niveau erreicht, im Niederspannungsbereich dagegen bewegt sie sich noch auf Null-Niveau. Das räumten sämtliche 51 teilnehmenden Versorgungsunternehmern bei einer Befragung der Bundesnetzagentur ein. Kein einziges kann über eine digitale Netzverbindung auf den Kunden zugreifen. Der Gesetzgeber macht jetzt Druck. Der entscheidende Schritt ist der Rollout von entsprechend intelligenten Messsystemen (iMSys; Smart Metern). Er startet 2025 und muss nach einer Mengenstaffelung, die für verschiedene Jahre eine prozentuale Realisierung vorgibt, 2032 abgeschlossen sein. Demnach müssen sich 20 Prozent der Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von 6.000 bis 100.000 kWh oder ab 7 kW Erzeugerleistung schon 2025 via EDV, Handy, Tablet und ähnlichem aus der Ferne steuern und ablesen lassen. Das steht im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG).

„Haushaltsnahe Flexibilitäten“

Zur Beschleunigung der Energiewende hängte der Gesetzgeber an das MsbG gleich ein zweites Dekret an, nämlich den Absatz 7 in §8 EEG. Danach müssen sämtliche EEG-Anlagen, zu denen auch die Stromakkus gehören, ab 1. Januar 2025 digital und nach einem vereinfachten Standard anmeldefähig sein.

Stichwort „Bürokratieabbau“. Batterien muss der Verantwortliche zwar schon seit 2019 ausschließlich online direkt in das Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur eintragen, nur läuft diese Kommunikation bidirektional ab, ist also nicht Gateway- und Smart-Grid-fähig. Das heutige Energieversorgungsnetz mit zunehmender Erzeugung aus erneuerbaren Energien ist dagegen darauf angewiesen, auch die dezentralen Kleinstkraftwerke und Abnehmer zur Netzstützung heranzuziehen.

Der neue Netzentwicklungsplan (NEP) 2023 der Bundesnetzagentur widmet sich deshalb in einem eigenen Kapitel erstmals den „haushaltsnahen Flexibilitäten“. Der Bericht betont, dass sich „im Sektor der privaten Haushalte sowie in Teilen des GHD-Sektors (Gewerbe, Handel, Dienstleistungen) im Zuge der Durchdringung von Wärmepumpen, E-Pkw und Batteriespeichern die zeitlichen Verläufe der Stromnachfrage maßgeblich verändern […] und der Verbrauch der privaten Haushalte zukünftig in hohem Maße durch einen variablen Preis für Endkunden beeinflusst wird.“ Der NEP geht von einer Verschiebung von Verbrauch und Angebot von etwa vier Stunden aus und weist darauf hin: „Neben dem temperaturabhängigen Kühl-/Wärme-Bedarf spielt auch die thermische Trägheit der Gebäude eine wesentliche Rolle für die nutzbare Flexibilität. […] Ein Großteil dieser Flexibilität, insbesondere in den Spitzen, wird durch den Einsatz von Batteriespeichern bereitgestellt.“

Riesiges Potential

2030 sollen es 6 Mio. Wärmepumpen sein, gut 7 Mio. Solaranlagen mit einer Leistung von in Summe mehr als 200 GW (statt 2023 2,6 Mio. Anlagen mit einer Gesamt-Leistung von 70 GW), des Weiteren sollen bis 2030, laut Bundesregierung, bis zu 10 Mio. E-Autos Strom laden können. Was die häuslichen Batteriespeicher angeht, weisen die Szenarien innerhalb des NEP eine installierte Leistung von 91 GW im Jahr 2037 für die Stromtanks aus und zwischen 141 und 168 GW im Jahr 2045, dem anvisierten Jahr der Klimaneutralität. Aktuell dürften es gerade mal 2,5 GW sein. Die rund 90 GW in 2037, eine beinahe Vervierzigfachung der jetzigen Anschlüsse, kündigen aufgrund dieses Multiplikators einen beträchtlichen Speicherhochlauf an. Die Veröffentlichungen unterstellen ein Verhältnis von Speicherkapazität zu installierter Leistung von 2 kWh zu 1 kW.

Zurzeit dienen Batteriespeicher zur Erhöhung des Eigenstromverbrauchs von Solar- und KWK-Anlagen. Ihre Installation erfordert neben den eigentlichen Batterien weitere Komponenten wie zum Beispiel das Batterie-Management-System (BMS) sowie Wechselrichter beziehungsweise DC-Konverter. Das BMS steuert die Be- und Entladung und je nach Ausgestaltung die optimale Nutzung des Elektropuffers. Es gibt unterschiedliche Möglichkeiten, den Batteriespeicher in das Gesamtsystem zu integrieren. Da der Akkumulator auf Gleichstrom aufbaut und die Solarzellen Gleichstrom produzieren, fließt bei den DC-gekoppelten Batterien der Solarstrom über einen DC-Konverter in den Strompuffer. In das Hausnetz entlädt sich das Zwischenlager über den Wechselrichter. Alternativ lässt sich Solarstrom AC-gekoppelt über den Wechselrichter direkt in das Hausnetz einbinden und der PV-Speicher nimmt nur den Überschuss auf.

Leitfaden für die digitale Anmeldung

Die Beschleunigung der Energiewende auch durch Vereinfachung von Anmelde- und Genehmigungsverfahren mit Hilfe der Digitalisierung hat nur mit quasi genormten Text-Standards für die Eingabe Erfolg. Die Energiewirtschaft, vertreten durch den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), hat deshalb vor wenigen Monaten, im Spätsommer 2023, mit Blick auf das digitale Pflichtjahr 2025 eine Anwendungshilfe für die vorschriftsmäßige Dateneingabe von anmeldepflichtigen Einrichtungen und damit ebenfalls für die Akkumulatoren herausgebracht.

