Zwei Jahre Speichermarkt

Zur Übersichtstabelle mit den wichtigsten Produktdaten der SpeichersystemeZur Online Datenbank mit den vollständigen Angaben Die Verkaufsgeschichte für Batteriespeichersysteme ist schnell erzählt. Der Nutzer spart Stromkosten. Sogenannte AC-Systeme lassen sich gut nachrüsten, sogenannte DC-Systeme (die eigentlich gar nicht so eindeutig definiert sind) sollen eine höhere Effizienz haben. Dann findet jeder Hersteller einen Grund, sein System als besonders haltbar oder sicher darzustellen. Ansonsten liefert fast jeder Anbieter noch diverse Argumente, mit denen er sein System anpreist, die zum größten Teil auch sinnvoll sind, die sich allerdings bei anderen Geräten gar nicht ohne Weiteres anwenden lassen.
Die Realität dieser Systeme ist jedoch viel komplexer. Wer sich nicht so sehr damit beschäftigen will, kann vermutlich jedes Gerät kaufen. Der Kunde sollte bloß klären, wie wichtig ihm ein großer Firmenname ist. Nach den technischen Daten in unserer Marktübersicht gibt es jedenfalls kaum einen Ausschlussgrund, vorausgesetzt, dass für die Sicherheit der Batterie ausreichend Vorsorge getroffen ist.
Doch wer wirklich wissen will, welches Speichersystem für ihn das beste ist, oder wer das Preis-Leistungs-Verhältnis einschätzen will oder sich dafür interessiert, wie sich die einzelnen Aspekte, in denen sich die Geräte unterscheiden, in seinem speziellen Fall auswirken, der muss deutlich tiefer einsteigen.
13 neue Anbieter
Auch wenn sich viele Fragen noch nicht endgültig klären lassen: Zu einem gewissen Teil hilft dabei die Umfrage, deren Ergebnisse Sie ab Seite 50 finden. Auch dieses Jahr haben wir zur Intersolar die Hersteller nach neuen Entwicklungen und wichtigen Themen auf dem Batteriespeichermarkt befragt und die Produktübersicht aktualisiert. Die <media 15301>Auswertung in diesem Heft</media> ist abgespeckt, enthält aber berechnete Größen zu Wirkungsgraden und zur Wirtschaftlichkeit und gibt einen guten Überberblick.Die Vollversion jedoch online erhältlich. Sie enthält dieses Jahr auch Angaben zum Umgang mit der Speicherförderung und zu Sicherheitskonzepten bei der Batterie.
Wir bekamen ausführliche Rückmeldungen von 40 Anbietern, davon sind 13 zum ersten Mal dabei. Die Übersicht steht bewusst nicht nur Herstellern, sondern auch Großhändlern offen. Man mag sich daher die Frage stellen, wie viele dieser Systeme originär sind. Das ist nicht so leicht zu definieren. Bei manchen Systemen ist eindeutig festzustellen, wer der Hersteller ist. Manche Systeme werden aber von den Großhändlern mit Batterien kombiniert und ausgelegt. Auch das Energiemanagement, das sich immer mehr als eines der wichtigen Elemente entpuppt, bieten Großhändler und andere extra an. AS Solar und Solarworld haben zum Beispiel eine Eigenentwicklung.
Zählt man Systeme nicht doppelt, gelten auch Geräte, die es mit verschiedenen Batteriedimensionierungen gibt, nur als ein System, kommen wir auf 40 bis 45 originäre Systeme. Ungefähr die Hälfte arbeitet dreiphasig, die andere Hälfte einphasig. Von den originären Geräten ist bei 16 Geräten die Batterie im Wechselrichter-Zwischenstromkreis angekoppelt, 24 werden am AC-Hausnetz angeschlossen, drei im DC-Stromkreis des Solargenerators vor dem Wechselrichter angekoppelt (in der Tabelle mit „DC-Gen“ bezeichnet, siehe auch Grafik nächste Seite). Die neuen Geräte von Fronius können sowohl AC- also auch DC- gekoppelt betrieben werden. Das geht, weil die Batterie auch von der Wechselstromseite aus geladen werden und man den Gleichstrom-Generatoreingang einfach offen lassen kann.
Effizienz nicht überbewerten
Speichersysteme lassen sich nach vielen Kriterien diskutieren und doch nur schwer vergleichen. Das liegt daran, dass die Gesamteffizienz sehr stark vom Verbrauchsverhalten abhängt und es keine standardisierten Größen gibt, die das sinnvoll abbilden. Daran arbeiten zurzeit Experten unter Führung des Fraunhofer IWES im Projekt Hybrid Benchmark (7).
Wir haben trotzdem Wirkungsgrade abgefragt, und zwar nur noch die maximalen. Daran sieht man auch gleich die Limitation der Werte. Zumindest beim Entladen ist es vermutlich selten, dass die Batteriewechselrichter unter Volllast arbeiten. Daher kommt es auch darauf an, wie gut die Batteriewechselrichter bei anderen Leistungen arbeiten, bei denen der Wirkungsgrad eben nicht maximal ist. Es gibt aber keine Möglichkeit, die Werte bei verschiedenen Leistungen sinnvoll zu gewichten.
