Mit Hilfe von Speichersystemen lässt sich der Eigenverbrauch steigern und zusätzlich das Netz entlasten. Und genau wie bei der Erzeugung gilt: Dezentrale Systeme haben eine Menge Vorteile!
(Fachartikel in Zusammenarbeit mit Roland Grebe, Vorstand Entwicklung)
Der erhebliche Beitrag der Photovoltaik zur Energiewende ist kaum mehr zu übersehen: Die Gesamtheit der PV-Anlagen in Deutschland konnte schon im Juni 2011 die gesamte Mittagsspitze des deutschen Tageslastprofils decken, sodass eine nahezu konstante Grundlast übrigblieb. Trotz dieser guten zeitlichen Korrelation und der hervorragenden Prognostizierbarkeit der Solarenergie stellt sich die Frage, wie weitere PV-Leistung optimal ins Netz integriert werden kann. Denn schon heute ist in der täglich abrufbaren Grafik der EXX-Transparenzplattform häufig eine leichte, mittägliche Senke sowie ein morgendlicher und abendlicher Anstieg der konventionellen Leistungsbereitstellung zu erkennen.
Will man vermeiden, dass der weitere Photovoltaik-Zubau die Schwankungsbreite der konventionellen Leistung wieder erhöht, führt kein Weg an der Zwischenspeicherung von Solarstrom vorbei. Sinnvoll ist die Zwischenspeicherung aber auch deshalb, weil die Begrenzung von Erzeugungs- und Verbrauchsspitzen die Verteilnetze entlastet und hilft, Ausbaumaßnahmen zu vermeiden. Die Anwendungsmöglichkeiten sind damit aber längst nicht ausgeschöpft: Dezentrale Speichersysteme können den Autarkiegrad steigern, die Versorgungssicherheit durch eine Backup-Stromversorgung erhöhen und bilden die technische Basis für eine Reihe künftiger Netzdienstleistungen. Kurz: Dezentrale Speichersysteme sind der Schlüssel für den Umbau der Stromversorgung zum intelligenten Smart Grid auf Basis erneuerbarer Energien.
Vorteile der dezentralen Speicherung
Zweckmäßig ist ein Ausgleich der fluktuierenden, erneuerbaren Erzeugungsleistung auf sämtlichen Ebenen des Versorgungssystems: Überregional und im internationalen Verbund, im regionalen Verteilnetz, aber auch innerhalb der Hausnetze von privaten Anlagenbetreibern und Industriebetrieben (Abb. 1). Dabei geht es neben der Zwischenspeicherung von Energie natürlich auch um die zeitliche Steuerung von Stromverbrauchern (Lastmanagement) und die Regelung von Erzeugungsanlagen (Einspeisemanagement). In allen drei Fällen gibt es gute Gründe dafür, den Schwerpunkt auf dezentrale, verbrauchernahe Anwendungen zu legen. So stammen in Deutschland mehr als 70 Prozent der PV-Leistung von kleineren PV-Anlagen, die ins Niederspannungsnetz einspeisen. Hier findet aber auch der größte Teil des Stromverbrauchs statt, sodass ein möglichst dezentraler Leistungsausgleich die geringere Entfernung zwischen Erzeuger, Verbraucher und Speicher nutzen kann und so die Transportverluste und die Netzbelastung minimiert.
Abb. 1: Zukunftsmodell der Stromversorgung: Leistungsausgleich auf allen Ebenen, aber so dezentral wie möglich.
Bei den in Frage kommenden Batterietypen gibt es auch keine nennenswerten Skaleneffekte, die große Ausführungen wesentlich günstiger oder effizienter machen würden – in der Regel bestehen sie aus kleineren Batterie-Elementen, deren Anzahl zum Erreichen der gewünschten Speicherkapazität lediglich erhöht wird. Für den dezentralen Einsatz von Speichern spricht außerdem die mögliche Ausbaudynamik: Wie das Beispiel der installierten PV-Leistung eindrucksvoll zeigt, lässt sich der Aufbau nennenswerter Kapazitäten über kleine, privat finanzierte Einheiten bei angemessener Förderung sehr schnell realisieren, da diese Investitionen kaum von Business-Modellen und Investoren abhängen. Im Gegensatz zu Verteilnetzbetreibern haben private Hausbesitzer zudem eine konkrete Motivation zur Nutzung von Speichersystemen: Sie ermöglichen mehr Unabhängigkeit vom Versorger, können eine ausfallsichere Stromversorgung gewährleisten und bieten durch die Eigenverbrauchssteigerung und die Nutzung zeitvariabler Stromtarife einen konkreten wirtschaftlichen Anreiz. Verteilnetzbetreiber haben dagegen kein Geschäftsmodell für den Betrieb von so genannten Quartiersspeichern – nach aktueller Gesetzeslage ist ihnen der Betrieb von Speichersystemen sogar verwehrt. Hinzu kommen längere Planungs- und Genehmigungszeiträume sowie Finanzierungshemmnisse aufgrund des fehlenden Geschäftsmodells. Es gibt also gute Gründe dafür, sich näher mit dezentralen Hausenergiespeichern zu beschäftigen.
Keine Netzbelastung durch speichergestützten Eigenverbrauch
Die heute verfügbaren Systeme legen den Schwerpunkt auf die Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils, was aus zwei Gründen sinnvoll ist: Der Eigenverbrauch von Solarstrom reduziert nicht nur die effektive Einspeiseleistung und entlastet damit das Verteilnetz, sondern hat durch steigende Bezugsstrompreise einen immer größeren Anteil am wirtschaftlichen Ertrag der PV-Anlage. Und mit der geplanten Vergütungsabsenkung und der Begrenzung der EEG-Vergütung auf 80 Prozent der erzeugten Kilowattstunden wird der Eigenverbrauch sogar noch wichtiger für die Rentabilität. (Redaktioneller Hinweis: In der finalen Ausgestaltung der EEG-Novelle wurden die vergügungsfähigen Kilowattstunden auf maximal 90 Prozent der Gesamterzeugung begrenzt, allerdings erst ab Januar 2014 und nur für Anlagenleistungen zwischen 10 kWp und 1000 kWp)
Mit intelligenten Energiemanagement- und Speichersystemen lässt sich die Eigenverbrauchsquote tatsächlich deutlich steigern – seit einiger Zeit kursiert jedoch die Befürchtung, dass eine Eigenverbrauchserhöhung mit Speichern das Netz zusätzlich belasten könnte. Die Argumentation: Da sich aus Gründen der Wirtschaftlichkeit auf dem Markt eine eher geringe Speicherkapazität durchsetzen wird, wären die meisten dieser Speicher unter guten Einstrahlungsbedingungen bereits vor dem Erreichen des mittäglichen Erzeugungsmaximums vollständig geladen. In diesem Moment würde die Leistung dieser Anlagen mehr oder weniger abrupt ins Netz abgegeben, das dadurch einen plötzlichen Leistungszuwachs verkraften müsste.
