Die Nachrüstung von PV-Anlagen mit Energiespeichersystemen für private Haushalte –
nur Vision oder schon Realität?

Von Volker Wachenfeld (Gastbeitrag) am 12. Februar 2016 in der Kategorie Energiemanagement mit 15 Kommentare
VW_Tesla_SBS2

Die Angebotssituation im Bereich der Energiespeichersysteme für private Haushalte verbessert sich kontinuierlich. Kunden können aus einem immer umfassenderen und vielfältigeren Angebot wählen. Mit Daimler und Tesla drängen große Akteure mit einem hervorragenden Ruf auf den Markt, die entscheidende Veränderungen herbeiführen können. Datenblätter, Broschüren und Pressemitteilungen zu vielen der heute verfügbaren Systeme versprechen die Nachrüstung inzwischen als konkreten Nutzen. Aber ist das Nachrüstgeschäft nun eher ein Einzelfall oder hält sie wirklich großes Potenzial bereit?

In Deutschland liegt der Fokus bei Energiespeichersystemen für Privathaushalte ganz klar auf Neuinstallationen. Der finanzielle Anreiz der Bundesregierung bezieht sich nur auf Neuinstallationen – wer bereits eine Anlage betreibt, geht leer aus. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) lässt seit 2009 Eigenverbrauch zu. Systeme, die vor 2013 installiert sind, erhalten eine Einspeisevergütung, die eine Nachrüstung mit einem Batteriesystem vor dem Ablauf der Vergütung nach 20 Betriebsjahren nicht wirklich attraktiv erscheinen lässt. Analysten von PricewaterhouseCoopers erwarten daher erst in einigen Jahren – zwischen 2019 und 2022 – eine zahlenmäßig erhebliche Zunahme von nachgerüsteten Speichersystemen.

 

Anwendungsfälle auf PV-Märkten für private Haushalte

Weltweit gibt es einige interessante Märkte mit einer sehr großen Zahl an Hausdachanlagen. Außer Deutschland sollte man in Europa auch die Beneluxländer, zum Teil Frankreich, Italien und Großbritannien genauer betrachten. Weltweit sind auch Australien, Japan und die USA zu nennen. In diesen Ländern gab bzw. gibt es spezifische Anreizmodelle zur Förderung einer dezentralen Energieerzeugung – und genau diese Modelle haben den Weg für den Energiespeichermarkt geebnet.

 

Ist in den USA ein Ende des „Net Metering“ in Sicht?

Die USA gehören zu den größten Volkswirtschaften der Welt, weshalb die Entwicklung dort immer von besonderem Interesse ist. Der US-Markt für PV-Anlagen ist in den letzten Jahren stark gewachsen – für die Energiespeicherung ergibt sich dort ein ganz einfacher Nachteil: Zumindest in den Sonnenstaaten an der Westküste stellt das sogenannte „Net Metering“ (ein Abrechnungsmechanismus, bei dem der Anlageneigentümer Gutschriften für die in das Netz eingespeiste Elektrizität erhält) das gängigste Vergütungsmodell im Bereich der dezentralen Erzeugung dar. Zur Erklärung: Ein Kunde mit einer dezentralen Erzeugungsanlage wie etwa einer PV-Anlage kann mehr Elektrizität erzeugen als er selbst tagsüber benötigt. Bei einer „Net Metering“-Installation läuft der Zähler dann rückwärts. Die nachts benötigte Energie wird also mit der gutgeschriebenen Einspeisung vom Tag verrechnet. Der Abrechnung wird dann ausschließlich der „Netto“-Energieverbrauch des Kunden zugrunde gelegt. Das Netz ist somit quasi ein verlustfreies Speichersystem, das der Kunde nutzen kann, für das er jedoch nicht bezahlen muss. Das klingt nach Schlaraffenland.

