Transparenz ist gefragt

Am Ende gelingt die Energiewende nur, wenn Ökonomie und Ökologie Hand in Hand arbeiten und sich gegenseitig unterstützen. Wie sieht es aber mit diesen Produktmerkmalen bei Batteriespeichern aus? Für die Langlebigkeit des Speichers spielt vor allem die Lebensdauer der eingesetzten Lithium-Ionen-Zellen die entscheidende Rolle. Doch die Angaben der Hersteller dazu sind oft unvollständig. Jede Lithium-Ionen-Zelle verliert mit der Zeit Speicherkapazität. Ein Kapazitätsverlust von 20 Prozent, also eine Restkapazität von 80 Prozent, ist ein allgemein akzeptierter Wert für das Lebensdauerende der Zelle. In neuerer Zeit wird in der Branche sogar über eine Verlängerung der Betriebsdauer bis auf 70 Prozent Restkapazität diskutiert. Dabei steigt aber das Risiko für einen Totalausfall der Zelle, der je nach Produkt auch sicherheitskritisch verlaufen kann. Die Alterung geht dabei oft deutlich schneller, als man denkt. Der Kapazitätsverlust findet nämlich bereits bei reiner Lagerung ohne Betrieb der Zelle statt. Die dadurch limitierte sogenannte kalendarische Lebensdauer ist stark von der Lagertemperatur und dem Ladezustand der Zelle abhängig. Bei nur 45 Grad kann eine voll geladene Zelle innerhalb eines Jahres dieselbe Alterung durchlaufen haben, die bei nicht vollem Ladezustand und niedrigeren Temperaturen 15 Jahre dauert.

Grundsätzlich gilt für die Lagerung die Faustregel: je kälter, desto besser. Das gilt aber nicht für den Betrieb. Während des Betriebs gilt eine umgekehrte Limitierung: Die Frostgrenze darf nicht unterschritten werden. Also Achtung, wenn man den Speicher in der Garage oder einem unbeheizten oder schlecht wärmegedämmten Dachboden aufstellt. Hier drohen erhebliche Sicherheitsrisiken, wenn die Batterie von ihrer Steuerung nicht komplett abgeschaltet wird, sobald die Temperatur zu niedrig wird. In Abbildung 1 ist für eine Zelle die kalendarische Alterung für verschiedene Ladezustände bei einer erhöhten Temperatur von 45 Grad Celsius dargestellt. Daraus ergibt sich, dass längere Lagerzeiten bei hohen Ladezuständen, insbesondere wenn die Zellen voll aufgeladen sind, unbedingt vermieden werden müssen.

Anforderungen an das Energiemanagement

Diese Tatsache sollte erhebliche Auswirkungen auf die Betriebsstrategie eines Photovoltaik-Heimspeichers haben. Das häufig angewandte Verfahren, die Überschussleistung der Photovoltaikanlage immer zuerst in der Batterie zu speichern, ohne darauf zu achten, wie lange die Batterie im Ergebnis dann vollgeladen ist, führt zwangsläufig zu einer erhöhten kalendarischen Alterung der Zellen. Demnach muss nicht nur eine sehr gute Zelle im Speicher sein, sondern die Systemsteuerung muss auch den oben aufgeführten Zusammenhängen Rechnung tragen, damit hochwertige Lithium-Ionen-Zellen bei Raumtemperatur und bei mittleren Ladezuständen (50 Prozent) die für stationäre Anwendungen notwendige kalendarische Lebensdauer von mindestens 15 Jahren erreichen.

Der Betrieb der Zelle im Batteriesystem führt zu zusätzlichen Alterungserscheinungen, die die rein kalendarische Alterung der Zelle überlagern. Diese Verschleißerscheinungen durch den Betrieb der Zelle begrenzen die sogenannte Zyklenlebensdauer der Zelle. Gemeint ist damit, dass jede Zelle mit zunehmender Zahl von Lade- und Entladezyklen ebenfalls Kapazitätsverluste erleidet, so dass Zellen mit unzureichender Zyklenlebensdauer bereits lange vor dem Erreichen des kalendarischen Lebensdauerendes auf eine Restkapazität von 80 Prozent oder weniger kommen. Auch dann ist die Zelle am Ende ihrer Nutzungsdauer angekommen und muss außer Betrieb gesetzt werden.

In Deutschland kann für den stationären Einsatz in Verbindung mit PV-Anlagen von einer Zahl von vollen Lade- und Entladezyklen von 180 bis 230 pro Jahr ausgegangen werden (dabei können die oben angegebenen Zyklenzahlen in mehreren Teilzyklen durchlaufen werden). Über die kalendarisch erreichbare Lebensdauer von 15 Jahren ergibt sich so eine benötigte Zyklenlebensdauer von 2.750 bis 3.500 Vollzyklen, die eine stationäre Photovoltaikbatterie für den Hausgebrauch halten sollte.

