Speicher satt

Kategorie: 1 / 2013 PVD, Batteriespeicher Michael Fuhs

Batteriesysteme: 176 Systeme in der Übersicht zeigen große Differenzen zwischen den Geräten. In punkto Preis, Dimensionierung und Wirtschaftlichkeit.

Foto: Bosch Power Tec

Bei der Wahl des Speichersystems ist es eine Grundsatzentscheidung, ob man auf DC-­ oder AC­-gekoppelte Produkte setzt. Der Wirkungsgrad für die Kette Solargenerator-Batterie-Verbraucher ist für DC-Systeme im Prinzip höher als für AC-Systeme, da dort weniger Wandlungsstufen notwendig sind. AC-Systeme lassen sich leichter nachrüsten, da sie sich unabhängig von dem Solarwechselrichter installieren lassen. Grafik: Solarpraxis AG/Harald Schütt

Typische Installation des Nedap Power Routers. Foto: Kniebühler

Speicher-Design im Heizungskeller. Foto: Zibauer

Bei Varta können Module mit 0,46 Kilowattstunden Kapazität flexibel eingesetzt werden. Foto: Varta

Das Akasol neeoSystem nutzt den SMA Sunny Island 6.0 H oder den Nedap Power Router. Foto: Akasol

Kaco New Energy bietet ein DC- und ein AC-gekoppeltes System an. Foto: Kaco

Genaue Messung von Lastprofilen. Der Stromverbrauch der Haushaltsgeräte fluktuiert stark. Wer mit Mittelwerten arbeitet, erkennt daher nicht, welche Leistung das Batteriesystem wirklich einspeisen muss. Um die höchsten Leistungspeaks von Herd und Spülmaschine mitzunehmen, muss das Speichersystem über drei Kilowatt Entladeleistung haben. Grafik: Solarpraxis AG/Harald Schütt

Mit diesem Koordinatensystem können Sie den Autarkiegrad eines Haushaltes für verschiedene Kombinationen von Speicherkapazität und Solargeneratorleistung abschätzen. Wenn Sie beispielsweise einen Autarkie­grad von 50 Prozent wünschen, können Sie sich den Punkt x = 1 Wp/kWh und y = 0,9 Wp/kWh heraussuchen. Multiplizieren Sie die beiden Werte mit dem Jahresstromverbrauch des Haushaltes, beispielsweise 4.000 Kilowattstunden, dann ergibt die Grafik eine Anlagengröße von vier Kilowattpeak und eine Speichergröße von 3,6 Kilowattstunden. Laut SMA liegt die Abweichung der so abgeschätzten Autarkiegrade in der Regel bei plus/minus fünf Prozent. Natürlich ist es bei besonderen Verbrauchsprofilen möglich, dass die Fehler größer sind. Grafik: Solarpraxis AG/Harald Schütt

Zwei Szenarien, was Speicher kosten dürfen. Nach der Grafik „Autarkie- grad“ wird mit dem hier berechneten System ein Autarkiegrad von rund 50 Prozent erreicht. Alle Einnahmen und Ausgaben werden entsprechend der geforderten Verzinsung von zwei Prozent auf Preise von 2013 umge- rechnet. Die Rechnung links ist konservativ, weil eine sehr mäßige Stei- gerung der Stomkosten angenommen wird, weil die Wartungskosten mit 225 Euro pro Jahr berechnet wurden, weil für 2023 eine Ersatzinvestiton für die Batterie in Höhe von 400 Euro pro Kilowattstunde angenommen wurde. Ändert man diese Parameter, kann mehr investiert werden, um ein Speichersytem mit zwei Prozent Rendite zu betreiben (rechte Spalte).