Der Titel „Leitfaden zur Umsetzung der rechtlichen Vorgaben nach § 8 Abs. 7 EEG und §§ 6 und 19 NAV, Beschleunigung von Netzanschlüssen in der Niederspannung“ gliedert zwar in EEG- und NAV-Speicher, die Unterschiede sind aber nur marginal (NAV = Niederspannungsanschlussverordnung). EEG steht für Batterien innerhalb einer Installation mit Erneuerbare-Energie-Anlagen, die also regenerativen Strom einlagern. Greift der Puffer dagegen ausschließlich auf öffentlichen Strom zurück, muss er die Bestimmungen der NAV erfüllen.

NAV-Anschlüsse halten sich im Kleinbereich bis 30 kW Erzeugerleistung noch in Grenzen. Mit der Inbetriebnahme smarter Netze in den kommenden Jahren könnte sich das ändern, wenn dann tatsächlich die Elektrizität in Überschusszeiten wesentlich unter Normaltarif kostet. Smarte NAV-Netze könnten in Wettbewerb mit PV-Kollektoren treten. Lohnt sich dann noch eine eigene Dachinstallation? Es sei denn, die Bundesregierung erlässt eine bundesweite Solarpflicht, um die Klimaschutzziele zu erreichen. Ein diesbezüglicher Gesetzesentwurf steht bereits seit 2021 zur Debatte. Doch momentan und wohl auch in nächster Zeit legt Berlin noch nichts Konkretes fest. Der Wirbel um das GEG mit dem Kesseltausch hat die Politik zum „gebrannten Kind“ gemacht. Ein PV-Gebot dürfte die Reaktionen noch toppen.

Die Bundesländer machen aber schon einen ersten vorsichtigen Anfang. In Baden-Württemberg verlangt bereits das Klimaschutz- und Klimawandelanpassungsgesetz die Installation von Photovoltaik-Anlagen beim Neubau von Wohn- und Nichtwohngebäuden und größeren, offenen Parkplätzen. Seit 1. Januar 2023 gilt die Pflicht auch für Bestandsgebäude (Wohn- und Nichtwohngebäude), sobald Dächer grundlegend saniert werden. Nordrhein-Westfalen reglementiert den Wohnungsbau ab 2025, ebenfalls Niedersachsen. Programme für den Nichtwohnungsbau und gewerbliche Objekte existieren in weiteren Bundesländern – also: der Startschuss für den Hochlauf der Speichertechnologie.

Welche Stromspeicher-Technologien stehen zur Verfügung?

Den Markt teilen sich folgende Stromspeicher-Technologien:

• Blei-Säure-Batterien,
• Lithium-Ionen-Batterien,
• Redox-Flow-Batterien,
• Hochtemperatur-Batterien,
• Aqueous-Hybrid-Ionen-Batterien,
• Nickel-Cadmium-Batterien,
• Nickel-Metallhydrid-Batterien.

„Teilen“ suggeriert Verhältnisse, die der Markt nicht widerspiegelt. Lithium-Akkus dürften mit ihrem Anteil am Absatz von heute mehr als 95 Prozent die Blei-Variante im Pkw beinahe vollständig verdrängt haben. Als stationäre Solarstromspeicher haben einige ihrer Vorteile jedoch nicht die Bedeutung wie in Fahrzeugen. Zwar betragen Gewicht und Volumen gerade mal nur etwa 30 Prozent, verglichen mit den Bleiplatten-Akkus. Im Heizungskeller spielt diese Verkleinerung in der Regel indes nicht die Rolle, wohl aber die Zyklenfestigkeit, die bei den modernsten Lithium-Ionen-Modellen bei 5.000 Be- und Entladevorgängen liegen soll, während Blei-Akkus maximal auf 2.000 kommen. Theorie und Praxis auf Basis dieser Angaben klaffen jedoch erfahrungsgemäß erheblich auseinander. Bestätigt in der Praxis hat sich wohl, dass die höhere Lebensdauer von Lithium-Akkus gegenüber Blei die etwa doppelt so hohen Anschaffungskosten in etwa wettmacht.

Kobalt-Ersatz gesucht

Einer der Nachteile von Lithium-Ionen-Batterien im technischen Bereich: ihr höheres Brandrisiko. Im sozialen Bereich: Die Kathode verwendet Kobalt zur Erhöhung der Energiedichte. Das stammt zu 50 Prozent aus Zentralafrika, aus der Demokratischen Republik Kongo. Dort verbieten zwar ebenfalls Gesetze die Kinderarbeit, nur kontrolliert das, laut Unicef, der Staat nur sehr moderat. Sie sei weiterhin an der Tagesordnung.

Aqueous-Hybrid-Ionen-Batterien verwenden deshalb weniger umweltschädliches Mangan statt Kobalt als Kathoden-Werkstoff. Dessen chemisch-physikalische Eigenschaften reichen aber in Summe – wie auch die der Materialien und Systeme der anderen aufgelisteten Stromspeichertypen – nicht an die Effektivität von Kobalt für Batterien heran. Zusammengenommen, vom Blei-Akku abgesehen, machen daher die anderen Systeme nicht mehr als ein Prozent am Speichermarkt aus.

Noch nicht. Forschung und Entwicklung sind erheblich in Bewegung, dem regenerativen Stromausbau geschuldet. Eine massentaugliche nachhaltige Alternative zum problematischen Kobalt in Ionen-Batterien scheint, den Veröffentlichungen nach, neben dem erwähnten Mangan in Zink und Natrium zu liegen. Die Serienreife liegt aber in der Ferne. Auf sie zu warten, wäre ein Schlag gegen die notwendige rasche Wärmewende.