Dieses Problemszenario lässt jedoch wichtige Aspekte außer Acht: Neben der räumlichen Verteilung der Anlagen (unterschiedliche Längengrade der Standorte sowie gegebenenfalls unterschiedliche Wetterverhältnisse) wirken auch unterschiedliche Generatorausrichtungen, Speichergrößen und Anlagenleistungen dem angenommenen Gleichzeitigkeitseffekt entgegen. Ein anderer, bislang nicht berücksichtigter Punkt betrifft die Ladekennlinie typischer Speichersysteme. Denn zumindest bei den heute gängigen Typen springt der Ladestrom keinesfalls plötzlich auf null, wenn die Batterie vollgeladen ist. Stattdessen sorgt der Ladealgorithmus für eine vergleichsweise sanfte Abregelung des Ladestroms. Im Gegensatz zur PV-Erzeugung ist die Lade- oder Entladeleistung auch jederzeit kontrollierbar, sodass Leistungssprünge leicht vermieden werden können. Gegen Leistungssprünge in der befürchteten Größenordnung spricht auch die Tatsache, dass für die Eigenverbrauchserhöhung eine vergleichsweise geringe Speicherleistung am wirtschaftlichsten ist – nicht zuletzt wegen dem leistungsabhängigen Batteriewirkungsgrad. In der Regel wird daher selbst ein mittags bei Sonnenschein abrupt endender Ladevorgang keinen Leistungssprung in Höhe der maximalen PV-Leistung verursachen – das Ein- und Ausschalten größerer Verbraucher im Haushalt hat meist deutliche stärkere Auswirkungen.
SMA Feldtest bestätigt Netzentlastung
Bestätigt wird diese Einschätzung auch durch einen Feldtest von SMA, in dem die Betriebsdaten von zehn PV-Anlagen mit netzgekoppelten Speichern über zwölf Monate erfasst wurden. Da sich die Wirkung des Speichersystems einfach herausrechnen lässt, stehen auch die entsprechenden Vergleichswerte zur Verfügung. Das Ergebnis: Bei keiner Anlage und an keinem einzigen Tag zeigen die aufgezeichneten Leistungsdaten eine höhere, vom Speicher verursachte Dynamik in der Netzaustauschleistung, im Gegenteil. Bei gleichbleibenden Maximalwerten sind die mittleren Änderungsraten der Netzaustauschleistung in allen Fällen deutlich gesunken. Beim System mit der kleinsten PV-Peakleistung verringerte sie sich um rund 26 Prozent – wohlgemerkt trotz der auf Eigenverbrauchsmaximierung ausgelegten Betriebsführung der Speicher. Abbildung 2 und 3 zeigen beispielhaft die Erzeugungs- und Verbrauchsdaten eines Vierpersonen-Testhaushalts mit einer 5,6 kWp-Anlage, zunächst ohne und dann mit Speichersystem.
Abb. 2: Reale Erzeugungs- und Verbrauchswerte eines Vierpersonenhaushalts mit 5,6 kWp-Anlage: Die Netzaustauschleistung schwankt in beide Richtungen.
Abgesehen von der deutlich verringerten Einspeisung aufgrund der Solarstrom-Zwischenspeicherung ist gut zu erkennen, dass die größten Schwankungen in der Netzaustauschleistung hauptsächlich durch die Aktivierung leistungsstarker Verbraucher verursacht werden und keineswegs durch das 2,2 kW Speichersystem. Dennoch nimmt die Dynamik der Netzaustauschleistung insgesamt ab, was sich ja auch in den erwähnten Jahresmittelwerten widerspiegelt.
Abb. 3: Die gleiche Situation mit Speichersystem zur Eigenverbrauchsoptimierung: Die Menge der ins Netz gespeisten PV-Energie nimmt deutlich ab, zu einer erhöhten Netzbelastung kommt es nicht.
Zusätzliche Netzentlastung durch intelligente Speicher
Mit einer Betriebsführung, die den Schwerpunkt ganz bewusst auf die Netzentlastung legt, lässt sich dieser positive Effekt aber noch deutlich steigern. Denkbar ist zum Beispiel eine Orientierung an der Funktionsweise des sogenannten „Peak Shaving“: Erzeugungsspitzen, die nicht zeitgleich von entsprechenden Lasten ausgeglichen werden, nimmt das Speichersystem auf, sodass eine definierte Einspeiseleistung nicht überschritten wird. Im umgekehrten Fall begrenzt der Speicher den Leistungsbezug aus dem Netz, indem er gegebenenfalls zusätzliche Leistung zur Verfügung stellt. Abbildung 4 zeigt diese Betriebsweise auf Basis der realen Erzeugungs- und Verbrauchswerte aus dem SMA Feldtest. Die Batterie wird jetzt erst beim Überschreiten von 1,9 kW Einspeiseleistung geladen und kann dafür über den gesamten Erzeugungszeitraum Erzeugungsspitzen zwischenspeichern. Bei identischer Eigenverbrauchssteigerung gegenüber dem herkömmlichen Speichersystem sorgt diese einfache Zusatzregel für eine deutlich reduzierte Dynamik der Netzaustauschleistung und wesentlich kleinere Maximalwerte.
Abb. 4: Variante mit simuliertem Speichermodell zur maximalen Netzentlastung: Trotz gleicher Werte für Speicherkapazität und -leistung sinken Maximalwert und Dynamik der Netzaustauschleistung
Die Grafik verdeutlicht das enorme Entlastungspotenzial von intelligenten, lokalen Speichersystemen. Voraussetzung ist jedoch eine zuverlässige PV-Erzeugungsprognose, damit die Batterie auch bei einem unregelmäßigen Einstrahlungsverlauf vollständig geladen werden kann. Fast ebenso bedeutsam sind jedoch Informationen über das zu erwartende Lastprofil des Haushalts und die zeitlich genaue Erfassung der Verbrauchsleistung. Denn jeder zeitgleich zur PV-Erzeugung stattfindende Verbrauch reduziert die Netzaustauschleistung und damit auch den Speicherbedarf. Und die hohe zeitliche Auflösung der Leistungsmessung ist entscheidend für die Ausregelung von schnell taktenden Verbrauchern wie etwa Elektroherden.
Fazit
Die Ideallösung ist daher ein Speicher als Bestanteil eines intelligenten, lokalen Energiemanagement-Systems wie zum Beispiel dem neuen Sunny Home Manager von SMA: Neben einer Erzeugungs- und Lastprognose kann das Gerät mit drei S0- und D0-Zählerschnittstellen alle relevanten Energieflüsse im Haushalt erfassen. Zusätzlich verfügt es über die Möglichkeit, den Betriebszeitpunkt einzelner Stromverbraucher automatisch und bedarfsgerecht zu steuern. Auf Basis eines solchen umfassenden Energiemanagement-Systems können Speicher erheblich zur Netzentlastung beitragen und gleichzeitig den Eigenverbrauchsanteil, die Autarkie und die Versorgungssicherheit erhöhen.