Wir haben die Wirkungsgrade für einen Zyklus von der Solarstromproduktion über das einmalige Speichern bis zu den Verbrauchern miteinander multipliziert. Dann liegen die DC-gekoppelten Systeme zwischen 86,5 und 94,1 Prozent. Die Wirkungsgrade der Batterien haben wir zwar abgefragt, sie sind aber nicht mit einberechnet. Die Angaben liegen für Lithium Foto: Fenecon xAnzeigeHier Schlagworte einfügenbatterien zwischen 93 und 98 Prozent, für Bleibatterien zwischen 80 und 90 Prozent. Die Frage ist, wie Hersteller die Wirkungsgrade der Batterien bestimmen. Man kann die Batterie einmal aufladen und dann wieder entladen. Doch die Verluste hängen davon ab, mit welcher Geschwindigkeit man den Test durchführt und wie tief man die Batterie entlädt.
Die Berechnungen für die Wirkungsgrade der AC-Systeme ergeben Werte zwischen 80 und 93 Prozent. Die meisten Geräte liegen jedoch zwischen 86 und 90 Prozent. Damit diese Werte mit denen der DC-gekoppelten Geräte vergleichbar sind, haben wir für die AC-gekoppelten angenommen, dass sie mit einem Solarwechselrichter kombiniert werden, der einen Wirkungsgrad von 97 Prozent hat. Man sieht also etwas anderes als das, was die Theorie vorhersagt: DC-gekoppelte Systeme können zwar im Prinzip effizienter sein als AC-Systeme, weil eine Wandlungsstufe wegfällt. Es hängt aber vom internen Aufbau und zum Beispiel den Batteriespannungen ab, ob die Systeme den Vorteil der Topologie wirklich ausnutzen. Zumindest bei einigen ist das nicht der Fall.
Wirtschaftlichkeit wie gehabt
Oft hört man, dass man über die Wirtschaftlichkeit überhaupt nicht mehr schreiben soll. So verkaufen doch erfolgreiche Installateure gar nicht mehr über die Rendite. Ganz unwesentlich dürfte sie trotzdem nicht sein. Zumindest wird sie dann interessant, wenn die Kaufwelle der First Mover vorüber ist und andere Kunden gewonnen werden müssen. Dabei hat sich die Wirtschaftlichkeitsbedingung entsprechend dem Speicherrechner des pv magazine (www.pv-magazine.de/speicherrechner) im konservativen Szenario im Vergleich zu letztem Jahr sogar etwas verschlechtert, da die Einspeisevergütung gefallen ist. Das zeigt das Beispiel eines Bauherrn, der eine Fünf-Kilowattpeak-Photovoltaikanlage und einen Speicher mit drei Kilowattstunden Kapazität kaufen will, mit dem er die Hälfte seines Stroms autark decken kann. Er hat bei den getroffenen Annahmen ohne Förderung 3.205 Euro für den Speicher zur Verfügung. Mit Förderung sind es 4.364 Euro (siehe Tabelle nächste Seite).
In unserer Übersicht ist es nicht möglich, solch ein System zu finden. Das preisgünstigste System mit Bleibatterie kostet 5.800 Euro, hat allerdings sogar eine etwas höhere Kapazität. Die Lithiumsysteme kosten zwischen 8.000 und 10.000 Euro.
Das Budget des Käufers reicht jedoch aus, wenn er dem optimistischen Szenario des Speicherrechners vertraut und die Förderung in Anspruch nimmt. Dann hat der Haushalt 11.390 Euro zur Verfügung. Damit ist eine Finanzierung machbar.
Die Wahrheit der Wirtschaftlichkeit dürfte irgendwo in der Mitte der beiden Rechnungen liegen. Allerdings fußen sie darauf, dass sich der Bauherr mit einer Rendite von zwei Prozent zufriedengibt. Insofern ist es selbst im optimistischen Fall keine ökonomisch getriebene Investition, und die Installateure, die nicht über Rendite, sondern mit anderen Argumenten verkaufen, liegen damit also richtig.
Es wurde angenommen, dass der Bauherr Umsatzsteuer für die Speicherinvestition zurückbekommt. Das ist jedoch nur in bestimmten Fällen so. Bei AC-Systemen ist in der Regel kein Vorsteuerabzug möglich, so dass die 19 Prozent noch auf die Preise in der Tabelle aufgeschlagen werden müssen (zur steuerlichen Behandlung siehe Seite 46). Das ist ein Vorteil für Systeme, die in die Elektronik der Solaranlage integriert sind. Die Ertragssteuer könne im Übrigen auch noch eingespart werden, indem man „nicht netzparallel einspeist“, erklärt Franz-Josef Feilmeier, CEO von Fenecon. Das Unternehmen wird laut Feilmeier Generaldistributor der BYD-Systeme, wobei letztere auch von Eurosol und Batterie 365 angeboten werden.