Private Speichersysteme wurden hier zuletzt als reines Backup für Netzausfälle betrachtet und es wurde nicht davon ausgegangen, dass sich daran etwas ändern wird. So entstand ein Nischenmarkt für diejenigen, die Angst vor Stromausfällen haben, und es war schwer vorstellbar, dass daraus ein Massenmarkt entstehen würde. Auch wenn allen klar war, dass das „Net Metering“ über kurz oder lang vom Markt verschwinden würde, hatte niemand eine Vorstellung davon, wann und wie das vonstattengehen würde. Ende letzten Jahres änderte sich die Situation plötzlich sehr viel schneller als erwartet. Die Regierung von Nevada etablierte eine neue Tarifstruktur, erklärte das „Net Metering“ ab 1. Januar für beendet und ging sogar so weit, das neue Gesetz gemeinsam mit einem Time-of-Use-Tarif rückwirkend auf alle bereits installierten Systeme anzuwenden. Für alle, die die Wirtschaftlichkeit im Blick haben, ist die Nachrüstung von PV-Anlagen mit Energiespeichersystemen von nun an die erste Wahl. Einige der großen sogenannten Third-Party Ownership-Unternehmen (TPO), die einen Großteil der installierten Basis halten und ihren Kunden Modelle auf Leasingbasis zur Verfügung stellen, werden versuchen, sich mit allen Mitteln gegen diese Entscheidung zu wehren. Sollten sie damit nicht durchkommen, könnte der „Fall Nevada“ anderen US-Staaten als Präzedenzfall dienen und das Ende des „Net Metering“ einläuten.

 

Auch in anderen Ländern steigen die Aussichten für einen auf Nachrüsten ausgerichteten Markt!

In Australien profitiert der Großteil der Anlagenbesitzer von klassischen Einspeisevergütungen. Doch die Rahmenbedingungen bezüglich der Zeiträume unterscheiden sich von deutschen Modellen, bei denen der Anschluss einer Anlage den Beginn eines 20-Jahre-Zeitraums markiert, in dem eine garantierte Vergütung pro Kilowattstunde gezahlt wird. In New South Wales läuft die für private Hausdachanlagen gezahlte Vergütung am 31. Dezember 2016 aus. Ab dann erhält kein Anlagenbetreiber mehr eine Vergütung für die Einspeisung von Elektrizität in das öffentliche Netz. Dieses Dilemma ist nur durch Eigenverbrauch zu lösen – und ein Energiespeichersystem kann den Anteil der durch Photovoltaik erzeugten und direkt genutzten Energie zusätzlich optimieren. Auch das ist ein Markt, der vorrangig Nachrüstung nachfragen wird.

Selbst in Großbritannien gibt es Grund zur Annahme, dass der Hausspeichermarkt an Bedeutung gewinnen wird. Das Einspeisevergütungsmodell lässt Eigenverbrauch von Beginn an zu. So könnten etwa 700.000 Installationen in Privathaushalten ganz ohne regulatorische Hürden zusätzlich mit Batterien ausgestattet werden. Zahlenspiele rund um den Eigenverbrauch allein sind noch kein überzeugender Business Case, doch die Entwicklung der Stromtarife in Kombination mit den erwarteten Time-of-Use-Tarifen könnte eine weitere Umwälzung bedeuten. Diese Kombination führt zu bivalenten Anwendungsfällen, die eine klare Trennung von Erzeugung und Speicherung erforderlich machen – das kann nur funktionieren, wenn die Systeme nachrüstbar sind.

Es sieht ganz so aus, als müssten wir an dieser Stelle eine Kehrtwendung der ursprünglichen Diskussion vollziehen: Die Nachrüstung von PV-Systemen ist in vielen heute relevanten Märkten offensichtlich entscheidend für den Erfolg der Energiespeicherung.

 

Gibt es eine bestimmte Technologie, mit der existierende PV-Systeme nachgerüstet werden können?