Erläuterung der Diagramme
- Der Energieverbrauch im Haus entspricht der Summe aus der grauen und grünen Fläche
(Netzbezug + Eigenverbrauch) - Die graue Fläche entspricht auch der von der positiven Netzaustauschleistung begrenzten Fläche
- Die blaue Fläche entspricht der ins Netz gespeisten Energie und gleichzeitig der von der negativen Netzaustauschleistung begrenzten Fläche
- Die gelbe und die orange Fläche entsprechen der ein- und ausgespeicherten Energiemenge
Lesebeispiel zu Abb. 4:
Zwischen 9 und 10 Uhr liegt die Erzeugungsleistung bei rund 3 kW, die Eigenverbrauchsleistung nur bei etwa 700 W. Die wachsende Differenz nimmt das Speichersystem auf (gelbe Fläche), sodass die Netzeinspeisung (rote Kurve) den Grenzwert von 1,9 kW nicht überschreitet.
Nach 10 Uhr übersteigt der Bedarf die PV-Erzeugung, die daher vollständig selbst verbraucht wird (grüne Fläche). Die zusätzlich benötigte Energie kommt nicht aus dem Netz, sondern aus dem Speicher (orange Fläche), sodass die Netzaustauschleistung null ist.
Nur zwischen 11:30 und 14 Uhr überschreitet die Einspeiseleistung die Grenze von 1,9 kW, da die Maximalleistung des Speichersystems von 2,2 kW die Differenz aus Erzeugung und Verbrauch nicht vollständig ausgleichen kann. Ab 14 Uhr steigt der Verbrauch wieder deutlich an, so dass die Einspeiseleistung auch ohne Speicherbetrieb unterhalb von 1,9 kW bleibt.
Die gegen 8 Uhr und 17 Uhr sichtbaren „grauen Spitzen“ in der Verbrauchsleistung entstehen dadurch, dass hier die die Summe aus Eigenverbrauch und maximaler Speicherleistung überschritten wird. Der verbleibende Rest wird daher aus dem Netz bezogen, was man auch an den positiven Ausschlägen der Netzaustauschleistung ablesen kann.
Der Autor
Felix Kever
Meine Aufgaben:
Als Leiter der Stabsstelle Technologiekommunikation ist meine Hauptaufgabe die Vermittlung komplexer und strategisch relevanter Technologiethemen. Zusätzlich unterstütze ich ressortübergreifend bei der Kommunikation von technischen Sachverhalten
(Technik-Kollegen: Nicht nur inhaltlich korrekt, sondern auch verständlich / Kommunikations-Kollegen: Nicht nur schön formuliert, sondern auch inhaltlich korrekt ;).
Meine Themen:
Im Prinzip alles, was mit Technik und ihrer Anwendung zu tun hat, mit besonderem Schwerpunkt auf PV-Netzintegration, Energiemanagement und Speichersysteme.
Wolfgang Ley
24. Juni 2012 um 20:33
Herr Kever, Sie sollten Ihren Namen in Clever umbenennen. Wieder eine sehr gelungene Veröffentlichung, die sehr genau nicht nur Probleme, sondern auch deren Lösung zeigt. Und das nicht nur rein theoretisch, sondern direkt aus der Praxis heraus, man bemerkt in jedem Satz den Fachmann.
Schade, dass Ihre Firma nicht Blockheizkraftwerke einbezieht und diese mit Klima- und Kälteerzeugung kombinieren kann – aber man kann ja nicht Alles machen.
Dezentralisierung aller Energieerzeuger und Energiespeicher löst m.E. das gesamte Energieproblem. Aber unsere Politiker sind einfach zu ahnungslos und folgen nur der Energie- und Bankenlobby. Und Ihre Firma wird wohl kaum 200 Leute zur Lobby-Arbeit nach Berlin abstellen können.
Der Artikel sollte irgendwie in die Fachpresse gelangen, um bekannt zu werden, denn diese Seite ist noch zu unbekannt und schwer zu finden.
Felix Kever
25. Juni 2012 um 11:08
Hallo Herr Ley,
vielen Dank für den freundlichen Kommentar. Ich möchte aber darauf hinweisen, dass hinter den Gedanken zum Thema Speicher und Energiemanagement eine Reihe weiterer Kolleginnen und Kollegen aus Entwicklung und Produktmanagement stehen, die als Fachleute in diesen Themen auch deutlich tiefer drinstecken. Mein Job ist lediglich das Aufbereiten und sinnvolle Anordnen der Informationen.
Stichwort Wärme- und Kälteerzeugung: Da ist SMA durchaus dran, wenn auch nicht als Hersteller. Das auf der Intersolar präsentierte Schaubild zum Thema Energiemanagement zeigte neben direkt ansteuerbaren Haushaltsgeräten und einem bidirektional angebundenen Elektrofahrzeug auch einen Warmwasserspeicher mit Heizpatrone, ein Mikro-BHKW uns eine Wärmepumpe…
Beste Grüße
Felix Kever
Stephan Elsenhans
4. Juli 2012 um 08:59
Lieber Herr Kever,
ich vermisse Informationen über Kosten, Zuverlässigkeit und Verschleiß solcher Speicher. Weiterhin würden mich auch das Thema Brandschutz bei großen Lithium-Akkumulatoren interessieren.
Mit Besten Grüßen
Stephan Elsenhans
Felix Kever
4. Juli 2012 um 17:13
Hallo Herr Elsenhans,
das Thema Speicher ist ziemlich umfassend und der obenstehende Artikel sollte „nur“ drei Aussagen untermauern, die uns besonders wichtig sind:
1. Viele Argumente sprechen für dezentrale, also erzeugungs- und verbrauchsnahe Speichersysteme für den notwendigen Leistungsausgleich.
2. Die zuweilen geäußerte Befürchtung, dass dezentrale und eigenverbrauchsoptimierte Speichersysteme das Netz zusätzlich belasten, ist bei genauer Betrachtung nicht nachvollziehbar.
3. Mit einer intelligent(er)en Betriebsführung ist zusätzlich zur Eigenverbrauchsoptimierung eine signifikante Netzentlastung möglich.
Zu Ihren Fragen haben mir die Fachkollegen folgende Informationen gegeben:
Verschleiß
Jede Batterie hat eine kalendarische Alterung, sodass sie nach einer gewissen Zeit ausgetauscht werden muss – egal ob sie genutzt wurde, oder nicht („Verfallsdatum“). Daneben gibt es die Alterung über die Zyklenbelastung, die vor allem vom Energiedurchsatz abhängt und in Nennenergiedurchsätzen gemessen wird (2.500 Zyklen mit 50 Prozent Entladetiefe entsprechen z. B. 1.250 Nennenergiedurchsätzen).
Kosten
Bleibatterien beginnen preislich bei rund 100 EUR/kWh (Starterbatterie mit max. 50 Nennenergiedurchsätzen und max. fünf Jahren Lebensdauer) und enden bei etwa 350 EUR/kWh (verschlossene Blei/Gelbatterie mit bis zu 1.200 Nennenergiedurchsätzen und 12 bis 15 Jahren Lebensdauer). Die Preise für Lithium-Ionen-Batterien inkl. Batteriemanagement-System reichen von etwa 400 EUR/kWh (China-Importe mit unbekannter Qualität) bis 1.500 EUR/kWh (Lithium-Titanat-Speicher mit bis zu 7.000 Nennenergiedurchsätzen und 20 Jahren Lebensdauer).