Preisentwicklung
Die Preisentwicklung im Vergleich zum letzten Jahr ist etwas verworren. Es gibt neue Produkte, die deutlich günstiger sind als Systeme letztes Jahr. So werden welche mit Bleibatterien ab 465 Euro pro Kilowattstunde Kapazität angeboten, im Vergleich zu 926 Euro im Jahr 2013. Bei Lithiumbatterien liegt die preisgünstigste für Systeme kleiner als zehn Kilowattstunden bei 1.320 Euro pro Kilowattstunde, im Vergleich zu 1.440 Euro letztes Jahr.
Auch Systeme, die letztes Jahr schon gelistet waren, sind günstiger geworden. Einen der größten Sprünge dürfte das System von Bosch gemacht haben. Im Vergleich zum letzten Jahr sind bei Baywa r.e. die Systeme von Bosch um rund ein Drittel gefallen, die von Varta um sechs bis neun Prozent. Dagegen ist der Sunny Island mit Lithiumbatterie von LG bezogen auf die Kilowattstunde nutzbarer Speicherkapazität im Preis um fast 16 Prozent gestiegen. Das liegt jedoch daran, dass die Batterie anders gefahren wird. In absoluten Preisen ist auch dieses System gesunken. Es ist auch nicht ganz richtig, die Preise nur in Abhängigkeit von der Batteriekapazität zu betrachten. Die Elektronik kostet schließlich einen gewissen Sockelbetrag, der erst steigen dürfte, wenn auch die Lade- und Entladeleistungen steigen.
Angesichts dessen, dass die Systeme – vorsichtig ausgedrückt – keine hoch lukrativen Geldanlagen sind, verwundert auch die Beobachtung von Alexander Schütt nicht. Der Geschäftsführer von Baywa r.e. Solarsysteme, einem Tochterunternehmen der Baywa-r.e.-Gruppe, hat beobachtet, dass sich die verkauften Speicher nicht gleichmäßig über die Installateure verteilen. Es gebe einige, die verkaufen sie in höherer Zahl, andere verkaufen sie nicht so gut. Es gebe immer noch Installateure, die versuchten, über Rendite zu verkaufen, andere trauten sich gar nicht an die Systeme ran.
Noch mehr Teil des Energiesystems
Das Unternehmen Deutsche Energieversorgung ist mit einer Pressemitteilung bereits im Frühjahr vorgeprescht: Die Wirtschaftlichkeit der Speichersysteme lasse sich erhöhen, indem die Geräte im Verbund am Regelenergiemarkt teilnehmen. Ab 1. September soll das für Kunden des Unternehmens möglich sein. Die Speicher der Haushalte, die teilnehmen, werden dann automatisch geladen, wenn im Netz ein Energieüberschuss besteht.
Auch andere werden diese zusätzliche Einkommensquelle erschließen. Fenecon hat Ähnliches vor. Bereits seit einem Jahr ist das Unternehmen laut CEO Feilmeier auf dem Regelenergiemarkt in der Schweiz aktiv, das soll demnächst auch in Deutschland der Fall sein. Dabei bekommen diejenigen, die mitmachen, allein dadurch, dass sie die Möglichkeit geben, dass im Bedarfsfall ihre Batterie genutzt wird, einen festen Satz. Es sei auch nicht nötig, dass der betreffende Speicherhersteller über eine bestimmte Mindestmenge an Regelenergiekapazität verfüge. Es könne Dienstleister geben, die wiederum die Speichersysteme verschiedener Hersteller zusammenfassen.
Phasenverwirrung auf niedrigem Niveau
Die Phasenproblematik, die vor zwei Jahren für Durcheinander auch bei den Speicherherstellern sorgte, ist seit einem Jahr zum größten Teil beigelegt. Es geht dabei darum, auf welcher der drei Stromphasen einphasige Speichersysteme angeschlossen werden können und wie die Speichersysteme damit umgehen, wenn Geräte an anderen Phasen Strom verbrauchen. Das hat vor einem Jahr der FNN mit einer Richtlinie klargestellt.
An dieser Stelle gibt es aber schon wieder eine Änderung. Ist in der Richtlinie festgelegt, dass einphasige Speichersysteme an einer anderen Phase als die einphasige Photovoltaikanlage angeschlossen werden können, wird dieser Entschluss voraussichtlich revidiert. Danach sollen die Systeme an die gleiche Phase angeschlossen werden. Das ist sinnvoll, weil sonst bei jedem Ladevorgang eine Schieflast erzeugt wird. Gleichzeitig läuft die Ausnahmeregelung aus, nach der bezüglich der Schieflast Speichersystem und Photovoltaikanlage getrennt betrachtet werden. In Zukunft müssen sie zusammen die Schieflastvorgabe einhalten, und einphasige Geräte dürfen zusammen nicht mehr als 4,6 Kilowatt Energie einspeisen. Das berücksichtigen alle bis auf fünf Geräte in der Übersicht.