In Abbildung 2 ist eine Auswahl von Messungen der Zyklenlebensdauer von Lithium-Ionen-Zellen zusammengefasst, die wir bei uns am Institut durchgeführt haben. Dabei steht jede Farbe für eine andere Zelle. Es ist deutlich zu sehen, dass Zellen mit den für stationäre Anwendungen benötigten Zyklenlebensdauern kommerziell verfügbar sind. Diese kommen meist von Herstellern, die bereits eine Qualifizierung ihrer Zellen für ein Serienprojekt in der Automobilindustrie erfolgreich bestanden haben. Andere Hersteller versuchen teilweise, durch intelligente Modifikation der Zyklentestprogramme die Zahl der gemessenen Zyklen zu erhöhen.

Wenn Zyklenlebensdauern angegeben sind, ist das allein nur wenig aussagekräftig. Ein häufig anzutreffender Kniff besteht nämlich darin, keine Vollzyklen zu messen, die Zelle also nicht zwischen 0 Prozent und 100 Prozent ihrer Nennkapazität zu laden und zu entladen, sondern die Ausnutzung der Nennkapazität zu reduzieren. Je weniger von der Nennkapazität beim Zyklentest genutzt wird, umso mehr erhöht sich die gemessene Zyklenlebensdauer.

In recht aufwendigen Messreihen, von denen in Abbildung 2 ein Beispiel gezeigt ist, konnten wir nachweisen, dass dem Kunden durch diesen Betrieb mit Teilzyklen kein Vorteil entsteht: Selbst bei drastischer Reduzierung der genutzten Kapazität in den Teilzyklen konnte insgesamt bei dem getesteten Zelltyp über die Lebensdauer der Zelle nicht mehr Energie durchgesetzt werden als beim Zyklisieren mit Vollzyklen von 0 Prozent bis 100 Prozent Nennkapazität. Ein Hersteller hat dadurch relativ viel Spielraum, die Zyklenlebensdauer zu erhöhen. Er kann etwa die Kapazität der Zelle niedriger ausgeben, dadurch steigt die Zyklenlebensdauer, da ja die reale Entladetiefe sinkt.

Mithin zeigen wir, dass die Alterung durch den Energiedurchsatz in Wattstunden und nicht durch Kapazitätsdurchsatz in Amperestunden dominiert wird. Die dahinter liegenden Alterungsmechanismen sind außerordentlich komplex und größtenteils noch Gegenstand aktueller naturwissenschaftlicher Grundlagenforschung. Die insgesamt durchgesetzte Energiemenge bestimmt die Alterung also unabhängig von der Tiefe der Zyklen, also ob diese aus Teilzyklen oder Vollzyklen resultiert.

In Datenblättern entsprechender Produkte sollten deshalb zukünftig immer auch Angaben zum gesamten Energiedurchsatz bis zum Lebensdauerende gemacht werden und nicht nur zum Kapazitätsverlauf. Für die vergleichende Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist es wichtig zu verstehen, dass der Preis für das System aus Kundensicht immer nur ins Verhältnis zur nutzbaren Kapazität beziehungsweise Energie gesetzt werden sollte und niemals nur auf die Nennkapazität bezogen werden darf. Was die Zyklenlebensdauer angeht, muss die Entladungstiefe, bei der sie getestet wurde, angegeben werden. Oder, noch besser, der Hersteller gibt die Zyklenlebensdauer für die Entladungstiefe an, mit der das Speichersystem betrieben wird.

Vor dem Hintergrund muss man sich auch überlegen, ob eine Zyklenlebensdauer von beispielsweise 8.000 Zyklen oder mehr dem Speicherbesitzer wirklich noch wirtschaftliche Vorteile bietet. Wenn die kalendarische Lebensdauer gleichzeitig nur mit zehn Jahren angegeben ist, sollte man bei der Berechnung der Kosten des Speicherstroms maximal 3.000 Zyklen heranziehen. Die verbleibenden 5.000 oder mehr Zyklen sind nämlich gar nicht mehr verwertbar.

Welcher Wirkungsgrad ist gut?

Ein anderer wichtiger Indikator für die Energieeffizienz und damit auch für die Ökonomie eines Heimspeichersystems, der für Käufer nur schwer einzuschätzen ist, ist der Wirkungsgrad der Lithium-Ionen-Batterie. Er ist definiert als die entladene Energie geteilt durch die zuvor geladene Energie, wobei der Ladezustand der Batterie nach dem Entladen exakt derselbe sein muss wie vor dem Laden. Er wird hauptsächlich durch den elektrischen Innenwiderstand begrenzt, der sich aus dem Zell-Innenwiderstand und dem Widerstand der Zellverbindungen, Schalter, Sicherungen und sonstiger Elemente zusammensetzt, die sich im Stromkreis der Batterie befinden. Die besten kommerziellen Batterien erreichen im Neuzustand heute Wirkungsgrade bis über 99 Prozent, während andere teilweise deutlich darunter liegen.