Wichtig ist aber auch die Systemauslegung. Denn wenn die möglichen Nennenergie-Zyklen der Batterie während der kalendarischen Lebensdauer nicht genutzt werden, steigen die effektiven Speicherkosten (EUR pro gespeicherte kWh) entsprechend an. Nicht umsonst ist der von SMA auf der Intersolar vorgestellte Sunny Boy 5000 Smart Energy auf maximale Ausnutzung der integrierten Lithium-Ionen-Batterie ausgelegt (die vergleichsweise geringe Speicherkapazität von 2 kWh wird nahezu ganzjährig zur Steigerung des Eigenverbrauchs genutzt).
Brandschutz und Sicherheit
Auch Bleibatterien können Brände verursachen, weshalb die Norm EN50272-2 bei der Installation eines Batteriesystems unbedingt zu beachten ist. Hierin werden Anforderungen an die Lüftung des Batterieraums sowie ein Mindestabstand von der Batterie zu allen Zündquellen definiert. Außerdem sollte die Batterieleitung richtig abgesichert sein, damit nicht durch einen Kurzschluss ein Brand entstehen kann.
Die Absicherung der Leitungen ist aber auch für Lithium-Ionen-Batterien wichtig. Des Weiteren sollten hier ebenfalls gewisse Anforderungen an die Lüftung des Raums eingehalten werden. Um Brände sicher zu vermeiden ist zudem ein Sicherheitszertifikat eines externen Prüflabors (TÜV) für den Batterieverband sinnvoll, da es zu den Sicherheitsanforderungen von Lithium-Ionen-Batterien noch keine Normen gibt. Alternativ können dies auch Eigenerklärungen der Hersteller sein, solange es sich um einen namhaften Hersteller handelt und die Eigenerklärung nachvollziehbar ist. Zur Info: SMA arbeitet aktuell mit den Herstellern LG-Chem, Sony, Samsung, Saft, Akasol, Leclanché und Dispatch Energy zusammen.
Zuverlässigkeit
SMA Off-Grid-Systeme mit bis zu 200 kW Batteriewechselrichter-Leistung sind seit Jahren weltweit im Einsatz und versorgen tatsächlich auch ganze Inseln zuverlässig mit Strom. Die Systemtechnik und die bislang hauptsächlich verwendeten Blei/Gel- bzw. Blei/Säure-Batterien sind also definitiv ausgereift.
Bei der Lithium-Ionen-Technik sieht es noch anders aus. Hier gibt es zwar schon jahrelange Erfahrung im Consumerbereich mit seinen begrenzten Qualitätsanforderungen (Notebook-Akkus mit maximal 300 Zyklen…), professionelle Anwendungen (Elektromobilität und stationäre Speichersysteme) sind jedoch noch relativ neu. Hier muss man sich also noch auf die Labortests der Hersteller verlassen.
Freundliche Grüße
Felix Kever
Stephan Elsenhans
4. Juli 2012 um 19:18
Lieber Herr Kever,
vielen Dank für diese ausführlichen Informationen.
Stephan Elsenhans
Kai Fischer
5. Juli 2012 um 10:57
Hallo Herr Kever,
ich bin ganz Ihrer Meinung und spiele bereits seit geraumer Zeit damit meine PV-Anlage mit einem Backup System S und dem Home Manager zu erweitern. Ist dann leider nur einphasig aber immerhin.
Was ich schon immer mal wissen wollte ist wie sich die in Abb.3 dargestelle Betriebsweise des Speichers auf die Zyklenzahl auswirkt. In Abb 3 wird der Speicher ja an einem Tag sowohl entladen (Morgenspitze), dann wieder etwas geladen, dann wieder entladen (Mittagspeak) dann wieder geladen usw. Zählt jeder Vorgang als Zyklus und verringert somit die Anzahl der möglichen Zyklen ?
Altenativ könnte mann ja statisch ab 10:00 Uhr ausschließlich laden und ab Sonnenuntergang entladen, was dann nur ein Zyklus wäre, oder sehe ich das falsch ?
Zum neuen Speicherwechselrichter gibt es ja leider nur sehr wenige bis gar keine Infos. Ist es denn möglich später einmal einen bestehenden SB5000-20 durch den Speicherwechselrichter zu ersetzen und anstelle der internen 2kwh, externe 6kwh anzuschließen ? Und ist das ganze einphasig oder 3-phasig ausgelegt ?
Im übrigen sehe ich ebenfalls eine Zukunft für die Integration von Wechselrichter und Elektroautos, ähnlich wie Sie Nissan in Japan bereits anbietet.
http://www.motorsport-total.com/auto/news/2011/09/Nissan_Leaf_als_Stromlieferant_mit_Hilfe_der_Lithiumionen-Batterie_11090504.html
Wie steht SMA denn dazu ein vorhandenes Elektroauto als Speicher zu integrieren ? Ich werde ab März 2013 einen Renault Zoe mit 22 kwH Batterie fahren und eine 3-phasige Ladestation installieren. Es wäre doch sicher möglich diesen Speicher aus dem Zoe ins Hausmanagement zu integrieren, was meinen Sie ?
Gruß
Kai Fischer
Felix Kever
5. Juli 2012 um 18:28
Hallo Herr Fischer,
zur Zyklenzahl: Die Zyklen-Lebensdauer der Batterie wird in Nennenergiedurchsätzen gerechnet, wobei ein Nennenergiedurchsatz einmal vollständig Entladen und anschließend wieder vollständig Laden bedeutet. Es ist also keineswegs so, dass jeder kurze Lade- oder Entladevorgang als „voller“ Zyklus zählt. Grundsätzlich erhöht sich der Energiedurchsatz bei der Speichernutzung zur Eigenverbrauchserhöhung gegenüber dem reinen USV-Betrieb. Bei unseren Feldtest-Haushalten mit 7 kWh Speicherkapazität (davon 50 % zur Eigenverbrauchssteigerung genutzt) waren es umgerechnet 100 bis 120 Voll-Zyklen pro Jahr. Die mögliche Gesamtzyklenzahl einer hochwertigen Bleibatterie (siehe Angaben weiter oben) wird während ihrer kalendarischen Lebensdauer also voll genutzt.
Zum Sunny Boy 5000 Smart Energy: Wie der Name indirekt schon verrät, ist das Gerät einphasig konzipiert. Zur generellen Auslegung zitiere ich mal aus unserer Broschüre zum Thema Energiemanagement (ist ab morgen auch im Downloadbereich verfügbar): „Das ausgesprochen einfach zu installierende Wandgerät bietet die ideale Kombination aus PV-Anlagen-Größe, Speicherleistung und Speicherkapazität für typische Eigenheimanwendungen und ermöglicht damit einen maximal wirtschaftlichen Betrieb.“ Für andere Märkte und Marktsegmente sind aber entsprechend anders zugeschnittenen Systeme auf der gleichen technologischen Basis vorstellbar. Die Erweiterbarkeit der integrierten Batterie ist nicht vorgesehen.