Technologische Entwicklungen
Der Smart Energy von SMA dürfte von vielen Installateuren erwartet worden sein. Auf der letzten Intersolar 2013 angekündigt, hat sich seine Auslieferung immer wieder verzögert. Seit 28. April ist er nun erhältlich. Das System fällt dadurch auf, dass es als DC-gekoppeltes System nur eine relativ geringe Batteriekapazität von zwei Kilowattstunden hat. Dahinter steht die Überlegung, dass sich erstens eine kleine Batterie viel schneller amortisiert als eine große. Eine Vervierfachung der Speicherkapazität auf acht Kilowattstunden würde nach SMA-Berechnungen lediglich zu einer Verdopplung des Speicherdurchsatzes führen. Bezieht man die Speicherkosten auf die Kilowattstunden Speicherstrom, führt der größere Speicher also zu doppelt so hohen Kosten pro Kilowattstunde genutztem Strom aus dem Speicher und damit zu einer entsprechend geringeren Stromsparrendite.
Zweitens reicht nach Aussage von SMA diese Speicherkapazität aus, um das Peak Shaving zu betreiben und die Energie der Solaranlage an sonnigen Sommermittagen aufzunehmen, wenn die Einspeiseleistung der Photovoltaikanlage auf 70 Prozent abgeregelt werden muss. Das zeigt auch eine einfache Rechnung. Bringt eine Fünf-Kilowatt-Anlage als Extremertrag an den besten Tagen sieben bis acht Kilowattstunden, entsprechen 70 Prozent 2,1 bis 2,4 Kilowattstunden. Nicht die gesamte Energie fällt in Zeiten an, in denen man abregeln muss. Die zwei Kilowattstunden reichen also aus.
SMA hat beim Smart Energy vor allem am Wirkungsgrad gearbeitet. In unserer Übersicht liegt er ganz vorne. Ein wichtiger Punkt bei der Entwicklung war es laut Martin Rothert von SMA aber auch, den Stromverbrauch des Batteriemanagementsystems zu reduzieren, wenn es nicht benötigt wird. Verschiedene Hersteller haben angegeben, dass es zwischen zwei und fünf Watt benötigt. Teilweise wurde sogar ein Verbrauch von 15 Watt kolportiert. Allein die Halteenergieschalter, mit denen sich der Batterieteil eines Speichersystems ein- und ausschalten kann, wenn es zu Fehlfunktionen im Wechselrichterteil kommt, wenn es transportiert wird, brauchen laut Martin Rothert bis zu zwei Watt.
Die SMA-Entwickler haben das beim Smart Energy so gelöst, dass sie nach eigenen Angaben auf den Halteenergieschalter verzichten können. Der mittlere Strombedarf liege hier bei nur einem Watt. Der Preis dafür war, dass Wechselrichter und Batterie stärker miteinander verzahnt werden mussten als bisher. Das bedeutet allerdings, dass das Gerät anders getestet werden muss, was zu einem Teil der Verzögerung bei der Auslieferung geführt hat. „Die Batterie als solche ist nicht mehr eigensicher, dafür aber das Gerät als Ganzes“, sagt Martin Rothert. Der VDE habe das jetzt mit einem Prüfzeichen bestätigt.
Der Smart Energy ist nach SMA-Aussagen seit Juli 2013 im Feldtest auf dem Werksgelände, seit Oktober wird er von 50 Mitarbeitern getestet, und seit dem VDE-Zertifikat ist er in einem großen Feldtest in 400 Häusern. SMA preist vor allem auch die einfache Installation an. Zwar werden Batterie- und Wechselrichter-Untergehäuse als separate Bauteile geliefert. Sie müssten aber nur an derselben Montageschiene nebeneinandergehängt und über zwei Kabel miteinander verbunden werden. Dann wird der Wechselrichter wie üblich angeschlossen und eine gemeinsame Abdeckung darüber befestigt. Außerdem ist es nötig, den Energy Meter zu installieren, der den Stromfluss in das Netz misst. 95 Prozent aller Kunden der SMA-Speichersysteme kaufen auch den Home Manager dazu, der ein ausgefeiltes Energiemanagement im Haus umsetzt. Wer Förderung möchte, hat gar keine Wahl, da der Home Manager die vorgeschriebene 60-Prozent-Abregelung umsetzt.