Das Wort Batteriespeicher setzt in der Solarbranche derzeit ungeahnte Energien frei. Spätestens seit klar ist, dass die Förderung tatsächlich kommt, gibt es kein Halten mehr und kaum eine Firma, die nicht auch solche Systeme konzipieren, planen, bauen oder installieren will – je nachdem, wo in der Wertschöpfungskette sie angesiedelt ist. Das war Anlass genug für uns, eine neue Übersicht zu den Speichersystemen zu recherchieren, die in Ein- und kleineren Mehrfamilienhäusern und kleineren Gewerbebetrieben eingesetzt werden können. Sie sind meist als Komplettsysteme „von der Stange“ erhältlich. Der Fragebogen, den wir an die Hersteller geschickt haben, enthielt über 100 Fragen zu technischen Spezifikationen. So viele sind nötig, um dem näherzukommen, was der Markt dringend braucht: Transparenz. Denn wenn man die Prospekte der Hersteller vergleicht, sind die Unterschiede für die meisten Interessenten kaum zu fassen. Zugegeben, die Systeme und ihre Wechselwirkung sind erstaunlich komplex und kaum in Kürze darzustellen. Wie soll sich ein Käufer da entscheiden? Oder ein Installateur ihn beraten? Unsere Übersicht soll den Leser dennoch dazu befähigen, eine Vorauswahl zu treffen und den Firmen dann die richtigen Fragen zu stellen.

38 Anbieter haben unseren Fragebogen ausgefüllt und die Details von 176 Systemen eingetragen, darunter sind alle relevanten – nennen wir sie – Basissysteme (siehe Tabelle ab Seite 66). Großhändler integrieren sie mit unterschiedlichen Batterien und teilweise auch Solarwechselrichtern zu Komplettsystemen, so dass eine Vielzahl an Kombinationen entsteht. Je nach Anwendungsfall können verschiedene Spezifikationen für die Solarwechselrichterleistung, die Lade- und Entladeleistungen, die Phasigkeit, den Batterietyp und das Energiemanagementsystem sinnvoll sein. Und natürlich der Preis. Für rund 100 Systeme haben ihn die Anbieter angegeben oder er war für uns recherchierbar.

Interessant ist es, diejenigen nach den Unterschieden zu fragen, die mehrere Systeme anbieten. RWE Effizienz beispielsweise hat sowohl die Sonnenbatterie von Prosol Invest als auch die Engion Family von Varta im Programm.

Argument Baugröße

Nicht, dass es nicht genügend technische Unterschiede zwischen den Systemen gäbe. Aber entscheidend ist manchmal auch ein anderer, banaler erscheinender Parameter: „Einige Installateure gaben uns die Rückmeldung, dass das System von Varta für manche Anwendungen zu hoch ist“, sagt Carsten Welge, bei RWE Effizienz verantwortlich für Speichersysteme. Mit 1,80 Meter Bauhöhe plus 30 Zentimetern gefordertem Freiraum passt es in manche Kellerräume nicht hinein. Die Sonnenbatterie ist niedriger.

Auch E3DC, eine der Pionierfirmen im Speichergeschäft, bietet zwei Systeme an. In einem hat sie ihre Speichertechnologie mit einem Solutronic-Solarwechselrichter kombiniert, im anderen mit einem Gerät von Kaco. Der Unterschied ist, dass das Gerät mit dem Kaco-Wechselrichter nur einen MPP-Tracker und einen höheren Eingangsspannungsbereich hat. Es hängt also von dem Solargenerator ab, welches Gerät besser passt.

Die Eingangsspannungen sind es auch, nach denen Kostal die Solarwechselrichterleistung seines Speichergeräts definiert hat. Es ist laut Marktübersicht für Leistungen von 3,6 bis 10 Kilowatt geeignet, bei keinem anderen Gerät wird ein ganzer Bereich angegeben. Die untere Grenze kommt dadurch zustande, dass dann die Spannung einer üblichen Solaranlage gerade noch ausreichend ist. Mit höherer Effizienz arbeitet das Gerät jedoch, wenn man es nicht an der unteren Grenze des Leistungsbereichs betreibt.

Zu einem ganz wichtigen Unterscheidungsmerkmal entwickelt sich der Service. „Wir kämpfen seit drei Monaten darum, ein defektes Gerät ausgetauscht zu bekommen“, sagt Jan van der Walle, Installateur aus Mölln. Das Gerät zeigt an, der Speicher sei voll. Auch ein anderes zickt, weil das Kabel zum Stromsensor, der misst, wie viel Leistung das Batteriesystem bereitstellen muss, statt wie in der Anleitung gefordert 30 nun rund 80 Meter lang geworden ist. Aber was soll er tun, wenn der Netzanschlusspunkt in dem landwirtschaftlichen Betrieb so weit von der Scheune mit der Solaranlage entfernt ist. Die Länge, die überbrückt werden kann, ist bei jedem Gerätetyp anders.

