Viele Wege zu mehr Eigenverbrauch

Es erscheint paradox: Eine Reihe von Herstellern bringt Batteriesysteme auf den inzwischen gewinnorientierten Solarmarkt, obwohl sich damit noch nicht viel Geld verdienen lässt. Doch es gibt ein anderes, starkes Verkaufsargument, auf das Installateure setzen können – Idealismus. „Die Leute kaufen unser Produkt nicht, um damit reich zu werden, sie wollen mehr Autarkie und ihren eigenen Solarstrom selbst verbrauchen“, beschreibt Marketing-Chef Christoph Ostermann vom Speicheranbieter Prosol Invest sein Erfolgskonzept, das zu funktionieren scheint. Das Unternehmen hat nach eigenen Aussagen bereits bis Juli 250 Systeme verkauft und 180 installiert. Die Vertriebspartner hätten mehrere zehntausend Systeme als Vorlauf für die nächsten fünf Jahre geplant.
Auch wenn für den Verkauf der emotionale Wert zählt, versprechen die Anbieter, dass man mit ihren Geräten nicht draufzahlt. Die meisten Firmen schätzen, dass sich die Speicherlösungen im Laufe der garantierten Lebenszeit einer Photovoltaikanlage in etwa amortisieren. Das bedeutet: Mit den Solarmodulen kann man auf jeden Fall mehr verdienen, als die Akkusysteme kosten. Die Speicherprodukte der verschiedenen Anbieter funktionieren dabei nach einem einfachen Prinzip: Sie benötigen einen Wechselrichter, eine Batterie mit Ladekontrolle sowie eine Elektronik, die das Speichern des Solarstroms managt. Doch die Kombination verschiedener Komponenten und zusätzlicher Elemente variiert stark, wie die Produktübersicht ab Seite 98 zeigt.
Die Unterschiede beginnen schon beim Installationsort: Die Systeme lassen sichentweder an den AC-Haushaltsstromkreis oder an den DC-Zwischenstromkreis der Photovoltaikanlage anschließen (siehe Grafik Seite 96). Den AC-Bereich wählen etwa die Firmen Umes, IBC Solar, MHH Solartechnik und Solarworld. Bei dieser Variante ist es relativ einfach, Batteriekapazitäten in Wunschgröße nachzurüsten – unabhängig von der installierten Leistung der Photovoltaikanlage. Auch Netzstrom würde sich laut Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Zukunft mit intelligenten Tarifen leicht einspeichern lassen, weil die Batterie-Wechselrichter bereits bidirektional arbeiten.

DC-Systeme punkten mit Effizienz

Ein Argument für einen DC-Anschluss sind dem Fraunhofer ISE zufolge geringe Systemkosten und hohe Wirkungsgrade: Neben einem Wechselrichter sind bei dieser Variante nur zwei Gleichstrom-Gleichstrom-Wandler nötig. Sie setzen die Spannungen von Solaranlage und Batterie so, dass sie die für den dahinter liegenden DC-AC-Wandler ideal sind. Der Wechselrichter befindet sich bei diesen integrierten Systemen in der Regel gleich mit im Metallschrank des Speichergeräts. So setzen zum Beispiel Voltwerk Electronics bei ihrem Produkt, dem VS 5 Hybrid, die Klemmspannung der Batterie von 170 bis 340 Volt auf 750 Volt hoch. Das Unternehmen E3/DC steigert in seinem Gerät die Spannung von 46 bis 57 auf 390 bis 410 Volt. Will ein Anlagenbesitzer seine Module mit einem solchen DC-Speichersystem nachrüsten, wird allerdings der alte, auf die Photovoltaik ausgelegte Wechselrichter obsolet. Zudem müssen die Module zumSpannungsfenster des neuen Systems passen, der zum Beispiel bei E3/DC von 150 bis 500 Volt reicht und zudem zwei Strings unterstützt.
Der wohl größte Unterschied ist neben dem Installationsort der Batterietyp. Hier machen neue, langlebige Lithium-Ionen-Akkus den klassischen Blei-Säure-Speichern Konkurrenz, die seit Jahren in der Notstromversorgung Verwendung finden. Die Speicher sollen möglichst lange halten, günstig sein – und gut gesichert, wie Dirk-Uwe Sauer sagt, Professor für Elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik an der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen (RWTH). Das gelte für beide Batterietypen. „Lithium-Ionen-Batterien können sich etwa durch Überladen überhitzen, was zu Bränden führen kann“, sagt der Forscher. Er ist am Pilotprojekt Sol-ion beteiligt, das mit einer solchen Akkulösung arbeitet (siehe photovoltaik 07/2010).