Der Gesamtwirkungsgrad des Heimspeichersystems ist das Produkt aus den Wirkungsgraden der Ladeelektronik, der Batterie, der Entladeelektronik und dem Wechselrichter (wobei die Lade-/Entladeelektronik teilweise mit dem Wechselrichter im selben Gehäuse integriert ist). Bei sehr energieeffizienten Leistungselektroniken liegen die maximalen Wirkungsgrade bei circa 98 Prozent. Damit ergibt sich ein maximaler Systemwirkungsgrad von 98 mal 99 mal 98 mal 98 Prozent = 93 Prozent, der in keinem Betriebszustand jemals überschritten werden kann. Hat die Batterie einen Wirkungsgrad von zum Beispiel 92 Prozent, so limitiert das den Systemwirkungsgrad auf maximal 87 Prozent. In der Praxis liegen die Wirkungsgrade der Leistungselektronik jedoch vor allem im Teillastbereich eher bei 90 bis 95 Prozent, so dass in dieser Wirkungsgradkette bezogen auf das Gesamtsystem leicht 80 Prozent unterschritten werden.

Diese an sich vielleicht immer noch akzeptable Energieeffizienz wird aber durch zwei weitere Einflüsse geschmälert: Zum einen verschlechtert sich der Zell-Innenwiderstand (ähnlich wie die Zellkapazität) ebenfalls mit zunehmender Alterung der Zelle, zum anderen hat jedes Heimspeichersystem Nebenverbraucher, wie zum Beispiel Lüfter oder Steuerrechner. Diese konsumieren teilweise erhebliche Energiemengen aus der Batterie, selbst dann, wenn das Heimspeichersystem gerade gar keine Leistung verarbeitet, die Batterie also nicht lädt oder entlädt. Sowohl die Leerlaufverluste als auch die Verluste für die diversen Nebenverbraucher im Betrieb wie zum Beispiel Rechner und Lüfter können Werte bis zu 50 Watt erreichen und somit für eine signifikante Reduktion der Energieeffizienz und damit der Wirtschaftlichkeit verantwortlich sein.

In Heimspeichersystemen, deren Batterie nicht wirkungsgradoptimiert ist, addieren sich die Energieverluste auf besonders unvorteilhafte Weise: Jedes Watt an Batterie-Verlustleistung muss durch zusätzlichen Investitions- und Energieaufwand aus der Batterie abgeführt werden, denn wie weiter oben beschrieben beschleunigen hohe Batterietemperaturen die kalendarische Zellalterung.

Vor diesem Hintergrund sind Heimspeichersysteme mit aktiver Luft- oder gar Flüssigkeitskühlung der Batterie eher kritisch zu sehen, denn die hocheffizienten Batterien in Heimspeichern für normale Haushalte benötigen eigentlich gar keine Kühlung.

Benchmark für die Wirtschaftlichkeit

Aus dem bereits Gesagten ergeben sich einige wichtige Schlussfolgerungen für die Berechnung der Wirtschaftlichkeit von Heimspeichersystemen und vor allem für die Frage, wo ein Benchmark für ein wirtschaftliches Speichersystem liegen kann. Für die Berechnung der Energiekosten pro Kilowattstunde aus einem solchen System ist zunächst die Gesamtenergie zu ermitteln, die über die Lebensdauer aus der Batterie entnommen werden kann. Diese Energie ergibt sich als:

Gesamtenergie in kWh = nutzbarer Energieinhalt in kWh x Vollzyklen bis zum Ende der Lebensdauer

Das Ende der Lebensdauer ist entweder nach 20 Prozent Kapazitätsverlust der Batterie erreicht oder nach Erreichen der kalendarischen Lebensdauer, je nachdem, was zuerst eintritt. Das Problem für den Endkunden besteht häufig darin, dass für kommerzielle Batteriesysteme keine Informationen aus unabhängigen und neutralen Quellen über die tatsächliche Zyklen- oder kalendarische Lebensdauer vorliegen. Es erscheint zwar plausibel, dass Hersteller, die einen hohen Markenwert zu verlieren haben, dazu zuverlässige Angaben machen werden, aber garantiert ist das natürlich nicht.