Eine Nachrüstung setzt eine bestehende Installation voraus, einschließlich eines PV-Generators, der für eine bestimmte Dachbeschaffenheit ausgelegt ist, sowie eines Wechselrichters, der den am Tag der Inbetriebnahme geltenden Vorgaben des Energieversorgers entspricht. In den meisten Fällen möchten die Kunden den vorhandenen PV-Wechselrichter nicht austauschen. Insbesondere in den USA wurde der Großteil der Installationen der letzten Jahre mit Modul-Wechselrichtern realisiert, die direkt an die PV-Module angeschlossen werden. Selbst wenn ein Kunde bereit ist, seinen Wechselrichter auszutauschen, ist dies technisch zumeist nicht ratsam.

Auf Nachrüstung ausgelegte Systeme müssen direkt an die Haushaltsinstallation angeschlossen werden können, typischerweise in der Nähe des Hauptverteilers. Hierfür ist ein flexibler Aufbau erforderlich, für das ein Speichersystem gemeinsam mit einem Batterie-Wechselrichter –auch als „AC-Batterie“ bezeichnet – die einzige geeignete Lösung ist. In einem früheren Artikel für Energy Storage News (Beitrag auf Englisch) beschreiben wir die technischen Unterschiede zwischen AC- und DC-gekoppelten Systemen.

Macht man sich diese Zusammenhänge klar, überrascht es nicht, dass die drei führenden deutschen Anbieter in diesem Marksegment ihren Schwerpunkt auf flexible, AC-gekoppelte Lösungen setzen. Sobald die Energieversorger dezentrale Batterieinstallationen als Teil virtueller Speicheranlagen zur Netzoptimierung vorantreiben, wird der Direktanschluss der Wechselrichter an PV-Anlagen endgültig zum Auslaufmodell. Die Stärken DC-gekoppelter Lösungen mit Hybrid-Wechselrichtern liegen in Neuinstallationen, insbesondere wenn der Hauptnutzen Eigenverbrauch lautet, das Dach recht einfach gehalten und rechteckig ist und keine Modul-Wechselrichter eingesetzt werden. Für alle anderen Systeme – insbesondere für Nachrüstung – sind AC-gekoppelte Lösungen die richtige Wahl.

 

Der Beitrag ist erstmals im PV Tech Storage Blog erschienen. 
 
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Der Autor

Volker Wachenfeld (Gastautor)

Volker Wachenfeld ist diplomierter Elektroingenieur und bei SMA Executive Vice President der Business Unit Offgrid & Storage.

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15 Kommentare

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    Lukas

    13. März 2016 um 16:03

    Hallo Herr Wachenfeld,
    der Sunnyboy Storage scheint ja eng verwandt mit dem SB 2.5.
    Warum wurde denn der DC-Freischalter nicht mit übernommen?
    Gruß
    Lukas

    Antworten »
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      Volker Wachenfeld

      14. März 2016 um 15:33

      Hallo Lukas,
      PV-Anlagen stellen an den Klemmen immer eine Spannung zur Verfügung, solange die Sonne scheint bzw. genügend Einstrahlung auf die Module fällt. Um beispielsweise den Wechselrichter warten zu können, muss die Spannung ggf. auch tagsüber getrennt werden. Damit nicht zusätzliche Kosten durch die Installation eines externen Schalters entstehen, haben wir den Freischalter in die PV-Wechselrichter integriert.

      Im Gegensatz dazu setzen wir den Sunny Boy Storage grundsätzlich nur im Systemverbund mit intelligenten, eigensicheren Batterien ein. Eine eigensichere Batterie muss sich selbst freischalten bzw. vom Wechselrichter trennen können. Wechselrichter und Batterie sind über ein intelligentes Kommunikationsinterface verbunden. In dem Moment, wo der Wechselrichter abgeschaltet wird, schaltet sich auch die Batterie frei. Dementsprechend wäre der Schalter im Sunny Boy Storage redundant und würde unnötige Kosten verursachen. Deshalb haben wir uns entschlossen, auf die Integration eines Schalters zu verzichten.