Zellchemie gegen Hitze

Vor Bränden schützen die Anbieter von Lithium-Ionen-Batterien ihre Systeme unterschiedlich. Einige greifen schon auf Zellebene ein, indem sie für die Elektroden andere Materialien einsetzen: So hat sich Prosol Invest für einen Akku mit Lithium-Eisenphosphat entschieden. „Es ist als Kathodenmaterial sehr sicher und verhindert Brände“, bestätigt Sauer. Bei dieser chemischen Zusammensetzung wird in der Zelle kein Sauerstoff freigesetzt, der ein inneres Feuer nähren würde. Die Firma Prosol Invest führt einen Teil ihres Erfolges auf die besonderen Akkus zurück. Die Firma aus dem bayerischen Wildpoldsried ist laut Marketing-ChefOstermann zudem bisher das einzige Unternehmen, das ein Produkt mit Lithium-Ionen-Batterie tatsächlich auf dem deutschen Markt schon verkauft.
Direkt in die Zellchemie greift auch IBC Solar ein, um Brände zu verhindern. Die Firma bietet gemeinsam mit dem Batteriehersteller Dispatch Energy aus Norddeutschland ein Lithium-System mit dem keramischen Elektrodenmaterial Titanoxid an. Es kann nicht mit Sauerstoffverbindungen aus der Kathode reagieren und schützt so vor Überhitzung, selbst bei mechanischen Schäden.
Sicherheit lässt sich auch mit den handelsüblichen Batterie-Management-Systemen schaffen. Sie sind Teil von allen Lithium-Ionen-Lösungen, überprüfen die einzelnen Zellen und trennen die Speicher bei einem Fehler vom Netz. „Ausschlaggebend für die Sicherheit sind derzeit Regeln aus dem Fahrzeugbereich, wo Lithium-Ionen-Akkus für Elektromobile eingesetzt werden – und die sind strenger als für stationäre Systeme“, beruhigt Sauer. Sie würden auch auf Extrembelastungen wie Autounfälle geprüft.
Heiko Sattler vom Verband der Elektrotechnik, Elektronik, Informationstechnik (VDE) sieht das Ganze kritischer. Er beschäftigt sich mit der Sicherheit von Batteriesystemen für Photovoltaikanlagen und betont, dass sich die Standardsin der Elektromobilität gerade erst entwickeln. Auch auf Regeln für tragbare Batterien wie Laptop-Akkus kann man laut Sattler nicht zurückgreifen. Diese könne der Nutzer nämlich zur Not einfach abbrennen lassen oder samt Computer aus dem Fenster werfen. „Eine Solarbatterie ist sehr viel größer und hat einen viel höheren Energiegehalt, wodurch eine Explosion deutlich mehr Schaden anrichten kann“, erklärt Sattler. „Bei stationären Lithium-Ionen-Systemen, wie man sie für Solaranlagen braucht, hat man einfach noch keine entsprechenden Erfahrungswerte wie bei Blei-Säure-Batterien und keine standardisierten Normen.“