Noch ein Hinweis: Der Sunny Boy 5000 Smart Energy soll das Sunny Backup-System keineswegs ablösen sondern ergänzt das Produktportfolio um eine besonders kostengünstige und einfach zu installierende Speicherlösung für typische Eigenheimanwendungen. Das Sunny Backup-System mit seiner enormen Flexibilität in Sachen Batterietyp und –größe, Speicher- und PV-Leistung sowie der problemlosen Nachrüst-und Erweiterbarkeit wird parallel dazu weiterentwickelt.
Zum Thema Elektromobilität: Die Nutzung von Elektrofahrzeugen als zusätzliche Speicher ist natürlich naheliegend und SMA beschäftigt sich auch mit diesem Thema. Das Schaubild eines kommenden SMA Smart Home (dargestellt auf unserem Intersolar-Stand und in der Energiemanagement-Broschüre) zeigt daher ganz bewusst auch ein Elektrofahrzeug mit einem bidirektionalen Wechselrichter als Ladestation…
Georg Klare
8. Juli 2012 um 23:23
Guten Tag,
Ihre Ausführungen und Kommentare zeigen, dass noch einiges in der Pipeline ist.
Besteht die Möglichkeit an einem Feldversuch teilzunehmen, bzw. sich zu bewerben??
MfG
G.K.
Leonie Blume
10. Juli 2012 um 11:06
Hallo,
alle Produkte von SMA werden vor Ihrem Serienstart in einem Feldtest unter realen Bedingungen geprüft. Durch die hohen Anforderungen an Installation, Inbetriebnahme und eventueller Fehlersuche arbeiten wir ausschließlich mit ausgewählten Solarteuren und Großhändlern zusammen.
Daher können Privatpersonen leider nicht direkt an unseren Feldtests teilnehmen.
Wir hoffen auf Ihr Verständnis,
Leonie Blume
Günther Altmann
8. Juli 2012 um 21:10
Sehr geehrter Herr Kever,
vielen Dank für den Informationsaustausch, den Sie hier anbieten! Ihre Darstellungen bieten einen sehr guten Einblick in die Thematik!
Die dezentrale Speicherung wird meiner Einschätzung nach sehr bald einen Boom erleben: Da die Peakleistungen der PV- und Windstromerzeugung immer öfter zu Abschaltungen zwingen und die EEG Vergütung auch bei Abschaltungen zu zahlen sind, wird diese Geldverschwendung sehr bald nicht mehr hingenommen werden.
Allerdings halte ich die aktuell verfügbaren Systeme ohne Förderung noch für unrentabel:
Wenn man Ihre oben genannten Eckdaten zugrunde legt, würde ein 10 kWh Batteriespeicher 3500 EUR kosten. Über die Lebensdauer von 1200 Nennzyklen hinweg hätte man diesem 12000 kWh entnehmen können. Umgerechnet würde somit eine kWh dann 29 Cent kosten (ohne sonstige Hardwarekosten und Ein-/Ausspeicherverluste).
Interessieren würde mich in dem Zusammenhang Ihre Einschätzung (auch wenn es natürlich Glaskugel-Lesen ist), bis wann Sie rentable Preise für solche Systeme erwarten? Rechnen Sie damit, dass es eine staatliche Förderung für Speichersysteme geben wird?
Vom SFV e.V. wurde ein Vorschlag zur dezentralen Speicherintegration ausgearbeitet (http://www.sfv.de/artikel/speicherausbau.htm). Halten Sie dies für umsetzbar?
Herzlichen Dank für die Diskussionsmöglichkeit und schöne Grüße
Günther Altmann
Felix Kever
9. Juli 2012 um 19:10
Hallo Herr Altmann,
Sie sind in Ihrer Rechnung von den hochwertigsten Batterien ausgegangen, aber die Rentabilität von Speichersystemen ist in der Tat ein kompliziertes Thema. Beim Sunny Backup-System bietet sich zumindest beim Einsatz von Bleibatterien die ausfallsichere Stromversorgung als Zusatznutzen an, denn die unterschiedlichen Nutzungshäufigkeiten lassen sich gut mit den Eigenschaften der Batterie in Einklang bringen. Und wenn man die Hälfte der Gesamtkosten auf die USV-Funktion „verbuchen“ kann, ist das System zur Eigenverbrauchsoptimierung nur noch halb so teuer.
Hintergrund: Eine USV-Nutzung von teureren und zyklenfesteren Lithium-Ionen-Batterien macht bei wenigen Stromausfällen pro Jahr keinen Sinn. Bleibatterien dürfen hingegen nicht so tief entladen werden und haben für die tägliche Energie-Zwischenspeicherung eine zu geringe Zyklenfestigkeit (immer bezogen auf die kalendarische Lebensdauer).
Die Lösung ist eine größer dimensionierte Bleibatterie: Wird deren Gesamtkapazität z. B. nur zur Hälfte zur Eigenverbrauchsoptimierung genutzt, stehen doppelt so viele Entlade-Ladezyklen zur Verfügung und auch die ebenfalls verdoppelte maximale Lade- bzw. Entladeleistung der Batterie wird entsprechend nur anteilig in Anspruch genommen (ist gut für den Batteriewirkungsgrad). Trotzdem ist auch am unteren Ende des täglichen Lade/Entladezyklus noch ausreichend Energie für eine Überbrückung von Netzausfällen vorhanden. Auch die in unserem Feldtest eingesetzten Systeme mit Bleibatterie waren entsprechend dimensioniert (7 kWh Gesamtkapazität, davon 3,5 kWh zur Eigenverbrauchssteigerung).
Allgemeine Betrachtung
Nach Aussage des Produktmanagements der Division Off-Grid hängt die Rentabilität von Speichern grundsätzlich von vier Einflussgrößen ab:
1.) Entwicklung der Speicherpreise
Bei Bleibatterien sind die Preise vor allem abhängig von den Weltmarktpreisen für Blei, die stark schwanken aber im langjährigen Mittel deutlich steigen. Da hier keine großen technologischen Fortschritte mehr zu erwarten sind, werden die Preise in Zukunft eher steigen als sinken.
Bei Lithium-Ionen-Batterien erwartet man Fortschritte in allen Bereichen (Entwicklung, Fertigung, Kostensenkung durch Stückzahleffekte). Dem stehen aber auch hier mögliche Steigerungen bei den Rohstoffpreisen entgegen. Dennoch wird erwartet, dass die Kosten in den nächsten Jahren weiter sinken und in etwa das Niveau von Lithium-Ionen Akkus für Mobiltelefone oder Notebooks erreichen (ca. 300 $/kWh).
2.) Verbesserte Eigenschaften der Speicher
Es wird sehr stark daran gearbeitet, die Zyklenfestigkeit der Batterien (Blei und Li-Ionen) zu erhöhen und damit die Kosten für die gespeicherte Kilowattstunde zu reduzieren. Bei Bleibatterien gibt es neue Typen von Hitachi, die über 3.000 Nennenergiedurchsätze und 15 Jahre Lebensdauer aufweisen, aktuell aber zu noch deutlich höheren Kosten. Vor allem aber bei Lithium-Ionen wird daran gearbeitet, die Zyklenfestigkeit und die kalendarische Lebensdauer der Batterien zu erhöhen. Hier scheinen 20 Jahre bei mehr als 5.000 Nennenergiedurchsätzen möglich zu sein.