DOD, Nennkapazität und Lebensdauerdaten
Bei dem Gerät fällt besonders auf, dass die nutzbare Batteriekapazität gleich der Nenn-Batteriekapazität ist. Nominell wird die Batterie also bei jedem Zyklus voll entladen. Den entprechenden Parameter nennen Experten „Depth of Discharge“ (DOD). Je höher der Wert, desto kürzer ist eigentlich die Lebensdauer. Hat die Photovoltaikbranche in den letzten Jahren diesen Wert kennen gelernt als einen, auf den man sehr achten muss, zeigt sich nun, dass die Angaben mit Vorsicht zu genießen sind. Die Batterie in dem SMA-Gerät ist die gleiche wie vor einem Jahr, damals wurde sie noch mit 2,2 Kilowattstunden Nennkapazität angegeben. Für den Nutzer gibt es keinen Unterschied im Vergleich zu der Batterie mit den Angaben aus letztem Jahr, außer dass nun nominell die DOD 100 Prozent ist im Vergleich zu 90 Prozent 2013. Die Batterie wird auch gleich lange halten.
Der Sinn der geänderten Angaben ergibt sich aus einer kleinen Absurdität des Förderprogramms. Dieses fordert, dass die Batterie nach sieben Jahren noch 80 Prozent ihrer ursprünglichen Nennkapazität erreichen muss. Je niedriger ein Hersteller die Nennkapazität angibt, desto besser kann er diese Anforderung erfüllen, desto höher ist nominell der DOD. In der Übersicht ist auch bei den Systemen von E3/DC die nutzbare Kapazität gleich der Nennkapazität.
Auch die Lebensdauerangaben muss man mit großer Vorsicht genießen. Wir haben letztes und dieses Jahr das End-of-Life-Kriterium abgefragt, also die Prozentzahl, ab der ein Akku als ausgemustert gilt. Letztes Jahr hat die überwiegende Zahl der Hersteller 80 Prozent angegeben. Dieses Jahr sind es 70 Prozent. Dahinter stehen durchaus auch technologische Argumente. So steigt der Innenwiderstand von Batterien deutlich stärker an, je weiter die Alterung fortgeschritten ist, und damit auch die Erwärmung des Akkus, wenn er dann noch betrieben wird. Dass 70 Prozent eine sinnvolle Grenze sind, hat Armin Schmiegel von Bosch Power Tech im März in pv magazine dargelegt (2). Allerdings führt diese Änderung dazu, dass die Batterien nominell länger halten. Wer wie SMA den Akku auf zehn Jahre mit einem End-of-Life-Kriterium von 70 Prozent festlegt, muss die Nennkapazität heruntersetzen, um die Zeitwertgarantie zu erreichen. Nimmt man eine lineare Alterung an (was vermutlich eine zu negative Annahme ist), werden dann die 80 Prozent bereits nach sechs Jahren erreicht. Setzt man die Nennleistung herunter, liegt man nach sieben Jahren bei knapp 86 Prozent. Es ist also aus Sicht eines Unternehmens sinnvoll, die Nennkapazität so klein wie möglich anzugeben.
DC-Kopplung vor dem Wechselrichter
Einer der Anbieter von „DC-Gen“-gekoppelten Systemen ist SIA. Ursprünglich hieß die Firma der Brüder Andreas und Michael Leising „Solar im Allgäu“; sie baut seit 2005 Anlagen. Zusammen mit einem Batterieexperten haben die beiden Brüder die SIA Energy gegründet und innerhalb eines Dreivierteljahres Speichersysteme entwickelt, die es laut Übersicht xAnzeigemit Batteriekapazitäten zwischen 3,1 und 23,2 Kilowattstunden gibt. Letztes Jahr haben sie nach Aussage von Thilo Andonovic, Vertriebsleiter bei SIA, bereits 100 Geräte verkauft. Die anderen Firmen mit einem solchen Konzept sind MSTE Solar und Oekosolar PV.
Der Aufbau hat gegenüber AC-Systemen den Vorteil, dass ähnlich wie bei den anderen DC-gekoppelten Systemen weniger Stromwandler nötig sind, was im Prinzip die Effizienz erhöht. Gegenüber den herkömmlichen DC-Systemen hat das SIA-System den Vorteil, dass es einfacher nachgerüstet werden kann. Es wird zwischen Solarwechselrichter und Module geschaltet und nutzt den Solarwechselrichter mit, wenn mit dem Speicherstrom Verbraucher versorgt werden oder Strom eingespeist werden soll. Darüber, wie SIA das Konzept technisch umsetzt, redet Andonovic nicht gerne, um Nachahmern das Leben etwas schwerer zu machen. Die Limitation bei diesem Aufbau besteht darin, dass tagsüber, wenn die Sonne scheint, nur dann zusätzlich aus der Batterie Energie entladen werden kann, wenn zwischen Stringspannung und maximaler Wechselrichter-Eingangsspannung rund 100 Volt liegen. Der Vorteil sei aber, dass das System ohne verlustreichen DC-DC-Wandler geladen und entladen werden kann. Nachts schaltet das Gerät um. Dann ist ein DC-DC-Wandler zum Entladen nötig. Dadurch steigen die Verluste mit dem Resultat, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad bei 93 Prozent liege. Auf der Intersolar will SIA ein neues Konzept vorstellen, das beim nächtlichen Entladen einen besseren Wirkungsgrad hat. Dazu kooperiert der Hersteller mit einem Wechselrichterproduzenten. Nachts koppelt der Bateriespeicher dann an den Wechselrichter-Zwischenstromkreis, was eine Wandlungsstufe spart.