Vielfalt der Sicherheitskonzepte

Als Nachweis für die Sicherheit bleibe den Anbietern deshalb in erster Linie die klassische CE-Kennzeichnung, sagt der VDE-Experte. Diese Herstellerkonformitätserklärung können sie Sattler zufolge mangels anwendbarer Standards nur auf Basis von eigenen Risikoanalysen und entsprechend entwickelten Sicherheitsmaßnahmen ausstellen – für Batterie und Gesamtsystem. Damit garantieren sie, dass Nutzer und Umgebung nicht gefährdet sind. Überprüfungen durch Externe wie das VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut seien für Batteriesysteme nichtvorgeschrieben – anders als zum Beispiel für Aufzüge, bemängelt Sattler.
Unter den Systemen zeigt sich daher eine bunte Mischung unterschiedlicher Sicherheitsvorrichtungen. Einige Anbieter wie E3/DC schwören auf eine galvanische Trennung der Batteriesysteme vom restlichen Netz. Dafür setzen sie üblicherweise einen Transformator ein, der die Stromkreise voneinander entkoppelt und die Energie über ein Magnetfeld überträgt. Dadurch bekommt man beim Berühren von einem der Anschlüsse keinen Schlag. Prosol Invest hat zudem einen Feuerwehrvollausschalter eingebaut.
Beide Maßnahmen garantieren Sattler zufolge die Sicherheit. Aber: „Ich denke nicht, dass man einen Feuerwehrausschalter für Batteriesysteme braucht, wenn bei Löscharbeiten Schutzmaßnahmen ergriffen werden und die Einhaltung von Schutzabständen sichergestellt ist.“ Ein gefährlicher elektrischer Schlag lässt sich Sattler zufolge auch durch Vorrichtungen verhindern, die von trafolosen Wechselrichtern bekannt sind. Diese Variante wählt zum Beispiel Voltwerk. Die Firma unterteilt außerdem ihr Gehäuse auf drei Sicherheitsebenen. Die zweite und dritte sind ausschließlich dem Installateur zugänglich, der das System mit geeignetem Werkzeug öffnen muss.Der VDE hat inzwischen Standards für Lithium-Ionen-Lösungen in Anlehnung an bestehende Regeln für stationäre Akkus entwickelt. „Im Moment prüfen wir damit drei PV-Batteriesysteme“, berichtet Sattler. Welche das sind, will er allerdings nicht verraten. Tests externer Institute durchlaufen derzeit nach Angaben der jeweiligen Hersteller die Gesamtsysteme von Voltwerk, E3/DC sowie Sol-ion. Prosol Invest hat seines demnach bereits zertifizieren lassen.

Bereits Erfahrung mit Blei-Säure

Blei-Säure-Akkumulatoren haben bei Sicherheitsstandards einen Vorteil: Sie werden seit Jahren in der unterbrechungsfreien Stromversorgung eingesetzt, beispielsweise in Krankenhäusern. Deshalb gibt es fundierte Erfahrungswerte. „Eine VDE-zertifizierte PV-Blei-Säure-Batterie kenne ich allerdings nicht“, sagt Sattler. Auch hier müssen Anbieter auf die Sicherheit achten: Fließt zu viel Strom in eine solche Batterie, setze diese Wasserstoff frei, was zu einer Knallgasexplosion führen könne, heißt es von Seiten der RWTH Aachen. Die in der Regel für Solargeneratoren verwendeten Blei-Gel-Speicher sondern der Hochschule zufolge aber nur minimal Gas ab, da der Wasserstoff in der Zelle zu Wasser zurückreagieren kann. Die Akkumulatoren sind ebenso wartungsfrei wie Lithium-Ionen-Batterien, so das Versprechen der Anbieter.
In puncto Langlebigkeit sind die Klassiker den Newcomern jedoch unterlegen. Die Lithium-Ioinen Speicher lassen sich laut Fraunhofer ISE deutlich häufiger laden und entladen, als es in 20 Jahren nötig wäre, in der angesetzten Lebenszeit einer Solaranlage. Anders als Blei-Säure-Lösungen darf die Kapazität dieser Akkus Anbieterangaben zufolge stärker ausgenutzt werden. Der Speicher von IBC Solar soll sogar bis zu 100 Prozent geladen und entladen werden, was insgesamt bis zu 7.000 Vollzyklen ermögliche. Denn Lithium-Ionen-Batterien kämpfen nicht mit Kapazitätsverlusten durch Abnutzung: Plus- und Minuspol sind als dünne Metallfolien ausgeführt, die wie die Lagen auf einer Geschenkpapierrolle umeinandergewickelt sind. Die Minuspolfolie ist mit porösem Grafit bedeckt. Beim Beladen wandert Lithium in ionisierter Form in die Grafitporen, nimmt dort Elektronen auf und gibt sie beim Entladen wieder frei. Der Elektrolyt dientnur als Transportmittel und nimmt nicht an der chemischen Reaktion teil. Bei Blei-Säure-Batterien ist das anders. Hier wird der Elektrolyt aus verdünnter Schwefelsäure langsam aufgebraucht: Beim Entladen reagiert er mit zwei Bleiplattensätzen, den Elektroden, zu Bleisulfat. Wenn sich der chemische Prozess beim Wiederaufladen umkehrt, lösen sich aber kleine Mengen Bleisulfat nicht wieder auf. Dies schwächt nach und nach den Akku – je größer die Entladetiefe, desto stärker. Deshalb raten Hersteller in der Regel, die Batterien nicht voll auszulasten. Die tatsächlich nutzbare Kapazität beträgt meist 50 bis 60 Prozent der Nettokapazität – im Schnitt seien das rund 1.500 bis 2.000 Zyklen, so die ISE-Forscher.
Für Solarbatterien setzen Anbieter wie Umes, IBC-Solar, Solarworld und MHH Solartechnik allerdings verschlossene Blei-Gel-Akkus ein, in denen die Schwefelsäure als Gel gebunden ist. Sie haben deutlich weniger mit dem Sulfatierungsproblem zu kämpfen. Hinzu kommen aber auch bei diesem Typ weitere Altersbeschwerden wie Korrosion, die für bleibasierte Batterien typisch sind. Deshalb raten die meisten Systemanbieter, die Module nach etwa zehn Jahren auszutauschen.