3.) Steigende Strompreise und sinkende Vergütungen
Abgesehen von künftig denkbaren Systemdienstleistungs-Vergütungen steht zur Refinanzierung des Speichersystems die Differenz zwischen Endkundenstrompreis und der Solarstromvergütung zur Verfügung. In Deutschland sind dies aktuell etwa 6 ct/kWh. Der Strompreis pro kWh wird aber vermutlich noch einige Zeit steigen (siehe Leitstudie 2010 des Bundesumweltministeriums und PV-Roadmap des Bundesverbands Solarwirtschaft). Gleichzeitig sinkt die Vergütung für neue Anlagen gemäß EEG um 1 % bis 2,8 % pro Monat, je nach Zubau. Damit kann diese Differenz Anfang 2013 bereits bei 8 bis 9 ct/kWh liegen und Anfang 2015 schon bei 15 bis 20 ct/kWh. Wichtig ist aber nicht nur die Differenz zum Zeitpunkt der Anlageninbetriebnahme, sondern die Strompreisentwicklung über die gesamte Lebensdauer des Speichers.
4.) Geplante Speicherförderung
Aktuell wird intensiv über eine Speicherförderung diskutiert, bis Oktober soll die Regierung hierzu einen Vorschlag machen. Je nachdem, wie dieser Vorschlag aussieht, wird er einen durchaus relevanten Einfluss haben.
Fazit
Eine echte Vorhersage, welche Systeme sich wann und wie rechnen, ist extrem schwierig. Fasst man die ersten drei Aspekte zusammen, werden sich zuerst Systeme auf Basis von Lithium-Ionen Batterien mit einer hohen Zyklenfestigkeit rechnen – allerdings nur, wenn sich diese in der Anwendung auch nutzen lässt. Das ist bei mehr als 2.500 Nennenergiedurchsätzen (3.100 Zyklen mit 80 % Entladetiefe) und zehn Jahren Lebensdauer dann der Fall, wenn die Batterie an mindestens 250 Tagen im Jahr vollständig genutzt werden kann. Bei typischen Anwendungsbedingungen (5 kWp PV-Leistung und Vierpersonenhaushalt) klappt das jedoch nur mit kleinen Speicherkapazitäten von etwa 2 kWh. Bereits eine Batterie mit 4 kWh würde an 20 % weniger Tagen vollständig genutzt werden und hätte damit (bei gleicher kalendarischen Lebensdauer) auch 20% höhere Kosten.
Wie unschwer zu erkennen ist, resultiert aus dieser Betrachtung auch das Konzept des Sunny Boy 5000 Smart Energy…
Freundliche Grüße
Felix Kever
Günther Altmann
9. Juli 2012 um 21:30
Hallo Herr Kever,
herzlichen Dank für Ihre schnelle Antwort und Ihre ausführlichen Hintergrundinformationen zu diesem komplexen Thema!
Die Entwicklung der Energieversorgung wird noch sehr interessant werden
Schöne Grüße
Günther Altmann
Günther Altmann
17. Juli 2012 um 13:00
Hallo Herr Kever,
ich möchte die Gelegenheit gerne noch nutzen, um nach den Hintergründen zum Gesamtwirkungsgrad der Stromspeicherung zu fragen.
Im Vergleich zur direkten Netzeinspeisung, wird bei der Speicherung der Strom ja erst wieder in Gleichstrom umgewandelt, eine Batterie geladen, ggf. mit Selbstentladungseffekt gespeichert, dann wieder entladen und von Gleichstrom zurück in Wechselstrom gewandelt.
Lässt sich sagen, wieviel man von produzierten 100 kWh, die anstatt zur Netzeinspeisung zur Speicherung verwendet werden dann zum Schluss effektiv im Haushalt verbrauchen kann?
Vielen Dank und freundliche Grüße
Günther Altmann
Felix Kever
21. Juli 2012 um 16:21
Hallo Herr Altmann,
die Einflussfaktoren auf den Gesamtwirkungsgrad eines Speichersystems haben Sie schon fast alle genannt. Er wird bestimmt von den Umwandlungsverlusten und den batterieinternen Verlusten (abhängig von der Lade- bzw. Entladeleistung und der Batterietechnologie).
Umwandlungsverluste
Bei AC-gekoppelten Systemen wird Wechselstrom zunächst in Gleichstrom gewandelt und beim Ausspeichern wieder zurück in Wechselstrom. Bei der DC-Kopplung ist beim Laden nur eine Spannungsanpassung (zwischen der aktuellen MPP-Spannung des PV-Generators und vom Ladezustand abhängigen Ladespannung der Batterie) erforderlich, sodass die Umwandlungsverluste insgesamt etwas geringer ausfallen können. „Können“ deshalb, weil es natürlich immer auch auf die Qualität der Komponenten ankommt. So gibt es DC-gekoppelte Systeme mit einem Gesamtumwandlungswirkungsgrad, der deutlich unterhalb dem des AC-gekoppelten Sunny Backup-Systems von SMA liegt. Zudem gibt die AC-Kopplung maximale Freiheit bei der Systemauslegung (Nachrüstbarkeit, nachträgliche Erweiterbarkeit, Möglichkeit der räumlichen Trennung).
Batterieinterne Verluste
Die Selbstentladung spielt bei der kurzfristigen Zwischenspeicherung keine große Rolle, die leistungsabhängigen Verluste hingegen schon, zumal sie quadratisch vom Lade- bzw. Entladestrom abhängen (bei einer Verdopplung des Stroms vervierfachen sich die Verluste).
Batterietechnologie
Lithium-Ionen-Batterien arbeiten effizienter als verschlossene Blei-Batterien (Blei-Gel oder AGM) und diese wiederum effizienter als Blei-Säure-Batterien. Für den Batteriewirkungsgrad ergeben sich abhängig von der eingesetzten Technologie folgende Praxiswerte: Blei (flüssig): 80 bis 85 Prozent, Blei (verschlossen): 85 bis 95 Prozent, Lithium-Ionen: 92 bis 97 Prozent.
(Hinweis: Der letzte Satz wurde nachträglich korrigiert, da die Aussage missverständlich war…)
Beste Grüße
Felix Kever
Günther Altmann
24. Juli 2012 um 15:56
Hallo Herr Kever,
wirklich interessant … vielen Dank für die Infos!
Schöne Grüße
Günther Altmann
Essenwanger Solarenergie
6. August 2012 um 11:35
Hallo, bin im Sunny Pro Club SPCDE1165412, und wäre als Installateur gerne bereit an einem Feldversuch teilzunehmen.
Mit freundlichen Grüßen
Georg Essenwanger
Jannis Rudzki-Weise
6. August 2012 um 16:39
Hallo,
vielen Dank für Ihr Angebot. Ich habe es an die entsprechenden Kollegen weitergeleitet, die sich in den nächsten Tagen direkt mit Ihnen in Kontakt setzen werden.