Auch die Förderung könnte zu Differenzierungen führen. Seit Mitte April sind die Hersteller damit beschäftigt, ihre Systeme förderfähig zu bekommen. Einer der wichtigen Punkte ist die Zeitwertgarantie über sieben Jahre. Sie muss nur für die Batterien gelten. Für die Hersteller ist das eine einfache Risikobewertung. Einige teilen hinter vorgehaltener Hand mit, dass die Systeme dadurch einfach etwas teurer werden. Das kann dann bedeuten, dass Kunden sich entscheiden müssen, ob sie die förderfähige Variante kaufen oder ein Gerät, das nicht gefördert werden kann. Andere Hersteller sichern jedoch zu, dass solche Zusatzkosten anderweitig aufgefangen werden. Die Förderung verlangt auch, dass Hersteller ein Sicherheitskonzept vorlegen. Noch ist das eine eher lasche Forderung, da diese Konzepte nicht bewertet werden. Es geht jedoch darum, nachsehen und Hersteller unter Umständen verantwortlich machen zu können, wenn es zu Schadensfällen kommt.

Abregeln für die Förderung

Wer ein gefördertes System installieren will, sollte sich darüber informieren, wie Hersteller die 60 Prozent Abregelung umsetzen. Die Systeme dürfen nur bis zu 60 Prozent der Leistung des Solargenerators in das Netz einspeisen, damit Netze entlastet werden. „Bei sehr großen Batteriekapazitäten ist das trivial“, sagt Martin Rothert, verantwortlich für das Produktmanagement in der Off-Grid Solutions Unit bei SMA, wo Speichersysteme angesiedelt sind. „Doch bei kleinen Systemen geht das nur mit einer Prognose der erwarteten Einstrahlung und des Lastganges im Haushalt.“ Denn ein System darf den Speicher nicht zu früh laden, dann kann er keine Energie mehr aufnehmen, wenn abgeregelt werden muss. Und es darf nicht zu spät laden, sonst ist der Speicher leer, wenn der Strom zum Eigenverbrauch benötigt wird. An wolkigen Tagen muss die Batterie daher früher geladen werden, an sonnigen Tagen später. In unserer Übersicht ist bei einem Drittel der Geräte angegeben, dass sie Solarprognosen berücksichtigen könnten.

Große Unterscheidungen gibt es auch bei der Dimensionie­rung der einzelnen Größen Nennleistung des Solarwechselrichters, Batteriespeicherkapazität und maximale Entladeleistung. Tritec etwa bietet einen 15-Kilowatt-Wechselrichter mit 15 Kilowatt Entladeleistung an, bei nur 5,5 bis 11 Kilowattstunden Speicherkapazität. Die Deutsche Energieversorgung bietet den umgekehrten Fall an: hohe Batteriekapazität bei relativ geringer Entladeleistung. Die Entladeleistung ist wichtig, wenn ein System in den Inselbetrieb geht – dann begrenzt das den maximal möglichen Verbrauch – und wenn man berechnen will, wie groß der Eigenverbauchsanteil wird. Die Grafik auf Seite 58 zeigt, wie hoch die Leistung üblicher Verbraucher ist, und es dürfte viele überraschen, dass die Spülmaschine mit fast drei Kilowatt zuschlägt.