Lithium-Ionen-Akku noch teurer

Das steigert die Kosten. Allerdings betragen laut Sauer die Materialpreise bleibasierter Akkus nur etwa 20 bis 25 Prozent der entsprechenden Kosten für Lithium-Ionen-Batterien. „Die Preise von Lithium-Ionen-Batterien liegen heute als System etwa bei 800 bis 1.000 Euro pro Kilowattstunde, werden aber in den kommenden Jahren mindestens um einen Faktor zwei sinken und mittelfristig um einen Faktor drei“, sagt er. Unter einem System versteht Sauer neben den Akkuzellen alle zugehörigen Elemente wie etwa Gehäuse, Batteriemanagement und eingebaute Sicherungen. Trotzdem: „Bisher verdient man mit Speichersystemen nicht gut, weil die Batterien noch günstiger werden müssen“, betont Matthias Vetter vom Fraunhofer ISE, der zum Thema Solarakkus forscht.
Er erklärt, dass Batteriesysteme richtig dimensioniert sein müssen, um sie möglichst rentabel zu betreiben. Dafür muss der Speicher zur Photovoltaikanlage und zum Stromverbrauch des Haushalts passen. Der Akku darf im Verhältnis zur Modulleistung nicht zu klein sein,um eine hohe Quote an selbst genutztem Strom zu erreichen. Ist er aber überdimensioniert, setzt der Anlagenbesitzer Geld in den Sand. Da Eigenverbrauch günstiger als teurer Haushaltsstrom ist, soll wenig Strom aus dem öffentlichen Netz kommen. Der Energiemanager muss Vetter zufolge deshalb möglichst häufig den Lastbedarf des Haushalts messen. Permanent prüfen sollen zum Beispiel die Systeme von Prosol Invest, Voltwerk und E3/DC mit eigenen, ins System integrierten Zählern.
Unterschiede im Verbraucherverhalten spielen nach den bisherigen Erkenntnissen des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES derzeit keine erhebliche Rolle. „Bei einer Vier-Kilowatt-Peak-Anlage und einem Jahresstromverbrauch von etwa 4.000 Kilowattstunden sollte der Speicher ganz grob eine nutzbare Kapazität von sechs bis sieben Kilowattstunden haben, damit man auf bis zu 70 Prozent Eigenverbrauch kommt“, schätzt Vetter. Zum Vergleich: Ohne Akku schafft es eine Familie mit Fünf-Kilowatt-Generator, die im Jahr 5.000 Kilowattstunden Strom nutzt, nicht einmal, ein Drittel der produzierten Energie selbst zu verwenden (photovoltaik 04/2010).
In der Dimensionierung unterscheiden sich die Empfehlungen der Anbieter trotzdem. MHH setzt für Einfamilienhäuser mit Solaranlagen bis fünf Kilowatt auf einen Akku mit einer nutzbaren Kapazität von 4,32 Kilowattstunden. Voltwerk rechnet für dieselbe Anlagefünf Kilowattstunden nutzbare Speicherkapazität – und kalkuliert einen Jahresstromverbrauch von 5.000 Kilowattstunden. Azur Solar hingegen berechnet die Komponenten individuell, mit einer speziell dafür entwickelten Software, die Verbraucherverhalten, Einstrahlungsintensität und Dachneigung einbezieht.