Viele Grüße
Jannis Rudzki-Weise
Josef Simon
7. August 2012 um 17:05
Die Speichertechnik ist wichtig denn die Vergütung sink weiter. Will ich meinen Sommer Sonnen Strom Verschenken? Lieber nutze ich meinen eigenen Strom. Sehe ein Umdenken von der Rendite Anlage hin zur Selbstversorgung und Kosten Bremse.
Bei steigenden Strompreisen für den Netzstrom lohnt sich auch ein Speicher. Wichtig ist der Technik und Kosten Vergleich bei den Anbietern. Freue mich schon auf den Start des Batterie Wechselrichters von SMA.
mit sonnigen Grüßen aus Bayern Solarstrom Simon
Michael Brod
16. August 2012 um 18:45
Bin begeistert, welche Informationen hier geboten werden. Auch, dass der Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland e.V. hier schon erwähnt wurde. Im Grunde geht es ja dem SFV darum, dass ein Speichermanagement nach Abbildung 4 durchgeführt wird. „Peak Shaving“ habe ich hier gelernt.
Wird denn „Peak Shaving“ in aktuellen Produkten von SMA schon angewendet?
Eine Anmerkung habe ich noch zu der Aussage, dass „in Deutschland mehr als 70 Prozent der PV-Leistung von kleineren PV-Anlagen stammen, die ins Niederspannungsnetz einspeisen. “. Diese Frage hat uns auch im Solarverein Frankfurt beschäftigt, woraufhin die folgende Webanwendung entstanden ist, die die Meldungen bei der Bundesnetzagentur behandelt:
http://brodsoft.de/bna/PvPlants/p_class_sum
Die Frage ist halt, was „kleine“ Anlagen sind. Oder ist das Kriterium die Einspeisung ins Niederspannungsnetz ?
Sonnige Grüße aus Frankfurt
Michael Brod
Felix Kever
17. August 2012 um 14:31
Hallo Herr Brod,
zur Ihrer ersten Frage: Die im Beitrag beschriebene Peak-Shaving-Betriebsweise ist im aktuell käuflichen Sunny Backup-System noch nicht vorgesehen. Der Grund ist einfach: Den Nutzen hat ausschließlich das Netz, für den Betreiber ist sie dagegen mit dem Risiko gewisser Mindererträge verbunden. Denn der Schwellwert für die Aktivierung des Speichers hängt von den tagesaktuellen Einstrahlungsbedingungen ab, basiert also auf Prognosen. Ist die Einstrahlung deutlich geringer als vorhergesagt und der Schwellwert folglich zu hoch, bleibt der Speicher an diesem Tag ganz oder teilweise ungenutzt und die (ertragsrelevante) Eigenverbrauchssteigerung ist geringer, als sie theoretisch sein könnte. Diesen Nachteil müsste man angemessen ausgleichen, um einen Anreiz für die aus Systemsicht absolut sinnvolle Peak-Shaving-Betriebsweise zu geben.
Zur zweiten Frage: Das entscheidende Kriterium ist die Einspeisung ins Niederspannungsnetz. Die Ergänzung „kleinere Anlagen“ diente lediglich dem besseren Verständnis derjenigen, denen die verschiedenen Netzebenen nicht so geläufig sind.
Beste Grüße
Felix Kever
Energiemanagement auf der Intersolar 2012 | Sunny. Der SMA Corporate Blog
21. September 2012 um 16:47
[...] das Thema Energiespeicher wurde von vielen Anbietern aufgegriffen. Dabei waren zwei Haupttrends zu [...]
Siegfried Schülbe
19. November 2012 um 23:24
kein Kommentar.
Frage an Die Autoren !
Ich möchte meine bestehende PV Anlage mit einem Batteriespeichr nachrüsten. Die Akkus sollen NUR bei Strom überschuss, also Rücklieferung ins Netz geladen werden. Mit welchem technischen Hilfsmittel
kann der Zustand der Rücklieferung als Schaltimpuls dargestellt werden?
Infos zu Anlage , und Gebäude.:
10kWp im Dezember 2011 installiert.
5kWp im Juni 2012 installiert.
5kWp im kommenden Jahr.
Auf dem Firmengeländ arbeiten 4 kleine Betriebe.
Eigenverbrauch im Jahresdurchschnitt: 50%
Nächtlicher Verbrauch von 19:00 bis 7:00 ca.10kWh.
was wüden Sie empfehlen.
Mit freundlichem gruß
Felix Kever
20. November 2012 um 23:14
Hallo Herr Schülbe,
Ihre erste Frage ist schnell beantwortet: Ein Schaltimpuls ist nicht notwendig, da alle netzgekoppelten Speichersysteme von SMA den Einspeise- und Bezugszähler überwachen und die Netzaustauschleistung auf null regeln können. Sinnvoller Weise (und gemäß VDE Metering Code / VDE-AR-N 4400 vom September 2011 verpflichtend) arbeitet der Zähler saldierend, fasst also den Bezug und die Einspeisung jeweils für alle drei Phasen zusammen. Somit kann ein einphasiges Speichersystem den nächtlichen Verbrauch auf beliebigen Phasen ausgleichen, sodass Sie sich bilanziell selbst versorgen.
Für eine grobe Abschätzung einer geeigneten Systemkonfiguration wären aber noch weitere Angaben hilfreich: Was ist der jährliche Strombedarf in kWh? Auf welcher PV-Leistung basiert die genannte Eigenverbrauchsquote (die erste 5kWp-Anlage ist ja noch kein Jahr am Netz und die zweite soll erst 2013 gebaut werden)? Haben alle drei PV-Anlagen Südausrichtung bzw. mit welchem durchschnittlichen Ertrag ist zu rechnen? Fällt der nächtliche Energiebedarf von 10 kWh ganzjährig an?
Freundliche Grüße
Felix Kever
Hans Peteresen
14. Januar 2013 um 13:23
Ich lese immer wieder, das der “Sonnenstrom” Mittags an Großabnehmer verschenckt wird.
Als Stromkunde / Verbraucher bezahle ich über die EEG damit Indusstrie Strom, sogar beim Exportierten.
Um die Akzeptanz zu Steigern, fehlt etwas, damit jemand ohne Solaranlage
diesen Strom Mittags billig einkaufen kann und für den Rest des Tages verbrauchen kann.
Da fehlen Lösungen.
Josef Tekath
24. Januar 2013 um 22:24
Hallo zusammen,
ich beschäftige mich schon Wochen mit der Thematik PV-Eigenverbrauch-Speicher. bin durch Zufall (Angebot vom Solateur) hier gelandet. Kompliment…das hier ist das Beste, das ich je zu diesem Thema gelesen habe…und sehr verstänlich erklärt. vielen Dank und weiter so
mit freundlichem Gruß: J.Tekath
Leonie Blume
25. Januar 2013 um 10:53
Hallo Herr Tekath,
herzlichen Dank auch im Namen meines Kollegen Felix Kever für das nette Kompliment. Wir werden auch in Zukunft über die wichtigsten Solar-Themen informieren.
Bitte empfehlen Sie uns weiter!