DC- und AC-Kopplung

Die prinzipielle Unterscheidung der Systeme richtet sich zunächst aber danach, wo die Batterie und der Batterieladeregler angekoppelt sind. Das hat großen Einfluss auf die Flexibilität der Systeme und ihren Gesamtwirkungsgrad. Für den Gesamtwirkungsgrad muss man die gesamte Kette betrachten: die Effizienz, mit der der erzeugte Solarstrom genutzt wird, um die Batterie zu laden, und die Effizienz mit der die in der Batterie gespeicherte Energie in das Hausnetz eingespeist werden kann. In den DC-gekoppelten Systemen (DC: Gleichstrom) wird die Batterie an den Gleichstrom-Zwischenstromkreis des Wechelrichters angeschlossen (siehe Grafik links). Dadurch sind in diesen Systemen für die Kette Solargenerator-Batterie-Verbraucher zwei Wandlungsstufen weniger nötig als in den AC-Systemen (AC: Wechselstrom). In diesen sitzt die Batterie direkt am Wechselstrom-Hausnetz. Sie läuft unabhängig von der Solarananlage, außer dass die Steuerung die Ertragswerte nutzen muss.

Die Transparenz im Markt lässt noch sehr zu wünschen übrig. Etliche Hersteller kennen ihre Wirkungsgrade nicht oder rücken sie nicht heraus. Bei denjenigen, die sie angegeben haben, liegen die maximalen Wirkungsgrade der Kette Solargenerator-Batterie-Verbraucher bei den DC-gekoppelten Geräten zwischen 86 und 95 Prozent, Letzteres ist der Wert des Sunny Boy 5000 Smart Energy, den SMA dieses Jahr auf den Markt bringen will. Bei den AC-gekoppelten Geräten liegen die Werte zwischen 83 und 89 Prozent, wobei angenommen wurde, dass sie mit einem Solargenerator mit 97 Prozent Wirkungsgrad kombiniert werden, um die Wirkungsgrade mit denen der DC-gekoppelten Geräte vergleichbar zu machen. Hier liegt die Sonnenbatterie von Prosol Invest vorne, eines der ersten Systeme auf dem Markt, das nach Unternehmensangaben schon 800-mal verkauft wurde.

Die Relevanz des Wirkungsgrades ist allerdings nicht so groß wie bei reinen Solaranlagen, wo ein Prozentpunkt weniger direkt auf die Einnahmen durchschlägt. Bei Batteriespeichersystemen kommt es mindestens genauso darauf an, wie gut die Steuerung ist, wenn das System die maximale Einspeiseleistung auf 60 Prozent beschränken soll. Außerdem geben die meisten Hersteller maximale Wirkungsgrade an. Gerade bei Speichersystemen kommt es aber auch darauf an, wie effizient sie sind, wenn sie nur mit geringer Leistung laufen. Einen Hinweis darauf gibt die Differenz zum europäischen Wirkungsgrad, analog zu den Angaben bei Wechselrichtern, der das gewichtete Mittel von Wirkungsgraden bei verschiedenen Leistungen ist. Bei einem Hersteller, der ihn angibt, liegt der europäische Wirkungsgrad zehn Prozentpunkte unter dem maximalen, was auf ein schlechtes Abschneiden abseits der Eingangsleistung schließen lässt, bei der der Wirkungsgrad maximal ist. Bei einem anderen liegt der europäische nur einen Prozentpunkt unter dem maximalen, was zeigt, dass es auch bei Speichersystemen möglich ist, über einen breiten Leistungsbereich effizient zu arbeiten.

In diese Werte ist übrigens nicht eingerechnet, dass auch in den Batterien selbst Verluste auftreten. Bei den Bleibatterien liegen die Angaben zwischen 80 und 90 Prozent Wirkungsgrad, bei den Lithiumbatterien zwischen 90 und 98 Prozent. Bei einem Haushalt, der im Jahr 4.000 Kilowattstunden Strom verbraucht und durch den Speicher rund die Hälfte seines Jahresverbrauchs selbst decken kann (50 Prozent Autarkiegrad), lässt sich die Relevanz einschätzen. Dort machen zehn Prozentpunkte Wirkungsgrad bei dem Teil der Energie, der zwischengespeichert wird, rund 120 Kilowattstunden zusätzliche Verluste aus, also etwa 40 Euro im Jahr. Da die Finanzierung insgesamt schwierig ist, spielt das doch ein Rolle und verringert den Anteil an dem Budget, das für den Speicher zur Verfügung steht, um rund ein Fünftel (siehe Tabelle Seite 62).

