Batteriespeicher entwickeln sich zu einer festen Säule in der europäischen Energiewende. Durch einzigartige Eigenschaften wie die Reaktionsgeschwindigkeit, Flexibilität und Zuverlässigkeit können sie das Stromnetz stabilisieren, Überlastungen verhindern und gleichzeitig mehr erneuerbare Energien integrieren. Es handelt sich um eine ausgereifte Technologie, die im Aufbau immer ähnlich erfolgt. Dabei ist es sogar egal, ob es sich um den Heimspeicher im Keller oder einen stationären Großspeicher handelt. Doch wie sieht ein Speicher nun eigentlich aus? Im Grunde ist ein Batteriespeicher aus nur wenigen Bestandteilen aufgebaut. Im Folgenden stellen wir diese Hauptkomponenten im Detail vor.
Das Batteriesystem ist das Herzstück des Speichers. Hier wird der Strom zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgegeben. Auf elementarer Ebene besteht das Batteriesystem aus Batteriezellen, die zu Modulen zusammengefasst werden. Die notwendige Koordination beim Be- und Entladen übernimmt das Batterie-Management-System (BMS), welches die Zellen überwacht und schützt. Im Falle des Großspeichers werden diese wiederum in mehreren Schränken zusammengefasst und gegebenenfalls in Containern untergebracht. Dadurch wird die Anlage vor Staub und Wasser geschützt.
Jeder Schrank oder Container besitzt außerdem ein eigenes Kühl- und Löschsystem. Das Kühlsystem ist wichtig für die optimale Temperierung der Anlage, die einen signifikanten Einfluss auf den Alterungsprozess der Zellen besitzt. Ein großstationärer Batteriespeicher hat eine erwartete Lebensdauer von 10-20 Jahren, je nach Anwendungsfall und Zyklisierung. Das Löschsystem ist als Vorsichtsmaßnahme verbaut, um im Ernstfall schnell und gezielt einen Brand zu löschen und das Überspringen auf andere Zellen zu vermeiden.
Zur Speicherung kommen heute hauptsächlich Lithium-Ionen Zellen zum Einsatz. Allerdings sind Lithium-Ionen Zellen nicht gleich Lithium-Ionen Zellen. Je nach Zellchemie kann es zu signifikanten Unterschieden im Verhalten der Zellen kommen. Ausschlaggebend dafür ist das Elektroden-Aktivmaterial. Aktuell lassen sich drei Arten von Lithium-Ionen Zellen unterscheiden. Lithium-Cobalt-Oxid (LCO) findet man überwiegend in elektronischen Geräten, wie unserem Handy oder dem Laptop. Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt (NMC) dagegen wird hauptsächlich für die Elektromobilität verwendet, ist aber auch im stationären Speicherbereich noch vertreten. Dies liegt hauptsächlich am Skaleneffekt, der im letzten Jahrzehnt die Preise der NMC Technologie stark gesenkt hat. Die Zellen verfügen außerdem über eine sehr hohe Energiedichte. Für die Automobilindustrie ein maßgeblicher Vorteil, denn in ihrer Anwendung muss auf limitiertem Raum maximale Energie untergebracht werden.
Für stationäre Speicher setzt sich mittlerweile Lithium-Eisen-Phosphat (LFP) durch. LFP hat gegenüber NMC zentrale Vorteile. Eisen und Phosphat sind in größeren Fördermengen vorhanden, wodurch die Preise bereits heute billiger sind als die für NMC. Zusätzlich sind LFP-Zellen sicherer als NMC oder LCO, was insbesondere für das Thema Thermal Runaway eine wichtige Rolle spielt. Darüber hinaus bieten LFP-Zellen eine Möglichkeit Cobalt aus der Lieferkette zu streichen, die Abhängigkeit der aktuellen Ressourcen zu verändern und so besser der Nachhaltigkeitspflicht für Unternehmen nachzukommen.
Batterien werden mit Gleichstrom betrieben, das Stromnetz aber mit Wechselstrom. Daher benötigt jeder Batteriespeicher für die Konvertierung einen Wechselrichter. Damit das Batteriesystem sowohl Laden als auch Entladen kann, müssen die Wechselrichter bidirektional sein – also sowohl Wechselstrom in Gleichstrom wandeln als auch umgekehrt. Die Wechselrichter (und das Batteriesystem) werden dabei üblicherweise im Niederspannungsbereich (<1000V) betrieben.
Wechselrichter und Batteriesystem können unabhängig voneinander skaliert werden. Durch das Verhältnis der Leistung aus den Wechselrichtern und der Kapazität des Batteriesystems ergibt sich die C-Rate des Batteriespeichers. Die C-Rate gibt an, wie schnell eine Batterie entladen werden kann. 1C bedeutet, dass der Speicher bei maximaler Leistungsabgabe eine Stunde betrieben werden kann, bevor er leer ist. Stationäre Speicher in Deutschland bewegen sich im Bereich von 0,5-1C. Sie können also mindestens ein bis zwei Stunden betrieben werden. International gibt es bereits Speichersysteme die C-Raten von 0,25C oder weniger erreichen.
Im Gegensatz zu Heimspeichern werden bei großstationären Batteriespeichern hohe Mengen an Strom ein- oder ausgespeist. Diese Energiemenge kann auf der Niederspannungsebene nicht mehr aufgenommen werden, weshalb eine Umwandlung zu höheren Spannungen erfolgen muss. Dazu kommen Transformatoren zum Einsatz, die genau wie die Wechselrichter bidirektional verwendbar sein müssen. Zusammen mit einer Schaltanlage, welche die Stromverteilung und das Abschalten der Anlage übernimmt, bildet die Transformatorstation den Knotenpunkt zur Netzebene. Damit markiert die Station den physikalischen Netzanschlusspunkt, an dem der Batteriespeicher angeschlossen ist.
.png){kind=logo}