Beste Grüße
Leonie Blume
Andreas Bruske
7. Februar 2013 um 09:51
Sehr geehrter Herr Kever,
in den ersten Verlautbarungen zur neuen Solarstromspeicher-Förderung ist die Rede von einer Voraussetzung, nach der die Leistungsabgabe der Solaranlage am Netzanschlusspunkt auf maximal 60 Prozent der installierten Leistung begrenzt werden muß.
Das bedingt m.E. eine zeitlich verschobene Ladung des Speichers auf den Zeitpunkt an dem mehr als 60% der PV-Leistung entstehen könnten, also bei PV-Anlagen mit Südausrichtung mittags.
Wie ist die Antwort von SMA zu dieser Anforderung? Wie setzten die SMA-Backup-Systeme das um?
Sonnige Grüße
Andreas Bruske
Felix Kever
13. Februar 2013 um 11:30
Hallo Herr Bruske,
die genannte Wirkleistungsbegrenzung ist in der Tat eine der Anforderungen des KfW-Marktanreizprogramms. Ihre möglichst verlustfreie Umsetzung hängt aber keineswegs allein vom Vorhandensein und Betriebsmodus eines Speichersystems ab. Großen Einfluss hat zunächst das durch die Auslegung vorgergebene Verhältnis von installierter Generatorleistung und maximal anfallender AC-Einspeiseleistung: Ist der Generator nicht ideal ausgerichtet oder von temporären Verschattungen betroffen, liegt die maximal auftetende Einspeiseleitung unter Umständen schon deutlich unterhalb der Generatornennleistung. Ähnlich verhalten sich Generatoren mit Ost/West-Ausrichtung, da hier die Summenleistung der Teilgeneratoren nie gleichzeitig auftritt.
Der zweite wichtige Punkt ist die Höhe und zeitliche Verteilung des Eigenverbrauchs. Denn Eigenverbrauch, der zeitgleich zum Erzeugungsmaximum stattfindet (und nur dieser!), reduziert ebenfalls die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt. Genau dies lässt sich durch intelligentes Energiemanagement mit dem Sunny Home Manager als Kernkomponente optimieren: Er kann Lasten zeitlich verschieben und durch die Berücksichtigung von Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen sinnvoll im Voraus einplanen. Falls die maximale Einspeiseleistung begrenzt werden soll, kann der Planungsalgorithmus dies zusätzlich erreichen, ohne dass die Eigenverbrauchssteigerung darunter leidet.
Mit einem Speichersystem lassen sich verbleibende Erzeugungsspitzen zwischenspeichern, so dass noch weniger Abregelungsverluste anfallen. Die Ideallösung ist dabei die Einbindung des Speichersystems in das weiter oben beschriebene Energiemanagement, denn mit einer schlichten uhrzeit- oder schwellwertbasierten Speicheransteuerung bliebe der Speicher an bewölkten Tagen ungenutzt, was die spezifischen Speicherkosten erhöht. Diese Einbindung ist für das Sunny Island-System (Nachfolgeprodukt des Sunny Backup) definitiv geplant, momentan aber noch nicht vollständig umgesetzt.
Beste Grüße
Felix Kever
Thomas Baumann
12. Februar 2013 um 20:46
Hallo Herr Kever
Ich bin von den hier angebotenen Informationen begeistert. Haben sie zu diesem Thema auch einen Newsletter, den man abonnieren kann?
Ich plane momentan eine PV-Anlage und habe durch die Speicher jetzt noch mehr Kombinationsmöglichkeiten, was eine Entscheidung nicht einfacher macht.
Was würden sie einem 4-Personen-Haushalt mit ca. 3.800 KWh Verbrauch und einer Installationsleistung von ca. 6,4 kWp (Südausrichtung bei 20° Neigung) empfehlen?
Da ich als Privatmann nicht an einem Feldversuch teilnehmen kann, haben sie Partner im Raum OF/F die Haushalte dafür suchen?
Sonnige Grüße
Thomas Baumann
Felix Kever
14. Februar 2013 um 11:36
Hallo Herr Baumann,
einen speziellen Newsletter hierfür haben wir nicht, aber in diesem Blog finden Sie auch künftig immer wieder Beiträge zum Thema Energiemanagement. Eine detaillierte planerische Beratung können wir an dieser Stelle nicht bieten, zudem sind hierfür noch viele weitere Parameter und individuelle Gegebenheiten zu berücksichtigen. Auch mit Feldversuchspartnern kann ich Ihnen leider nicht weiterhelfen.
Interessant für Sie könnte aber folgender Beitrag sein. Hier wird ein Diagramm vorgestellt, anhand dessen Sie die mit einem Speichersystem mögliche Eigenverbrauchssteigerung für verschiedene Batteriekapazitäten grob abschätzen können – abhängig von der installierten PV-Leistung und ihrem Jahresstromverbrauch. Hilfreich sind sicherlich auch die neue Sunny Island-Broschüre „Netzgekoppelte Speicher zur Eigenverbrauchsoptimierung“ sowie der überarbeitete Planungsleitfaden zur Eigenverbrauchsoptimierung.
Wenn sie Ihre Eigenverbrauchsanlage selbst planen und die in Frage kommende Konfigurationen detailliert prüfen und auswerten möchten, empfehle ich unsere kostenlose Auslegungssoftware Sunny Design (Web-basiertes Programm, keine Installation notwendig).
Freundliche Grüße
Felix Kever
Philipp Schwarz
25. März 2013 um 11:37
Guten Tag Her Kever,
Ich habe eine Frage, und zwar bin ich in der Planung eines Büro- und Produktionsgebäudes involviert, dass komplett stromautark betrieben werden soll (keine bilanzierte Autarkie).
Nun benötigen wir kompentente Ansprechparter von Ihnen die uns, gerade im Hinblick auf die Einbindung zweier BHKW´s, beraten bzw. technisch unterstützen können, damit dies erfolgreich betrieben werden kann.
Vielen Dank
Philipp Schwarz
Ulrich Bonne
9. Mai 2013 um 20:04
Hallo Herr Kever,
werden weitere Bestandteile noetig um die maximale PV-Leistungseinspeisung unter 60% zu halten, ober kann der “Sunny Island Home Manager” das schon managen? Wird das vom Gesetzgeber anerkannt?
Besten Dank, Ulrich Bonne
Christian Höhle
12. Mai 2013 um 23:47
Hallo Herr Bonne,
der Sunny Island wird zusammen mit dem Sunny Home Manager die 60% Grenze nach den gesetzlichen Forderungen umsetzen. Dementsprechend sollte einem Einsatz nichts entgegen stehen.
(Sollte es wider Erwarten Probleme bei der Akzeptanz geben, bitten Sie freundlich aber bestimmt um eine schriftliche Stellungnahme zu den Ablehnungsgründen)
Der Home Manager allein kann bereits unter Berücksichtigung des Eigenverbrauchs eine Begrenzung von z.B. 60% am Netzanschlusspunkt vornehmen. Wenn Sie ihre Haushaltsgeräte in die automatische Steuerung des Home Managers integrieren (zum Beispiel mit den SMA Funksteckdosen), können Sie sogar den Eigenverbrauch so optimieren, dass noch weniger abgeregelt werden muss.
Sonnige Grüße,
Christian