SIA begrenzt die Entladeleistung auf Werte zwischen einem und zwei Kilowatt. Das ist nach Ansicht von Thilo Andonovic ausreichend, um einen großen Teil der Last im Haushalt mit Solarstrom zu decken. Es gebe eine Grundlast von einigen hundert Watt. Auch der abends eingeschaltete Fernseher verbrauche nur 500 Watt. Verbraucher, die kurzzeitig deutlich höhere Leistungen benötigen, kann das System zwar nicht mit Speicherstrom bedienen. Diese hätten aber insgesamt keinen großen Anteil am Eigenverbrauch. Andererseits ist es Thilo Andonovic wichtig, die Batterie nicht mit den hohen Entladeleistungen zu schädigen, und verweist auf Handyakkus, die durch das schnelle Laden relativ schnell schwächer werden. Er hält das für ein ernstzunehmendes Problem bei Konkurrenzprodukten. Deren Hersteller sehen das naturgemäß anders. Sie verweisen auf Elektroautos, in denen die Batterien deutlich schneller entladen werden. Auch an der RWTH Aachen ist man nach Aussage von Madeleine Ecker skeptisch. Bei Experimenten mit Stromstärken von bis zu 3 C konnte man an der RWTH bei der getesteten Zelle keine Abhängigkeit der Alterung von der Entladerate feststellen. Allerdings ist ungewiss, wie das Ergebnis bei veränderter Zellchemie aussehen würde.
Wer sich von der Unübersichtlichkeit auf dem Speichermarkt erschlagen fühlt, mag sich dafür interessieren, wie Großhändler entscheiden. „Für uns ist es ganz wichtig, dass wir große Marken von großen Unternehmen mit werthaltiger Garantie verkaufen“, sagt Baywa-r.e.-Geschäftsführer Alexander Schütt. Er ist sich sicher, dass bei Batteriespeichersystemen wie bei jeder neuen Technologie Kinderkrankheiten auftreten werden. Da sei eine funktionierende Garantie noch wichtiger als sonst. Außerdem sei das Ziel, von jedem Speichersystemtyp mindestens ein Gerät anzubieten, also ein DC-gekoppeltes Gerät mit Lithium-, eines mit Bleibatterie, bei den AC-Geräten entsprechend. So kam das Unternehmen auf die Auswahl Bosch, Varta, SMA, Kostal, und im dritten Quartal wird voraussichtlich noch das angekündigte System von Power-One dabei sein, dessen Wechselrichter Baywa r.e. ebenfalls im Sortiment hat.
Weitere Neuheiten
Das Unternehmen Deutsche Energieversorgung ist jetzt auch mit einem größeren Speichersystem mit 30 Kilowattstunden nutzbarer Kapazität in der Übersicht vertreten. Wie bei dem kleineren Bruder, der schon länger am Markt ist, bietet das Unternehmen an, dass man die Ersatzbatterie bereits beim Kauf für 3.000 Euro mitbestellt. Sie wird dann geliefert, wenn die erste Batterie getauscht werden muss, nach den Angaben in der Übersicht ist der Tausch nach 10 bis 13 Jahren fällig. Das ist natürlich eine gewisse Spekulation auf den Batteriepreis, entspricht das doch in heutigen Preisen 100 Euro pro Kilowattstunde Kapazität. Mit diesem Konzept sind dann vermutlich die zwölf Cent pro Kilowattstunde Speicherstromkosten möglich, die die Deutsche Energieversorgung in der Pressemitteilung angibt. Mit den Daten in der Marktübersicht und ohne den Tausch kommt man bei der einfachen Berechnungsmethode (siehe oben) auf 23 Cent pro Kilowattstunde.
Das Unternehmen Sonnenbatterie, das bis Ende 2013 noch unter dem Namen Prosol Invest firmierte und sicherlich zu den Speicherpionieren gehört, hat nach eigenen Angaben das letzte Jahr genutzt, um die Software weiterzuentwickeln. Sie beinhalte jetzt ein intelligentes Energiemanagementsystem, das mit Smart Metering den Stromverbrauch im Haushalt erfassen kann und mit Hilfe von Prognosedaten und eines selbstlernenden Algorithmus die Spitzenlasten wie gefordert so abregelt, dass möglichst wenig Energie verloren geht. Für die Servicetechniker erfasse das Portal außerdem die wichtigsten Kenndaten der Batterien wie Zellspannung und Temperatur.
Das Energiemanagement ist im Übrigen auch im Zusammenhang mit Wärmepumpen interessant, die derzeit ja en vogue sind (siehe Seite 79, dort werden der Sunny Home Manager, der AS Energy Master und das Solarworld-Energiespeichersystem beschrieben).