Rentabilität schwer abschätzbar

Die Systempreise für Einfamilienhäuser variieren etwa zwischen 6.000 und 20.000 Euro netto. Wie rentabel die verschiedenen Produkte sind, ist schwer zu vergleichen. Viele Anbieter beschränken sich darauf, die Einnahmen durch Eigenverbrauch mit versus ohne Batterie gegenüberzustellen – ohne dass der Preis des Speichersystems auftaucht. Oder sie zeigen, wie viel Geld ein Sonnenstromproduzent mit Batteriesystem gegenüber einem normalen Haushaltsstromkunden einspart. Zudem lassen manche in ihren Rechnungen einfach Posten weg.
Kosten für Zähler bleiben oft außen vor: Viele Energiemanager können aber nicht alle Zähler lesen oder brauchen welche mit Kommunikationsschnittstellen, die nur bei elektrischen Geräten vorhanden sind. Wer solche Produkte kauft, sollte darauf achten, dass sie saldierend arbeiten. Das stellt sicher, dass man die volle Vergütung für den Eigenverbrauch bekommt (photovoltaik 03/2011). Eine andere Möglichkeit ist, Ferraris-Zähler nachzurüsten. Auch potenzielle Abschreibungen auf die Speicher und der Vorsteuerabzug bleiben meist unerwähnt.Bisher hat der Staat allerdings auch nicht explizit klargestellt, ob Käufer die Umsatzsteuer auf die Systeme abziehen können. Rainer Doemen, Diplom-Finanzwirt und Fachautor für Steuerrecht und Photovoltaik, vermutet aber, dass dies möglich ist: „Ordnet der Unternehmer die für die Zwischenspeicherung seines Solarstroms erworbene Batterie seinem Unternehmen zu, ist nach der Systematik des harmonisierten Umsatzsteuerrechts die Vorsteuer aus den Anschaffungskosten in vollem Umfang abziehbar.“ Eine Anfrage beim Bundesfinanzministerium dazu blieb bis Redaktionsschluss unbeantwortet.
Es ist also aus mehreren Gründen schwierig nachzuvollziehen, ob sich der Kauf eines Akkugeräts heute rechnet oder nicht. Das soll sich künftig ändern, verspricht ISE-Forscher Vetter: „In absehbarer Zukunft werden sich Batteriesysteme ohne Eigenverbrauch-Vergütung lohnen, alleine schon deshalb, weil sich die Schere zwischen Einspeisevergütung und Haushaltsstrompreisen öffnen wird.“ Wie die Experten Sauer von der RWTH Aachen und Sattler vom VDE erwartet er eine starke Preisdegression bei Lithium-Ionen-Batterien, angeschoben durch die Elektromobilität. „Es wird darum gehen, mit den dezentralen Speichern durch ein intelligentes Energiemanagement die Leitungen zu entlasten, indem neben eigenem Solar- auch Netzstrom gespeichert wird“, erklärt Vetter. Das ist der Idealismus, den die Speichertechnologie noch braucht.