Die Gesamtkosten in Euro pro Kilowattstunde für Energie aus dem Heimspeichersystem können dann berechnet werden gemäß:

Gesamtkosten in €/kWh = Energie-Erzeugungskosten in €/kWh x Systemwirkungsgrad + Energie-Speicherkosten in €/kWh

Die Erzeugungskosten für Energie aus Photovoltaik sind bei finanzierten Photovoltaikanlagen der Finanzierungsrechnung zu entnehmen, in der der zu erwartende Gesamtertrag in Kilowattstunden über 20 Jahre mit den Gesamtkosten über 20 Jahre ausgewiesen ist. Der Systemwirkungsgrad liegt, wie weiter vorne ausgeführt, immer unter 93 Prozent. Die Gesamtkosten pro Kilowattstunde aus einem Batteriespeichersystem lassen sich dann berechnen nach:

Energie-Speicherkosten in €/kWh = Speicherpreis fertig installiert in € / Gesamtenergie in kWh.

Rechenbeispiel für einen hypothetischen Lithium-Ionen- Batteriespeicher:

Nutzbarer Energieinhalt: 4 kWh

Vollzyklen bis zum Ende der Lebensdauer: 3.000

Systemwirkungsgrad: 87 %

Energie-Erzeugungskosten: 0,12 €/kWh

Speicherpreis fertig installiert: 5.000,- €

Damit ergeben sich folgende Eckwerte:

Gesamtenergie: 12.000 kWh

Energie-Speicherkosten: 0,42 €/kWh

Gesamtkosten: 0,56 €/kWh

Damit wäre der selbst hergestellte und zwischengespeicherte Strom aus der Batterie etwa doppelt so teuer wie der vom Energieversorger bezogene. Ist das System deshalb unwirtschaftlich? Dazu muss man die gesamte Energieversorgungsbilanz des Haushalts betrachten. Bei richtig dimensionierten Systemkomponenten (Photovoltaikanlage, Speicher, Wechselrichter) werden circa 25 Prozent des Stromverbrauchs durch direkten Eigenverbrauch gedeckt. Weitere circa 50 Prozent können aus dem Batteriespeicher bezogen werden. Nur die verbleibenden 25 Prozent (im Wesentlichen Lastspitzen und Winterbedarf) werden noch vom Netz bezogen. Mit angenommenen 0,28 Euro pro Kilowattstunde für den Strombezug ergibt sich dann in der Mischkalkulation ein Strompreis von:

25 % x 0,12 €/kWh + 50 % x 0,56 €/kWh + 25 % x 0,28 €/kWh = 0,38 €/kWh.

Wie man sieht, wäre in diesem Beispiel auch in der Mischkalkulation mit dem Speicher noch kein Gewinn zu erwirtschaften im Vergleich zu dem Fall, dass der Haushalt 100 Prozent des Stroms aus dem öffentlichen Netz bezieht. Dabei ist diese Abschätzung so etwas wie der durchschnittliche Fall. Wenn weniger Zyklen gefahren werden, steigt der Strompreis sogar noch.

Die wesentlichen Stellschrauben für ein Erreichen der Wirtschaftlichkeit ergeben sich aus den oben aufgeführten Berechnungsvorschriften: Nutzbarer Energieinhalt, Vollzyklenzahl bis zum Ende der Lebensdauer und Systemwirkungsgrad müssen erhöht, der Speicherpreis, fertig installiert, gesenkt werden. Interessanterweise kann schon durch eine Verbesserung der im Rechenbeispiel genannten Werte um etwa 15 Prozent die Wirtschaftlichkeit erreicht werden: wenn etwa der Energieinhalt (bei gleichem Preis!) auf 4,5 Kilowattstunden und die Zyklenzahl auf 3.500 erhöht werden kann, dann ergibt dieselbe Mischkalkulation mit 0,26 €/kWh bereits Kosten unter dem Niveau des Netzbezugspreises! Man darf gespannt sein, wann der Zeitpunkt für die „storage grid parity“ gekommen sein wird. Dass er kommen wird, daran besteht aus unserer Sicht kein Zweifel.

Die AutorenDr. Olaf Wollersheim und Dr. Andreas Gutsch managen das Projekt Competence E des Karlsruher Instituts für Technologie, in dem die Arbeiten zur Speicherung elektrischer Energie für mobile und stationäre Anwendungen gebündelt sind. Sie haben letztes Jahr auf der Intersolar viel Aufmerksamkeit durch ihre Speichertests erregt und damit der Diskussion um die Sicherheit der Batteriespeichersysteme neue Impulse gegeben.

Danksagung: Unser besonderer Dank gilt dem Leiter der Lithium-Ionen-Zellentwicklung am KIT, Herrn Dr. Jörg Kaiser, in dessen Abteilung in jahrelanger Präzisionsarbeit hochgenaue und absolut zuverlässige vergleichende Messungen zur Zyklenalterung und zur kalendarischen Alterung an einer Vielzahl kommerzieller Zellen durchgeführt wurden. Diese Daten bilden eine notwendige Grundlage für jede Form technischer oder ökonomischer Analyse realer PV-Heimspeichersysteme durch das KIT.