Varta Storage stellt auf der Intersolar ein Speichersystem vor, das etwas kleiner ist als die bisherigen Geräte. Es ist ebenfalls in der Marktübersicht enthalten. Das Unternehmen legt nach wie vor großes Gewicht auf die Sicherheit. Außerdem hat das System die Besonderheit, dass es in kleinen Einheiten modular bestückt werden kann. Zum einen kann der Speicher so genau dimensioniert werden, zum anderen lassen sich neue Module hinzufügen, ohne dass man die älteren entfernen muss, da das Batteriemanagement der einzelnen Module voneinander entkoppelt ist. Wir haben in der Übersicht abgefragt, welche Systeme modular nachrüstbar sind. Die Antworten finden Sie in der Online-Vollversion.
Neu in der Marktübersicht sind außerdem Peus Solar mit einem System, bei dem die Batterien in grauen Plastikboxen gestapelt werden, ET Solar Power, Duron, Fiamm, ADS Tec, SPower und die Großhändler Fischer und Rusol.
Ein Alleinstellungsmerkmal bei den Neuheiten dürfte vermutlich auch Wemag, ebenfalls ein Neuzugang, haben. Das Unternehmen ist mit zwei Systemen vertreten und recycelt für die stationären Systeme ausgemusterte Pedelec-Batterien, um auch in der Produktion Ressourcen zu schonen. Was nicht zum Thema Speichersysteme gehört, aber vermutlich auch Speicherinteressierte spannend finden: Das Unternehmen bietet auch Kits an, mit denen Autos mit Verbrennungsmotoren auf Elektroantrieb umgerüstet werden können.


Die Detaildaten zu den Produkten finden Sie in unsererOnline-Produktdatenbank. Hier finden Sie die <media 15301>Übersichtstabelle</media> mit berechneten Speicherkosten und Gesamtwirkungsgraden</media> der Printausgabe.
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Umsatzsteuerproblematik beim Eigenverbrauch
Das Bundesfinanzministerium hat schon vor einiger Zeit angekündigt, in einem Schreiben die Umsatzsteuerpflicht für Betreiber klarzustellen. Dieses Schreiben hängt jedoch in der Abstimmung zwischen Bund und Ländern. Folgende Punkte lassen sich derzeit sagen:
Besteht eine Umsatzsteuerpflicht auf selbst verbrauchten Solarstrom?
Diese Umsatzsteuerpflicht besteht, wenn der Betreiber durch seine Anlage Unternehmer wird und nicht die Kleinunternehmerregelung in Anspruch nimmt. Unternehmer wird, so sieht es aus, wer mindestens zehn Prozent des Ertrags der Photovoltaikanlage einspeist. Der für private Zwecke selbst verbrauchte Strom gilt dann als Entnahme aus dem Unternehmen. Als Unternehmer ist man im Übrigen fünf Jahre lang an die Entscheidung gebunden, ob man die Kleinunternehmerregelung in Anspruch nimmt oder nicht (bei BIPV sind es zehn Jahre). Man kann die ersten fünf Jahre umsatzsteuerpflichtig sein und so die Vorsteuer für die Investition zurückbekommen und danach den Status wechseln, um die Umsatzsteuer auf den selbst verbrauchten Solarstrom dann nicht mehr zahlen zu müssen.
Wie wird der Wert des Eigenverbrauchs bemessen?
Das will das Ministerium klarstellen, allerdings nur für Anlagen, die nach April 2012 in Betrieb gegangen sind. Die Anlagen, die davor in Betrieb gegangen sind, bekommen noch einen Eigenverbrauchsbonus, wodurch der Wert festliegt. Für die Anlagen, die danach in Betrieb gegangen sind, geben Bayern und Baden-Württemberg die Empfehlung, die Selbstkosten des erzeugten Solarstroms anzusetzen, errechnet aus Abschreibung und Betriebskosten des jeweiligen Jahres geteilt durch die erzeugten Kilowattstunden. Dagegen sieht es so aus, dass das Bundesfinanzministerium die Netto-Strombezugskosten als Wert ansetzen wird, unter anderem aufgrund eines entsprechenden Urteils des obersten deutschen Finanzgerichts BFH aus dem Dezember 2012. Um den Eigenverbrauch zu messen, benötigt man neben dem Einspeisezähler einen Produktionszähler. Wenn der nicht installiert ist, kann man für die steuerliche Betrachtung auch die Anzeige des Wechselrichters nutzen.
Sind Batteriespeichersysteme Teil des Unternehmens?
Dazu gibt es bisher keine allgemeine Empfehlung. Das Steuerrecht ist hier im Einzelfall auszulegen. Wenn die Batteriespeicher integraler Teil der Photovoltaikanlage sind, wie es zum Beispiel bei DC-Systemen mit integrierter Batterie der Fall ist, gehören sie wohl dazu. Bei separat betriebenen AC-Systemen ist schwer zu begründen, warum sie dem unternehmerischen Zweck der Photovoltaikanlage dienen sollen, da sie ja dem privaten Eigenverbrauch dienen.