Blei versus Lithium

Um diese Frage wird immer noch ein Glaubenskrieg geführt. Außer dem unterschiedlichen Wirkungsgrad gibt es etliche weitere Unterschiede zwischen den Batterietypen. Da sind zum Beispiel die Fragen zur Sicherheit (siehe Artikel Seite 82). Bei Lithiumbatterien müssen mehr Vorkehrungen getroffen werden, um auch unter unglücklichen Umständen zu vermeiden, dass sie brennen. Bleibatterien brennen zwar nicht so leicht, doch können im Betrieb geringe Mengen an Wasserstoff entstehen, was Anforderungen an die Raumlüftung stellt.

Ein wesentlicher Unterschied ist die Zahl der Zyklen. Bleibatterien halten weniger Zyklen, bis ihre Kapazität auf 80 Prozent des Nennwertes abgefallen ist. Sie gehen also schneller kaputt, dafür kosten sie weniger. Bei Blei geben die Hersteller Werte zwischen 1.600 und 3.000 Zyklen an, bei Lithium zwischen 2.600 und 15.000.

Allerdings sind diese Zyklenlebensdauern bei allen Systemen mit Vorsicht zu genießen. „Bleibatterien sind empfindlich“, sagt SMA-Experte Martin Rothert. Das Unternehmen stellt Systeme für beide Batterietypen her. Die Schwäche der Bleibatterien zeigt sich schon beim Blick in die Datenblätter. Werden sie bei 35 statt bei 25 Grad betrieben, sinkt die Zyklenzahl bereits um 30 Prozent. „Es ist auch problematisch, wenn sie sehr tief entladen oder überladen werden“, sagt Rothert. Daher ist das Lademanagement sehr wichtig.

Ein Haushalt benötigt in Deutschland im Jahr rund 250 Zyklen, da von November bis Februar die Solaranlage nur wenig Strom erzeugt und der Speicher daher in den Winterschlaf geschickt werden kann. Durch die EEG-Laufzeit rechnen die meisten immer noch mit einer notwendigen Lebensdauer von 20 Jahren. Dafür sind demnach rund 5.000 Zyklen notwendig. Hält die Batterie weniger, muss sie getauscht werden oder man akzeptiert die geringere Kapazität. Außerdem gehen Batterien auch durch das reine Herumstehen kaputt. Die Hersteller geben bei Bleibatterien kalendarische Lebensdauern zwischen 8 und 15 Jahren an, bei Lithiumbatterien zwischen 10 und 25 Jahren.

Auch innerhalb beider Batterietypen gibt es große Unterschiede. Bei Blei nutzen die meisten Firmen Blei-Gel-Batterien. Das Unternehmen Deutsche Energieversorgung setzt jedoch Blei-Säure-Akkus ein. Diese sind deutlich günstiger, weil die Herstellung stärker automatisiert ist. Auch in der Übersicht liegen sie preislich ganz am unteren Ende. Dafür ist der Wartungsaufwand größer, weil circa einmal im Jahr Wasser nachgefüllt werden muss, was der Installateur machen muss. Im Schaltschrank ist außerdem eine Pumpe installiert, die alle sechs Wochen die Säure umwälzt. Das geht nach Aussage von Betriebsleiter Stephan Riss ohne Eingriff des Betreibers automatisch. Solche Batterien werden sonst in Gabelstaplern oder zur Notstromversorgung in Krankenhäusern eingesetzt. Um den Kunden die Bedenken zu nehmen, dass die Batterie keine 20 Jahre hält, bietet das Unternehmen an, dass man bereits beim Kauf für 1.000 Euro eine Ersatzbatterie mitkauft, die dann nach zehn oder elf Jahren, wenn es nötig wird, geliefert wird.