      Viele Grüße
      Volker Wachenfeld

      Antworten »
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    Timo Schwarz

    20. Februar 2016 um 11:11

    Wieviel wird denn der Sunny boy Storage kosten und wird es ihn auch mit mehr Leistung geben?

    Antworten »
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      Sarah Römsch

      22. Februar 2016 um 13:09

      Hallo Timo,
      danke für dein Interesse. Den Preis kann ich dir leider nicht nennen, dafür musst du den Händler bzw. deinen Installateur fragen. Ich habe beim Produktmanagement nachgefragt. Es wird ihn ausschließlich mit 2,5 kW geben, da dies die ideale Leistung für typische Privathaushalte ist. In dem Datenblatt erhälst du weitere Informationen zu dem Gerät.

      Viele Grüße

      Sarah

      Antworten »
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    Michael Friedl

    17. Februar 2016 um 00:23

    Guten Tag die Herren,

    Der Beitrag gefällt mir sehr, denn ich bin in Österreich ansässig und ein separater Stromspeicher würde sich niemals rechnen und wäre mir viel zu teuer.

    Jedoch besitzt meine Frau einen Nissan LEAF welcher dazu gerade ideal geeignet wäre.
    Natürlich ist es besser eigene Produkte zu verkaufen, aber hier erkenne ich Mehrwert durch Komatibilität sowie Flexibilität.

    Natürlich schreibe ich das weil ich selber eine PV-Anlage mit Sunny-Home-Manager betreibe.
    Für den eingepseisten Strom bekomme ich gerade einmal 5 EuroCent pro kwh refundiert.

    Ich werde hier mit grossem Interesse dran bleiben.

    Gruß aus Österreich – Michael Friedl

    Antworten »
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      Volker Wachenfeld

      17. Februar 2016 um 11:18

      Hallo Michael,

      ein Onkel von mir hat ebenfalls einen Nissan LEAF angeschafft, in Ergänzung zu einer großen landwirtschaftlichen PV-Anlage und einem stationären Speicher. Man hat ihm seitens Nissan bereits beim Verkauf versprochen, dass ein bidirektionaler Betrieb möglich sein wird. Zugegebenermaßen ist er inzwischen mehrfach vertröstet worden, das soll aber „bald möglich sein“. Ich nehme an – leider weiß ich selbst nicht allzu viel über die Architektur gerade bei Nissan, die deutschen Hersteller sind mir da etwas vertrauter – dass hier an genau so einer Lösung gearbeitet wird. Sobald ich dazu mehr weiß, poste ich das gern auch hier.

      VG
      Volker

      Antworten »
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        Michael Friedl

        18. Februar 2016 um 14:37

        Das liest sich ja erfreulich und hoffentlich erleben wir diese Anbindung noch bevor das Fahrzeug seinen Dienst einstellt 😉

        L.G. Michael

        Antworten »
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    Volker

    16. Februar 2016 um 11:24

    Hallo Matthias,
    sorry, wenn ich mich missverständlich ausgedrückt habe. Der Sunny Boy Storage passt von der Auslegung zu so ziemlich jeder aktuell ausgelieferten Traktionsbatterie, soweit ich deren Spezifikationen kenne. Also ließe sich die beschriebene Anwendung erst einmal grundsätzlich realisieren.

    Was derzeit noch die Schwierigkeit sein dürfte, ist die nur begrenzt spürbare Bereitschaft des Automobilherstellers, die Kommunikationsschnittstelle für diese Betriebsart entsprechend zu öffnen. Wir arbeiten aber gerade mit einem Hersteller an einer Lösung, die dem Auto alle benötigten Signale zur Verfügung stellt, damit ein Wechselrichter Leistung entnehmen oder in die Batterie einspeisen kann. Da muss dann noch ein kleines Daten-Gateway eingesetzt werden, das die Kosten nicht signifikant beeinflussen sollte. Am Ende muss der Fahrzeughersteller aber den Betrieb freigeben.