Muss auf den entnommenen Anteil Solarstrom Ertragssteuer abgeführt werden?
Ja. Der privat entnommene Strom muss als Einnahme verbucht werden. Hier sind die Selbstkosten anzusetzen, beziehungsweise laut Finanzverwaltung Bayern „typisierend 20 Cent je Kilowattstunde“.
Was bedeutet das für die Wirtschaftlichkeit?
Auf die Wirtschaftlichkeit hat die steuerliche Behandlung kaum Einfluss, da die Stromkostenersparnis erhalten bleibt und die Steuerwirkung bei Volleinspeisung und privatem Stromeinkauf in etwa die gleiche wäre wie beim Eigenverbrauch. Mit der Versteuerung des Eigenverbrauchs wird lediglich eine nicht gewünschte Steuerersparnis zurückgeholt, die ein Solarstromerzeuger hätte, wenn er den gewerblich erzeugten Strom privat verwendet.
Gelten für eine Anlage, die nicht einspeist, Steuerpflichten?
Gewerblich sind Photovoltaikanlagen dann, wenn der Strom ins Netz eingespeist oder ohne Netzeinspeisung regelmäßig verkauft wird. Auch eine Inselanlage, die der gewerblichen Stromlieferung dient, ist somit umsatzsteuerpflichtig und sofern sie gewinnbringend betrieben wird, ertragssteuerpflichtig. Umsatzsteuer und Ertragssteuer (Einkommens-, Gewerbe- und Körperschaftssteuer) werden getrennt betrachtet. Für die Umsatzsteuerpflicht genügen regelmäßige gewerbliche Einnahmen. Ertragssteuern sind nur zu zahlen, wenn das Gewerbe auf lange Sicht einen Totalüberschuss der Einnahmen über die Kosten erzielt. Photovoltaikanlagen mit teuren Batteriespeichern könnten ertragssteuerlich als Liebhaberei gewertet werden.
Mehr dazu finden Sie in der Broschüre, die in Kürze erscheinen wird: Thomas Seltmann: „Photovoltaik richtig versteuern“ Solarenergieförderverein Bayern e. V., München
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Batteriespeicher in pv magazine
(1) „Wenn der Markt entscheidet“: Marktprognosen und eine Einschätzung der Chancen pv magazine März 2014, Seite 55
(2) „Die Leiden des Alters“: Armin Schmiegel von Bosch Power Tec erklärt, wovon die Lebensdauer der Batterien abhängt pv magazine März 2014, Seite 12
(3) „Lithiumbatterien sicher transportieren“: Was Installateure beachten müssen pv magazine November 2013, Seite 16
(4) „Aufstellung von Batteriespeichern im Heizungskeller“: Sie ist möglich, unter gewissen Bedingungen pv magazine November 2013, Seite 18
(5) „Mit Nutzenargumenten überzeugen“: Was den Verkauf anders macht pv magazine November 2013, Seite 20
(6) „Für Sommer und Winter“: Wie man mit Photovoltaik, BHKW und Batteriespeicher fast autark wird pv magazine September 2013, Seite 95
(7) „Transparenz für den Speichermarkt“: Das Projekt Hybrid Benchmark pv magazine September 2013, Seite 106
(8) „Unterschiedliche Schaltungen, unterschiedliche Effizienzen“: Felix Kever von SMA erklärt, wie Effizienz und Topologie zusammenhängen pv magazine September 2013, Seite 109
(9) „Wirtschaftlichkeit von Speichern“: Experten der HTW Berlin erklären, wie Speichersysteme kostenoptimal dimensioniert werden können pv magazine Juni 2013, Seite 70
(10) „Sicher mit Lithium“: Vorbeugung hilft mit, die Systeme unter Kontrolle zu halten (mit FAQs) pv magazine Juni 2013, Seite 82
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Mit dem Speicherrechner www.pv-magazine.de/speicherrechner berechnete Szenarien, was Speicher kosten dürfen. Ein Bauherr will eine Photovoltaikanlage kaufen, die fünf Kilowattpeak Leistung hat, und mit einem Speicher eine Autarkie von 50 Prozent erreichen. Reicht dem Bauherrn eine Rendite von zwei Prozent (bei Bundesschatzbriefen bekommt man auch nicht mehr), bleiben ihm als Budget für den Speicher 3.205 Euro ohne Förderung. Dabei ist eine Wartungspauschale von 225 Euro pro Jahr und eine Ersatzinvestition für die Batterie in Höhe von 400 Euro pro Kilowattstunde in zehn Jahren angenommen. Im optimistischen Szenario wird mit einer stärkeren Steigerung des Strompreises, mit auf 150 Euro reduzierten Wartungskosten und ohne Ersatzinvestition gerechnet. Wenn das Verbrauchsverhalten vom Durchschnitt abweicht, kann der Autarkiegrad sinken. Das reduziert das Budget für den Speicher genauso wie eine höhere Renditeerwartung. Ertragssteuern wurden in den Szenarien nicht berechnet.

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