Nachrüstbarkeit

Varta wirbt bei seinem Lithium-Speichersystem, das auch von RWE und Baywa r.e. vertrieben wird, damit, dass nicht die gesamte Batterie getauscht werden muss, wenn die Kapazität nachlässt. Dort ist es möglich, einzelne Batteriemodule von rund 0,46 Kilowattstunden Kapazität nachzurüsten. Da jedes dieser Module eine eigene Elektronik enthält, muss nicht einmal die Technologie gleich der der ursprünglich gekauften Module sein – vermutlich in zehn Jahren eine wichtige Eigenschaft. Wenn man allerdings den Zyklenlebensdauern, die die meisten Hersteller angeben, glaubt, werden die Batterien aber ja sowieso so lange halten. Die Modularität hat aber nicht nur einen Vorteil, wenn Batterien kaputtgehen, sondern auch wenn der Betreiber die Kapazität erweitern will. Bei etlichen Herstellern können die Batterien nicht teilweise getauscht werden, da sie in Serie oder parallel geschaltet sind, denn dann würde das schwächste Element die Gesamtleistung bestimmen. Bei einigen Herstellern, bei denen Batteriemodule einzeln getauscht werden können, sind diese größer als bei Varta.

Auch die Rücknahme und das Recycling stehen noch am Anfang. Zwar ist klar, dass Batteriehersteller und -importeure verpflichtet sind, sich am Rücknahmesystem GRS zu beteiligen. Wer sie aber wo abholt, wissen die meisten Firmen, die nicht aus dem Batteriegeschäft kommen, selbst noch nicht.

Anschluss: Umgang mit den Phasen

Die Diskussion um den Umgang mit den Stromphasen scheint immerhin langsam dem Ende zuzugehen. Wie schon letzten November berichtet, hat sich ein Expertennetzwerk beim FNN gebildet, das einen technischen Hinweis zum Anschluss von Speichersystemen diskutiert. Wer die Speicherförderung in Anspruch nehmen will, wird diese Richtlinie beachten müssen, falls der Netzbetreiber nicht sowieso darauf besteht. Auch die Hersteller in der Marktübersicht wussten bei dem Thema deutlich besser Bescheid als noch vor einem Dreivierteljahr.

Das Stromnetz hat die drei Phasen L1, L2 und L3, in denen die Wechselspannung jeweils um eine drittel Periode verschoben ist. Wenn ein einphasiger Batteriespeicher an der Stromphase L1 angeschlossen ist und eine Herdplatte an L2, liefert das einphasige Batteriesystem den Strom nicht auf der richtigen Phase. Es kann aber im Prinzip auf Phase L1 genau die Leistung in das Netz einspeisen, die der Herd auf L2 vom Netz bezieht. Wenn sogenannte über Phasen saldierende Zähler eingebaut werden, bleibt der Stromzähler in diesem Fall stehen. Das Batteriesystem erfüllt damit seinen Zweck: Der Stromverbrauch des Herdes wird nominell vom Speichersystem gedeckt. Dazu muss die Leistung des Speichersystems aber so geregelt sein, dass der Summenstrom über alle drei Phasen null beziehungsweise möglichst klein ist. Inzwischen ist das bei fast allen aufgeführten Speichersystemen, von denen 104 einphasig arbeiten, möglich.

Bei den 71 Systemen, die auf drei Phasen symmetrisch einspeisen, besteht diese Fragestellung reziprok. Alle diese Systeme erzeugen somit im Betrieb eine sogenannte Schieflast. So heißt es, wenn auf den Phasen unterschiedlich viel Energie eingespeist oder verbraucht wird. Nur unsymmetrisch dreiphasig einspeisende Speichersysteme können auf jeder Phase genau die Leistung zugeben, die die Verbraucher benötigen. Immerhin ist das bei 32 Systemen der Fall. Das geht zum Beispiel auch bei der Engion Family von Varta. „Aktuell regeln wir symmetrisch auf den Summenstrom, da dies noch nicht von den EVU gefordert wird“, schreibt das Unternehmen dazu.

Nach dem zu urteilen, was im FNN-Expertennetzwerk diskutiert wird, werden vermutlich alle Varianten erlaubt sein. Es sieht so aus, dass das Batteriespeichersystem und die Solaranlage in Kombination die übliche Schieflastbedingung von 4,6 kVA zwischen Phasen einhalten müssen. Allerdings gilt nach dem jetzigen Stand eine Übergangsfrist von einem Jahr. Batteriespeicher, die in dieser Zeit installiert werden, dürfen unabhängig von der Solaranlage die Schieflastbedingung einhalten, also insgesamt kann die Schieflast dann 9,2 kVA betragen. Die Übergangsfrist ist sinnvoll, da die eigentliche Anforderung nur mit zusätzlicher Messtechnik möglich ist, da die von den Netzbetreibern eingebauten Stromzähler keine phasengenaue Auswertung zulassen.