    Viele Grüße
    Volker Wachenfeld

    Antworten »
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      Matthias Röschinger

      16. Februar 2016 um 23:16

      Hallo Volker

      Jetzt kommen wir der Sache schon näher. 😉

      Bei Chademo können die Protokolle für ca. 140€ erworben werden.
      Bei ccs sind meines wissen die BMS Protokolle schon auf Anfrage kostenlos.

      Warum einen Gateway? Der Tesla oder auch der Mercedes Homespeicher kommunizieren doch sicher auch schon über CAN-Bus mit dem SBS2.5

      Gruss Matthias

      Antworten »
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        Volker Wachenfeld

        17. Februar 2016 um 10:41

        Hallo Matthias,

        Die Batterien sind dann am Ende doch recht komplexe Systeme. Die Hausspeicher von Daimler und Tesla sind speziell für den Einsatz mit einem Wechselrichter entwickelt. Das BMS ist nicht das gleiche wie im Fahrzeug, es gibt nur eine einzige Schnittstelle, in der Regel ein CAN, über den die komplette Kommunikation mit Enabling-Signalen, Soll- und Grenzwerten usw. abläuft.

        Die realen Fahrzeugbatterien sind mit 2 bis 3 CAN-Bussystemen ausgestattet. Das BMS erwartet eine ganz bestimmte Konfiguration, u.a. auch eine Freigabe durch das Fahrzeug. Will man diese Batterie nun anders als vom Hersteller vorgesehen verwenden, muss man an allen dieser Schnittstellen die richtigen Zustände herbeiführen. Dazu braucht man das Auto und dessen Kooperation. Will man die Batterie gar völlig unabhängig vom Fahrzeug betreiben, muss man alle Schnittstellen bedienen, also auch das Auto „simulieren“. Dazu wird es Gateways geben, da die Integration verschiedenster Fahrzeugschnittstellen in den Wechselrichter ebenso wenig sinnvoll ist wie die Integration einer speziellen Wechselrichter Schnittstelle in die Fahrzeugbatterie. Das sind aber alles kleinere Probleme, die sich dann leicht lösen lassen, wenn der entsprechende Druck aus dem Markt kommt. Unüberwindliche technologische Hürden gibt es da nicht.

        VG
        Volker

        Antworten »
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      Klaus

      7. September 2017 um 07:52

      Hallo Volker,

      hat sich in dieser Sache in den letzten eineinhalb Jahren etwas getan. Ich fahre einen Leaf mit Chademo, habe eine PV-Anlage (Volleinspeisung) mit Tripower 8000 und eine mit SB 1.5 (Eigenverbrauch). Wie du selbst schreibst ist die bidirektionale Nutzung seitens Nissan vorgesehen und meines Wissens in Japan längst üblich. Chademo an sich ist genormt. Da sollte es eigentlich kein Problem darstellen, die Spezifikation zu besorgen und die CAN-Schnittstelle über das angesprochene Gateway zu bedienen.
      Sobald der Markt etwas zu bieten hat, würde ich mir so ein Teil kaufen. Und ich glaube ich wäre da nicht der Einizige ….

      Gruß

      Klaus

      Antworten »
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        Rhea Terlinden

        14. September 2017 um 07:48

        Hallo Klaus,

        uns sind in dieser Richtung keine Neuigkeiten vom Nissan Leaf bekannt. Der Schwerpunkt der Entwicklung liegt aktuell auch immer noch beim gesteuerten Laden. Die bidirektionale Einbindung von E-Autos ist nach wie vor eher noch ein Zukunftsthema
        Liebe Grüße

        Rhea

        Antworten »
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    Matthias Röschinger

    12. Februar 2016 um 15:37

    Hallo Herr Wachenfeld

    Wäre es nicht sinvoll den SBS2.5 auch für Elektro- bzw PlugIn Hybrid Fahrzeuge zu verwenden?
    Viele von ihnen haben die Möglichkeit mit Gleichstron geladen zu werden.

    z.B. der Mitsubishi Outlander PHEV hat eine Nominalebatteriespannung von 300V. Dies Spannung kann der SBS2.5 laut Datenblatt managen.