Experten erwarten, dass der technische Hinweis des FNN bis Mitte Juni veröffentlicht wird. Für die Zukunft könnte es sinnvoll sein, Richtlinien für Erzeugungsanlagen und Verbraucher zusammenzufassen, da Speichersysteme diese Grenze sprengen.

Netztrennung: Speicher-Inselbetrieb

Es gibt noch immer Systeme, die im Speicherbetrieb vom Netz gehen. Dazu gehört unter anderem die Sonnenbatterie von Prosol Invest, eines der am weitesten verbreiteten Systeme. Arbeiten sie einphasig, schalten sie im Speicher-Inselbetrieb die drei Hausnetzphasen zusammen. Das hatte den Vorteil, dass man die noch bestehenden Grauzonen in der Normung, was den Umgang mit den Phasen anging, umschiffte. Wenn der technische Hinweis des FNN dazu herauskommt, ist diese Grauzone aber beseitigt. Die Systeme haben den Nachteil, dass es beim Umschalten vom Netz- auf den Speicherbetrieb auf zwei Phasen zu kurzen Unterbrechungen kommt. Außerdem müssen sie zurück auf Netzbetrieb schalten, sobald die Verbraucher mehr Leistung benötigen, als das Batteriesystem liefern kann. Prosol Invest stellt unter anderem deshalb auf der Intersolar eine Sonnenbatterie vor, die netzparallel arbeitet, also nicht ins Inselnetz schaltet (siehe auch Marktübersichtstabelle). Sie wird leicht höhere Wirkungsgrade haben, dafür keine Funktion zur unterbrechungsfreien Stromversorgung mehr. Von dieser muss man im Übrigen die Notstromversorgung unterscheiden, die viele Geräte haben, die aber eben nicht unterbrechungsfrei ist.

Das Unternehmen ASD, das den Sonnenspeicher anbietet, bleibt jedoch bei der Umschaltung auf den Inselbetrieb, so dass mit wenig Aufwand Inselsysteme aufgebaut werden können. Es kann nach Aussagen des Unternehmens innerhalb von einer Millisekunde unterbrechungsfrei auf allen drei Phasen umschalten. Wenn mehr Leistung gebraucht wird, als das Speichersystem liefern kann, arbeitet das System netzparallel.

Wirtschaftlichkeit

Die Gretchenfrage ist immer noch die, ob sich die Systeme rechnen. Daher haben wir auch die Preise abgefragt. Die Spanne ist groß, sie reicht von 938 Euro bis 5.270 Euro pro Kilowattstunde, wobei bei Letzterem wie bei allen DC-gekoppelten Geräten zwangsläufig ein Solarwechselrichter dabei ist. Wir haben dafür beim Preisvergleich 120 Euro pro Kilowattpeak Solarleistung abgezogen. Das preisgünstigste Gerät hat eine Blei-Säure-Batterie, das teuerste eine Lithiumbatterie. Auch sonst sind die Preise nicht zu vergleichen, da unter Umständen unterschiedliche Dienstleistungen mit im Preis enthalten sind.

Für eine einfache Abschätzung, wie viel der Speicherstrom kostet, ist es sinnvoll, aus der angegebenen Zyklenzahl und der nutzbaren Speicherkapazität auszurechnen, wie viel elektrische Energie die jeweilige Batterie im Laufe ihrer Lebenszeit umsetzen kann, und das auf den Preis zu beziehen. Danach kostet der gespeicherte Strom bei den meisten Geräten zwischen 20 und 70 Cent pro Kilowattstunde. Es gibt Ausreißer nach oben und nach unten, weil bei einigen Geräten sehr hohe oder sehr niedrige Zyklenlebensdauern angegeben sind. Es stellt sich jedoch die Frage, wie vergleichbar diese sind. Damit bewegen sich die Geräte am unteren Limit zur Wirtschaftlichkeit, wenn sich Solarstrom heute vielleicht für 15 Cent pro Kilowattstunde produzieren lässt. Wirtschaftlich wird der gespeicherte Strom, wenn in dieser Rechnung die Summe aus Erzeugungskosten der Photovoltaikanlage und der Speicherstromkosten unter dem Strompreis liegt.