    Somit könnte der Nutzen von Elektroautos gesteigert werden.

    „vehicle to home“ ist ja in alller Munde

    LG
    Matthias

    Antworten »
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      Volker Wachenfeld

      15. Februar 2016 um 09:43

      Hallo Matthias,

      der passende Spannungsbereich ist natürlich kein Zufall, wir hatten bei der Entwicklung die Kompatibilität mit unveränderten Batteriepacks aus den Autos im Auge. Da hat man sich in der OEM-Welt wohl irgendwie auf Bereiche zwischen 250 und 450 V stillschweigend geeinigt, allerdings hört man inzwischen auch höhere Spannungen bei performanteren Fahrzeugen – mehr Leistung verlangt nach mehr Spannung, um den Strom beherrschbar zu halten.

      PHEVs sind ja heute typischerweise mit einem 16 A-Ladegerät an Bord ausgestattet, das wird sicher auch so bleiben, damit man die Batterie auch bei der Oma und Opa an jeder Schuko-Steckdose nachladen kann. Theoretisch könnte man dieses Ladegerät durch einen Sunny Boy Storage ersetzen, aber eine Fahrzeugintegration steht bei uns nicht auf der Roadmap. Eine DC-Ladung ist derzeit für die PHEVs nicht angestrebt, weil man ohnehin keine so ganz großen Energiemengen transportieren wird. Hier bekäme dein Vorschlag Schub, wenn die PHEVs auch bidirektional betrieben werden soll, also ins Netz zurück speisen muss. Das wird man in den Ladegeräten erst einmal nicht realisieren, der Mehraufwand ist durch keinen einfachen Business Case abgedeckt. Will man alle PHEVs in die Netzregelung mit einbeziehen, könnte man dafür tatsächlich einen Sunny Boy Storage einsetzen.

      Viele Grüße
      Volker Wachenfeld

      Antworten »
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        Matthias Röschinger

        15. Februar 2016 um 16:54

        Hallo Volker

        Ich glaube du hast mich missverstanden.

        Angenommen ich habe ein EV und möchte meine Photovoltaikanlge mit einem Speicher erweitern um meinen Eigenverbrauch und meine Autarkie zu steigern

        Hier kommt das EV zum Einsatz.

        Selbst wenn ich jetzt mein Zweifamilienhaus nehme würde mir die Leistung des SBS2.5 locker reichen.

        Nehmen wir den VW Golf E als Beispiel.

        24.2kwh (145km Reichweite)voller Akku. Weg hin und zurück zur arbeit 22km (ca. 4kwh Verbrauch)

        Rest 20kwh! Das würde locker Reichen über die Nacht zu kommen.

        Hier kommt jetzt Biderektionales laden ins spiel über Den CSS-Anschluss (Combined Charging System) ist es möglich das Fahrzeug via Gleichstrom an den SBS2.5 zu bekommen.

        Was spricht aus technischer sicht dagegen.

        Versetzten sie sich als Privatperson in diese Situation.

        Sie haben ein EV , PV- Anlage und sie ärgern sich jeden Tag weil sie nur 4Kwh in ihr EV bekommen aber dafür jeden tag 8Kwh Netzbezug haben und 14kwh ins Netz als Überschuss einspeisen.

        Sie können sich jetzt entscheiden:
        Speichersystem = 7500-10000€
        SBS2.5+sma smart home = 1200€ (Schätzungen Preis sbs unbekannt)

        Was würden Sie tun?

        Lg Matthias

        Antworten »

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