Allerdings ist diese Rechnung stark vereinfacht, da sie die Verzinsung der Speicherkosten außer Acht lässt. Ein realistischeres Bild zeigt eine Rechnung über 20 Jahre für einen Haushalt mit 4.700 Kilowattstunden Stromverbrauch im Jahr. Mithilfe der Grafik „Autarkiegrad“ lässt sich berechnen, dass die Bewohner zusammen mit einem 3,5-Kilowattstunden-Speicher (nutzbare Batteriekapazität) rund die Hälfte ihres Verbrauchs selbst decken können. Dadurch sparen sie im ersten Jahr rund 500 Euro Stromkosten (ohne Mehrwertsteuer), in den darauffolgenden Jahren entsprechend der Strompreissteigerung mehr. Viele Käufer erwarten momentan keine herausragende Rendite, so kann es sein, dass sie sich mit zwei Prozent zufrieden geben, schließlich bekommen sie bei ihren Geldanlagen auch nicht unbedingt mehr.

Eine konservative Rechnung zeigt, dass unter diesen Bedingungen der 3,5-Kilowattstunden-Speicher nur 3.600 Euro kosten darf oder umgerechnet 1.030 Euro pro Kilowattstunde nutzbarer Speicherkapazität. In der Marktübersicht sind zwei Geräte enthalten, die diesen Preis erreichen. Doch das sind größere Systeme. Immerhin steigt das zur Verfügung stehende Speicherbudget mit der Förderung auf 5.100 Euro. In der Tabelle gibt es ein System, das danach gut passen würde. Die Installation ist in den Preisen allerdings nicht enthalten

Wer auf Rendite optimiert, würde also die Solaranlage ohne Speichersystem bauen. Allerdings ist es durchaus möglich, die Kombination aus Solaranlage und Speichersystem mit den Einnahmen insgesamt zu finanzieren. Die Einspeisevergütung gleicht dann die noch teuren Speicherkosten aus. Für die sogenannten Early Mover ist das oft schon ausreichend. Sie kaufen in erster Linie, weil sie einfach Lust auf Speicher haben (siehe Artikel Seite 76). Außerdem stellen die Systeme eine Art Versicherung gegen stark steigende Strompreise dar, die sich ja nicht ganz ausschließen lassen. In einigen Jahren ist außerdem zu erwarten, dass es sogar am ökonomischsten sein wird, Photovoltaikanlagen mit Speichersystemen zu kombinieren (siehe Artikel Seite 70). Dann könnte sich dadurch das Potenzial von 90 Gigawattpeak Solardachanlagen in Deutschland erschließen lassen.

Die gezeigte Wirtschaftlichkeitsberechnung lässt sich übrigens auch deutlich optimistischer durchführen. Nach den Angaben der meisten Speichersystemhersteller muss die Batterie nicht gewechselt werden, das gilt zumindest für die Lithiumakkus. Auch die Wartungskosten könnten geringer sein, und viele Anbieter rechnen in ihren Programmen mit deutlich stärker steigenden Strompreisen. Nach der optimistischen Rechnung in der Tabelle stehen schon ohne Förderung 2.250 Euro pro Kilowattstunde zur Verfügung.

Wir haben für die Marktübersicht bei den Herstellern auch optimale Projektauslegungen und Preise für ein ähnliches Beispiel abgefragt (siehe www.pv-magazine.de/marktubersichten). Die Preisspanne ist enorm. Sie geht von 13.000 bis 30.000 Euro.

 

Hier finden sie die Produktdaten der Marktübersicht.

In der gedruckten Ausgabe und in der Tabletausgabe finden Sie eine Übersichtstabelle mit den wesentlichen Daten, den aus den Produktdaten Stromkosten pro Kilowattsrunde und den aus den produktdaten berechneten Wirkungsgraden (Solargenerator->Speicher->Verbraucher).

 

 

 


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